5 Работа выполнена при поддержке РНФ (№15-19-10027)

Недавние события на АЭС «Фукусима-1» поставили вопрос о недостаточности систем безопасности, применяемых не только на действующих АЭС, но и на строящихся энергоблоках. Вместе с тем, в странах с существенной долей атомной энергии в энергосистемах уже сейчас возникает необходимость участия АЭС в регулировании переменной части графика электрических нагрузок в качестве  маневренного источника энергоснабжения, в том числе участие в первичном регулировании частоты. При этом актуальными становятся вопросы обеспечения АЭС базовой нагрузкой при условии выполнения жестких требований безопасности и надежности электроснабжения собственных нужд (СН) АЭС в аварийных ситуациях с обесточиванием. Ниже рассматриваются возможные пути решения этих задач.

Водородные технологии на АЭС

Аккумулирование внепиковой электроэнергии в виде водородного топлива АЭС позволяет обеспечить ее базовой нагрузкой, а также повысить маневренность и эффективность [1]. На Рисунке 1 показана принципиальная схема многофункционального резервного энергоснабжения СН АЭС [2].

Дополнительная турбоустановка 8 представляет  собой вращающийся  резерв в  виде  паровой турбины относительно небольшой мощности, генератор которой синхронизирован с генератором основной турбоустановки 1 для отпуска дополнительной мощности в сеть. В штатном режиме ее рабочим телом является пар, отбираемый после пароперегревателя 3. Использование водород-кислородного пароперегревателя 7 позволяет увеличивать мощность АЭС в пиковые часы графика электрических нагрузок без изменения режима работы основного реакторного оборудования, что важно для обеспечения надежной работы станции. Кроме того, использование дополнительной турбоустановки 8 для выработки пиковой мощности на АЭС практически полностью исключает возникновение переходных режимов работы основной турбины. При такой схеме допускается расположение дополнительной турбоустановки и водородного хозяйства вне основной площадки АЭС. Выработка водорода и кислорода осуществляется электролизным методом в ночные часы, когда в энергосистеме имеется избыток генерирующих мощностей.

В аварийной ситуации с обесточиванием на дополнительную турбину продолжает поступать пар из парогенератора, генерируемый остаточным тепловыделением реактора. Такой способ расхолаживания позволяет использовать остаточное тепловыделение сразу после аварийного останова реактора, поскольку дополнительная турбоустановка постоянно находится в работе.

Комбинирование АЭС с парогазовой установкой

На Рисунке 2 показана принципиальная схема комбинирования АЭС с ВВЭР и парогазовой установки (ПГУ) [3].

В штатном режиме ПГУ используется для выработки пиковой мощности. В пиковые часы электрической нагрузки газотурбинная установка (ГТУ) 10 вырабатывает дополнительную мощность. За счет тепла уходящих газов в котле-утилизаторе 11 генерируется пар, который вырабатывает мощность в дополнительной паровой турбоустановке 12. В ночные внепиковые часы ГТУ 10 отключается, а в работе продолжает находиться дополнительная паровая турбоустановка 12 на минимальной нагрузке. При этом рабочим телом для нее в этом случае является пар, отбираемый после промежуточного пароперегревателя 4 основной паровой турбоустановки 1,2. Минимальная мощность ПГУ выбирается таким образом, чтобы обеспечить электроснабжение всей станции в аварийных ситуациях с обесточиванием. Таким образом, в аварийной ситуации ПГУ выступает в роли общестанционного резерва для потребителей 1-й категории (СУЗ, управляющие системы безопасности, аварийное освещение), 2-й категорий (насосы САОЗ, аварийные питательные насосы) и циркуляционных насосов. Такая схема комбинирования позволяет повысить надежность электроснабжения собственных нужд и обеспечить маневренность АЭС, сопоставимую с пиковыми электростанциями.

В аварийной ситуации с обесточиванием на дополнительную паровую турбоустановку 12 продолжает поступать пар, генерируемый за счет остаточного тепловыделения ректора. Это возможно при отсутствии потерь теплоносителя за счет поддержания в 1-м контуре естественной циркуляции, путем отвода тепла через парогенератор. Избыток пара через БРУ-К сбрасывается в конденсатор 6 основной паровой турбины 1,2. В случае ее отказа или нехватки пара, в работу включается газотурбинная установка 10.

Для рассмотренных выше схем был  проведен вероятностный анализ безопасности и расчет технико- экономической эффективности. При оценке частоты повреждения активной зоны были составлены и решены системы дифференциальных уравнений [4]. Результаты сведены в Табл.1.

Таблица 1 Результаты вероятностной оценки и расчета технико-экономической эффективности (4 энергоблока)

Способ	Частота повреждения активной зоны, 1/реакт.∙год	Удельные капвложения, руб./кВт	Срок окупаемости, лет
Использование дополнительной паровой турбоустановки и водород-кислородного перегрева	6,24∙10-7	28000	8

Комбинирование с ПГУ

1,76∙10-9

26700

8

 

Выводы

1.     Аккумулирование внепиковой электроэнергии за счет выработки водородного топлива и производства на его  основе пиковой электроэнергии позволяет повысить КИУМ и маневренность АЭС, а также снизить капитальные и эксплуатационные затраты. Комбинирование с парогазовыми установками позволяет использовать существующие АЭС в качестве пиковой электростанции с возможностью участия в регулировании первичной частоты в энергосистеме.

2.     Рассмотренные схемы комбинирования позволяют обеспечить резервное электроснабжение собственных нужд АЭС в аварийных ситуациях с обесточиванием за счет выработки электроэнергии в дополнительной паровой турбоустановке или в парогазовой установке. Например, при обесточивании АЭС с четырьмя энергоблоками при использовании системы подвода тепла водородного топлива обеспечивается расхолаживание в течение 72-х часов [2], при этом расчетная вероятность повреждения активной зоны оказывается значительно меньше современных нормативов, составляющих не более 1·10-6 1/реакт.·год [5].

 

Список литературы

1.     Патент РФ №2459293. Турбинная установка атомной электростанции (варианты) / Аминов Р.З., Байрамов А.Н., Егоров А.Н.; заявители и патентообладатели Аминов Р.З., Байрамов А.Н., Егоров А.Н. – № 2011123255/07; заявл. 08.06.2011; опубл. 08.06.2011.

2.     Аминов Р.З., Егоров А.Н., Юрин В.Е. Резервирование собственных нужд АЭС в условиях полного обесточивания на основе водородного цикла // Атомная энергия. Москва. 2013, №4, С.234-236.

3.     Патент РФ №2520979. Способ резервирования собственных нужд АЭС / Р.З. Аминов, В.Е. Юрин // Заявка от 04.03.2013, опубл. 05.05.2014 г. Бюл. №18.

4.     Аминов Р.З., Юрин В.Е. Оценка эффективности использования активной системы отвода остаточного тепловыделения при обесточивании на примере реактора ВВЭР-1000 // Известия РАН. Энергетика, 2014,№6.

5.     Токмачев Г.В. Подход к применению ВАБ при проектировании АЭС с реакторами ВВЭР нового поколения // Известия ВУЗов. Ядерная энергетика. 2007. Том 3. №4. С.44-53.