Баклушин Експлуатация АЕС 2011

В часы ночного провала нагрузок вода из Александровского водохранилища перекачивается гидроагрегатами Ташлыкской и Константиновской ГЭС-ГАЭС. Насосная станция первого подъема работает равномерно в течение суток, за исключением часов максимального электропотребления.

Всоответствии с первоначальным проектом:

1.АЭС состоит из четырех энергоблоков ВВЭР-1000.

2.На Ташлыкской ГЭС-ГАЭС общей мощностью 1820 МВт установлено шесть обратимых гидроагрегатов единичной мощностью 130 МВт в турбинном режиме и 133 МВт – в насосном, а также три «прямых» агрегата по 360 МВт. Максимальный перепад высот составляет 83 м.

3.На Константиновской ГЭС-ГАЭС установлено восемь гидроагрегатов единичной мощностью 53,6 МВт в турбинном режиме и 80 МВт – в насосном. Расчетный напор – 20,3 м.

Рис. 10.3. Принципиальная схема охлаждения циркуляционной воды и гидроаккумулирования за сутки на Южно-Украинском энергокомплексе

Возможный режим работы гидроэнергетических объектов комплекса представлен в табл. 10.1. Как видно из нее, в ночное время насосные станции расходуют 1600 МВт, т.е. 40% мощности АЭС. В

171

вечерний максимум нагрузки суммарная мощность комплекса доходит до 6400 МВт.

Энергетические режимы работы энергокомплекса в пределах выбранных параметров энергетических установок и водохранилищ устанавливают различными в зависимости от требований энергосистемы. В течение конкретных суток энергетические режимы могут существенно отличаться от приведенного в табл. 10.1. Путем изменения числа часов работы и степени использования установленной мощности каждой ГЭС-ГАЭС и насосной станции выбираются оптимальные режимы загрузки, отвечающие требованиям энергосистемы.

Отметим, что в процесс охлаждения циркуляционной воды АЭС вовлекаются водные поверхности всех трех водохранилищ. По результатам термогидравлических исследований и расчетов доля Ташлыкского водохранилища в охлаждении воды составляет до 60 %, а на долю Александровского и Константиновского водохранилищ приходится около 40 %.

Таблица 10.1 Режим работы гидроагрегатов комплекса (проект 1980-х гг.)

172

Выбор и обоснование основных параметров водохранилищ производились с учетом следующих основных требований:

•обеспечения расчетных расходов циркуляционной воды в системе охлаждения АЭС;

•регулирования неравномерного стока реки и использования его для орошения земель на площади до 50 тыс. га и выработки электроэнергии;

•исключения «теплового загрязнения» сбрасываемых вод; обеспечения необходимых санитарных пропусков воды в нижний бьеф воды Александровского гидроузла.

Колебания уровней в водохранилищах, связанные с привлечением их к выработке электроэнергии составляют:

•в Ташлыкском водохранилище – 4,5 м;

•в Александровском – 4,7 м;

•в Константиновском – 1−2 м; причем полное колебание уровня в Константиновском водохранилище с учетом расходов на орошение доходит до 17,5 м.

Принятая схема использования водохранилищ для охлаждения и гидроаккумулирования является весьма гибкой, поскольку позволяет в оптимальных границах маневрировать мощностями ГЭСГАЭС и насосной станции первого подъема в зависимости от температурных условий и режимных требований энергосистемы к работе энергоисточников комплекса. Вместе с тем осуществление достаточно глубокого охлаждения отвечает также и требованиям водопользователей, расположенных ниже Александровского гидроузла.

Основные положительные стороны описанного решения, помимо обеспечения стабильного режима работы АЭС:

•комплексное использование водохранилищ;

•отказ от строительства градирен;

•уменьшение площади занятых земель;

•сокращение затрат на эксплуатацию.

В [46] высказывается также мнение, что в таких энергокомплексах возможен отказ от установки на АЭС дизель-генераторов, поскольку для обеспечения собственных нужд комплекса могут использоваться гидроагрегаты любой ГЭС-ГАЭС.

173

Южно-Украинский энергокомплекс в проектном варианте реализован не был. В 80-х годах ХХ в. были введены в эксплуатацию три блока АЭС. В 1985 г. начато строительство Александровского гидроузла. Его ГЭС введена в строй в 1999 г., на ней установлено два агрегата общей мощностью 11,5 МВт. В 2006-м состоялся пуск первого агрегата Ташлыкской ГАЭС. По последнему варианту (утвержденному в 1999 г.) эта ГАЭС будет иметь шесть обратимых агрегатов. Мощность каждого в насосном режиме составляет 229 МВт, в генераторном – 150 МВт.

