Освоение мощности энергоблока

Тарировка измерителей потока нейтронов проводится в диапазоне изменения тепловой мощности реактора от 1 – 2% до 10% номинальной в режиме разогрева реактора теплом ядерной реакции. Тепловая мощность реактора при этом определяется из уравнения теплового баланса для первого контура. Основными измеряемыми величинами являются скорости изменения температур теплоносителя и металлоконструкций. Надежная мера тепловой мощности реактора при реализуемых скоростях разогрева – суммарная теплоемкость воды и металла первого контура и ПГ, которая определяется в экспериментах с разогревом реактора за счет работы ГЦН.

Для увеличения точности определения мощности реактора при разогреве отбор пара из ПГ и подпитка ПГ не проводятся.

Результаты измерения тепловой мощности реактора сопоставляются с показаниями измерителей потока нейтронов и оформляются в виде таблиц или графиков для использования их при исследовании режима естественной циркуляции и эксплуатации блока на малых уровнях мощности.

Первые экспериментальные данные о гидравлических характеристиках контура и расходе теплоносителя через реактор получают на основании экспериментальных напорных характеристик ГЦН, приведенных в заводских формулярах. Расход теплоносителя через реактор определяется как сумма расходов по петлям. Расход теплоносителя в петле, в свою очередь, определяется по измеренному с помощью штатных приборов перепаду давления на ГЦН и гидравлической характеристике насоса. Для повышения точности измерения расхода на всех этапах освоения мощности проводится уточнение полученных результатов на основании составления теплового баланса по первому и второму контурам. Строится гидравлическая характеристика реактора, представляющая собой зависимость перепада давления на реакторе от расхода теплоносителя. Из аппроксимационной зависимости, проведенной по экспериментальным точкам методом наименьших квадратов, определяется коэффициент гидравлического сопротивления реактора ξ_Р.

Исследование режима естественной циркуляции. Уровень тепловой мощности, снимаемой естественной циркуляцией при любом числе подключенных петель, ограничивается условием, при котором перепад температуры между горячей и холодной нитками любой из подключенных петель не превышает 30° С.

Выход в режим естественной циркуляции осуществляется посредством отключения всех шести работающих ГЦН при тепловой мощности реактора, равной 1 – 2% номинальной. После этого поочередно закрываются главные запорные задвижки на холодных нитках трех симметричных петель. Мощность реактора повышается ступенями со стабилизацией режима естественной циркуляции после каждой ступени. Критерием стабилизации является постоянство во времени средней температуры теплоносителя на выходе из кассет. При достижении подогрева теплоносителя в активной зоне, равного 30°С, при трех подключенных петлях и стабилизации режима естественной циркуляции в работу вводится четвертая петля, после чего вновь поднимается мощность реактора до достижения подогрева, равного 30°С, и так далее до подключения последней петли и достижения подогрева 30°С с последующей стабилизацией режима естественной циркуляции.

Во время испытаний осуществляется синхронная непрерывная регистрация следующих параметров ЯЭУ:

- подогрев теплоносителя е реакторе (ΔТ);

- нейтронная мощность реактора (N_Н);

- реактивность (ρ);

- средняя температура первого контура (Т_1СР);

- температура на выходе из максимально напряженной кассеты (Т_МАКС^вых);

- средняя температура на входе в реактор (Т_ВХ.СР);

- давление в первом контуре (Р₁);

- давление во втором контуре (Р₂);

- уровень теплоносителя в компенсаторе объема (Н_К.О.).

При исследовании режима обесточивания основным испытанием является комплексное опробование всех систем блока АЭС в режиме полного обесточивания. Системы регулирования АЭС должны в этом случае перевести станцию в режим работы, при котором реактор работает только на снабжение потребителей собственных нужд. Считается также возможным в случае неуспешной работы систем регулирования турбогенераторов закрытие стопорных клапанов турбин с полной потерей напряжения 6 кВ собственных нужд. Проектом станции предусматриваются специальные меры по остановке реактора и сохранению или своевременному восстановлению питания всех потребителей собственных нужд, работа которых необходима для ликвидации аварийного режима. В процессе испытаний проверяется правильность работы систем автоматики, защит и блокировок, определяется длительность выбега ГЦН и подтверждается надежность аварийного охлаждения активной зоны в условиях наиболее опасного нарушения в электроснабжении собственных нужд АЭС.

