Эксплуатация АЭС - Система эксплуатации

СИСТЕМА ЭКСПЛУАТАЦИИ АТОМНЫХ СТАНЦИЙ
Глава 8
СТРУКТУРА И ПРИНЦИПЫ ПОСТРОЕНИЯ СИСТЕМЫ ЭКСПЛУАТАЦИИ И РЕМОНТА АТОМНЫХ СТАНЦИЙ 8.1.  Атомная станция как элемент энергетической системы. Режимы и показатели работы АЭС в энергосистеме
Существует много показателей экономического, социального и политического развития страны. Одними из комплексных критериев степени прогресса государства являются два показателя: годовая выработка электроэнергии и установленная мощность в расчете на душу населения. Количественные значения этих критериев для наиболее развитых стран мира приведены в табл. 8.1 (по данным за 1989г.).
Таблица 8.1

В настоящее время ЭЭ вырабатывается на электростанциях трех типов: тепловых (ТЭС), сжигающих органическое топливо (мазут, газ, уголь, сланцы), гидравлических (ГЭС), использующих энергию воды, и атомных станциях.

Другие источники энергии, так называемые, нетрадиционные, использующие энергию ветра, солнца, приливов и отливов, геотермальных горячих вод, дают незначительный пока вклад в общую выработку ЭЭ. Несмотря на относительно недлительное производство ЭЭ на АЭС, они уже вносят значительный вклад, позволяя экономить ресурсы органического топлива. В табл. 8.2 приведены значения выработки ЭЭ на электростанциях различного типа в странах Европы в процентах общей выработки ЭЭ в стране в 1990 г., а в табл. 8.3 - установленная мощность электростанций СССР отдельных типов в процентах общей мощности.
Таблица 8.2

Таблица 8.3

Выработка ЭЭ в большинстве стран мира производится в основном на ТЭС. Топливные ресурсы в любой стране располагаются неравномерно. Особенно это относится к нашей стране с ее огромными размерами. Так, значительные ресурсы угля России расположены в Сибири (Канско-Ачинский бассейн). Перевозка этого угля экономически нерентабельна, поэтому его целесообразно сжигать вблизи места добычи, тем более, что уголь залегает неглубоко и добыча его относительно недорога. Уже начато освоение этих углей в топливноэнергетических комплексах (ТЭК) с передачей выработанной ЭЭ в европейскую часть страны, где проживает 80% населения. Энергетическое топливо ТЭС (нефть, газ, мазут), основные запасы которых также расположены в Сибири и на Севере, в будущем будут использоваться только для химической промышленности, транспорта и сельского хозяйства, а также в определенной мере - для экспорта. Таким образом, размещение топливных ресурсов в России сосредоточено в Сибири и на Севере, а население - в европейской части страны, поэтому АЭС размещаются преимущественно в Европе.
Ядерная энергетика имеет большие преимущества перед обычной тепловой: АЭС не потребляют кислород, не выбрасывают в атмосферу большого количества вредных веществ, даже радиационный фон вокруг АЭС меньше, чем для ТЭС. Однако АЭС обладают специфическими особенностями, к ним предъявляются особые требования, важнейшим из которых является безусловная безопасность. Это должно учитываться при проектировании и эксплуатации АЭС.

Рис. 8.1. Суточный график коммунально-бытовой электрической нагрузки в рабочие дни: 1 - лето; 2 - зима
Основное назначение тепловой энергетики (в том числе и ядерной) заключается в удовлетворении потребностей народного хозяйства и населения в ЭЭ и тепле. В настоящее время считается преждевременным сооружение теплофикационных установок на базе атомных станций. Теплопотребление от АЭС удовлетворяется только для потребностей поселка АЭС за счет нерегулируемых отборов паровых турбин. Поэтому основой проектирования АЭС является график электрических нагрузок.
Потребности в электроснабжении промышленности и населения характеризуются графиком электрических нагрузок. Эти нагрузки в течение суток существенно различаются как по объему, так и по переменности. Зависимость нагрузки от времени суток называется суточным графиком электрической нагрузки Он может составляться как для отдельной электростанции, так и для энергетической системы, в которую входит электростанция, или даже для большой объединенной энергетической системы.
Изменение электрической нагрузки на коммунально-бытовые нужды показано на рис. 8.1. Из суточного графика видно, что электрическая нагрузка зимой больше, чем летом и резко снижается в ночные часы. Наименьшее ее значение называется минимумом нагрузки. В дневные и вечерние часы наблюдается повышение нагрузки, причем более значительное изменение - зимой. Имеется два максимума нагрузки; утренний и вечерний. Зимний максимум называется пиком нагрузки. График электрических нагрузок должен обеспечиваться ("покрываться") в обязательном порядке. Поэтому стремятся провести все необходимые ремонты в летний период, чтобы все оборудование электростанции могло использоваться для обеспечения зимнего максимума.
Плотность графика нагрузок характеризуют два коэффициента:

