Содержание к диссертации
Введение
1. Введение 14
1.1. Обоснование возможностей и практика эксплуатации АЭС с водоводяными энергетическими реакторами (ВВЭР) на повышенной мощности в России 14
1.2. Повышение мощности энергоблоков АЭС с PWR сверх номинального уровня за рубежом 27
1.3. Решение вопросов безопасности при переходе на повышенную мощность АЭС с ВВЭР и PWR 35
1.3.1. Обеспечение безопасности при повышении мощности энергоблоков АЭС с ВВЭР в России 35
1.3.2. Анализ безопасности и меры по выполнению ограничений при повышении мощности (на примере энергоблоков Балаковской АЭС) 37
1.3.3. Анализ теплогидравлических характеристик реактора ВВЭР-1000 при повышении тепловой мощности до 104% номинальной (на примере энергоблока №2 Балаковской АЭС) 60
1.4. Цель и задачи исследования 68
2. Принципы обоснования допустимых пределов повышения мощности реакторной части 70
2.1. Обоснование уточненного метода определения мощности реакторной установки 70
2.2. Резервы повышения мощности совершенствованием внутриреакторного контроля и расчетных процедур 74
2.3. Анализ возможности повышения паропроизводительности парогенераторов и подачи главных циркуляционных насосов 89
3. Обоснование повышения мощности теплосилового и электротехнического оборудования выше номинальной 98
3.1. Анализ возможности увеличения мощности турбины энергоблоков АЭС 1000 МВт (на примере К-1000-60/1500-2М) 98
3.2. Выбор программ регулирования парогенераторов в режимах со сверхноминальной мощностью турбоустановки К-1000-60/1500-2М ... 105
3.3. Реализация повышенной мощности обводным пропуском пара в ЦВД и СПП турбоустановки К-1000-60/1500 109
3.4. Модернизация узла конденсатных насосов и обеспечение вакуума с учетом повышенной мощности турбоустановки 118
3.4.1. Оценка надежности конденсатных насосов 1-го и 2-го подъемов при повышении мощности турбоустановки до 110%NHOM 118
3.4.2. Обеспечение эксплуатационного вакуума на режимах с повышенным пропуском пара в конденсатор 123
3.5. Анализ работы электрооборудования турбогенератора блока 1000 МВт на повышенной мощности 126
3.6. Коррекция водно-химического режима второго контура энергоблока 1000 МВт с учетом работы на повышенной мощности 128
4. Технико-экономический анализ эффективности работы аэс на повышенной мощности 149
4.1. Обоснование мероприятий, оценка необходимого объема модернизации (на примере Балаковской АЭС) 149
4.2. Системная эффективность повышения мощности АЭС с ВВЭР-1000 с учетом роста КИУМ, надежности и экологии 154
4.2.1. Эффективность топливоисполъзования и обоснование надежности топлива при работе на повышенной мощности... 154
4.2.2. Эффективность инвестиций в повышение мощности энергоблоков АЭС выше номинальной 166
4.2.3. Оценка экономического и экологического эффекта "вытеснения" выработки электроэнергии на ТЭС 176
4.3. Эффективность участия АЭС в системном регулировании частоты при увеличении располагаемой мощности 196
Выводы и рекомендации 202
Список использованных источников 206
- Повышение мощности энергоблоков АЭС с PWR сверх номинального уровня за рубежом
- Резервы повышения мощности совершенствованием внутриреакторного контроля и расчетных процедур
- Выбор программ регулирования парогенераторов в режимах со сверхноминальной мощностью турбоустановки К-1000-60/1500-2М
- Системная эффективность повышения мощности АЭС с ВВЭР-1000 с учетом роста КИУМ, надежности и экологии
Введение к работе
Атомная энергетика занимает сегодня прочные позиции в электроэнергетической отрасли России. Намечаемая программа широкого ввода АЭС с водо-водяными энергетическими реакторами (ВВЭР) мощностью 1000 МВт позволит уже в ближайшем будущем поднять долю выработки на АЭС по стране с 12,5-13% в 2005г. до 20% и более через 15 лет (к 2020г.).
Наравне с наращиванием новых мощностей на АЭС, в условиях инвестиционных трудностей в атомно-энергетической отрасли, весьма важным становится также более эффективное использование и развитие существующих мощностей выше установленного значения. Как известно, за рубежом и в России разработаны и в последнее время широко внедряются различные способы и пути повышения эффективности, надежности, безопасности энергоблоков АЭС с корпусными водоводяными реакторами (PWR) и ВВЭР средней и повышенной мощности. Сегодня приемлемыми можно признать только такие пути повышения мощности и эффективности, которые, во-первых, не снижают надежность и безопасность по всем регламентируемым показателям и это может быть доказательно обосновано, во-вторых, которые при обязательном выполнении первого условия характеризуются наибольшей экономичностью при их реализации. К таким приоритетным способам повышения энерговыработки уже действующих энергоблоков с ВВЭР-1000 следует отнести перевод их на работу с повышенной сверх номинального уровня мощностью. Принципиально, такой режим работы обосновывался в конце 80-х - начале 90-х годов для АЭС с PWR в США, Германии [79,97-99,102,103], для АЭС с ВВЭР-440 в России (Кольская АЭС) [35, 55], несколько позднее для АЭС с ВВЭР-1000 в [5,7,10,11,18,38,87]. Практически, во всех публикациях как у нас, так и за рубежом, отмечалось, что основным лимитирующим фактором при этом является ядерная паропроизводя-щая установка (ЯППУ), в особенности, реактор и, в меньшей мере, - турбоустановка со вспомогательным оборудованием.
