ЧАСТОТНО-РЕГУЛИРУЕМЫЕ ПРИВОДЫ ГЦН КАК СРЕДСТВО АДАПТАЦИИ ЭНЕРГОБЛОКОВ АЭС С ВВЭР К ТРЕБОВАНИЯМ ЭНЕРГОСИСТЕМ*

По мере развития атомной энергетики и увеличения доли АЭС с ВВЭР в РФ все более актуальным становится вопрос о необходимости поддержания высоких КИУМ действующих энергоблоков и обеспечения базисных значений этого показателя для вновь вводимых АЭС. Вместе с тем в ряде энергообъединений России вклад АЭС в генерацию вырос до 31,6% (Средняя Волга), 35,5% (Северо-Запад) и 38,9% (ОЭС Центра) [1]. Это говорит о необходимости адаптации действующих и проектируемых АЭС к новым возрастающим режимным требованиям. Некий «компромисс» между экономическими требованиями высоких КИУМ для АЭС и необходимостью их участия в покрытии переменной части графиков нагрузки можно предложить, возложив на них только небольшую часть регулировочного диапазона (ночные часы, выходные, праздничные дни). С другой стороны, этот диапазон может быть расширен в сторону мощностей выше номинального значения, например, до 104% (что уже достигнуто на ряде АЭС РФ) и далее до 107– 110%, что запланировано в РФ и на сегодня достигнуто на ряде энергоблоков в США.

Важнейшим требованием при этом является обеспечение требуемого высокого уровня надежности и безопасности. То, что это выполнимо, показала практика успешного перелицензирования на более высокую мощность многих энергоблоков АЭС с PWR (аналог ВВЭР) в США, начатая в начале 80-х годов (рис. 1). Сегодня также есть позитивный опыт повышения мощности российских энергоблоков выше номинальной. Вместе с тем, очевидно из результатов опытно-наладочной работы, что такое повышение мощности выше 104% на действующих энергоблоках может встречать значительные трудности.

В Саратовском государственном техническом университете и Саратовском научном центре РАН выполнены и опубликованы несколько работ, посвященных дополнительному повышению мощности реакторной установки ВВЭР в энергоблоках АЭС выше достигнутых сегодня 104%, до 108–110% [2–4]. Естественно, при этом кроме тепловой мощности РУ необходимо тщательное изучение «слабых» узлов и агрегатов в турбогенераторной и общестанционной частях, а также всех других сопутствующих проблемных вопросов.

Как показал зарубежный опыт модернизации, реконструкции энергоблоков АЭС с PWR с последующим перелицензированием и эксплуатацией, каждая новая равноценная «прибавка» к базовой проектной мощности стоит дороже предыдущей. Однако в диапазоне до 10–12% реализация сверхноминальной мощности в среднем не превышает по удельным капвложениям 20–30% от замещаемого нового строительства. Близкие значения удорожаний также были получены для уже реализованного диапазона прироста мощности 100–104% ранее сооруженных в России энергоблоков.

Таким образом, адаптацию АЭС к требованиям энергосистем, важнейшим проявлением которой является необходимый и быстрореализуемый запас в сторону роста мощности, можно обеспечить установкой частотно-регулируемых приводов главных циркуляционных насосов (ЧРП ГЦН). Установка ЧРП ГЦН целесообразна, в том числе, в перспективе для экономии расхода энергии на привод ГЦН на частичных режимах и для улучшения стабильности нейтронно-физических характеристик активной зоны в переменно-переходных режимах [6–10].

В публикации [5] отмечалась очевидная целесообразность выделения двух подзадач, решаемых путем применения частотно-регулируемого привода ГЦН. Одна из них сегодня – обеспечение повышенной экономичности работы ГЦН на режимах нагрузок ниже номинальной, прежде всего за счет снижения расхода теплоносителя. Отметим, что эта подзадача решается для всех известных процессов регулирования парогенераторов: при постоянной средней температуре теплоносителя, при постоянном давлении свежего пара в парогенераторе, при их сочетанном непрерывном изменении (компромиссный метод), при их последовательном применении, – сначала со снижением нагрузки до задаваемого уровня с ростом давления в ПГ, затем только со снижением средней температуры теплоносителя при ps=const (комбинированный способ), а также при скользящем регулировании давления пара в ПГ. В конструкциях ПГ с естественной циркуляцией на практике последний способ труднореализуем («скользящее» давление насыщенного пара) из-за неприемлемо высоких энергетических потерь, растущих со снижением нагрузки.

