Стартовая >> Архив >> Генерация >> Особенности электрической части АЭС

Изменения конфигурации графиков нагрузки, структуры генерирующих мощностей - Особенности электрической части АЭС

Оглавление
Особенности электрической части АЭС
Технологические схемы АЭС
Типы энергетических реакторов
Главные циркуляционные насосы
Электрооборудование систем дозиметрии, специальной вентиляции, транспортно-технологических, технологического контроля
Особенности режимов АЭС
Категории потребителей
Схемы присоединения ГЦН, обеспечение устойчивости работы при КЗ
Выбор места присоединения ответвления к рабочим трансформаторам с. н. блоков
Резервирование рабочих трансформаторов с. н. блоков
Питание общестанционной нагрузки и присоединение трансформаторов 6/0,4
Присоединение резервных трансформаторов 6/0,4 кВ
Сети и источники надежного питания
Сеть постоянного тока и особенности выбора аккумуляторных батарей АЭС
Питание потребителей СУЗ
Схемы собственных нужд АЭС с различными реакторами
Расчет надежности электроснабжения в режиме аварийного обесточивания
Определение вероятности бесперебойного электроснабжения потребителей СН
Учет надежности оборудования при выборе схемы питания СН
Использование выбега турбогенераторов в режиме аварийного расхолаживания
Выбег ТГ с возбуждением высокочастотного возбудителя от постороннего источника
Построение кривой совместного выбега трубогенератора с механизмами СН
Пуск и самозапуск электродвигателей собственных нужд от автономных источников
О целесообразности объединенных блоков на АЭС
Примеры выполнения главных схем электрических соединений
Влияние режимов работы АЭС на условия работы оборудования и на надежность
Влияние структуры себестоимости электроэнергии на режим работы АЭС
Изменения конфигурации графиков нагрузки, структуры генерирующих мощностей
Приведение расхода топлива на АЭС к расходу на ТЭС
Возможные функции АЭС с различными реакторами в энергосистеме
Особенности конструкции электрооборудования в грязной зоне
Организация ремонта электрооборудования «грязной» зоны
Приложение
Литература

6-3. Изменения конфигурации графиков нагрузки, структуры генерирующих мощностей и регулировочных возможностей электростанций
В гл. 1 уже отмечался огромный размах строительства АЭС, в особенности в странах с неблагоприятным топливным балансом, где практически весь ежегодный ввод новых генерирующих мощностей после 1980 г. будет осуществляться на АЭС (Япония, Англия). В СССР также принята широкая программа строительства АЭС [4, 5], ставящая задачу оптимального использования энергетических ресурсов страны.
В таких условиях возникает вопрос, имеется ли техническая необходимость использования АЭС для регулирования вырабатываемой ими электроэнергии или с этой задачей могут справиться другие типы электрических станций.
Покрытие суточных графиков электрических нагрузок наивыгоднейшим образом, и в особенности прохождение минимума, в значительной степени осложняется тем, что доля станций с малым диапазоном регулирования значительно возрастает, в то время как электрические графики систем, несмотря на принимаемые меры, имеют тенденцию к разуплотнению. Эта тенденция связана с рядом объективных причин: с уменьшением доли электропотребления промышленности и транспорта, с увеличением электропотребления сельским хозяйством и бытовыми потребителями, с наличием двух выходных дней и т. д.
На основании происшедших изменений в структуре потребления электроэнергии и в конфигурации графиков нагрузок при практически сформировавшейся в 1968 г. Единой энергосистемы европейской части СССР (ЕЭС) с учетом ожидаемой структуры электропотребления в 1975—1976 гг. в табл. 6-2 (заимствованной из [36]) приведены коэффициенты, характеризующие годовой и суточный (зимнего рабочего дня) график максимальных нагрузок ЕЭС и динамику их изменения.
Особенно показательным является снижение доли минимума по отношению к максимуму (Рмин/Рмакс), причем для переходных дней (суббота, воскресенье и понедельник) это явление проявляется еще в большей степени.
Таблица 6-2
Коэффициенты, характеризующие годовой и суточный графики максимальных нагрузок ЕЭС


Наименование

Использование
максимума
нагрузки

Коэффициент
заполнения
графика

Р мин/ Р макс
для зимнего рабочего дня

Изменения за 1964 —
1968 гг..