Принципиально, работа реактора на повышенной мощности сегодня становится возможной по причинам: 1) непрерывно уточняются нейтронно-физи ческие константы и расчетные коды, благодаря чему удается доказательно обосновывать обеспечение принятых (нормативных) коэффициентов запасов при меньшей консервативности подходов; 2) в процессе совершенствования методов и аппаратуры контроля нейтронного потока, неравномерности полей энерговыделения в активной зоне, улучшения представительности и точности обработки данных СВРК реактора и подсчета тепловой мощности и КПД снижаются потребные запасы на неточность оценок мощности; 3) более рациональные методы управления неравномерностями энерговыделения в осевом и радиальном направлении, переход к стратегиям перегрузок, сочетающим принципы "малых утечек" и "низкой неравномерности", более совершенное и эффективное топливо (усовершенствованные ТВС с жестким каркасом, с циркониевыми ДР и НК и с гадолинием, удлиненным топливным столбом, уменьшенным объемом газосборников и др.), "выравнивание" полей энерговыделения в процессе длительного выгорания топлива также приводят к возможностям повышения эксплуатационной надежности при работе на мощности выше номинального уровня.
Сегодня переход к работе на мощности выше номинальной признан целесообразным на ряде уже эксплуатируемых и вновь вводимых АЭС России. С этой целью намечена программа ступенчатого повышения максимальной мощности этих энергоблоков в начальном периоде до 104,107 и 110%.
В разработках достигаемые уровни выше номинального оцениваются по допускаемой тепловой мощности реактора, однако очевидно, что при этом всемерное повышение (улучшение) КПД второго контура при реализации таких режимов работы также однозначно повышает общую эффективность работы АЭС [14]. Поэтому наряду с научно-проектными обоснованиями по первому контуру (СВРК, уточнение расчетных кодов, усовершенствование ТВС) не менее важно исследовать и решать сопутствующие задачи эксплуатационного характера, которые могут обеспечить повышение мощности энергоблоков. Это оптимальные характеристики водно-химического режима (ВХР) обоих контуров в энергоблоке, рациональные программы регулирования тепло и паропро изводительности в парогенераторах, повышение до необходимого уровня агрегатной мощности лимитирующих элементов тепловой схемы (например, подачи конденсатных насосов 1-го и П-го подъемов, некоторых характеристик низкопотенциального комплекса (НІЖ)).
Соображения по вопросу, что лучше в ближайшей перспективе для атомной энергетики России: новый проект и ступень мощности или эволюция серийной модели были высказаны в пользу планомерного повышения мощности в научных публикациях более 15 лет назад [18,24] учеными и специалистами ИАЭ им. И.В. Курчатова (РНЦ "КИ"), ОКБ ПО "Ижорский завод", Саратовского гостехуниверситета совместно с ПОАТ "ХТЗ" и Балаковской АЭС.
Вместе с тем, сегодня необходимы критерии эффективности внедрения такого метода работы не только внутристанционного (КПД, себестоимость, внутренняя доходность, прибыль), но и общесистемного характера. К ним относится, например, рост КИУМ, или возможность сочетать высокие КИУМ с умеренным участием АЭС в недельном и сезонном регулировании графиков нагрузки (в околономинальных режимах и при Nn NHOM). Важные системные преимущества при этом: повышенные возможности участия АЭС в системном регулировании (в том числе противоаварийном), дополнительное замещение газа как ценного экспортного ресурса на ТЭС при росте выработки на АЭС, вытеснение низкоэкологичных топлив и снижение общетоксичных выбросов и газов с парниковообразующим эффектом. Ряд вопросов из перечисленных выше не нашли еще полного выяснения.
Данная диссертационная работа посвящена оценке возможностей и обоснованию эффективности реализации путей и способов повышения мощности энергоблоков АЭС с ВВЭР-1000 выше номинального уровня.
Цель работы
Научное обоснование возможностей и эффективности эксплуатации энергоблоков АЭС с ВВЭР-1000 на повышенной мощности (на примере Балаковской АЭС).
Основные задачи исследования
1. Разработка методических положений анализа эффективности работы АЭС на повышенной мощности без снижения уровня безопасности с учетом системных факторов.
2. Оценка допустимых пределов повышения мощности действующего серийного оборудования энергоблоков 1000 МВт и необходимого объема модернизации с использованием данных, полученных в РНЦ "КИ" и ОКБ "Гидропресс".
3. Анализ и выбор наивыгоднейших эксплуатационных приемов, технологических путей и программ регулирования реактора, парогенераторов, паро-впуска турбины и др. оборудования для реализации сверхноминальной электрической мощности блока.
4. Расчет эффективности и подготовка к поэтапному внедрению работы на повышенном уровне мощности блоков 1000 МВт (на примере Балаковской АЭС).