Рис. 8.2. Суточный график промышленной и полной электрических нагрузок в рабочие дни: 1 - полная зимой; 2 - промышленная зимой; 3 - полная летом; 4 - промышленная летом; 5 - собственные нужды зимой; 6 - собственные нужды летом

а - отношение минимальной нагрузки к максимальной; в - отношение средней нагрузки к максимальной. Для коммунально-бытовой электрической нагрузки а = 0,45 как летом, так и зимой; коэффициент существенно выше: в= 0,88 летом и 0,78 - зимой.
Изменение электрической нагрузки на промышленные нужды. Основная электрическая нагрузка приходится на промышленное потребление (рис. 8.2). Из кривых рис. 8.2 видно, что, как и для коммунально-бытовых нужд, нагрузка в течение суток переменна: имеются минимумы и максимумы. Однако плотность графика промышленных нагрузок иная: а = 0,75 зимой и 0,76 летом, ($ = 0,90 зимой и 0,89 - летом. Кроме того, различие в коэффициентах а и 0 отсутствует. Это объясняется определяющим влиянием более постоянной в течение суток промышленной нагрузки, значение которой примерно в шесть раз больше коммунально-бытовой.
Из рис. 8.2 видно, что часть ЭЭ расходуется на собственные нужды (кривые 5 и б) электростанции. Эти расходы составляют около 7%. Потери ЭЭ при передаче по проводам в электрических сетях также велики и составляют приблизительно 10%. Кроме расходов ЭЭ на промышленные и коммунально-бытовые нужды, потерь в сетях и на собственные нужды необходимо учитывать потребление ЭЭ электрофицированным транспортом.
Представленные на рис. 8.1 и 8.2 графики электрических нагрузок соответствуют рабочим дням недели. Электрическая нагрузка в субботу, воскресенье и праздничные дни уменьшается примерно в два раза по сравнению с рабочими. Это может потребовать остановки ряда крупных энергоблоков, что снижает их эксплуатационные показатели.
Но это же позволяет энергетическим системам проводить в выходные и праздничные дни профилактические работы и ремонты на оборудовании и таким образом повышать надежность его работы.

Рис. 8.3. Годовой график электрических нагрузок по продолжительности

На основе суточных графиков электрических нагрузок строят месячные графики, а затем и годовой график электрических нагрузок по продолжительности для отдельного энергоблока, электростанции и энергетической системы. Этот график характеризует число часов в год U , в течение которых нагрузка энергоблока равна определенному значению W& , Кривая W3 = f(t), полученная в результате такой суммарной обработки суточных графиков нагрузок для годового периода, показана на рис. 8.3. Площадь под кривой Wэ — f(t) соответствует годовому производству ЭЭЭгод (кВт • ч) для рассматриваемого энергоблока, электростанции, энергосистемы. Нагрузка, характерная для наибольшего числа часов работы, называется базовой (I), для наименьшего - пиковой (III). В покрытии годового графика нагрузок системы участвуют ЭБ и станции разной экономичности. Станции, работающие с наибольшей возможной нагрузкой значительную часть года и тем самым участвующие в покрытии нижней части графика продолжительности нагрузки, называются базовыми станции, используемые в течение небольшой части года только для покрытия пиковой нагрузки - пиковыми. В энергосистеме имеется также ряд станций, несущих промежуточную (II) нагрузку.

