Стартовая >> Архив >> Генерация >> Эксплуатационные режимы водо-водяных энергетических реакторов

Режим и показатели работы АЭС в энергосистеме - Эксплуатационные режимы водо-водяных энергетических реакторов

Оглавление
Эксплуатационные режимы водо-водяных энергетических реакторов
Введение
Деление тяжелых ядер
Нейтронно-физические характеристики активной зоны ВВЭР-1000
Пусковые режимы работы реактора
Требования к системе управления и защиты ВВЭР
Пуск реактора
Нейтронно-физические характеристики активной зоны при работе
Регулирование и маневренность ВВЭР
Отвод тепла от реактора в нормальных и переходных режимах
Ограничения допустимой мощности реактора, связанные со схемой электроснабжения ГЦН
Останов реактора
Обеспечение отвода тепла после останова реактора
Комплектация тепловыделяющих сборок в активной зоне
Расчет нейтронно-физических характеристик реактора
Расчет распределения энерговыделения в тепловыделяющих сборках
Оптимизация нейтронно-физических характеристик реактора
Свойства двуокиси урана и оболочек твэлов из циркониевого сплава
Контроль герметичности оболочек твэлов на остановленном реакторе
Изучение отработавшего ядерного топлива в защитной камере
Требования к материалам 1-го контура реактора
Особенности водно-химического режима и способы регулирования качества воды 1-го контура
Очистка воды 1-го контура
Переработка и захоронение жидких радиоактивных отходов
Контроль за состоянием материалов оборудования реакторных установок
Безопасность ВВЭР
Радиационная безопасность при нормальной эксплуатации реактора
Обеспечение ядерной безопасности при работах с тепловыделяющими сборками
Наиболее вероятные аварии на реакторе
Оценка возможного выделения энергии при аварии
Предохранительные и защитные устройства
Эксплуатация энергетического блока с ВВЭР-1000
Паротурбинная установка ВВЭР-1000
Система контроля, управления и защиты ВВЭР-1000
Себестоимость электроэнергии, вырабатываемой на АЭС
Режим и показатели работы АЭС в энергосистеме
Способы увеличения глубины выгорания ядерного топлива и длительности кампании реактора
Режим продления кампании реактора
Снижение потерь нейтронов в реакторе
Заключение
Список литературы

Режимы энергетической системы и ее отдельных элементов, в том числе и АЭС, должны удовлетворять ряду основных требований [171], обусловленных важным народнохозяйственным значением энергетики для промышленности, сельского хозяйства, транспорта и быта, к числу которых относятся: полное удовлетворение спроса потребителей на электроэнергию; низкая удельная стоимость электроэнергии, отпущенной потребителям; экономически оптимальное регулирование качества электроэнергии, т. е. напряжения и частоты; экономически оптимальный уровень надежности и бесперебойности энергоснабжения потребителей.
Для выполнения этих общих требований энергосистемы к режиму работы АЭС с ВВЭР и отдельных ее звеньев (реакторов, парогенераторов, турбогенераторов и т. д.) предъявляются следующие требования: надежность и безопасность работы оборудования энергетических блоков АЭС, обеспечиваемые регламентированием технологического режима, тщательным контролем за его соблюдением и своевременной профилактикой оборудования; максимальная экономичность работы энергетических блоков при нагрузке, заданной энергосистемой, что может быть обеспечено при наличии оптимальных характеристик оборудования блока для всей совокупности режимов эксплуатации и при наличии высококвалифицированного эксплуатационного персонала; возможность полного использования номинальной мощности энергетического блока и АЭС в целом. Эго требование весьма существенно, так как недогрузка оборудования может приводить к снижению надежности энергетической системы и качества энергии, а во многих случаях также и к снижению экономичности режима (см. § 5.6 и 12.1).
Режимы работы АЭС и отдельных ее элементов могут быть подразделены на два вида — установившиеся и переходные. Установившиеся режимы работы характеризуются неизменностью параметров или очень медленными их изменениями, в то время как переходный режим — быстрым изменением параметров во времени. В зависимости от скорости изменения параметров различают еще нормальный установившийся, нормальный переходный, аварийный переходный и послеаварийный установившийся режимы. Режим работы оборудования энергетических блоков и АЭС в целом зависит от графика электрической нагрузки в системе: базового, полупикового или пикового [6].
Как уже отмечалось, энергетический блок с ВВЭР обладает хорошей маневренностью (см. гл. 4 и 5), поэтому в техническом отношении эксплуатация АЭС возможна в любом из указанных режимов [7, 169]. С другой стороны, экономически оправданный режим эксплуатации энергетических блоков и АЭС в целом должен обеспечивать минимальную себестоимость электроэнергии, отпускаемой потребителям.
Как следует из анализа, приведенного в § 12.1, себестоимость электроэнергии, вырабатываемой АЭС с ВВЭР, сильно зависит от количества вырабатываемой энергии.         
Очевидно, что выработка электрической энергии максимальна при работе энергетического блока на номинальной мощности, под которой имеют в виду максимально допустимую мощность, установленную проектом или санкционированную после реконструкции блока. Электрическая мощность брутто измеряется на шинах всех генераторов блока или станции. Следовательно, она включает в себя мощность, потребляемую станцией на собственные нужды, а также потери в трансформаторах, которые рассматриваются как неотделимая часть станции.