В диссертации разработаны общие методологические положения анализа эффективности повышения мощности энергоблоков АЭС с ВВЭР-1000 на основе учета комплекса факторов, включая системные. К ним относятся: оценка внутренней эффективности энергоблока, научные основы уточнения реальной мощности реакторной установки и энергоблока, определение дополнительных резервов мощности реактора при совершенствовании СВРК, паропроизводи-тельности ПГ и подачи ГЦН, мощности турбоустановки с электротехническим оборудованием (турбогенератора), производительности конденсатных насосов.
В диссертации предложены эксплуатационные пути повышения мощности блоков, в том числе обеспечением рационального водно-химического режима И-го контура. Доказательно обоснована эффективность усовершенствованного ВХР, как комбинированного пути повышения полной электрической мощности энергоблока: 1) за счет КПД (из-за роста коэффициентов теплопередачи и снижения температурных напоров в ПГ и др. теплообмениках); 2) за счет большей допускаемой тепловой мощности РУ по условиям соблюдения заданного запаса до начала кипения теплоносителя на выходе ТВС (из-за меньшего температурного напора на горячем участке ПГ). Новый водный режим способствует также росту электромеханического КПД блоков и снижению ограничений мощности по условию охлаждения генератора в наиболее жаркие летние периоды.
В диссертации проведен выбор оптимальных путей и способов увеличения (снижения) мощности турбоустановки К-1000-60/1500-2М и парогенераторов на режимах сверхноминальных нагрузок, разработан метод системного технико-экономического анализа эффективности работы АЭС с ВВЭР-1000 на повышенной мощности.
Проведена (на примере реальных мероприятий по 2-му энергоблоку Бала-ковской АЭС) оценка объема модернизации для обеспечения работы на повышенном уровне мощности.
Предложены методики расчета системной эффективности повышения мощности АЭС с ВВЭР-1000 с учетом роста КИУМ, надежности и улучшения экологии.
Проведен анализ расчетных эффектов повышения мощности энергоблока 1000 МВт в энергосистеме.
Научная новизна
1. Обоснованы возможности повышения мощности выше номинального уровня реакторных установок ВВЭР-1000 на основе анализа разработок РНЦ "КИ", ОКБ "Гидропресс" и данных эксплуатации Балаковской АЭС.
2. Разработаны методические положения оценки системной эффективности работы с повышенной мощностью при обеспечении требуемого уровня безопасности.
3. Предложены научные основы выбора технических решений и программ регулирования, обеспечивающие работу энергоблоков АЭС с ВВЭР-1000 на повышенном уровне мощности.
4. Обоснован способ участия энергоблоков АЭС с повышенной мощностью в первичном регулировании частоты в энергосистеме, защищенный патентом России.
Практическая значимость
Обоснованы допустимые уровни повышения тепловой мощности РУ ВВЭР-1000 при совершенствовании систем внутриреакторного контроля (СВРК). Оценены технико-экономические преимущества повышения мощности энергоблоков АЭС с ВВЭР-1000 на основе экономических критериев себестоимости, чистой прибыли АЭС и минимума системных затрат. Показаны возможные влияния системных факторов: изменения потребного резерва мощности в энергосистеме, ограничения предельной доли АЭС в проблемных энергорайонах с отсутствием (недостатком) маневренных мощностей, снижения экологического вреда воздушному и водному бассейну, вытеснения природного газа из энергетики как более ценного экспортного ресурса.
На защиту выносятся:
1. Результаты обоснования повышения тепловой мощности выше номинального уровня РУ ВВЭР-1000 на основе анализа имеющихся разработок РНЦ "КИ", ОКБ "Гидропресс" и имеющихся данных эксплуатации Балаковской АЭС.
2. Методические положения, результаты анализа и расчетов системной эффективности работы на повышенном уровне мощности энергоблоков АЭС с ВВЭР-1000 при обеспечении требуемого их безопасности.
3. Схемные и технические решения по обеспечению возможности работы энергоблоков АЭС с ВВЭР-1000 на повышенном уровне мощности.
4. Способ участия энергоблоков АЭС с ВВЭР в системном регулировании частоты при повышенной располагаемой мощности.
5. Результаты анализа системной эффективности эксплуатации АЭС с ВВЭР-1000 на повышенном уровне мощности.
Достоверность результатов и выводов диссертационной работы обоснованы положениями методики системных исследований в атомной энергетике, теории структурной (поэлементной), теплофизической, теплогидравлической надежности активной зоны, надежности элементов и блока АЭС в целом, термодинамического анализа реальных влажнопаровых циклов АЭС, теории автоматического регулирования тепловых процессов в энергоблоке АЭС с ВВЭР-1000. Проведено сопоставление полученных результатов и выводов диссертации с имеющимися данными других исследований. Личный вклад автора заключается в следующем:
1. Разработаны методические положения анализа эффективности работы АЭС на повышенной мощности при обеспечении требуемого уровня безопасности. При этом учтены рост КИУМ, вытеснение замещаемого топлива, системная надежность и экология.
