Зорин В.М. Атомные электростанции. Вводный курс

В-третьих, на развитие ядерной энергетики сильное воздействие оказали аварии на АЭС Three Mile Island (США, 1979 г.) и, особенно, на Чернобыльской АЭС (1986 г.).

Темпы ввода мощностей и производство электроэнергии на АЭС показаны на рис. 1.1 [3, 2008, март]. Можно выделить следующие периоды в развитии ядерной энергетики:

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

2)1970—1986 гг. — период интенсивного ввода мощностей на АЭС (атомная 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 достаточно низком уровне (период осмысления причин и итогов аварий и определения дальнейшей судьбы атомной 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 [3].

Всвете приведенных данных становится понятным прогноз Международного энергетического агентства (World Energy Outlook), сделанный в конце 1990-х годов: 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

Рис. 1.1. Ввод мощностей и производство электроэнергии на атомных электростанциях в мире

11

отмечается, что в ряде стран вновь проявляется интерес к ядерной технологии как к средству сокращения вредных выбросов в атмосферу 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 АЭС, к повышению коэффициента эксплуатационной готовности: оказалось, чем безопаснее станция, тем она более прибыльна.

Приведем результаты исследования, выполненного выпускником кафедры АЭС МЭИ доктором технических наук профессором А.В. Клименко и его сотрудниками [4]. Произведены расчеты стратегий развития мировой энергетики на временном интервале в 500 лет. Стратегии предполагали конкурентное использование органических топлив, 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, предполагались также ограниченными.

Предполагалось, что наряду с традиционными энерготехнологиями в энерговыработке будут участвовать ядерные энергетические установки с четырьмя типами ядерных реакторов:

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

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

•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 энергии, принципиально не изменившие следующие основные результаты исследования:

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

12

2) в случае использования ядерной энергетики в атмосферу будет выброшено неизмеримо меньшее количество вредных веществ (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, цент/(кВтæч):

Из этой таблицы 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 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 ядерной энергетики говорят такие прогнозы суммарной мощности АЭС, сделанные специалистами МАГАТЭ [3]: 2010 г. — 380—390 ГВт; 2020 г. — 420—520 ГВт; 2030 г. — 450—

690ГВт.

ВРоссии принята Федеральная целевая программа «Развитие атомного энергопромышленного комплекса России на 2007—2010 годы и на перспективу до 2015 года». В соответствии с этой про-

13

граммой к 2015 г. должны быть введены в эксплуатацию 7 ядерных энергоблоков мощностью 7,2 ГВт. В период 2015—2020 гг. запланировано строительство еще 12 энергоблоков. Кроме того, предполагается разработка и строительство АЭС малой мощности, создание головного опытно-промышленного энергоблока с быстрым реактором со свинцово-висмутовым теплоносителем СВБР-75/100, обоснование реакторной установки БРЕСТ и энергоблока с быстрым натрийохлаждаемым реактором БН-1800 и др.

Из всего сказанного 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;

•необходимо строительство ядерных реакторов-размножите- лей и реализация 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 количество и с реакторами каких типов работает энергоблоков на АЭС России?

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

4.Назовите основные итоги, достигнутые атомной энергетикой в своем раз-

витии.

5.Назовите основные проблемы в развитии ядерной энергетики.

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

14

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.

15

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 величину до 35 % и более) и от времени года. Суточный график характеризуется двумя максимумами нагрузки, превышающими ночной минимум нагрузки на 20…25 % зимой и на 12…15 % летом (рис. 2.2);

•годовые графики месячных максимумов электрических нагрузок (рис. 2.3), отражающие изменение нагрузок в течение года (в летние месяцы нагрузка примерно на 25 % меньше, чем в зимнее). Как правило, в 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. имели следующие значения, ГВт:

16

• графики годовых электрических нагрузок по продолжительности (рис. 2.5), позволяющие выделить виды нагрузок: базовую, продолжительность которой практически совпадает с продолжительностью года (τгод = 8760 ч), промежуточную (полупиковую) — с продолжительностью 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 (тре-

17

бующие при их создании больших капиталовложений), оснащенные современным оборудованием и автоматикой. Такие электростанции называются базовыми и обеспечивают нижнюю часть графика нагрузки.

Наименьшее число часов в году работают электростанции, имеющие большие эксплуатационные затраты (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 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,

18

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 установки (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 мощности. 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 или, как говорят, участия электростанции в регулировании нагрузки, определяется ее маневренностью, которая, в свою очередь, зависит от маневренности установленного на станции оборудования.

Маневренность — это свойство или характеристика оборудования, отражающая в каких пределах и с какой скоростью может изменяться его мощность без уменьшения установленного срока эксплуатации (маневренность зависит от свойств и характеристик металлоконструкций оборудования).

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 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 капитальными затратами. 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.

19

Чтобы изменить выдаваемую электрическую мощность АЭС или блоком АЭС, нужно изменить мощность реактора:

Qp = G1ccpp ( t ′1 – t ″1 ) ,

где G1 — расход теплоносителя через реактор; ccpp — средняя изо-

барная теплоемкость теплоносителя.

Мощность реактора обычно регулируется при G1 = const изменением температур на выходе t ′1 и на входе t ″1 при постоянстве средней температуры в реакторе или изменением t ″1 при постоянстве температуры на выходе t ′1 . В обоих случаях изменяется темпера-

тура корпуса реактора (толстостенного сосуда, работающего под высоким давлением), оболочек тепловыделяющих элементов 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) [8].

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 τр) энергосистемы характеризуются рядом пара-

метров:

Nуст — суммарная установленная электрическая мощность электростанций, объединенных в систему;

Nmax — максимальная мощность за время τр (Nmax ≤ Nуст, разность Nуст – Nmax есть резерв мощности в системе);

Nср — средняя мощность электростанций за τр;

20