В процессе испытаний синхронно регистрируются следующие параметры:

· давление в первом контуре;

· средняя температура воды в первом контуре;

· уровень воды в КО;

· температура воды на входе в одну из циркуляционных петель и выходе из нее;

· температура на выходе максимально напряженной кассеты;

· средний подогрев воды в реакторе; положение органов регулирования реактора;

· перепад давления на ГЦН;

· перепад давления в реакторе;

· давление в паровом коллекторе;

· вакуум в конденсаторах турбин;

· напряжение на секциях шин распределительных устройств 6 кВ, от которых запитаны ГЦН;

· частота вращения ГЦН;

· характеристики генераторов.

На основании результатов испытаний режима обесточивания делается вывод о возможности увеличения мощности реактора до следующей ступени.

Динамические испытания реакторной установки. На уровне мощности 30 – 35% номинальной вводятся в работу все системы регулирования блока. Возможность дальнейшего повышения мощности определяется работоспособностью оборудования при характерных эксплуатационных режимах (увеличение и сброс нагрузки на турбогенераторах, отключение одного или двух ГЦН и т.п.). Исследование этих режимов проводится и при последующем ступенчатом освоении мощности. Таких ступеней перед выводом блока на проектную мощность устанавливается две: на мощности, равной 50 – 55% номинальной, проверяется работа каждого турбогенератора с полной нагрузкой и измеряется эффект нестационарного отравления ксеноном при сбросе мощности до нуля, на мощности 75% номинальной контролируется состояние активной зоны реактора.

Автоматический регулятор мощности реактора испытывается в режимах отключения турбогенератора, одного и двух ГЦН. Задача автоматического регулирования мощности в этих режимах состоит в снижении мощности реактора пропорционально изменению электрической нагрузки в опыте с отключением турбогенератора и расходу теплоносителя через активную зону в опытах с отключением ГЦН.

Нестационарное отравление активной зоны реактора ВВЭР ксеноном обычно измеряется при снижении мощности до минимального контролируемого уровня. Для получения достоверных данных об исследуемом эффекте необходимо, чтобы перед проведением измерения реактор проработал на постоянном уровне мощности не менее двух суток для достижения стационарной концентрации ксенона. Кроме того, необходимо создать оперативный запас реактивности на рабочей группе системы управления и защиты для компенсации ксенонового переотравления и удержания реактора в критическом состоянии во время эксперимента. После стабилизации реакторной установки на минимальном контролируемом уровне, продолжающейся, как правило, не более 1 ч, начинается измерение временной зависимости реактивности с помощью реактиметра. При этом реактор поддерживается в околокритическом состоянии компенсацией медленных изменений реактивности за счет отравления ксеноном соответствующим перемещением органов регулирования. В результате измерений, продолжающихся 40 ч, получается зависимость изменения реактивности во времени – кривая нестационарного отравления ксеноном ("йодная яма"). При невозможности поддержания стабильной температуры теплоносителя первого контура в процессе проведения эксперимента вводится поправка на изменение реактивности, обусловленная температурным эффектом.

Контроль за распределением энерговыделения по радиусуактивной зоны и определение коэффициентов неравномерности проводится по штатным приборам измерения температуры на входе и выходе из реактора и на выходе из рабочих (неподвижных) кассет. По измеренным температурам определяется энтальпия теплоносителя на входе в реактор и выходе из него и на выходе из рабочих кассет. В целях повышения точности замеров температуры измерительные каналы тарируются по показаниям образцовых термопар при температурах, близких к рабочим, и работе реактора на минимальном контролируемом уровне или без мощности. По результатам тарировки составляется картограмма отклонений показаний термопар на выходе из кассет. Обработка картограмм выходных температур ведется с учетом этих отклонений.

