Баклушин Р.П. Эксплуатация АЭС часть I Работа АЭС в энергосистемах; часть II Обращение с радиоактивными отходами

жим и др. За счет этих мероприятий конденсационные энергоблоки тепловых электростанций должны будут стать полупиковыми, что позволит в определенной мере смягчить остроту проблемы покрытия переменных нагрузок. Однако сокращение доли КЭС, даже с учетом более глубокого регулирования их блоков, в недалеком будущем сделает их возможности недостаточными для покрытия переменной части графика электрических нагрузок.

Уже сегодня в некоторых энергосистемах, примыкающих к крупным промышленным центрам, доля энергооборудования, традиционно считающегося базовым (ТЭЦ, АЭС), значительно превышает долю базовых нагрузок в общем энергопотреблении, что создает трудности в покрытии графика нагрузок. Положение усугубляется наличием оборудования, отработавшего расчетный ресурс и нуждающегося поэтому в более мягком режиме эксплуатации. Это относится, между прочим, и к блокам АЭС, которым продляется срок эксплуатации. В перспективе отмеченная тенденция будет усиливаться, вследствие чего возможна существенная трансформация требований к маневренным характеристикам энергоблоков.

Определенную роль в покрытии переменных нагрузок могут сыграть гидроаккумулирующие электростанции, газотурбинные и парогазовые установки и т.п. Однако трудно рассчитывать на то, что суммарная мощность всех этих агрегатов может в ближайшее время оказаться достаточной. Отмеченные обстоятельства приведут к привлечению для покрытия переменных нагрузок в той или иной мере агрегатов ТЭЦ и АЭС. Вопрос о хотя бы ограниченной маневренности агрегатов и блоков этих станций будет постепенно становиться центральным в общей проблеме покрытия переменной части графиков электрических нагрузок и выборе структуры установленного в энергосистемах оборудования. Некоторые специалисты считают: если этот вопрос не будет решен, то придется ограничивать допустимую долю атомной энергетики [29].

В настоящее время различными организациями ведутся работы по повышению маневренности ТЭЦ, которые позволили бы обеспечить на ночь и выходные дни глубокое снижение их электрической мощности при сохранении тепловой нагрузки. В этом направлении достигнуты определенные успехи. Каждый успех в этих по-

51

исках чрезвычайно важен для атомной энергетики и позволяет сохранить для АЭС еще на некоторое время базовый режим работы.

Но вследствие увеличения доли АЭС в энергосистемах использование их только в базовой части графика начинает встречать все большие затруднения, по крайней мере, в некоторых энергосистемах с повышенной неравномерностью, и возникает задача хотя бы ограниченного участия энергоблоков АЭС в суточном и недельном регулировании. Речь идет не о полной остановке блоков и агрегатов на ночь и выходные дни и не о снижении мощности до уровня нагрузки собственных нужд, а лишь об обеспечении сравнительно небольшого регулировочного диапазона (20−30 % номинальной мощности), ограниченного по соображениям надежности эксплуатации. Не следует недооценивать полезный вклад любого, самого ограниченного участия АЭС в регулирование энергосистем. Так, разгрузка на 20 % станции, на которой установлены четыре блока по 1000 МВт (Балаковская АЭС), дает тот же эффект, что и полная остановка на каждую ночь блока ТЭС 800 МВт.

Конечно, даже такая ограниченная разгрузка блоков представляет собой непростую задачу, поскольку введенные в эксплуатацию и строящиеся в настоящее время энергоблоки АЭС проектировались как базовые. Но, как известно, если в технике возникает проблема, инженеры рано или поздно всегда находят пути ее решения. Некоторые пути повышения маневренных характеристик АЭС обсуждаются в главе 10.

52

Глава 3. ПОДДЕРЖАНИЕ РЕЖИМА В ЭНЕРГОСИСТЕМАХ

3.1. Общие положения

Как уже говорилось, в установившемся режиме работы мощность, вырабатываемая всеми электрогенераторами энергосистемы, и суммарная мощность, потребляемая промышленными предприятиями, транспортом и т.д., равны друг другу.

Однако режим работы энергосистемы как совокупности электростанций и электрических сетей, вообще говоря, никогда не бывает абсолютно стабильным. Практически в любой момент времени в энергосистеме включается или отключается тот или иной потребитель, генератор или линия электропередачи. Тем самым непрерывно нарушается баланс между выработкой электроэнергии и ее потреблением. Основная задача регулирования энергосистемы состоит в том, чтобы приводить выработку в соответствие с постоянно меняющимся потреблением, обеспечивая при этом минимальные суммарные затраты на производство энергии.