На российских АЭС создание энергокомплекса АЭС-ГАЭС было предусмотрено для блока № 5 Курской АЭС, но в связи с задержкой строительства блока этот проект до настоящего времени не реализован.

Строительство ряда гидроаккумулирующих станций предусмотрено и упоминавшейся Генеральной схемой размещения объектов энергетики до 2020 г., одобренной Правительством РФ [49]. После этого концерн «Росэнергоатом» и компания «РусГидро», в ведении которой находится строительство ГАЭС, приняли решение синхронизировать сроки ввода гидроаккумулирующих электростанций (ГАЭС) и новых блоков атомных станций. Речь идет о Ленинградской ГАЭС, Курской ГАЭС и гидроаккумулирующей станции в составе Центрального энергокомплекса (ГАЭС+АЭС) в Тверской области.

Строительство совмещённых энергокомплексов позволит снизить расходы на реализацию схемы выдачи мощности по сравнению с раздельным строительством АЭС и ГАЭС, а также уменьшить затраты на создание строительной, производственной и социальной инфраструктуры.

174

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ К ЧАСТИ I

Нормативные документы и отраслевые стандарты

1.Общие положения по обеспечению безопасности атомных станций при проектировании, сооружении и эксплуатации (ОПБ88/97). М.: Госатомнадзор РФ, 1998.

2.Основные правила обеспечения эксплуатации атомных стан-

ций. Изд. 4-е (СТО 1.1.1.01.0678-2007). М.: Энергоатом, 2008.

3.Правила ядерной безопасности реакторных установок атомных станций. НП-082-07. М.: Ростехнадзор, 2007.

4.ГОСТ 24277-91. Установки паротурбинные стационарные для атомных электростанций. Общие технические условия. М.: Комитет по стандартизации, 1991.

5.Нормы участия энергоблоков ТЭС в нормированном первичном и автоматическом вторичном регулировании частоты. Стандарт СО-ЦДУ ЕЭС 001-2005.

6.Основные положения по первичному и вторичному регулированию частоты и активной мощности в ЕЭС России. Методические указания. СО-ЦДУ ЕЭС, 2002.

7.Правила предотвращения развития и ликвидации нарушений нормального режима электрической части энергосистем. ОАО РАО

«ЕЭС России». СТО 17330282.29.240.001-2005.

8.Технические требования к маневренным характеристикам блоков АЭС с реакторами на тепловых нейтронах типа РБМК, РБМКП, ВВЭР (проект). Донецк, 1977.

9.Технические требования к участию АЭС в первичном регулировании частоты в энергосистеме и в изменениях нагрузки АЭС по диспетчерскому заданию. Согласованы техническим директором концерна «Росэнергоатом» Н.М. Сорокиным 05.10.2004, утверждены руководителем СО-ЦДУ ЕЭС.

Научно-техническая литература и учебные пособия

10.Авария на Чернобыльской АЭС и ее последствия. Информация, подготовленная для совещания экспертов МАГАТЭ. Приложение 2. М.: ГК ИАЭ, 1986.

11.Ананьев А.Н. и др. Безопасность АЭС с канальными реакторами. М.: Энергоатомиздат, 1996.

175

12.Афров А.М. и др. ВВЭР-1000: физические основы эксплуатации, ядерное топливо, безопасность. М.: Университетская книга,

Логос, 2006.

13.Аминов Р.З. и др. АЭС с ВВЭР: режимы, характеристики, эффективность. М.: Энергоатомиздат, 1990.

14.Аркадьев Б.А. Режимы работы турбоустановок АЭС. М.: Энергоатомиздат, 1986.

15.Баклушин Р.П. Эксплуатационные режимы АЭС. Обнинск: ГНЦ РФ Физико-энергетический институт, 2009.

16.Беркович М.А. и др. Автоматика энергосистем. М.: Энергоатомиздат, 1985.

17.Беркович М.А. и др. Основы автоматики энергосистем. М.: Энергоиздат, 1981.

18.Бондаренко А.Ф., Комаров А.Н. Требования к поддержанию частоты в ЕЭС России. М.: СО-ЦДУ ЕЭС, 2005.

19.Васильев А.А. и др. Электрическая часть станций и подстанций. М.: Энергоатомиздат, 1990.

20.Воронин Л.М. Особенности эксплуатации и ремонта АЭС. М.: Атомиздат, 1981.

21.Гиршфельд В.Я. и др. Режимы работы и эксплуатация ТЭС. М.: Энергия, 1980.