Мощность нетто измеряется на выходных  шинах станции, т. е. после вычитания мощности, взятой на собственные нужды станции, и потерь в трансформаторах. В мировой практике общепризнано, что максимальная электрическая мощность блока АЭС устанавливается в соответствии с номинальной (т. е. санкционированной максимальной) тепловой мощностью реактора, выбранной из условия соблюдения принятых концепций обеспечения безопасности АЭС (см. § 5.3, 5.7 и гл. 10).

Таблица 12.2. Технико-экономические показатели эксплуатации энергоблоков НВАЭС по кампаниям (1969 —1984 гг.)

Средняя мощность блока, МВт

Выработка, млн. кВт-ч

Отпуск электроэнергии с блока, млн. кВт-ч

Коэффициент использования установленной мощности φ,
отн. ед.

тепловая

электричес
кая

электроэнергии блоком

тепла реактором

971,1

259,6

1208,7

4521,4

1080,5

0,60

1235

342,2

378,8

1367,1

349,8

0,90

1166,7

316,4

2719,7

10027,9

2582,0

0,77

1207,2

315,4

2627,4

10054,8

2450,4

0,86

1257,2

337,9

2645,8

9701,6

2473,2

0,883

1275,6

339,6

2539,0

9292,1

2382,4

0,929

1274,3

352,2

2716,9

10008,7

2554,4

0,965

1253,0

336,9

2707,0

10068,9

2540,5

0,917

1282,2

347,1

2663,8

9703,4

2492,6

0,939

1295,2

360,2

2976,7

10705,2

2802,6

0,976

1291,3

356,0

2939,8

10663,6

' 2768,7

0,970

1295,8

357,4

2626,4

9497,6

2474,4

0,973

1295,9

352,7

2880,3

10535,7

2710,1

0,966

1304,5

356,8

2685,2

9728,0

2522,4

0,958

1313,1

358,0

2859,0

10421,3

2678,4

0,980

1005,8

279,5

2563,7

9226,6

2311,6

0,535

1102,5

310,3

2973,2

10461,2

2686,5

’ 0,675

1236,4

375,5

1879,2

6443,2

1712,6

0,801

1116,2

320,3

3348,3

11667,9

3022,1

0,694

1315,8

386,0

2914,6

9909,3

2689,2

0,857

 

Средняя мощность блока, МВт

Выработка, млн. кВт-ч

Отпуск электроэнергии с блока, млн. кВт-ч

Коэффициент использования установленной мощности φ,
отн. ед.

тепловая

электричес
кая

электроэнергии блоком

тепла реактором

1301,1

385,0

3312,6

11140,0

3050,6

0,868

1313,4

381,7

3242,2

11153,8

2988,3

0,865

1310,4

375,5

3190,2

11092,2

2933,7

0,878

1357,6

383,2

2134,7

7522,1

1962,7

0,916

1250,6

378,6

3422,5

12187,9

3147,0

0,900

1346,0

384,2

2218,7

7759,7

2039,2

0,921

1330,2

382,3

2920,7

10160,0

2687,2

0,916

1153,2

342,4

3410,5 '