— 2 %

0

—0,091

Показатели графиков 1968 г

6250 ч

0,86

0,677

Изменения, ожидаемые в перспективе ..

-4 %

—0,02

-0,057

Намечаемые показатели графиков 1975—1976 гг.

6000 ч

0,84

0,62

Так, например, снижение минимальных нагрузок в субботу, воскресенье и понедельник и максимальных нагрузок в субботу и понедельник даже в 1968 г. уже потребовало не только глубокой разгрузки тепловых электростанций, но и остановки на них части оборудования на эти дни [36].
Условия покрытия графиков нагрузки зависят как от неравномерности графиков, так и от регулировочных возможностей электростанций (глубины разгрузки и скорости подъема и снижения нагрузки), входящих в ЕЭС. Регулировочные возможности электростанций в значительной мере зависят от структуры установленной мощности, вида топлива, тепловой нагрузки ТЭЦ, пропускной способности как внутрисистемных, так и межсистемных линий электропередачи.
Таблица 6-3
Сравнение состава электростанций ЕЭС (в процентах мощности системы) в конце 1968 г. и в 1976 г.


Тип электростанций

1968 г.

1976 г.

Конденсационные с давлением пара до 98,1 бар

16,3

9,5

Конденсационные с блоками 150 — 800 МВт, включая АЭС.

33,9

49,2

В том числе блоки:

 

 

150—200 МВт...

20,65

17,8

300 МВт.

11,65

21,0

500 — 800 МВт.

0,9

2,6

Теплоэлектроцентрали

31,6

25,6

Гидроэлектростанции..

18,2

15,7

В соответствии с [36] в табл. 6-3 приведена намечаемая структура установленной мощности электростанций ЕЭС, характеризующаяся значительным увеличением доли мощности блоков на сверх критических параметрах пара (300 МВт и более).
Изменится также структура электростанций ЕЭС по видам сжигаемого топлива в сторону повышения доли газо-мазутных станций. Поскольку регулирующие возможности блочных станций в значительной мере зависят от вида сжигаемого топлива, в табл. 6-4 приводятся намечаемые по данным [36] изменения установленной мощности электростанций по видам топлива:
Таблица 6-4
Сравнение состава тепловых электростанций ЕЭС в процентах по видам топлива


Топливо

1968 г.

1976 г,

Уголь ...

31

30,5

Уголь-газ..

41

26,6

Газ-мазут...

25,4

37,3

Торф..

2,0

Сланцы .

2,6

3,6

Из таблицы видно, что доля мощности блоков 150—800 МВт, работающих на газо-мазутном топливе, а также сжигающих уголь и газ в летнее время, в ближайшей перспективе будет составлять около 64% мощности всех установленных блоков; в зимнее время эту долю можно оценить в размере 45% мощности всех блочных электростанций.
Учитывая опыт эксплуатации, диспетчерское управление ЕЭС рекомендует следующие пределы разгрузки отдельных типов электростанций в процентах рабочей мощности: для ГЭС — 90%; для ТЭЦ—15—17%; для конденсационных электрических станций (КЭС) с оборудованием до давления 98,1 бар (с остановкой части котлов и турбин)—55—70%; для блочных КЭС на твердом топливе — 25—30%; для блочных КЭС на газо-мазутном топливе — 40%.
Как уже упоминалось в § 6-1, по возможности снижения нагрузки современные АЭС близки к ГЭС, и величина разгрузки определяется главным образом экономическими соображениями, но даже с учетом последнего допустимую разгрузку АЭС можно принять как для блочных КЭС на твердом топливе.
На основании показателей перспективного графика зимнего дня максимальной нагрузки ЕЭС (табл. 6-2), структуры генерирующих мощностей (табл. 6-3), вида топлива для блочных КЭС (табл. 6-4) и допустимых пределов разгрузки отдельных типов электростанций можно оценить намечаемую структуру ввода мощности по ее соответствию требованиям покрытия графика нагрузки и ответить на вопрос, потребуется ли регулирование мощности АЭС в ближайшие годы или им можно сохранить базисный режим работы. В соответствии с [36] при принятом числе часов использования максимальной мощности 6000 ч/год ожидаемый максимум нагрузки ЕЭС в конце периода 1975—1976 гг. около 132 млн. кВт, что с учетом вращающегося резерва в размере 2% составит около 134 млн. кет. При отношении Р мин / Р макс = 0,62 (табл. 6-2) минимальная нагрузка составит 82 млн. кВт, что потребует разгрузки электростанций в день максимальной нагрузки (зимний рабочий день) примерно на 52 млн. кВт. С учетом вышеприведенных реально допустимых показателей по разгрузке различных типов электростанций и повышения в зимнее время удельного веса блочных КЭС, работающих на твердом топливе, намеченная структура электростанций обеспечивает снижение нагрузки почти на 53 млн. кВт (табл. 6-5).