22.Горохов А.К. и др. Обоснование нейтронно-физической и радиационной частей проектов ВВЭР. М.: ИКЦ «Академкнига», 2004.

23.Жданов П.С. Вопросы устойчивости электрических систем. М.: Энергия, 1979.

24.Зверков В.В., Игнатенко Е.И. Ядерная паропроизводящая установка с ВВЭР-440. М.: Энергоатомиздат, 1987.

25.Иванов В.А. Регулирование энергоблоков. Л.: Машиностроение, Ленинградское отделение, 1982.

26.Иванов В.А. Эксплуатация АЭС. СПб.: Энергоатомиздат,

1994.

27.Игнатенко Е.И., Пыткин Ю.Н. Маневренность атомных энергоблоков с реакторами типа ВВЭР. М.: Энергоатомиздат, 1985.

28.Канальный ядерный энергетический реактор РБМК / Под ред. Ю.М. Черкашова. М.: ФГУП НИКИЭТ, 2006.

29.Косяк Ю.Ф. и др. Эксплуатация турбин АЭС. М.: Энергоатомиздат, 1983.

176

30.Маргулова Т.Х. Атомные электрические станции. М.:

ИздАТ, 1994.

31.Маркович И.М. Режимы энергетических систем. М.: Энер-

гия, 1969.

32.Мысак И.С., Кусков И.А. Повышение маневренности энергоблоков. Киев: Техника, 1982.

33.Овчинников Ф.Я., Семенов В.В. Эксплуатационные режимы ВВЭР. М.: Энергоатомиздат, 1988.

34.Прокопенко А.Г., Мысак И.С. Стационарные, переходные и пусковые режимы энергоблоков ТЭС. М.: Энергоатомиздат, 1990.

35.Пусконаладочные работы на АЭС с реакторами типа ВВЭР.

Волков А.П. и др. М.: Атомиздат, 1980.

36.Реакторная физика для персонала АЭС с реакторами РБМК1000: Учебное пособие. М.: Концерн «Росэнергоатом», 2003.

37.Спассков В.П. и др. Расчетное обоснование теплогидравлических характеристик реактора и РУ ВВЭР. М.: ИКЦ «Академкни-

га», 2004.

38.Ташлыков О.Л. и др. Эксплуатация и ремонт ядерных паропроизводящих установок АЭС. В 2-х тт. М.: Энергоатомиздат, 1995.

39.Трояновский Б.М. и др. Паровые и газовые турбины атомных электростанций. М.: Энергоатомиздат, 1985.

40.Усов С.В., Казаров С.А. Режимы тепловых электростанций. Л.: Энергоатомиздат, 1985.

41.Фельдман М.Л., Черновец А.К. Особенности электрической части атомных электростанций. Л.: Энергоатомиздат, 1983.

42.Шальман М.П., Плютинский В.И. Контроль и управление на атомных электростанциях. М.: Энергия, 1979.

43.Эксплуатационные режимы АЭС с ВВЭР-1000 / Овчинников Ф.Я. и др. М.: Энергоатомиздат, 1992.

Сборники статей и докладов, журналы

44. Гетман А.Ф. и др. Термосиловое нагружение и его связь с напряжениями, повреждаемостью и остаточным ресурсом оборудования. В сб. «Атомные электрические станции». Вып. 12. М.: Энергоатомиздат, 1991, с. 49.

177

45.Дементьев Б.А. и др. О маневренных возможностях АЭС с ВВЭР-440 с позиций малоцикловой прочности оборудования. Там же, с. 107.

46.Доценко Т.П. Южно-Украинский энергетический комплекс

//«Теплоэнергетика», № 7, 1982.

47.Сорокин Н.М. Опыт эксплуатации АЭС концерна «Росэнергоатом», обеспечение безопасности и повышение эффективности атомной энергетики России. В сб. «Безопасность, эффективность и экономика атомной энергетики». Доклады на шестой международной научно-технической конференции. МНТК-2008. М.: Концерн «Росэнергоатом», 2008, с. 3.

48.Троянов В.М. и др. Ядерное топливо. Современное состояние и перспективы. Там же, с. 32.

Другие документы

49.Генеральная схема размещения объектов электроэнергетики до 2020 года. Одобрена распоряжением Правительства РФ

22.02.2008 г. № 215-р.

50.INSAG-7. Чернобыльская авария: дополнение к INSAG-1. Доклад Международной консультативной группы по безопасности ядерных установок. Вена: МАГАТЭ, 1993.

178

СОКРАЩЕНИЯ, ПРИНЯТЫЕ В ЧАСТИ I

179