11684,1

3147,7

0,726

1275,0

376,3

3453,0

11715,9

3209,7

0,821

1246,3

365,6

3187,5

10657,1

2944,2

0,815

1388,6

415,1

2922,4

9739,6

2691,9

0,929

1304,5

392,4

3316,6

10974,2

3047,5

0,855

1265,5

374,0

2856,0

9513,4

2611,7

0,832

1377,3

403,8

3287,2

11066,9

3021,6

0,968

1361,2

394,9

3111,2

10702,6

2855,8

0,947

1322,5

378,6

3603,4

12564,6

3302,6

0,905

1360,0

388,9

2476,5

8672,6

2272,0

0,933

1266,4

391,6

3252,7

11405,2

3018,9

0,939

Но
мер
кам
пании

Даты интервалов кампаний (начало — конец)

Длительность кампании

Полная кампания до перегрузки топлива и ППР

Режим продления кампании (мощностной эффект)

Перегрузка топлива и ППР

рабочая (суммарное время работы на мощности), ч

кален
дарная,
ч

эффективная, эф. сут

V блок, ВВЭР-1000

1

30.05.80 —

_

12.10.81 —

9181

11979

258,2

 

12.10.81

 

22.11.81

 

 

 

2

23.11.81 —

13.06.82 —

08.07.82 —

4825

5430

167,7

 

07.07.82

07.07.82

12.09.82

 

 

 

3

12.09.82 —

22.08.83 —

21.09.83 —

8770

8977

334,0

 

21.09.83

21.09.83

31.10.83

 

 

 

4

31.10.83 —

21.04.84 —

20.05.84 —

4659

4849

191,6

 

20.05.84

20.05.84

25.06.84

 

 

 

Поскольку режим работы энергетического блока на мощности, меньшей номинальной, приводит обычно к снижению КПД блока η ниже номинального ηΗ0Μ = Nэл. ном./Nт. ном, при работе с колебаниями мощности выработка реактором тепловой энергии WT за достаточно большой рассматриваемый период увеличивается, как правило, быстрее, чем выработка электрической энергии Wэл. В соответствии с этим Νэл<ηномΝτ, а φэл<φτ, т. е. в энергетическом блоке АЭС с ВВЭР, работающем какой-то период с режимом снижения мощности ниже номинальной, или при снижении КПД ниже номинального значения по каким-либо другим причинам (см. § 5.6), коэффициент использования номинальной тепловой мощности реактора выше, чем коэффициент использования номинальной электрической мощности блока.
Эффективное время работы Тэ, которое также может быть использовано для определения φ по формуле (12.17), рассчитывается следующим образом:
(12.22)

Средняя мощность блока, МВт

Выработка, млн. кВт ч

Отпуск электроэнергии с блока, млн. кВт-ч

Коэффициент использования установленной мощности φ,
отн. ед.

