Зорин В.М. Атомные электростанции

1)1954—1970 гг. — период становления (строительство первых АЭС в разных странах);

2)1970—1986 гг. — период интенсивного ввода мощностей на АЭС (ядерная энергетика занимает по праву принадлежащее ей место в энергобалансе технически развитых стран);

3)1986—1990 гг. — резкое уменьшение темпов ввода мощностей на АЭС;

4)после 1990 г. — некоторая стабилизация ввода мощностей на довольно низком уровне (период осмысления причин и итогов аварий и определения дальнейшей судьбы ядерной энергетики).

Впериод с 1997 по 2002 г. установленная мощность на АЭС в мире увеличилась незначительно (примерно на 5 тыс. МВт) с учетом того, что ряд энергоблоков был выведен из эксплуатации [2].

Всоответствии с приведенными данными становится понятным прогноз Международного энергетического агентства (World Energy Outlook), сделанный в конце 90-х годов прошлого века: роль ядерной энергетики в ближайшем будущем заметно уменьшится, поскольку новых реакторов будет построено мало, а некоторые из действующих будут сняты с эксплуатации. Доля ядерной энергетики в суммарном мировом производстве электроэнергии в 2030 г. может снизиться до 9 %. В то же время отмечается, что в ряде стран вновь проявляется интерес к ядерной технологии как к средству сокращения вредных выбросов

ватмосферу и обеспечения более устойчивого энергоснабжения.

После аварии на Чернобыльской АЭС на атомных электростанциях, кроме технологических и управленческих совершенствований, значительный прогресс достигнут в области безопасности. Этот прогресс дополнительно привел к улучшению рабочих характеристик

Рис. 1.1. Ввод мощностей и производство электроэнергии на атомных электро-

станциях в мире

21

АЭС, к повышению коэффициента эксплуатационной готовности: оказалось, чем безопаснее станция, тем она более прибыльна.

Наметившаяся в мировом сообществе тенденция к росту понимания необходимости ядерной энергетики вновь подверглась серьезному испытанию. В Японии тяжелая авария произошла на АЭС «Фукусима-1». Аварийные и нештатные ситуации зафиксированы на энергоблоках АЭС «Фукусима-2» и «Анагава». Причиной аварий на АЭС в Японии явились сокрушительные удары стихии — землетрясения и цунами 11 марта 2011 г. и в последующие дни. И в этом главное отличие от аварий на АЭС «Три майл айленд» и Чернобыльской АЭС, где основными причинами были технические недоработки и недостаточное понимание эксплуатационным персоналом процессов в реакторной установке непосредственно перед аварийной ситуацией. Аварии на АЭС в Японии подчеркнули важность всестороннего обоснования безопасности атомной электростанции с учетом возможных воздействий со стороны окружающей среды, как техногенной, так и природной, а также важность прогнозов и адекватных расчетных кодов.

Должны также развиваться и совершенствоваться все этапы жизненного цикла атомных электростанций, включая этапы исследования, проектирования, эксплуатации и др.

Приведем результаты исследования, выполненного выпускником кафедры АЭС МЭИ доктором технических наук, проф. А.В. Клименко и его сотрудниками [3]. Произведены расчеты стратегий развития мировой энергетики на временном интервале в 500 лет. В стратегиях предполагалось конкурентное использование органического топлива, гидроресурсов, урана и тория, солнечной энергии для достижения достаточного обеспечения энергией человечества. За выбросы, загрязняющие окружающую среду, назначались штрафы, а за доставку первичных энергоресурсов — плата.

Были приняты следующие сроки исчерпания достоверно установленных (и предполагаемых) органических топлив:

•угля — 100 (500) лет;

•природного газа — 50 (100) лет;

•нефти — 100 (150) лет.

Запасы урана (дешевого), используемого на АЭС с реакторами на тепловых нейтронах, принимались также ограниченными.

Предполагалось, что наряду с традиционными энерготехнологиями в энерговыработке будут участвовать ядерные энергетические установки с ядерными реакторами четырех типов:

•ВВЭР-1000 (U) — урановые водо-водяные реакторы;

•ВВЭР-1000 (Рu) — плутониевые усовершенствованные реакторы на тепловых нейтронах;

22

•БН-1600(Рu) — реакторы на быстрых нейтронах с натриевым охлаждением и оксидным плутониевым топливом с коэффициентом воспроизводства ядерного топлива, строго большим 1,0;

•БРЕСТ-1200(Рu) — реакторы на быстрых нейтронах со свинцовым охлаждением при естественной циркуляции, с уран-плутоние- вым топливом и коэффициентом воспроизводства, равным 1,0.