Таблица 6-5
Прохождение максимума и минимума нагрузки зимнего рабочего дня для ЕЭС в период 1975—1976 гг.


Тип станций

Рабочая мощность при максимуме нагрузки, млн. кВт

Допустимая разгрузка

млн. кВт

%

КЭС с оборудованием до давления 98,1 бар ..

13,0

7,2

55

Блочные КЭС..

64,5

В том числе:
на твердом топливе (включая АЭС)

36,5

9,1

25

На газо-мазутном топливе

28,0

И,2

40

ТЭЦ..

35,0

5,3

15

ГЭС..

22,0

20,0

90

Итого: . . .

134,5

52,8

38,5
(в среднем по ЕЭС)

Если в расчете принять максимальные данные по разгрузке, то получим, что электростанции можно разгрузить на 57 млн. кВт, т. е. разгрузочная способность намечаемой структуры генерирующих мощностей обеспечивает запас по разгрузке порядка 3% в зимний рабочий день. (В 1968 г. запас по разгрузке составлял около 12%.) Правда, в разгрузку (на 25%) включены и предполагаемые к тому времени АЭС в составе ЕЭС, но тем не менее из этих данных можно сделать вывод, что зимний минимум на уровне 1975—1976 гг. может быть пройден практически без привлечения к регулированию АЭС и даже без остановки блоков 150 МВт и выше.
Как уже отмечалось, условия прохождения минимума нагрузки переходных дней гораздо сложнее и для сохранения базисного режима АЭС (если это оправдано экономически) может возникнуть необходимость остановки части оборудования на отдельных блочных КЭС. Проведенное в [36] сопоставление показывает, что уже к 1977—1978 гг. регулирующие разгрузочные возможности электростанций (не атомных) будут полностью исчерпаны и, если не будут достигнуты существенные результаты по увеличению разгрузочной способности блочных КЭС, то для прохождения минимума потребуется ежесуточная остановка части блоков вначале 150—200 МВт, а затем и 300 МВт с привлечением к регулированию, в особенности в зимние переходные дни, и атомных электростанций. Отметим, что по. данным ВТИ ежесуточная остановка блоков, в особенности на сверхкритических параметрах, не рекомендуется.
Такое положение, требующее привлечения АЭС к регулированию, складывается уже при весьма умеренной доле их мощности в системе порядка 15—20%. Совершенствование АЭС может внести весьма существенные коррективы в программу их ввода. Например, если несколько лет назад [5] в США на 1980 г. намечался общий ввод АЭС в 40 млн. кВт, то уже на VII Мировом энергетическом конгрессе (МИРЭК— 1968) в связи с улучшением показателей стоимости строительства АЭС эта цифра была увеличена до 120 млн. кВт, а по последним опубликованным данным Комиссии по атомной энергии установленная мощность АЭС в США к 1980 г. оценивается в 150 млн. кВт. В таких условиях разгрузка АЭС в режиме минимума становится еще более необходимой.
Из всего сказанного можно сделать вывод, что очевидно после 1980 г. атомным электростанциям, в особенности в зимние переходные дни, не удастся обеспечить базисный режим работы и их нужно будет привлекать к регулированию по чисто техническим причинам.
Таким образом, в пределах располагаемого регулировочного диапазона станций системы выбор наивыгоднейшего распределения активных нагрузок и порядка разгрузки станций различного типа, включая и АЭС, должен производиться из экономических соображений. Для этой цели удобно привести расход топлива на АЭС к расходу на ТЭС на органическом топливе, определив стоимость одной тонны условного топлива, выгоревшего на АЭС.



 
« Основы радиационной безопасности атомных электростанций   Оценка безопасности объектов электроэнергетики »
электрические сети