АЭС с ВВЭР - Режимы электропотребления

РАБОТА АЭС С ВВЭР В ЭНЕРГОСИСТЕМАХ
РЕЖИМЫ ЭЛЕКТРОПОТРЕБЛЕНИЯ

Важнейшая особенность электропотребления в системе состоит в неравномерности суточного, недельного и сезонного графиков электрических нагрузок. В первую очередь разуплотненность графиков проявляется в европейских районах СССР, в энергообъединениях Северо-Запада, Центра и Юга.
Характерные сезонная, недельная и суточная неравномерности энергопотребления за 1980 г. показаны на рис. 1.1.

Рис. 1.1. Характеристики графиков относительной нагрузки энергосистем за 1980 г. (по данным ЦДУ СССР):
а — динамика месячных максимумов нагрузки Европейской энергосистемы СССР; б —  суточная и недельная неравномерность графиков нагрузки энергосистемы Северо-Запада СССР в декабре; в — конфигурация графика средних рабочих суток недели в декабре для Европейской энергосистемы СССР (штриховая линия), энергосистемы Северо-Запада (сплошная линия)

Некоторая стабилизация коэффициента неравномерности а = Nmin/Nmax обусловлена специально принимаемыми в последнее время мерами. Однако существуют факторы, которые обусловливают необходимость повышения маневренности вновь вводимого энергооборудования АЭС. Важнейший из этих факторов — опережающее развитие ядерной энергетики в энергообъединениях европейской части (рис. 1.2), где требуемый регулировочный диапазон мощности особенно велик.

Рис. 1.2. Рост доли АЭС (р) в общей выработке электроэнергии в период до 1986 г. и прогноз до 1990 г.

Дополнительными факторами, усложняющими проблему маневренных мощностей в этом районе страны в перспективе [25, 26, 37, 57, 109], можно считать следующие:

1. возможный широкий ввод АЭС с реакторами на быстрых нейтронах. Использование их в переменных режимах экономически нецелесообразно из-за весьма высокой в сравнении с АЭС с ВВЭР и тем более с ТЭС доли капитальных затрат и «замораживания» при этом нарабатываемого в них ядерного топлива;
2. растущая в перспективе транспортировка энергии из, восточных районов страны по высоковольтным линиям электропередачи (ВЛ), наиболее экономична . в базовом режиме;
3. дальнейшее ограничение сжигания жидкого топлива на электростанциях и ухудшение качества используемого твердого топлива, что повышает технический минимум нагрузки котлоагрегатов и тем самым снижает маневренность энергооборудования ТЭС;
4. предстоящий демонтаж части устаревшего оборудования на средние и докритические параметры пара, широко использующегося сейчас в полупиковых режимах.

Сюда следует отнести и необходимость обеспечения для оборудования, работающего на сверхкритическом давлении или завершающего срок службы, «щадящего» режима (т. е. номинальных или стационарных пониженных нагрузок) в связи с накоплением деформаций термоусталостного характера.
До настоящего времени существовали и продолжают частично оставаться субъективные причины, затрудняющие выполнение тепловыми электростанциями задаваемых графиков нагрузки.
Так, стимулирование сверхпланового снижения удельного расхода топлива приводило к использованию его дефицитных видов, к снижению конденсационной выработки, а использование прибыли как фондообразующего и фон докорректирующего показателя —  к перевыполнению плана производства энергии любой ценой и пережогам топлива.

Таблица 1.1. Распространенность АЭС с PWR и другими реакторами такого типа в некоторых развитых странах (на начало 1982 и 1986 гг.*)

* Приводится по данным [65].
** Без АЭС «Супер-Феникс» (введен в конце 1986 г.).

Сейчас приняты меры к совершенствованию хозяйственного механизма отрасли. В качестве основного планируемого показателя принят коэффициент эффективности использования установленной мощности. Удельный расход топлива принимается в качестве расчетной нормы для определения фондов на топливо.