2. Оценены допустимые пределы повышения мощности эксплуатируемого оборудования энергоблоков 1000 МВт и необходимый объем модернизации для условий конкретных энергоблоков.
3. Проанализированы и выбраны наивыгоднейшие технические пути и программы регулирования реактора, парогенераторов и паровпуска турбины для реализации сверхноминальной электрической мощности блока.
4. Предложен и защищен патентом России способ участия АЭС с ВВЭР-1000 при повышенной располагаемой мощности в первичном регулировании частоты в энергосистеме, что позволяет в системах с высокой долей АЭС снизить вероятность развития системных аварий.
5. Обоснована расчетная эффективность работы на повышенном уровне мощности блоков 1000 МВт (на примере Балаковской АЭС).
Работа выполнена на кафедре "Тепловые электрические станции" Саратовского государственного технического университета и в филиале концерна Росэнергоатом "Балаковская атомная электростанция" в рамках основного научного направления развития науки и техники Российской Федерации "Топливо и энергетика", Федеральной программы фундаментальных исследований в области "Физико-технических проблем энергетики", программы Минвуза России 02.В.04 "Разработка научно-методологических основ повышения эффективности АЭС с водоводяными реакторами в энергосистемах".
Изложенные в диссертации материалы опубликованы в научных статьях и докладывались на научных конференциях и семинарах в 2003-2007гг., в том числе зарубежных симпозиумах и конференциях.
Материалы диссертационной работы прошли предварительную апробацию на кафедре Тепловых электрических станций и в Проблемной лаборатории (ПНИЛ ТЭУ) Саратовского государственного технического университета (июнь, 2007г.), в РНЦ "Курчатовский институт", в ОКБ "Гидропресс" (июль-август 2007г.).
Разработанные в диссертации методологические положения и результаты исследования могут быть использованы для повышения эффективности действующих и проектируемых к вводу АЭС с ВВЭР в энергосистемах России.
Материалы диссертации окажутся полезными также для проектных организаций при обосновании оптимальных сценариев развития атомной энергетики и для руководства ФГУП концерн "Росэнергоатом", а также российских АЭС с ВВЭР-1000 при переводе их в режим работы с мощностью выше номинальной.
Автор выражает благодарность научному руководителю доктору технических наук, профессору Хрусталеву Владимиру Александровичу, коллективам кафедр "Тепловые электрические станции" и ее заведующему доктору технических наук, профессору Аминову Рашиду Зарифовичу, "Теплоэнергетика" и Проблемной научно-исследовательской лаборатории ТЭУ за советы, замечания и пожелания, высказанные при подготовке и обсуждении диссертации.
Повышение мощности энергоблоков АЭС с PWR сверх номинального уровня за рубежом
Около 20 лет назад в США появились работы [79,07-99,102], оценивающие возможность, экономичность и безопасность эксплуатации некоторых действующих энергоблоков с PWR на уровне мощности выше проектной (номинальной). Существенное внимание уделялось дополнительным анализам проектов, специальным вопросам безопасности, описанию лицензионных процедур. Приводились некоторые достигнутые результаты.
Экономические и технические предпосылки повышения мощности сверх номинального уровня . Повышение мощности АЭС начали применять в США как потенциально эффективный в экономическом отношении путь увеличения отпуска электроэнергии. Если удельная стоимость новой АЭС по оптимистическим усредненным оценкам равна 2250 дол./кВт, то при повышении мощности действующей АЭС дополнительные затраты составят всего 5% этого значения, т. е. менее 150 дол./кВт. По другим максимальным оценкам расходы на повышение мощности могут составить 8% и более, достигая 400 дол./кВт [28]. В ряде случаев расчеты показали существенно меньшие затраты [79]. Так, энергоблоки АЭС "Норд-Анна-1 и -2" и "Сарри-1 и -2" (энергосистема фирмы "Вирджиниа пауэр") потребовали около 6 млн дол. для обеспечения повышения мощности на 5% (каждого блока примерно на 40 МВт). Это эквивалентно дополнительным капитальным вложениям 38 дол./кВт. Из табл. 1.2 видна наибольшая эффективность повышения мощности действующих АЭС США в сравнении с сооружением электростанций любых других типов.
Взгляды на техническую сторону реализации повышения мощности во многом отличаются [97-99,102]. В работе [97], например, отмечено, что ЯППУ (с PWR) и другие важнейшие элементы АЭС США обычно спроектированы на более высокие параметры, чем разрешено для эксплуатации, поэтому серьезные усовершенствования и модернизация оборудования, как правило, не требуются. Лицензия на повышение мощности АЭС выдается комиссией NRC (Nuclear Regulatory Commission) на основе результатов проверки документации, проверки систем управления и защиты, а также расчетов по безопасности. Так, фирмы SWEC ("Стоун энд Вебстер энджиниринг корпорейшн") и "Вестингауз" [97] совместно выполнили работы по переводу на режим работы с подъемом мощности на 34 МВт двух энергоблоков с трехпетлевыми PWR.
В табл. 1.4 [97,99] приведены основные теплогидравлические параметры по начальным лицензионным условиям и при повышении мощности.