Сложность решения задачи связана с тем, что практически невозможно измерить суммарную мощность, потребляемую в тот или иной момент времени всеми потребителями энергосистемы. По существу, единственным источником информации о величине несоответствия между выработкой электроэнергии и ее потреблением является отклонение частоты в энергосистеме от номинального значения.

Задачу регулирования частоты и мощности в энергосистеме решают совместно служба диспетчерского управления и система автоматического регулирования частоты и активной мощности (АРЧМ).

Специальный отдел диспетчерской службы осуществляет оперативное планирование режима работы энергосистемы. Он на основе изучения статистических материалов по потреблению электроэнергии за прошедший период, планов работы различных предприятий, потребляющих электрическую и тепловую энергию, а также фактических данных по состоянию находящегося в работе или в ремонте энергооборудования и линий электропередачи, разрабатывает на каждые предстоящие сутки график предполагаемого

53

изменения во времени нагрузки, потребляемой в системе. Для покрытия нагрузок, определяемых этим графиком, разрабатываются плановые графики работы электростанций, выдаваемые последним в виде планового задания.

Если бы в любой момент времени фактическое потребление электроэнергии было точно равно плановому, то выполнение плановых графиков обеспечило бы поддержание частоты в энергосистеме. Однако в силу разных причин фактическое потребление электроэнергии отличается от планового. В частности, к этому приводит то обстоятельство, что график рассчитывается для конечных интервалов времени, обычно часовых, а нагрузка потребителей меняется непрерывно. Кроме того, нагрузка станций может изменяться только с определенной скоростью, обусловленной их технологическими особенностями. В периоды резких изменений электропотребления (утренние и вечерние часы) некоторые станции не успевают увеличивать мощность с той скоростью, с которой меняется нагрузка потребителей, из-за чего возникает временное нарушение баланса (см. рис. 5.1). Эти неплановые отклонения нагрузки, а также случайные изменения генерируемой мощности вызывают нерегулярные колебания частоты. Регулирование последней и состоит по существу в восстановлении баланса, в покрытии неплановых отклонений потребляемой мощности.

По своей величине неплановые отклонения не превышают, как правило, 2−3 %. Поэтому к регулированию активной мощности привлекают ограниченное число станций с регулировочным диапазоном 5−10 % мощности системы, в которой они расположены [39].

Кроме того, при регулировании нагрузки и частоты приходится учитывать перетоки электроэнергии по линиям связи и их пропускную способность (вообще говоря, ограниченную).

3.2. Физическая суть процессов регулирования частоты

На ротор каждого турбоили гидрогенератора действуют два момента. Один момент – турбины, – зависящий от впуска в турбину энергоносителя, стремится все время ускорить вращение ротора, другой – генератора – противодействует этому ускорению. Значение последнего момента зависит от электрической нагрузки генератора. Эти два момента в каждом турбо- и гидрогенераторе при

54

3.3. Принципы регулирования частоты

Исторически в ЕЭС России сложилась структура регулирования частоты и мощности, включающая первичное, вторичное и третичное регулирование. При этом основой обеспечения качества отпускаемой электроэнергии и надежности функционирования систем энергоснабжения являются:

•разработка сбалансированных диспетчерских графиков производства, передачи и потребления электроэнергии с учетом прогноза потребления и предложений по производству электроэнергии;

•последующее выполнение диспетчерских графиков (вторичное регулирование режима), при необходимости с оперативной их корректировкой (третичное регулирование);

•стабилизация колебаний текущего баланса мощности в целях быстродействующего ограничения врéменных отклонений частоты при нормальных и аварийных режимах работы энергообъединения

иотделившихся от него регионов (первичное регулирование частоты).

Рассмотрим подробнее эти процессы.

Первичное регулирование частоты. Участие энергетического блока в регулировании частоты определяется его статической характеристикой регулирования скорости (см. рис. 3.3), представляющей собой график зависимости равновесных значений частоты вращения ротора турбины п или соответствующей ей частоты в

57

энергосистеме f от мощности турбины N. Наклон этой характеристики определяется коэффициентом неравномерности

δ = nmax −nmin ,

n0

где пmах и пmin – максимальное и минимальное значения частоты вращения, соответствующие холостому ходу и полной нагрузке турбины; п0 – номинальная частота вращения. Величина коэффициента неравномерности обычно составляет 4−5 %.

На рис. 3.3 пересечение статической характеристики турбины 1 с характеристикой сети 3 (линией п0, соответствующей стандартной частоте в сети f0) определяет рабочую точку блока С, которой соответствует мощность N1, вырабатываемая блоком. При отклонении частоты в энергосистеме изменяется положение рабочей точки на характеристике 1. Соответственно изменяется мощность блока.