В многочисленных работах, посвященных проблеме покрытия переменной части трафиков нагрузок [25, 26, 37, 50], указывается, что повышение доли АЭС в общей установленной мощности требует от них повышенной маневренности. Это происходит несмотря на экономическую нецелесообразность снижения эффективного годового цикла прямой разгрузкой АЭС в сравнении с ТЭС. Таким образом, следует выделять две составляющие части проблемы маневренности и в отношении АЭС с ВВЭР: выявление и технологическую реализацию возможностей ее повышения; обоснование экономически целесообразного уровня маневрирования в заданных допустимых условиях.
В последнее время называют целесообразными следующие регулировочные диапазоны [49]: для газомазутных конденсационных блоков ТЭС не менее 70% номинальной, мощности, для пылеугольных не менее 50%, для ТЭЦ не менее 40% и для АЭС около 25 — 30% номинальной мощности.
Требования к маневренным характеристикам могут быть разделены на две основные группы [37]. Первой группе должны удовлетворять характеристики всех энергоблоков АЭС при любой структуре энергосистем (участие в аварийном регулировании частоты и мощности для сохранения устойчивости энергосистем и АЭС при действиях противоаварийной автоматики, участие в первичном регулировании частоты).

Невыполнение этой группы требований может привести к крупным системным авариям.
Вторая группа требований включает в себя требования к энергоблокам АЭС в отношении планового регулирования неравномерности (суточной, недельной, сезонной) диспетчерских графиков нагрузки и перетоков мощности по межсистемным связям. В соответствии с этим выработаны основные требования к АЭС с ВВЭР «переменного режима» (не выработавшим запас реактивности, необходимый для режимного и аварийного регулирования, и прошедшим период освоения) [37].
Для обеспечения режимов нормальной эксплуатации требуется, например, работа на уровнях мощности в диапазоне 50—100% на первом этапе и изменение мощности на 50—100% ежесуточно на 5—8 ч, а также работа на мощности в диапазоне 30—100% на втором этапе; скорость изменения мощности в диапазоне 30—80% (3—4% в минуту) и в диапазоне 80—100% (1 —1,5% в минуту) от номинальной; должно выдерживаться неограниченное число циклов изменений мощности со скоростью 2% в секунду в пределах ± 5% в верхней половине регулировочного диапазона.
Следует отметить, что трудности, связанные с покрытием переменной части графиков электрической нагрузки, возникли несколько ранее в ряде развитых капиталистических стран с высокой долей АЭС в суммарной установленной мощности электростанций, в частности АЭС с водо-водяными корпусными реакторами под давлением типа PWR (табл. 1.1).
В настоящее время при рассмотрении проблем повышения маневренности АЭС с реакторами типа PWR наиболее  показательной можно считать энергетическую ситуацию во
Франции. Начиная с 1982 г. практически весь ввод мощностей в ядерной энергетике Франции происходил за счет АЭС c PWR. Вместе с тем нагрузка Национальной энергосистемы Франции [89 ] имеет существенную суточную, недельную и сезонную неравномерности. По этим причинам к маневренности АЭС с PWR сейчас предъявляются те же требования, что и к маневренности ТЭС. К середине 1984 г. в маневренном режиме с диапазоном суточного регулирования от 50 до 100% номинальной мощности работало около 10 энергоблоков АЭС с PWR.
В 1984 г. начата реализация программы ввода блоков мощностью 1300 МВт (эл.). Все энергоблоки этой серии способны иметь регулируемую нагрузку. Блоки мощностью 1400 МВт с PWR следующего поколения (которые будут вводиться с 1991 г.) предполагается использовать в режимах с двухразовыми разгрузками в течение суток — ночью до 35% и в обеденное время (провал нагрузки) до 60% номинальной мощности. Такой режим предполагается обеспечить в течение большей части цикла между последовательными частичными перегрузками топлива [89, 113]. С этой целью уже к настоящему времени на некоторых АЭС с PWR, например на энергоблоке «Трикастин-2», проведены длительные эксперименты (рис. 1.3) для определения новых методов обеспечения слежения за нагрузкой.
Подобная ориентация характерна для ведущих энергомашиностроительных фирм США и ФРГ. В частности, фирма «Броун-Бовери» для выпускаемых турбоустановок предусматривает в течение 30 лет службы 150 пусков из холодного состояния, 1100 из неостывшего состояния, 6600 из горячего состояния, более 20 000 быстрых изменений нагрузки в пределах 10—20%. Значительное внимание уже сейчас уделяют повышению маневренности PWR и комплектующего энергоблоки оборудования фирмы «Вестингауз» (США), «Фраматом» (Франция) и др.
Иногда выдвигаемый в нашей литературе тезис о «далекой перспективе» развития «лишь некоторых энергосистем», где АЭС будут преобладать и понадобится их ограниченная маневренность, является необоснованно успокоительным и этим затрудняет сосредоточение усилий на эффективном решении проблемы повышения маневренности АЭС, в частности, с ВВЭР. Такая необходимость может возникнуть скоро, в то время как перспектива ввода альтернативных источников, таких, как ГАЭС и ГТУ для покрытия · прежде всего пиковых нагрузок, по разным причинам отдаляется. Не введен и запланированный ранее специализированный высокоманевренный блок с турбиной К-500-130 ПОТ ЛМЗ с параметрами 13 МПа, 510/510° С. Эффективность этого и подобного блока с параметрами 17 МПа, 540° С давно обоснована технико-экономическими расчетами в разных организациях, в том числе в СПИ [10].