Принимается, что энтальпия теплоносителя на входе в реактор и в кассеты одинакова и рассчитывается коэффициент неравномерности для каждой кассеты.

Для измерения неравномерности энерговыделения по высоте активной зоны водо-водяные энергетические реакторы оборудованы сухими измерительными каналами, позволяющими вводить детекторы в центральные трубки рабочих кассет. Распределение энерговыделения по высоте активной зоны определяется по измеренному высотному распределению плотности потока нейтронов. Это оправдано тем обстоятельством, что в невыгоревшем топливе плотность потока нейтронов и удельное энерговыделение прямо пропорциональны. Распределение плотности потока нейтронов по высоте измеряется активационными и эмиссионными детекторами. В качестве активируемого материала используются калиброванные медные проволоки, масса единицы длины которых постоянна. Время облучения детекторами в измерительном канале зависит от мощности реактора.

Тепловые испытания при сдаче блока в эксплуатацию проводятся с целью определить технико-экономические показатели (балансовые), а также оптимальные условия при переменных режимах работы оборудования блока (режимные). По результатам балансовых испытаний, как правило, определяется фактическая экономичность блока, проводится оценка проектных или заводских гарантий, а также контроль, нормирование и планирование технико-экономических показателей работы оборудования. На основании режимных испытаний выбираются наиболее оптимальные условия надежной и экономичной работы оборудования при нестационарных режимах: температурный и гидравлический режимы, скорость разогрева, пуска и расхолаживания, длительности отдельных операций, уровни загрузки, а также расходы тепла и электроэнергии на пуски, остановы оборудования и блока в целом.

В эксплуатации наибольшее распространение получили испытания по определению экономических показателей: КПД, уд. расходов тепла, топлива и пр.

КПД энергоблока с ВВЭР определяется как отношение электрической мощности блока к тепловой мощности реактора. Различают КПД брутто (отношение полной электрической мощности, вырабатываемой блоком, к мощности реактора) и КПД нетто (отношение электрической мощности, выдаваемой в энергосистему, к мощности реактора).

Наиболее достоверным способом определения тепловой мощности реактора является определение ее из произведения расхода питательной воды после подогревателя высокого давления (ПВД) за вычетом расхода продувки ПГ на разность энтальпий пара и питательной воды.

Точное измерение электрической мощности основных генераторов обеспечивается применением электроизмерительных приборов соответствующего класса, присоединенных к измерительным трансформаторам тока и напряжения.

В процессе тепловых испытаний отдельных систем определяются также зависимости изменения электрической мощности блока (ΔN_Э) от расхода пара из отборов турбин на собственные нужды, теплофикацию и посторонние потребители, а также определяются потери тепла первого контура, складывающиеся из потерь в промконтуре, потерь в окружающую среду с вентиляцией и пр.

К проведению тепловых испытаний следует приступать после устранения недостатков, выявленных при анализе результатов предварительных опытов, должны обязательно выдерживаться определенные продолжительности опытов и соблюдаться условия работы оборудования.

Результаты испытаний оформляются в виде соответствующих таблиц, режимных карт и графиков, на основании которых планируются наиболее экономичные режимы работы блока.

28. Технико-экономические показатели, характеризующие качество эксплуатации энергоблока. Пути повышения технико-экономических показателей АЭС при эксплуатации.

Себестоимость энергии – это издержки производства в денежном выражении на единицу выработанной продукции.

Стоимость отпущенной электроэнергии С складывается из постоянных С_п и переменных затрат С(W_отп), практически полностью определяющихся топливной составляющей стоимости С_т:

Отсюда может быть получена себестоимость единицы энергии и ее составляющих:

Постоянная составляющая себестоимости с_п определяется количеством электроэнергии, отпущенной АЭС, а топливная составляющая себестоимости с_т зависит от количества электроэнергии лишь косвенно. Для энергетических блоков с ВВЭР доля постоянной составляющей с_п равна 50-70 %, что почти вдвое превышает соответствующую долю для ТЭС на органическом топливе (20-40 %). Для уменьшения постоянной составляющей себестоимости отпущенной электроэнергии с_п целесообразно увеличение и наилучшее использование номинальной электрической мощности блока и станции в целом (КИУМ).