Опыт участия крупных АЭС в регулировании нагрузки привел к выводу о целесообразности поддержания нагрузки АЭС практически постоянной, т.е. в базовом режиме без участия в регулировании мощности.
Для покрытия пиковых нагрузок в системе, имеющих в своем составе ГЭС, наиболее целесообразно использовать гидроаккумулирующие электростанции. В качестве пиковых могут сооружаться также установки, специально предназначенные для этой цели и приспособленные для частых пиков и остановок. К их числу относятся газотурбинные установки.
До распада СССР на его территории действовало 11 энергообъединений с централизованным диспетчерским управлением. Энергетические системы, в которых объединены различные типы электростанций, позволяют обеспечить бесперебойность энергоснабжения, уменьшить резервы генерирующих мощностей и рационально использовать специфические особенности электростанций. Так, в паводковый период целесообразно максимально загружать ГЭС. Станции с высоким кпд, так же как и работающие на дешевом топливе, необходимо использовать более полно. И наоборот, электростанции с большими затратами на топливо лучше использовать менее продолжительное время. АЭС относятся к числу станций с большими капиталовложениями и низкой топливной составляющей в общей стоимости электроэнергии, поэтому их предпочтительнее загружать как можно больше.
Объединение отдельных энергетических систем в единую Объединенную энергетическую систему Центра СССР являлось крупным достижением научно-технического развития энергетики. В Объединенную энергетическую систему входили энергосистемы северо-запада европейской части СССР, юга европейской части, Сибири, Средней Волги, Урала, Северного Кавказа, Закавказья и Казахстана. Предполагалось подсоединение системы Средней Азии. Систему Дальнего востока присоединять было нецелесообразно, ввиду небольшой ее мощности, а расстояния для линий электропередачи значительны. После распада СССР в России остались семь энергосистем, образовавших Единую энергосистему России, которая с декабря 1992 г. существует как акционерное общество. Производство и потребление ЭЭ в России в 1991 г. показано в табл. 8.4.
Таблица 8.4

Из-за распада Объединенной энергетической системы СССР возникли определенные сложности. Вышли из Объединенной системы: самая мощная система Юга (Украина, Молдавия и экспорт ЭЭ в страны бывшего СЭВ), три энергообъединения Закавказья (Азербайджан, Грузия и Армения), Казахстан (с периодически присоединявшейся к нему системой Средней Азии) и республики Прибалтики. В связи с этим, по-видимому, потребуется создавать новые линии электропередачи Урал-Сибирь, так как в СССР Урал и Сибирь соединялись между собой через Казахстан. Предполагается подсоединение Северного Кавказа к системе Средняя Волга, так как ранее Северный Кавказ получал ЭЭ через систему Юг.
В отдельных случаях электростанции могут работать изолированно. К числу таких станций относится Билибинская АТЭЦ в малонаселенном районе Чукотки. Аналогичное решение может применяться и в других, особенно северных районах, испытывающих трудности с доставкой топлива. Опыт работы Билибинской АТЭЦ оказался положительным.
Одна из основных характеристик электростанции - установленная мощность, которая равна сумме номинальных мощностей электрогенераторов. Номинальная мощность генератора - это наибольшая мощность, при которой он может работать длительное время в режимах, оговоренных ТУ. Для оценки полноты использования оборудования АЭС вводят коэффициент использования установленной мощности [см. выражение (6.10)] как отношение количества выработанной ЭЭ в течение года Wгoд (кВт • ч) к тому количеству, которое могло быть выработано при годовой работе АЭС с установленной мощностью (кВт • ч):
(8.1)
где 8760 - число часов в году.
Другим важным показателем работы АЭС является годовое число часов использования установленной мощности
(8.2)
Коэффициент использования установленной мощности и число часов использования установленной мощности связаны между собой соотношением
(8.3)
Число часов использования установленной мощности зависит от того, в каком режиме работает станция. Для АЭС, работающих в базовом режиме, ГуСТ составляет обычно 6000-7000 ч/год (в среднем около 5500 ч/год), а для специальных пиковых энергоблоков туст может быть 2000 ч/год и менее.
АЭС кроме выработки ЭЭ осуществляют теплоснабжение жилого поселка и иногда близко расположенных предприятий, обеспечивающих занятость трудом членов семей сотрудников АЭС. На рис. 8.4 и 8.5 приведены графики тепловых нагрузок АЭС для целей обеспечения горячего водоснабжения, отопления и вентиляции в зависимости от времени года.

 Рис. 8.4. Годовой график тепловой отопительной нагрузки по месяцам: 1 - максимальные значения; 2 - минимальные значения
Рис. 8.5. Годовой график тепловой нагрузки по продолжительности для отопления, вентиляции и горячего водоснабжения: I - отопительный период; II - только горячее водоснабжение