тепловая

электричес
кая

электроэнергии блоком

тепла реактором

-2000

601,6

5703,4

-19000

5305,5 -

0,476

2502,4

770,5

3717,6

12074,3

3509,9

0,685

2742,3

865,6

7591,4

24049,7

7192,8

0,846

2963,9

954,3

4447,0

13811,5

4202,4

0,917

На φ оказывают влияние следующие факторы: режим и график нормальной работы АЭС в энергосистеме; маневренность АЭС в переходных режимах, т. е. при изменении тепловой мощности реактора и электрической нагрузки энергетического блока; количество и продолжительность остановов реактора из-за выхода из строя оборудования и проведения ревизии и ремонта; количество и продолжительность остановов реактора из-за ошибок эксплуатационного персонала; продолжительность периода пуска реактора и подъема мощности до номинальной; продолжительность периода снижения мощности вплоть до останова реактора и снижения давления, температуры и уровня теплоносителя до значений, позволяющих проводить дезактивацию, ревизию и ремонт или замену оборудования; продолжительность работы реактора между перегрузками активной зоны, включая период работы на мощностном эффекте; количество и
продолжительность остановов реактора для замены ядерного топлива; количество и продолжительность остановов реактора для плановой профилактической ревизии и ремонта оборудования 1-го контура; продолжительность периода работы реактора на мощности меньше номинальной из-за выхода из строя и проведения ревизии и ремонта оборудования, без которого возможна эксплуатация энергетического блока (например, одного из турбогенераторов, ГЦН, парогенератора или трубопровода на одной из отключаемых петель 1-го контура).
Время, затрачиваемое на вывод энергетического блока на номинальную мощность после длительной стоянки, связанной с расхолаживанием 1-го контура ВВЭР, сравнительно невелико. Общее время, требуемое для комплексной, проверки систем управления и защиты реактора, пуска реактора, достижения номинальных параметров 1-го контура, прогрева турбогенераторов и синхронизации их с энергосистемой, составляет примерно 15 ч. Такое же время требуется для расхолаживания реактора и приведения его в состояние, при котором могут производиться ревизия и ремонт [7].
В период стоянки реактора для замены ядерного топлива обычно проводится значительная часть работ по ревизии и ремонту оборудования и трубопроводов 1-го и 2-го контуров, включая реактор, парогенераторы, насосы и турбогенераторы. Совмещение работ по перегрузке активной зоны с работами по ревизии и ремонту оборудования существенно снижает общие потери времени на стоянки реактора, благодаря чему, как показывает опыт отечественных и зарубежных АЭС с ВВЭР, коэффициент использования φ достаточно высок (0,7 —0,9) [167 — 169,172].

Технические показатели II — V энергоблоков НВАЭС с момента пуска до 1984 г. представлены в табл. 12.2 [7,168].

Как правило, блок или АЭС в целом, работая в режиме базисной нагрузки, выдает электроэнергию в систему в соответствии со своей располагаемой мощностью. В этом случае коэффициент эксплуатационной готовности Rэ.г может быть равен или несколько больше коэффициента использования номинальной мощности φ. Однако график работы энергосистемы может ограничивать мощность, потребляемую от блока или станции, значением, меньшим располагаемой мощности, особенно при работе в режиме пиковой или полупиковой нагрузки. Это ведет к недогрузке оборудования и снижению коэффициента использования номинальной мощности φ ниже коэффициента эксплуатационной готовности.
В свете вышеизложенного становится очевидной желательность эксплуатации отдельных энергетических блоков и АЭС в целом в режиме базовых нагрузок, что позволяет при достаточно высоких значениях φ достичь высокой годовой выработки электроэнергии и снижения себестоимости отпускаемой электроэнергии.. Режим базовых нагрузок уменьшает циклические термические и термомеханические воздействия на материалы твэлов активной зоны и оборудование 1-го контура, что улучшает условия их работы и увеличивает надежность (см. гл. 8 и 9).
Однако в условиях энергосистемы в целом может оказаться экономически выгодным режим работы АЭС с переменным графиком нагрузки. При этом могут быть приняты во внимание не только соотношения между себестоимостью электроэнергии на тепловых и атомных электростанциях, но и характер графика нагрузок энергосистемы, и регулировочные возможности электростанций разных типов.       
Как уже отмечалось, в отношении возможностей быстрого изменения мощности АЭС имеют преимущество по сравнению со станциями других типов. Возможно, что для покрытия пиковых нагрузок целесообразно создавать в энергосистемах специальные АЭС сравнительно небольшой мощности. Во всяком случае, в целях выполнения оптимальности графика энергосистемы уже сейчас останов ВВЭР для замены ядерного топлива, в частности на НВАЭС, производится только в весенне-летний период, когда потребности в электроэнергии уменьшаются, а мощность гидроэлектростанций может быть увеличена. По этим же соображениям останов реакторов для профилактической ревизии и ремонта оборудования производится, как правило, в выходные и праздничные дни.
Требованиями энергосистемы объясняется также продление кампании реактора за счет работы на мощностном эффекте реактивности.
Работа реактора на мощностном эффекте снижает топливную составляющую себестоимости, но из-за уменьшения выработки электроэнергии увеличивает постоянную составляющую себестоимости электроэнергии (см. § 12.4).
В заключение заметим, что при эксплуатации на станции нескольких энергетических блоков требования энергосистемы возможно выполнить только при строгом соблюдении графика перегрузок топлива и ремонтов, учитывающего практические трудности одновременного проведения этих работ персоналом станции на двух и более блоках.                                               



 
« Экспериментальные ВЭУ большой мощности управления ERDA-NASA   Эксплуатация генераторов »
электрические сети