Рассматривались и другие структуры ядерной энергетики, принципиально не изменившие следующие основные результаты исследований:

1)мировая электроэнергетика без ядерной энергии потребует примерно в 5 раз больше финансовых ресурсов, чем оптимальный вариант с использованием ядерной энергии;

2)в случае использования ядерной энергетики в атмосферу будет выброшено неизмеримо меньшее количество вредных веществ (табл. 1.4, в расчетах было принято, что штраф за выбросы в 1,5 раза больше, чем в варианте без ядерной энергии);

3)наиболее показательны результаты по стоимости электрической энергии, приведенные в табл. 1.5.

Из данных табл. 1.5 следует однозначный ответ на вопрос, что лучше: платить за 1 кВтæч несколько центов или в сотни раз больше? Развитие электроэнергетики без ядерной энергии связано со

Таблица 1.4

Выбросы вредных веществ при различных вариантах развития энергетики мира

23

значительным (в сотни раз) ростом стоимости энергии и значительными выбросами вредных веществ в атмосферу.

Можно по-разному относиться к предпосылкам, заложенным в расчеты, и полученным результатам. Но в любом случае является бесспорным, что человеческая цивилизация не может ориентироваться только на использование традиционных энергоресурсов.

О перспективах развития ядерной энергетики свидетельствуют такие прогнозы суммарной мощности АЭС, сделанные специалистами МАГАТЭ [2]: 2010 г. — 380—390 ГВт; 2020 г. — 420—520 ГВт; 2030 г. — 450—690 ГВт.

В России принята Федеральная целевая программа «Развитие атомного энергопромышленного комплекса России на 2007—2010 гг. и на перспективу до 2015 года». В соответствии с этой программой к 2015 г. должны быть введены в эксплуатацию семь ядерных энергоблоков мощностью 7,2 ГВт. В период 2015—2020 гг. запланировано строительство еще 12 энергоблоков. Кроме того, предполагаются разработка и строительство АЭС малой мощности, создание головного опытно-промышленного энергоблока с быстрым реактором со свин- цово-висмутовым теплоносителем СВБР-75/100, обоснование реакторной установки БРЕСТ и энергоблока с быстрым натрийохлаждаемым реактором БН-1800 и др.

Из изложенного можно сделать следующие выводы:

•многие специалисты как в нашей стране, так и за рубежом считают, что ядерная энергетика должна развиваться как реальная альтернатива традиционной энергетике, и такие прогнозы начинают сбываться;

•необходимы строительство ядерных реакторов-размножителей

иреализация замкнутого топливного цикла. В этом случае проблемы с ядерным топливом будут решены на достаточно далекую перспективу;

•необходимы поиски новых типов реакторов с внутренне присущей безопасностью. Пример и прообраз такого реактора — БРЕСТ.

Контрольные вопросы и задания

1.Какова роль энергии в развитии человечества?

2.Какое число энергоблоков и с реакторами каких типов работает на АЭС России?

3.Какие основные этапы прошла в своем развитии ядерная энергетика?

4.Назовите основные итоги, достигнутые ядерной энергетикой в своем развитии.

5.Назовите основные проблемы в развитии ядерной энергетики.

6.Какие преимущества производства электроэнергии на АЭС вы можете назвать?

24

Глава 2

РАБОТА ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ В ЭНЕРГОСИСТЕМЕ

Электростанции вырабатывают нехранимую продукцию — электрическую и тепловую энергию. Это означает, что выработка энергии в каждый момент времени должна в точности быть равной ее потреблению. Иначе, режим работы электростанции определяется режимом работы потребителей энергии. Подстройка работы потребителей энергии, направленная на выравнивание потребления, а следовательно, и производства энергии в течение некоторого промежутка времени и в рамках определенного региона возможна, но лишь в ограниченных масштабах.

К потребителям электроэнергии относятся:

•промышленные предприятия (одно-, двух- и трехсменные);

•транспорт (железнодорожный и городской на электрической тяге, трубопроводный);

•коммунально-бытовой сектор (включая освещение жилых массивов и дорог);

•сельскохозяйственное производство;

•собственные нужды электростанции (примерно 3—8 % в зависимости от типа электростанции и мощности, на которой они работают).