Рис. 1.3. Графики изменения мощности энергоблока «Трикастин-2» (Франция) в ходе экспериментов по повышению маневренности
Рис. 1.4. Типовой суточный график выработки и отпуска мощности с шин АЭС в системе с аккумуляционным циклом:
1 — зарядка (заштрихованная область); 2 — разрядка (заштрихованная область)

Создание специализированных установок для покрытия пиковых и полупиковых нагрузок требует использования дефицитных органических топлив (газотурбинного топлива, мазута, природного газа и др.), что в значительной степени сдерживает их разработку и освоение. С этих позиций аккумулирование энергии (электрической и тепловой), вырабатываемой АЭС, с последующим обеспечением пиковой электрической мощности может оказаться в ряде случаев более предпочтительным. Такой путь позволяет не только вырабатывать пиковую мощность, но и более полно загружать оборудование электростанций в период снижения потребления электроэнергии, т. е. в значительной степени способствует выравниванию графика загрузки реакторного оборудования АЭС (рис. 1.4). В условиях относительно низкой топливной составляющей затрат АЭС увеличение загруженности реакторной части практически всегда оказывается экономически эффективным.
Наибольшее распространение среди аккумуляторов электрической энергии получили гидроаккумулирующие электростанции суточного регулирования. Их установленная мощность в мире составляет к настоящему времени более 50 млн. кВт (ГАЭС). Ограничивающими условиями сооружения ГАЭС являются требуемые определенные геологические и рельефные условия. В качестве перспективных в настоящее время рассматриваются аккумуляторы тепловой энергии (АТ) в виде накопителей горячей воды и пара, электрохимические (ЭХН), термохимические (ТХН), водородные (ВН), сверхпроводящие индукционные накопители (СПИН). Некоторые из них уже находят практическое применение в различных отраслях народного хозяйства. Значительный интерес в отношении аккумулирования тепловой энергии на АЭС представляют тепловые и термохимические накопители. Наиболее интенсивные исследования путей их реализации относятся к последнему десятилетию. Среди работ этого направления необходимо отметить труды ЭНИН, ВНИИАЭС, ВТИ, ЦКТИ, МЭИ, СПИ и других организаций.
Для европейской части нашей страны, по оценкам Энергосетьпроекта, для того чтобы обеспечить базисный режим АЭС, их суммарная доля не должна превышать 22—24% общей мощности при 18—19% мощности маневренного оборудования. Вместе с тем в настоящее время остро ощущается недостаток в специализированном оборудовании, способном надежно работать при переменной нагрузке. Использование для этих целей крупных энергоблоков, работающих на органическом топливе при сверхкритическом давлении, сопряжено с дополнительными затратами на модернизацию, ремонтное обслуживание в связи с наблюдаемым при этом повышенным износом, аварийностью и сокращением срока службы. Дальнейшее строительство ГАЭС может несколько улучшить маневренность энергосистем, однако оно не решит, по существу, поставленную проблему. Все это выдвигает в число важнейших задачу адаптации АЭС на тепловых нейтронах к существующим электрическим нагрузкам. Проводимые технико-экономические исследования показывают, что достижение такой адаптации возможно различными путями; в условиях прохождения суточной неравномерности может быть эффективна и реализация систем теплового аккумулирования. Вместе с тем в зависимости от складывающихся конъюнктурных и экономических условий не исключена возможность разгрузки АЭС путем снижения мощности реактора.