Ручное или дистанционное воздействие на механизм управления турбиной (МУТ) смещает статическую характеристику регулирования скорости параллельно самой себе. При ее смещении в положение 2 и неизменной частоте в сети f0 рабочей точкой турбины становится точка D, при этом мощность возрастает до значения N2.

При включенном ограничителе мощности блок не может увеличить мощность сверх заданного значения NА; статическая характеристика блока в этом случае при понижении частоты изображена линией АВ, чему соответствует бесконечно большое значение коэффициента неравномерности.

Рассмотрим энергосистему, в которой параллельно работают z энергетических агрегатов I, II, ..., z со статическими характеристиками регулирования a1b1, a2b2,…, azbz (рис. 3.4) [25].

В исходном установившемся режиме с частотой f0 пересечением статических характеристик агрегатов с характеристикой сети (f0 = = idem) определяются рабочие точки агрегатов а1, а2, ..., az, которым соответствуют значения мощностей N1, N2, …, Nz. Пусть в некоторый момент времени к энергосистеме подключился новый потребитель. Его подключение, изменив структуру энергосистемы, уменьшило общее сопротивление электрической сети. Поскольку мощность, отдаваемая генераторами, в этот момент времени еще

58

равна исходной, подключение дополнительного потребителя понижает напряжение электрического тока и вследствие этого уменьшает мощность, получаемую от сети ранее включенными потребителями.

Рис. 3.4. Статические характеристики агрегатов при регулировании частоты в энергосистеме

Вступающие при этом в работу системы автоматического регулирования возбуждения (АРВ) генераторов, изменяя токи возбуждения, восстанавливают исходное значение напряжения, что сопровождается увеличением токов в сети и возвращением мощностей, получаемых ранее включенными потребителями, к исходным значениям. Дополнительно включенный потребитель забирает из сети мощность ∆N, которая распределяется между генераторами обратно пропорционально сопротивлениям электрических цепей, связывающих их с этим потребителем. Так как турбоагрегаты вырабатывают еще исходные значения мощностей, роторы турбогенераторов замедляют свое вращение и частота в энергосистеме снижается.

Регуляторы скорости паровых, газовых и гидравлических турбин распределяют дефицит мощности между агрегатами приемной системы обратно пропорционально их коэффициентам неравномерности, переводя эти агрегаты к новым режимам, определяемым рабочими точками b1, b2,…, bz (см. рис. 3.4). При этом отклонение частоты ∆f ограничивается некоторым довольно узким интервалом, определяемым статическими характеристиками регулирования агрегатов. Таким путем отдельные агрегаты осуществляют общее первичное регулирование частоты в энергосистеме.

59

Очевидно, что для того, чтобы отклонение частоты было возможно меньшим, в первичном регулировании должно участвовать максимально возможное число блоков. Но чтобы блок участвовал в первичном регулировании, необходимо выдержать, по крайней мере, два условия:

1) блок должен допускать увеличение нагрузки, т.е. он не должен работать на максимальной мощности. Обычно для первичного регулирования предусматривается запас ± 5 %, соответственно мощность блока перед возмущением должна быть не выше 95 %

Nном;

2) зона нечувствительности регулятора частоты вращения должна быть меньше возникшего отклонения числа оборотов. Сегодня для систем авторегулирования турбин, в том числе турбин АЭС, допускается зона нечувствительности по частоте вращения

± 150 мГц.

Поясним встретившийся выше термин «общее первичное регулирование». Стандарт СО-ЦДУ ЕЭС № 001-2005 [5] выделяет два вида первичного регулирования: общее и нормированное.

Общее первичное регулирование – первичное регулирование,

осуществляемое всеми энергоблоками в пределах имеющихся в данный момент времени резервов первичного регулирования с характеристиками систем первичного регулирования энергоблоков, заданными действующими нормативами, и имеющее целью сохранение энергоснабжения потребителей и функционирования электростанций при аварийных отклонениях частоты.

Нормированное первичное регулирование – первичное регу-

лирование, осуществляемое выделенными энергоблоками, на которых запланированы и постоянно поддерживаются резервы первичного регулирования и обеспечено их эффективное использование в соответствии с заданными характеристиками (параметрами) первичного регулирования.

Стандарт устанавливает нормы для участия энергоблоков ТЭС в нормированном первичном и автоматическом вторичном регулировании частоты. Станции, участвующие в нормированном первичном регулировании частоты, должны обеспечивать поддержание указанного нормального уровня частоты, причем зона нечувствительности регулятора частоты вращения должна быть не больше

0,01 Гц.

60