Топливная составляющая себестоимости с_т зависит от режима использования топлива в реакторах и во внешнем, внестанционном топливном цикле; с_т зависит от средней глубины выгорания выгружаемого топлива, связанной с длительностью кампании в эффективных часах или сутках, и от выработки и отпуска электроэнергии, приходящейся на одни эффективные сутки, т.е. от степени полезного использования тепловой энергии, выделяемой при делении ядерного топлива (КПД блока колеблется в зависимости от времени года, также возможны диспетчерские ограничения).

Одним из резервов снижения топливной составляющей себестоимости электроэнергии является повторное использование топлива, выгруженного из реакторов, так как отработавшие топливные кассеты, хранящиеся в бассейнах выдержки, можно рассматривать как потенциальный резерв дополнительного ядерного горючего.

Как правило, часть выгружаемых топливных кассет имеет еще достаточно высокие размножающие свойства (К_¥ > 1). Это объясняется во многом причинами, связанными с эксплуатацией реактора, в частности: наличием диапазона в глубине выгорания выгружаемых топливных кассет и средней глубиной выгорания горючего в активной зоне к моменту останова реактора для замены топлива; распределением энерговыделения в топливных кассетах в течение прошедшей кампании; необходимой предполагаемой длительностью очередной кампании; необходимым предполагаемым распределением энерговыделения в топливных кассетах в течение очередной кампании реактора и связанным с этим требованием сохранения симметрии в загрузке, особенно при отбраковке отдельных недовыгоревших топливных кассет, например по результатам контроля герметичности оболочек ТВЭЛов.

Также снижение топливной составляющей себестоимости энергии ВВЭР может быть обеспечено реализацией в промышленных масштабах химической переработки выгруженного ядерного топлива, содержащего ²³⁵U, плутоний и другие трансурановые элементы, имеющие большую практическую ценность.

Продление кампании за счет работы реактора на мощностном эффекте снижает топливную составляющую себестоимости, но из-за уменьшения выработки электроэнергии увеличивает постоянную составляющую себестоимости электроэнергии.

Таким образом возможных направлений снижения себестоимости электроэнергии несколько:

● увеличение единичной мощности вводимых в эксплуатацию энергоблоков. Однако, на этом пути не надо забывать, что работа энергосистем предпочтительна с энергоблоками средней мощности, т.е. для устойчивой работы и покрытия колебаний нагрузки энергосистеме более выгодно иметь 2 блока по 500 МВт, чем 1 блок мощностью 1000 МВт;

● увеличение КИУМ отдельных блоков и электростанций в целом. Здесь целесообразно тщательное планирование и качественное проведение планово-предупредительных ремонтов и перегрузок топлива, а также обеспечение качества при эксплуатации, техническом обслуживании и ремонте оборудования АЭС;

● повышение качества изготовления и монтажа основного и вспомогательного оборудования АЭС (уменьшает время до момента начала выработки АЭС энергии и, следовательно, начала возврата капвложений в сооружение, а также в последующем даст повышение КИУМ за счет сокращения времени ремонтов).

Для характеристики АЭС и эффективности ее работы используются технико-экономические показатели, аналогичные тем, которые приняты в теплоэнергетике. К числу основных (традиционных) показателей относятся: себестоимость отпускаемой электрической энергии; удельные капиталовложения в строительство АЭС; коэффициент полезного действия (КПД); коэффициент использования установленной мощности (КИУМ); приведенные расчетные затраты; нормативный срок службы (или ресурс) основного оборудования и АЭС в целом и удельная численность обслуживающего персонала (или штатный коэффициент).

Кроме того, работу АЭС характеризуют такие специфические показатели, как глубина выгорания ядерного топлива или удельный расход природного урана; длительность топливной кампании; капиталовложения в оборотные фонды АЭС и ряд других.