Вместе с тем детальное изучение показало, что в ряде случаев лимитирующим фактором повышения мощности являлась предельная (максимальная по длительности) мощность турбоустановки (например, для энергоблоков АЭС "Норд-Анна" 104,3%) [97]. Больший уровень тепловой мощности по условиям ЯННУ возможен, однако его реализация потребует существенной модернизации турбины, относительно высоких трудозатрат и длительного простоя.
Для конкретных периодичности и стратегии перегрузок топлива дополнительным ограничивающим фактором в тот период могли оказаться проектные пределы по глубине выгорания топлива. Так, в активной зоне PWR энергоблоков "Норд-Анна" использованы ТВС 17x17 с пониженной средней линейной мощностью твэлов, поэтому предельные выгорания не могли достигаться даже при некотором повышении мощности. Напротив, в PWR энергоблоков АЭС "Сарри" применены ТВС 15x15, и длительная работа в течение расчетной кампании при повышении мощности могла потребовать загрузки дополнительного свежего топлива с меньшим обогащением.
Подготовительные мероприятия и лицензирование повышения мощности. Этим вопросам уделялось исключительное внимание в связи с общей сложностью лицензионных процедур в ядерной энергетике США как в тот период, так и в настоящее время.
Программа повышения мощности [97] начиналась с изучения допустимых пределов, в результате чего определялись основные препятствия и пересматривались требования, выявлялась новая проектная информация, которой должны обмениваться проектные организации, вырабатывалась структура подробной проверки. Подробная проверка включает анализ аварий, основных элементов и трубопроводов, теплового баланса, гидравлических систем, всех основных общестанционных систем, а также воздействия на окружающую среду.
Программа завершалась лицензионным отчетом, окончательным отчетом по анализу безопасности при повышении мощности (UFSAR - Uprated Final Safety Analyses Report), технической спецификацией изменений параметров (updates) и контрольных уставок, а также расчетами и подробно документированными проверками, которые подтверждали проект станции для условий повышенной мощности.
Резервы повышения мощности совершенствованием внутриреакторного контроля и расчетных процедур
Отметим, что СГТУ совместно с Балаковской АЭС [4] предложил усовершенствованный алгоритм автоматизированного расчета тепловых схем АЭС с ВВЭР-1000 в условиях схемных вариаций. Этот алгоритм может служить дополнительным методом оценки тепловой мощности. Применение метода статистического анализа при определении общей тепловой мощности активной зоны
На АЭС с реакторами ВВЭР-1000, как показано выше, реализовано 5 следующих независимых способов определения тепловой мощности активной зоны: - по показаниям ионизационных камер АКНП (Кдкнп); - по показаниям ДПЗ (Кдпз); - по показаниям датчиков контроля теплотехнических параметров первого контура (NIK); - по показаниям датчиков контроля теплотехнических параметров второго контура (NIIK); - по расходу питательной воды второго контура (МПвд). Каждый из способов может содержать независимые от других систематические и(или) случайные (неизвестного происхождения) отклонения результатов определения параметров от его истинного (действительного, реального) значения.
Систематические отклонения, обусловленные отказами какого-либо датчика, оборудования или ошибками метрологических характеристик приборов, расходомерных шайб и т.д., устраняются на этапе пуско-наладки. Будем исходить из предположения, что остальные отклонения подчиняются закону нормального распределения [49].
В отчете Балаковского филиала фирмы "Атомтехэнерго" "Расчетные погрешности измерительных каналов УВС и СВРК, определение точности поддержания параметров реакторной установки в стационарном режиме работы" приведены значения истинных относительных погрешностей определения тепловой мощности. Так, например, для расчета тепловой мощности по первому контуру погрешность составляет 5NiK = 5,1%, а для расчета тепловой мощности по второму контуру 5N2K = 1,1%. Причем, до последнего времени не использовалось определение текущих статистических весов отдельных способов определения тепловой мощности с целью уточнения ее истинного значения. В связи с этим было проведено дополнительное улучшение метрологических характеристик, быстродействия и надежности элементов системы внутриреакторного контроля (СВРК) и использования статистической обработки информации.
С учетом сказанного выше можно утверждать, что модернизированная СВРК-М с улучшенными характеристиками наряду с учетом статвесов при измерении важных параметров в большей степени удовлетворяют требованиям контроля за теплотехническими характеристиками первого контура при работе на повышенном уровне мощности. Одним из таких важнейших параметров является расширение энерговыделения по объему а.з. в режиме реального времени.
Определение коэффициентов неравномерности распределения энерговыделения в режиме текущего времени
Максимально-допустимые значения кудоп на уровне мощности 100% и выше N„0M рассчитываются индивидуально для каждой ТВС при выполнении ней-тронно-физического обоснования очередной топливной загрузки (как это было представлено для N=104% (16-18 загрузки)). При повышении к болыпе максимального значения, мощность реакторной установки должна быть снижена обратно пропорционально величине kv:/ кудоп.