Продолжительные режимы нагрузок ниже номинальных в энергоблоках АЭС крайне нежелательны по экономическим соображениям. По этой причине, а также из-за того, что мощность ГЦН может быть снижена фактически только за счет расхода теплоносителя, но не давления в I-м контуре (на выходе ГЦН), не менее интересно использование ЧРП для решения другой задачи – повышения расхода теплоносителя в сверхноминальном диапазоне с соответственным повышением значения кризиса теплообмена, т.е. для достижения большего регулировочного диапазона при стабильно высоком КИУМ. Расход теплоносителя через ГЦН поддерживается в этом случае на необходимом уровне и может обеспечивать расчетные параметры II контура с более стабильными нейтронно-физическими характеристиками активной зоне.

Несмотря на перечень встречающихся трудностей при переходе к ЧРП ГЦН на крупных энергоблоках АЭС, на которые уже ранее указывалось [5], позитивным результатом является при этом повышение приёмистости и прежде всего в сторону «наброса» нагрузки.

Приёмистость – важнейшая маневренная характеристика. Это, как известно, реализуемая скорость и глубина изменения нагрузки блока при изменении задания регулятора, т.е. реальная скорость «сбросов» и «набросов» нагрузки. В значительной мере в энергосистемах с большой долей АЭС степень их участия в обеспечении системной противоаварийной устойчивости определяется уровнем приёмистости.

Применение дополнительного сигнала и регулятора (расход теплоносителя) в системах автоматического регулирования (САР РУ) позволит поднять быстродействие противоаварийного регулирования частоты. Известно, что в этих переходных процессах важна роль не только формальной доли резерва, но также приёмистости агрегатов. Так в 1978 г. в ходе «аварии века» в энергосистеме «CanUSE» на севере США по сигналам грозозащиты были отключены линии электропередач. Для ликвидации растущего дефицита и, как следствие, падения частоты был запущен из остановленного («холодного») состояния крупнейший в то время энергоблок «Рейвенсвуд» – 1100 МВт. Но из-за недостаточной его приемистости произошла глубокая «просадка» частоты и «развал» энергосистемы, в результате которого Нью-Йорк и прилегающие регионы на 8 часов были полностью обесточены, что в конечном счете вызвало смертельные случаи и потери в миллиарды долларов.

Для решения задачи повышения надежности ОЭС с высокой долей АЭС необходимо иметь (после следующего за «вторичным» так называемого «третичного» регулирования) некоторый малоинерционный запас по «набросу» мощности именно на тех АЭС, которые будут оснащены ЧРП. Отметим, что в период аварий обесточение АЭС в результате «развала» системы особенно опасно из-за сложности охлаждения в этих ситуациях РУ именно самих АЭС.

При реализации частотного регулирования привода ГЦН важнейшим является вопрос об изменении (возможном снижении)  критического теплового потока qкр в наиболее напряженных участках  активной зоны. Для иллюстрации используем уравнение для оценки qкр В.С. Осмачкина в упрощенной форме, подходящей для РУ ВВЭР [11], иногда именуемое формулой Ю.А. Безрукова (1976 г.):

Эта экономия является консервативно оцененной потому, что не учитывает возможное дополнительное повышение мощности выше номинальной (от 104 к 107%) и преимущества, достигаемых при ЧРП ГЦН за счет улучшения приёмистости в системном противоаварийном регелировании. С учетом предварительной оценки затрат в ЧРП и уже реализованной возможности поднятия мощности до 104%, срок окупаемости подобной реконструкции энергоблока АЭС оценен как не превышающей 3,5–4 лет [5].

Актуальной становится задача оценки системных преимуществ повышения регулировочного диапазона и приёмистости.

Выводы

1.    Показано, что при возрастающих режимных и системных требованиях к энергоблокам АЭС необходимо заблаговременное обоснование и реализация мероприятий по адаптации к ним вновь вводимых и уже действующих энергоблоков АЭС.