Себестоимость отпускаемой с АЭС электроэнергии – основной и важнейший экономический показатель работы станции. Себестоимость определяется издержками производства в денежном выражении на единицу выработанной продукции. Стоимость отпущенной электроэнергии С складывается из постоянных С_п и переменных затрат C(W_отп), практически полностью определяющихся топливной составляющей стоимости Ст, т. е.

С = С_п + С(W_отп) = С_п + с_тW_отп.

Из этого выражения может быть получена себестоимость единицы электроэнергии и ее составляющих:

Как следует из полученного выражения, постоянная составляющая себестоимости с_п определяется количеством электроэнергии, отпущенной АЭС, а топливная составляющая себестоимости с_т зависит от количества электроэнергии лишь косвенно. Для энергетических блоков с ВВЭР доля постоянной составляющей с_п равна 50 – 70%, что почти вдвое превышает соответствующую долю для ТЭС на органическом топливе (20 – 40%). Для уменьшения постоянной составляющей себестоимости отпущенной электроэнергии с_п целесообразно увеличение и наилучшее использование номинальной электрической мощности блока и станции в целом.

Очевидно, что выработка электрической энергии максимальна при работе энергетического блока на номинальной мощности, под которой имеют в виду максимально допустимую мощность, установленную проектом или санкционированную после реконструкции блока. Электрическая мощность брутто измеряется на шинах всех генераторов блока или станции. Следовательно, она включает в себя мощность, потребляемую станцией на собственные нужды, а также потери в трансформаторах, которые рассматриваются как неотделимая часть станции. Мощность нетто измеряется на выходных шинах станции, т. е. после вычитания мощности, взятой на собственные нужды станции, и потерь в трансформаторах. В мировой практике общепризнано, что максимальная электрическая мощность блока АЭС устанавливается в соответствии с номинальной (т. е. санкционированной максимальной) тепловой мощностью реактора, выбранной из условия соблюдения принятых концепций обеспечения безопасности АЭС.

Коэффициент использования установленной мощности (КИУМ) представляет собой отношение среднегодовой мощности энергоблока (или АЭС в целом) к номинальной, т. е.:

где и N_ном – средняя и номинальная (установленная) мощности, кВт;

W – количество электрической энергии, выработанной за год;

n_г = 8760 ч – календарное число часов в году.

Коэффициент КИУМ характеризует, как полно в течение года используется установленная мощность АЭС.

Число часов использования установленной мощности n_и, равно отношению годовой выработки электроэнергии к номинальной мощности:

Как правило, в проектах современных АЭС закладывается значение n_ине выше 6500–7000 ч, что соответствует КИУМ = 0,74÷0,8. В связи с особенностями структуры себестоимости электроэнергии наиболее целесообразно обеспечивать для АЭС режимы с максимально возможным числом часов работы в течение года на полной мощности.

Таким образом, для АЭС с реакторами ВВЭР среднее значение n_и равно 6700ч, что соответствует КИУМ – 0,76.

Максимально возможное число часов работы АЭС на полной мощности дос

Как уже упоминалось выше, в настоящее время энергоблоки АЭС предназначены главным образом для работы в базисном режиме графика нагрузок в энергосистеме при максимальном числе часов использования установленной мощности 6500—7000ч. При таком режиме работы АЭС обеспечивается минимум затрат на производство электроэнергии.

Рисунок 4. Влияние разгрузки АЭС на рост удельных затрат при производстве электроэнергии

Известно, что при снижении годового числа часов использования установленной мощности современного энергоблока до 4000–5000 возрастают удельные годовые затраты на производство электроэнергии на 10–15%, а эксплуатация АЭС в полупиковом режиме увеличивает эти затраты еще на 40–45%. На рисунке 4 показано влияние недоиспользования (разгрузки) установленной мощности на рост удельных затрат при производстве электрической энергии. АЭС имеют меньшие расчетные затраты на производство электроэнергии по сравнению с ТЭС только при годовом числе часов использования установленной мощности, больше чем 6000 ч.