Расширение функциональных возможностей СВРК для повышения эффективности ее использования К недостаткам штатной системы СВРК в отличии от вводимой СВРК-М можно отнести: - наличие ограниченного количества форматов и отсутствия форматогене-ратора, что, особенно при переходных режимах энергоблока, создает оператив 83 ному персоналу БЩУ определённые неудобства при контроле состояния активной зоны реактора; - отсутствие системы информационной поддержки оператора в части выработки рекомендаций и проверки действий оператора; - отсутствие возможности автоматизации работ, не входящих в проектный перечень задач; - отсутствие возможности переноса в базу системы внутриреакторного контроля данных, лабораторно подготовленных в электронном виде на ПЭВМ; - отсутствие возможности сбора и переноса данных в электронном виде из базы системы внутриреакторного контроля на ПЭВМ.
При создании локальной вычислительной сети Балаковской АЭС для персонала, выполняющего функции контроля и сопровождения эксплуатации энергоблоков, была реализована задача представления форматов текущих параметров оборудования и рабочих сред энергоблоков на удалённые рабочие места. Для реализации данной задачи между персональными компьютерами, подключёнными к ЛВС и установленными на УВС энергоблока, и СМ-2М была организована одноранговая информационная сеть, что позволило с определённой периодичностью производить передачу в ЛВС данных о текущем состоянии энергоблока. Создание библиотеки программ позволило производить распознавание, обработку и представление данных непосредственно на ПЭВМ, установленных на рабочих местах пользователей. Таким образом, при наличии доступа к определённой области ЛВС (области, где хранятся файлы с данными о текущем состоянии энергоблоков) и с использованием уже созданных программных средств по чтению и обработке файлов состояния энергоблоков, задача переноса и архивизации на ПЭВМ удалённого пользователя текущих параметров энергоблока может быть достаточно просто надежно решена.
Выбор программ регулирования парогенераторов в режимах со сверхноминальной мощностью турбоустановки К-1000-60/1500-2М
На современных энергоблоках с реакторами ВВЭР-1000 расход теплоносителя первого контура не регулируется.
Использование обводного (байпасного) потока пара в промежуточную систему и(или) в ЦВД Такой способ повышения мощности менее эффективен по тепловой экономичности, чем повышение расхода в голову турбины. Однако как было показано в [5,38], из всех возможных способов обвода должен быть обоснован для данной турбоустановки наиболее рациональный.
Либо следует вновь изменить профиль и конструкцию турбинных ступеней ЦВД в сторону расширения проходного сечения, либо необходимо осуществить для достижения мощности N NH0M байпасное (обводное) регулирование. Варианты с ростом давления в ПГ обычно не рассматриваются из-за ограничений по повышению температуры t2 на выходе из а.з. реакторной установки.
Базовый вариант турбины 1000 МВт конструктивно состоит из одного двухпоточного цилиндра высокого давления (ЦВД), трех двухпоточных цилиндров низкого давления (ЦНД) и трех конденсаторов [10,24,38].
Принципиальная тепловая схема дана на рис 3.4. Подогреватели высокого давления (ПВД) П7, П6 и подогреватель низкого давления (ПНД) П4 имеют охладители дренажа греющего пара. Питательная вода подается в парогенератор двумя турбонасосами, отбор пара на турбонасосы производится после второй ступени промперегрева. Турбина допускает отбор пара на собственные нужды с выхлопа ЦВД в количестве 41,7 кг/с и отборы пара на подогреватели сетевой воды из 4, 5, 6 отборов, максимальная отопительная нагрузка 233 МВт(т) (200 Гкал/ч).
Принципиальная тепловая схема турбины К-1000-60/1500: обвод по схемам: б —//-; в о-; г х-; д — Рассмотрены следующие варианты повышения мощности турбины: а -путем повышения давления пара перед турбиной; б - устройство обводной линии с клапаном для подачи дополнительного количества пара в трубопровод, соединяющий 1-й отбор с 1-й ступенью промперегрева; в - обвод с подачей пара в трубопровод за 2-й ступенью промперегрева; г - обвод с подачей пара в про 112 странство между сепаратором и 1-й ступенью промперегрева; д - обвод с подачей пара в пространство между 1-й и 2-й ступенями промперегрева. Обводные линии вариантов № б, в, г, д показаны условно на одной схеме (рис. 3.4).
Во всех вариантах кроме а) повышение тепловой мощности реактора связано с понижением температуры питательной воды, реакторной воды и высвобождением дополнительной реактивности. В варианте а необходимы дополнительные меры по адаптации реакторной установки, так как возрастают давление и температура теплоносителя 1-го контура. В вариантах б-д давление на выходе из парогенератора такое же, как и в базовом.
Во всех вариантах расход пара на турбоустановку принят на 15% выше расхода в базовом. Давление в деаэраторе и температура воды на выходе из ПНД П4 оставались одинаковыми и равными значениям в базовом варианте. Расход охлаждающей воды был неизменным, давление в конденсаторе определилось по типовой характеристике; величины недогрева в подогревателях - на основании данных завода с поправками, рекомендуемыми в [16]. Гидравлические сопротивления трубопроводов и других элементов найдены по рекомендациям завода-изготовителя. Изменение КПД отсеков турбины учитывалось по [70,73].