Неравномерность потребления обусловливает и неравномерность нагрузки электростанций. В целях управления процессами выработки, преобразования, распределения и потребления тепловой и электрической энергии образуются энергетические системы.

Тепловая энергия, выработанная электростанциями, передается потребителям с помощью тепловых сетей. Современная электроэнергетическая система имеет достаточно сложную иерархическую структуру. На нижнем уровне функционируют районные энергетические системы (РЭС), в которых электроэнергия, выработанная электростанциями различных типов, доводится до потребителей с помощью распределительных сетей. Системообразующие сети объединяют районные энергетические системы, образуя объединенные энергосистемы (ОЭС). Системообразующие сети более высокого уровня объединяют ОЭС в единую или национальную энергосистему (ЕЭС или НЭС). Распределительные и системообразующие сети — это, прежде всего, линии электропередачи (ЛЭП) — кабельные и воздушные.

25

Различают следующие графики электрических нагрузок энергосистем:

•суточные, отражающие изменение электрической нагрузки в течение суток (рис. 2.1). Эти графики зависят от дней недели (максимум нагрузки в выходной день меньше, чем в рабочий день, на значение до 35 % и более) и от времени года. Суточный график характеризуется двумя максимумами нагрузки, превышающими ночной ее минимум на 20—25 % зимой и на 12—15 % летом (рис. 2.2);

•годовые графики месячных максимумов электрической нагрузки (рис. 2.3), отражающие изменение нагрузки в течение года (в летние месяцы нагрузка примерно на 25 % меньше, чем в зимние). Как правило, на годовом графике находит отражение развитие экономики региона, обслуживаемого энергосистемой: потребляемая мощность в конце года больше, чем в его начале (для ЕЭС СССР это увеличение составляло до 10 %). Месячные максимумы нагрузок в 1994 г. показаны на рис. 2.4, а в 2001 г. они имели следующие значения, ГВт:

26

э max

грузка к началу года

• графики годовых электрических нагрузок по продолжительности (рис. 2.5), позволяющие выделить виды нагрузок: базовую, продолжительность которой практически совпадает с продолжитель-

ностью года (τ = 8760 ч), промежуточную (полупиковую) — с про-

год

должительностью 4000—7000 ч и пиковую — с продолжительностью 3000 ч и менее.

Назначение годового графика нагрузок по продолжительности — определить, прежде всего, какие электростанции должны обеспечить генерацию энергии в энергосистеме.

Распределение суммарной нагрузки энергосистемы между отдельными электростанциями должно производиться таким образом, чтобы обеспечить наиболее экономичную работу системы в целом.

Наибольшее число часов в году должны работать электростанции, имеющие меньшие эксплуатационные затраты (прежде всего определяемые затратами на топливо) и, как правило, более дорогие (требующие при их создании больших капиталовложений), оснащенные современным оборудованием и автоматикой. Такие электростанции называются базовыми и обеспечивают нижнюю часть графика нагрузки.

27

Наименьшее число часов в году работают электростанции с бóльшими эксплуатационными затратами (использующие дорогое топливо и имеющие низкий коэффициент полезного действия преобразования энергии) и, по возможности, не требующие при их создании больших капиталовложений. Такие электростанции называются пиковыми и обеспечивают верхнюю часть графика нагрузки.

При покрытии суточного графика базовые электростанции обеспечивают ее постоянную в течение суток составляющую, пиковые электростанции включаются в работу при прохождении утренних и вечерних максимумов. Оставшаяся переменная часть нагрузки суточного графика обеспечивается электростанциями, которые могут изменять свою нагрузку в определенных пределах при сохранении на требуемом уровне своих функциональных свойств — экономичности и надежности.