2.     Одним   из   реальных путей проектной и эксплуатационной модернизации для  повышения маневренных свойств и приёмистости энергоблоков является установка СЧРП – средневольтного частотно- регулируемого привода главных циркуляционных насосов мощных энергоблоков. Такая установка проведена успешно в РФ на жидких натриевых насосах АЭС с БН реакторами.

3.    Получены предварительные данные по возможной экономии расходов собственных нужд при эксплуатации ГЦН на пониженных нагрузках. При установке СЧРП на работающих и проектируемых энергоблоках с достижением мощностей выше на сегодня достигнутой (104% Nном) достигается эффект от частичного замещения нового строительства АЭС и роста валовой прибыли от продажи электроэнергии.

4. Несмотря на первичные позитивные оценки необходимо приложение усилий многих специалистов для решения всех обнаруживаемых проблем в переоснащении ГЦН приводами нового типа.

* Исследование выполнено при финансовой поддержке РФФИ в рамках научного проекта № 17-08-00220 А

Список литературы

1.         Отчет о функционировании ЕЭС России в 2016 году // http://so- ups.ru/fileadmin/files/company/reports/disclosure/2017/ups_rep2016.pdf

2.         АЭС с ВВЭР режимы, характеристики, эффективность / Р.З. Аминов, В.А. Хрусталев, А.С. Духовенский, А.И. Осадчий – М.: Энергоатомиздат, 1990. – 264 с.

3.         Повышение номинальной мощности энергоблоков российских АЭС с ВВЭР-1000 / В.И. Игнатов, А.В. Шутиков, Ю.А. Рыжков, Ю.В. Копьев, С.Б. Рыжов, В.Я. Беркович, Ю.М. Семченков, Р.З. Аминов, В.А. Хрусталев // Теплоэнергетика. 2009. № 11. С. 63–66.

4.         Тепло-  и  нейтронно-физические  характеристики  энергоблоков  АЭС  с  ВВЭР-1000  при эксплуатации на мощности выше номинальной (на примере второго блока Балаковской АЭС) / В.И. Игнатов, А.В. Шутиков, Ю.А. Рыжков, Ю.В. Копьев, С.Б. Рыжов, В.Я. Беркович, Ю.М. Семченков, Р.З. Аминов, В.А. Хрусталев // Атомная энергия. 2009. Т. 107. № 1. С.9–14.

5.         Хрусталев В.А., Башлыков Д.О. Применение частотного регулирования ГЦН для повышения номинальной мощности ВВЭР // Атомная энергия. 2016. Т. 120. № 2. С. 90–95.

6.         Лазарев Г.Б., Новаковский А.Н., Султанов А.Т. Энергоэффективное управление расходом теплоносителя в главных контурах реакторных установок энергоблоков АЭС // Энергия единой сети. 2015. № 4 (21). С. 70–88.

7.         Черемисин В.В., Шилов Е.А., Анишев Е.Ю. Опыт эксплуатации регулируемых электроприводов главных циркуляционных насосов реактора БН-600 // Электрические станции. 2005. № 5. С. 19–21.

8.         Зыков А.С. Частотно-регулируемый электропривод // Росэнергоатом. 2013. № 7. С. 44–47.

9.         Ciufu L., Popescu M. O. Introducing energy efficiency in nuclear power plants by using variable medium voltage frequency drives // Advanced Topics in Electrical Engineering (ATEE), 2015 9th International Symposium on. IEEE, 2015. pp. 873–876.

10.      Sirovy M., Peroutka Z., Molnar J., Michalik J., Byrtus M. Variable speed pumping in thermal and nuclear power plants: Frequency converter versus hydrodynamic coupling // Power Electronics and Drive Systems (PEDS), 2011 IEEE Ninth International Conference on. IEEE, 2011. pp. 228–234.

11.      АЭС с реактором типа ВВЭР-1000. От физических основ эксплуатации до эволюции проекта / С.А. Андрушечко, А.М. Афров, Б.Ю. Васильев, В.Н. Генералов, К.Б. Косоуров, Ю.М. Семченков, В.Ф. Украинцев. М.: Логос, 2010. 604 с.