Схема рассчитывалась с проверкой сходимости расходов на входе в ЦНД, в точках смешения потоков и ряде других точек, а также с проверкой сходимости давлений в отборах, на входе в ЦНД и на входе в сопла первой ступени ЦВД, с проверкой совпадения энтальпий в точках смешения и других точках. Результаты расчетов представлены в табл. 3.8. В варианте повышения мощности температура пара перед отсечными клапанами ЦНД дана после смешения потоков пара, идущих через обвод и сепаратор-пароперегреватель.
Наибольшее возрастание мощности, как и следовало ожидать, наблюдается в варианте а. Это объясняется тем, что одновременно с ростом расхода пара растет давление пара перед турбиной. Этот вариант требует повышения давления и температуры теплоносителя в 1-м контуре, что без модернизации невозможно.
Из других вариантов наиболее эффективен - б. Варианты в, г, д равноэко-номичны: в вариантах г, д не произошло возрастания мощности по отношению к варианту в из-за того, что в них количество пара, идущего на промперегрев, больше, чем в варианте в, вследствие чего увеличение температуры промперегрева не принесло существенного прироста мощности.
Следует подчеркнуть, что во всех рассмотренных вариантах влажность пара на выходе из последней ступени находится в допустимых пределах: наибольшая допустимая влажность - 0,15 [73].
Анализ показывает, что если в новой турбине будет произведено повышение мощности с обводом и с подачей значительно большего количества пара, чем в рассмотренных случаях, то обвод в пространство между сепаратором и 1-й ступенью промперегрева может найти применение, так как в сочетании с подачей свежего пара в 1-ю ступень промперегрева это обеспечит допустимую влажность пара на выходе из последней ступени ЦНД. Сепаратор, возможно, придется делать выносным или предусмотреть пространство в комбинированном сепараторе-пароперегревателе для ввода обводимого потока пара.
На примере турбоустановки К-1000-60/1500 рассмотрена эффективность двух из возможных схем его реализации: А - обвод в первый отбор турбины; Б - в трубопровод между сепаратором (С) и ПП1 при условии их раздельного выполнения. С использованием данных расчетов [5,38] (вф Сб на 15%), сравним эффективность повышения мощности в схемах А и Б при снижении с номинального давления рпг = 6,2 до 4,99 МПа и одинаковой Q$. Температура реакторной воды на входе в ПГ постоянна и равна 322 С. Равенство Q$ в вариантах достигается равенством температуры воды 1-го контура на входе в реактор.
Результаты сравнения показаны на рис. 3.5 точками 1 и 2 (номинальное значение рпг), 3 и 4 (пониженное рпг)- Здесь по оси ординат отложена тепловая экономичность блока, по оси абсцисс - мощность турбины в безразмерных единицах относительно исходного базового варианта - точка 0.
В тех же условиях, но при отсутствии обводной линии, переключение ПП1 на свежий пар повлечет снижение rt за счет уменьшения начального давления пара и произведенной им полезной работы в первом отсеке ЦВД. Несколько повысится требуемая величина ( из-за роста начальной энтальпии генерируемого пара при постоянной его влажности на выходе из ПГ, что, в свою очередь, снизит Tt.
Поэтому переход на питание ПП1 свежим паром, например в схеме А при G$ = 2054 кг/с (точки 1 и 5), дает экономию относительно невысокую экономию затрат при повышении мощности блока в течение 500- 2000 часов, но с учетом работы на повышенной мощности с КИУМ 80% и выше эффект повышается. Тепловая экономичность блока для всех вариантов повышения мощности обводом с ростом вф уменьшается. Однако при этом прирост мощности блока на единицу прироста расхода свежего пара в схеме А почти на одну треть больше, чем в схеме Б, независимо от того свежий или отборный пар подается в ПП1. Это происходит потому, что теплоперепад дополнительного потока пара в схеме А больше, чем в схеме Б на величину, срабатываемую в последнем отсеке ЦВД [38].
Системная эффективность повышения мощности АЭС с ВВЭР-1000 с учетом роста КИУМ, надежности и экологии
В [9] проведены оценки и расчеты выгорания на уровнях мощности 104%, 107% и 110% от номинального уровня мощности 100%) (3000 МВт(тепл) для реакторов БалАЭС). При этом принят частично четырехгодичный топливный цикл с ежегодной подпиткой 48/49 УГВС средним обогащением 3,77% [62-64] (табл. 4.2). Здесь представлены результаты расчетов стационарных топливных циклов по комплексу программ КАСКАД, разработанному в РНЦ "Курчатовский институт".
Длительности топливных циклов в календарных сутках соответствуют указанному уровню мощности и рассчитываются путем умножения соответствующей длительности в эффективных сутках на отношение мощностей.
Различия в длительностях топливного цикла в эффективных сутках для различных уровней мощности при той же энерговыработке объясняются изменением реактивности за счет изменения тепловой мощности (температурный эффект и эффект отравления Хе), вследствие чего изменяется средняя глубина выгорания.
Из результатов приведенных в табл. 4.2 следует, что при увеличении мощности на 10% длительность топливного цикла уменьшается на 4 эффективные сутки, а средняя глубина выгорания выгружаемого топлива уменьшается на 0,6-0,7 МВт-сут/кг U.
Эта эмпирическая формула дает максимальную погрешность до 0,5% в определении величины В и может применяться в практических расчетах.