Использование аккумуляционных систем в режимах недельного и более долговременного регулирования обычно экономически неоправданно, и разгрузка АЭС в этом случае оказывается более реальной альтернативой.
Режимы работы с прямой разгрузкой реактора приводят к снижению годового числа часов использования установленной мощности АЭС, что, увеличивая долю капиталовложений в удельных затратах на производство электроэнергии, приводит к ее удорожанию. В то же время осуществление режимов с повышением мощности выше номинальной приводит к обратному явлению — увеличению годовой загрузки оборудования и по этой причине делает более низкими затраты на производство электроэнергии. При технической осуществимости таких режимов эффективность АЭС значительно возрастает.
Форсированные режимы работы пока недостаточно изучены. Обоснование их возможности требует более четкого определения динамики изменения коэффициентов неравномерности энерговыделения в активной зоне, коэффициентов запаса до кризиса теплообмена по мере выгорания топливной загрузки и т. п. Обоснования безопасности таких режимов (пока для ВВЭР- 440) в настоящее время еще ведутся в рамках научных программ стран — членов СЭВ.
Наиболее приспособленными к работе в переменных режимах являются реакторы типа ВВЭР, обладающие хорошей саморегулируемостью. Специфические особенности, связанные с частичными перегрузками топлива, хотя и создают некоторые трудности (например, снижается маневренность во времени между последовательными перегрузками), не исключают и некоторой адаптации характеристик к внешним требованиям энергосистем. Это касается, например, таких достаточно изученных возможностей, как продление кампании за счет отрицательного температурного и мощностного эффектов реактивности. Другая особенность — сравнительно небольшое время переходного процесса, связанного с глубокой разгрузкой, в течение которого достигается максимум нестационарного ксенонового отравления и происходит естественное разотравление реактора. Это позволяет более широко рассматривать вопросы участия энергоблоков АЭС с ВВЭР в недельном регулировании графиков нагрузки. К малоизученным следует отнести особенности привлечения АЭС с ВВЭР к суточному регулированию с выбором оптимальной конфигурации графиков изменения мощности. Такие графики должны обосновываться в процессе поиска компромиссных решений, учитывающих как потери реактивности в группе параллельно работающих ВВЭР, так и общесистемную экономию затрат.
Недостаточно рассмотрены и изучены также возможности некоторого увеличения номинальной мощности ВВЭР в ходе выгорания топлива и уплощения полей энерговыделения. Это позволило бы покрывать долговременные пиковые нагрузки (недельной или сезонной повторяемости). Последние публикации (с конца 1986 г.) [123] подтверждают пристальное внимание, уделяемое этому вопросу в странах с высокой долей АЭС с PWR. Эти и другие специфические особенности ВВЭР требуют, на наш взгляд, нового рассмотрения и учета при исследовании маневренных способностей и возможности адаптации работающих или проектируемых энергоблоков к реальным режимным требованиям энергосистем.