Пример распределения суточного графика мощности между электростанциями приведен на рис. 2.6. В базовой части графика 1, не изменяя своей мощности, работают крупные конденсационные тепловые электростанции с мощными турбоагрегатами (ведущие частоту в системе), атомные электростанции, гидроэлектростанции (ГЭС), не имеющие водохранилищ, и гидроэлектростанции в период паводка (чтобы исключить холостой сброс воды). Часть графика, помеченная цифрой 2, может передаваться теплоэлектроцентралям (ТЭЦ), работающим по графику теплового потребления. В периоды пиков (4) используются: ГЭС с водохранилищами суточного регулирования (за исключением периода паводка); гидроаккумулирующие электростанции (ГАЭС), которые при минимальных нагрузках работают в насосном режиме, потребляя электроэнергию и закачивая воду из нижнего водохранилища в верхнее; газотурбинные уста-

28

новки (ГТУ), выполненные по простой схеме; паротурбинные установки с низкими параметрами пара, оборудование которых сравнительно недорого и которые могут иметь невысокий коэффициент полезного действия. Часть графика 3 распределяется между тепловыми электростанциями небольшой и средней мощностей. На каждой электростанции распределение нагрузки производится между отдельными турбогенераторами также по условию достижения наибольшей экономичности.

Возможность участия электростанции в покрытии переменной части суточных графиков нагрузки, а также в регулировании частоты переменного тока в энергосистеме определяется ее маневренностью, которая, в свою очередь, зависит от маневренности установленного на станции оборудования.

Маневренность — это свойство или характеристика оборудования, отражающая, в каких пределах, с какой скоростью и в каком количестве за установленный срок эксплуатации может изменяться его мощность. Основными факторами, влияющими на маневренность АЭС, являются:

•циклическая прочность конструкционных материалов оборудования и трубопроводов, зависящая от изменений температуры и давления;

•характеристики ядерного топлива, определяемые изменением в нем энерговыделения в переходных режимах;

•алгоритмы управления процессами в оборудовании, в том числе

иво вспомогательных технологических системах.

Технический минимум нагрузки — это минимальный уровень, на который возможен переход от максимального уровня и обратно с требуемой или регламентированной скоростью. При этом в проекте предусматривается максимально допустимое число таких переходов.

Атомные электростанции, как правило, строились и строятся в промышленно развитых районах, в которых существуют большая потребность в электроэнергии и высокая стоимость органического топлива (например, в европейской части России). Они характеризуются меньшими затратами на топливо в расчете на 1 кВтæч вырабатываемой электроэнергии, но большими капиталовложениями. До сравнительно недавнего времени АЭС проектировались для несения исключительно базовой нагрузки. В то же время увеличение доли АЭС в выработке электроэнергии в регионе потребует их участия в покрытии переменной части графика.

Чтобы изменить выдаваемую АЭС или блоком АЭС электрическую мощность, нужно изменить мощность реактора, рассчитываемую обычно по формуле

Q = G ccp( t ′ – t ″ ) ,

29

где G — расход теплоносителя через реактор; ccp — средняя изо-

барная теплоемкость теплоносителя.

Мощность реактора обычно регулируется при G = const измене-

1

нием температур на выходе t ′ и на входе t ″ при постоянстве сред-

11

ней температуры в реакторе или изменением t ″ при постоянстве

1

температуры на выходе t ′ . В обоих случаях изменяется температура

1

корпуса реактора (толстостенного сосуда, работающего под высоким давлением), оболочек тепловыделяющих элементов (твэлов) и топлива (работающих при больших градиентах температур). Следствием являются температурные напряжения в материалах, которые должны иметь приемлемое (допустимое) значение.

Технический минимум нагрузки атомных электростанций с корпусными реакторами в настоящее время составляет около 70 % номинальной мощности, у канальных реакторов он несколько ниже (до 50 % при скорости изменения мощности 0,1 % в секунду) [4].

Номинальная мощность блока — это максимальная мощность, которую может выдавать турбогенератор длительное время при соблюдении технических условий эксплуатации.

Суммарная номинальная мощность всех турбогенераторов электростанции составляет ее установленную мощность.

Максимальная мощность электростанции (или турбогенератора), на которой она работает в течение какого-либо периода времени, как правило, не больше установленной (номинальной). Работа турбогенератора на мощности, большей номинальной, допускается, но в течение сравнительно короткого регламентируемого промежутка времени.

Графики электрической нагрузки (суточный, годовой или другой

продолжительности τ ) энергосистемы характеризуются рядом пара-

р

метров:

N— суммарной установленной электрической мощностью

N— средней мощностью электростанций за τ ;

τ— числом часов (продолжительностью) использования уста-

уст

новленной мощности за τ ;

р

τ— числом часов (продолжительностью) использования мак-

max

симума нагрузки.

30