Однако только этих характеристик недостаточно для анализа эффективности топливоиспользования на АЭС в таких режимах, так как необходимо учитывать изменение КПД (внутреннего) турбогенераторной части.
В работах ВНИИАЭС, РНЦ "Курчатовский институт" и др. подробно исследованы такие показатели топливоиспользования как средняя глубина выгорания выгружаемого топлива (МВт-сут/кгЦ), удельный расход природного урана (кги/МВт-сут), топливная составляющая себестоимости электроэнергии (руб/кВт-ч), прибыль (руб) и их соотношения с КИУМ, отмечены достоинства и недостатки каждого показателя. Очевидно, что наиболее объективным показателем является получаемая прибыль. Однако и в этом случае объективные результаты могут быть получены только с учетом изменения КПД нетто энергоблока и др. показателей.
Очевидно, что в формулах (4.3), (4.4) N определяется с учетом работы блока на повышенной мощности. Для определения себестоимости электроэнергии топливного цикла затраты на производство электроэнергии (S) разделены в [9] на четыре части (доли): ST - доля затрат, связанная с закупкой свежего топлива, S0 - с вывозом отработанного ядерного топлива, Sp - с проведением ППР (ремонтов), SA - постоянная составляющая эксплуатационных расходов энергоблока в год (к ней относятся: затраты на оплату труда, амортизацию основных фондов, отчисления в отраслевые фонды, оплата некоторых налогов и т.д.).
Затраты на ремонт Sp в общем случае изменяются при переходе от одного топливного цикла к другому (удельные затраты на ремонт меняются и при Sp = idem, поскольку в различных топливных циклах вырабатывается разное количество электроэнергии).
Примем, что в базовом варианте затраты на вывоз отработавшего ядерного топлива составляют 5,2%, на ремонт - около 26%, а постоянные эксплуатационные затраты составляют около 42% от общей суммы затрат. Кроме того в качестве исходных данных используются следующие значения: хотв = 0,3%, хпр = 0,714%, КПД = 31%, Тп = 67 суток. При расчете прибыли усредненный тариф без инвестиционной составляющей принят 19коп/кВт-час, а усредненный тариф с инвестиционной составляющей принят 40 коп/кВт-час, эти значения близки к значениям тарифа, которые представлены на сайте концерна "Росэнергоатом" на уровне 2003г. На уровне 2005 года TR = 50 коп/кВт-час, а инвестиционная составляющая - 13,1 коп/кВт-час или 26,3% от тарифа.
С использованием приведенных выше формул и исходных данных были рассчитаны показатели топливоиспользования для различных топливных цик 159 лов в режиме работы на повышенном уровне мощности. Результаты расчета сведены в табл. 4.3-4.4.
Представленные в табл. 4.3 значения КИУМ и себестоимости электроэнергии (отн. ед.) зависят от уровня мощности энергоблоков, практически, линейно. Это видно из рисунков 4.1 и 4.2. Прибыль, рассчитываемая по формуле (4.8), является возрастающей функцией уровня мощности. В связи с тем, что прибыль показана не в абсолютных, а в относительных единицах, при тех же уровнях мощности соответственные значения прибыли с ростом тарифов несколько снижаются.
Рассмотрим вариант непрерывной работы блока на повышенной мощности 110% NHOM В 18-ТИ месячном топливном цикле. Такая работа по продолжительности будет эквивалентна кампании 540 эфф. сут, а по календарной длительности - 480 суток. Это соответствует глубинам выгорания 45-52 МВт-сут/кг UO2 и выше. Однако, как уже отмечалось, достигаемые глубины выгорания при той же исходной загрузке будут примерно на 1,2+1,5% ниже в случае работы с увеличенной до 110% N„0M мощностью, чем при NH0M. Это означает, что в отсутствие какого-либо маневрирования, надежность топлива может быть обоснована допустимостью повышенных глубин выгорания.
Анализ накопленных статистических данных завода-изготовителя топлива по результатам эксплуатации ТВС ВВЭР-1000 показывает, что реально негерметичными можно считать ТВС с удельной активностью радионуклидов 1-131, Cs-134Д37 1-Ю"6 Ки/кг (при критерии отказа ТВС - степень активности по I-131 1-Ю"4 Ки/кг). Сказанное подтверждается материаловедческими исследованиями НИИАРа и отражено в "Инструкции по КТО...". Критерий негерметичности твэлов по радионуклидам Cs-134,137 не установлен и оценка работоспособности ТВС ведется только по 1-131.
Уровень повреждаемости твэлов ТВС ВВЭР-1000 определяется как отношение числа негерметичных твэлов к общему числу облученных. При этом применяется допущение о том, что в каждой негерметичной ТВС поврежден один твэл. Средний уровень повреждаемости твэлов негерметичных ТВС по радионуклидам 1-131 за период топливных циклов 2000-2006гг. составляет 1,0-10"5, что на уровне лучших мировых аналогов.
При анализе влияния длительности кампаний на уровень повреждаемости твэлов и ТВС следует также учитывать, что такое влияние на основе реальных статистических данных можно проследить только за достаточно длительный временной период. К тому же необходимо учитывать непрерывное продолжение работ по внедрению усовершенствованных ТВС.
