Вернёмся к маневрированию мощностью блока

Аватар пользователя alex_bykov

Вернёмся к поднятому ранее вопросу маневрирования мощностью энергоблока. Тут важно понимать, что есть несколько видов маневрирования, самый востребованный из которых - режим следования блока за нагрузкой, который допускает изменение мощности блока в небольшом диапазоне, но не ограничивает при этом скорость изменения мощности. Работа российских энергоблоков в данном режиме обоснована и внедрена давно и, с моей точки зрения, это первое, с чего должна была начаться работа над маневрированием украинскими блоками. Далее же пойдёт речь исключительно о внедрении режима суточного регулирования (маневрирования) мощности (СРМ).

Вообще говоря, маневрирование ядерными мощностями - решение не от хорошей жизни, оно появляется тогда, когда доля АЭС начинает составлять заметную долю в энергоблалансе региона, а перетоки электроэнергии ограничены. Поэтому для России маневрирование мощностью актуально только в разрезе поставок своих технологий на зарубежные рынки, среди которых есть и "запертые" (например, Белоруссия).
Лучшей статьёй по маневрированию мощностью энергоблока и сопутствующим ему проблемам, прочитанной мной за последнее время, является вот этот доклад на конференции по ВВЭР: "Решения по гибкой эксплуатации ВВЭР". Поскольку доклад на английском, вряд ли его прочло много читателей.
Тем интереснее, что на сайте Хмельницкой АЭС лежит доклад о результатах второго этапа испытаний режима суточного регулирования мощности энергоблока на блоке 2 ХАЭС. Он на русском языке, поэтому советую прочитать, я же немножко прокомментирую.
1) Стр.2, советую обратить внимание на выбранную скорость набора и снижения нагрузки: 5 МВт/мин (электрических, это соответствует примерно 15 МВт/мин тепловых, т.е. 0.5%/мин по тепловой мощности, поэтому не понятно, почему на графике на стр.3 указано 0.33%/мин) - это достаточно высокая скорость, но она не превышает штатные ограничения (штатная скорость в этом диапазоне тепловой мощности ограничена: 1%/мин на набор мощности и 3% на снижение мощности). Ограничения на скорость изменения мощности связаны с использованием керамического топлива.
2) Стр.4 чётко показывает, что к обоснованию безопасности данной работы были привлечены наши проектные организации, т.е. это не "хотелка" украинских коллег, как иногда представляют наши СМИ.
3) Стр.5 говорит о предыстории. Стоит добавить, что до испытаний на ХАЭС-2 были испытания режима суточного регулирования мощности на блоках 5 Запорожской АЭС и 1 Ростовской АЭС, да и сейчас такие испытания входят в программу освоения мощности вновь пускающегося российского энергоблока ВВЭР, а иногда и в программу испытаний действующих блоков после модернизации (например, НВАЭС-5). Забавно, что коллеги указали в качестве причины прекращения опытной эксплуатации блока в режиме СРМ разгерметизацию ТВСА, но постеснялись указать причину разгерметизации ТВСА...
4) Стр.6, продолжение опытной эксплуатации в режиме СРМ в течение 21 суток. Недоумение вызывает только работа в данном режиме в середине кампании. Возможно, коллеги опытным путём оценивали объём суточного приращения РАО в режиме маневрирования.
5) Стр.7, графики изменения основных параметров в режиме СРМ. Обратите внимание, что снижению электрической мощности до 75% соответствует снижение тепловой мощности до 80% (КПД, однако, падает). Из нижнего графика видно, что из 3 допустимых режимов регулирования выбран режим поддержания постоянного офсета. Правда, на уставку (красный график снизу и вверху) нанесена некорректная подпись OFST+5%/
6) Стр.8-9, Выводы о полностью успешных результатах опытной эксплуатации.
7) Стр.10-14 содержат перечень мероприятий, которые необходимо выполнить до перевода блока в режим СРМ. Обратите внимание на объёмы (это только основные) и сложность. Я же отмечу 2 интересных именно для меня пункта: 
а) хотелось бы посмотреть на то, куда их заведёт работа по автоматизации суточного маневрирования (п.5 на стр.10), кто возьмётся за такую работу (ПТК на Украине есть кому сделать, а вот разработчиков адекватных алгоритмов будут искать) и кто её будет обосновывать (и как это можно сделать без внесённого Украиной в санкционные списки ОКБ "Гидропресс"). Причём, я уверен, что работа уже ведётся - времени прошло достаточно.
б) Модернизация ПО "Имитатор реактора" (как они её будут проводить, если это продукт НИЦ "Курчатовский институт", а он тоже в украинских санкционных списках?). Со своей стороны отмечу, что повод для модернизации (качество прогноза и его падение с ростом числа циклов) ИР и нашего аналога - общие и кроются в несовершенстве используемой модели активной зоны. Мы с этим боремся, но универсального выхода, кроме перехода на модель более высокого уровня, я не вижу.
Для меня также важно, что данный перечень практически не касается работ по обоснованию безопасности и сопровождению топливных загрузок (а должен бы...).
8) Стр.15 рассказывает о преимуществах режима СРМ. Как совершенно справдливо отмечают коллеги, режим СРМ даёт преимущества работы блока в сети. Никаких, даже экономических, преимуществ от внедрения СРМ для НАЭКа пока не просматривается - НКРЭ пока что не делит тариф для АЭС на базовый и маневренный, так что не понятно, за счёт чего будут скомпенсированы возросшие расходы и снижение КИУМ.

Комментарий автора: 

При прочтении учитывайте, что презентация подготовлена для прессы, т.е. не содержит сколько-нибудь существенной информации, кроме обобщённой. Но для понимания большинства вопросов человеком со стороны этого вполне достаточно.

Комментарии

Аватар пользователя webarkadiy
webarkadiy(8 лет 3 месяца)

Собственно, как вы считаете, в перспективе 5-ти лет в Руине еще будет функционировать атомная энергетика, при сохранении порядка вещей?

Аватар пользователя pob_ol
pob_ol(9 лет 3 месяца)

будет smiley

Аватар пользователя alex_bykov
alex_bykov(7 лет 10 месяцев)

Безусловно, будет. У них выбора нет - на ней всё держится.

Насколько она будет адекватной и безаварийной - вопрос второй...

Аватар пользователя Rashad_rus
Rashad_rus(12 лет 4 месяца)

Пара-тройка порченных сборок от Вестинхауза и один миллион гривен кому-надо - и может случиться Чернобыль-2...

Аватар пользователя бывший
бывший(10 лет 2 месяца)

Чтобы случился Чернобыль -- пары сборок мало.

Да и в плане маневрирования опасность скорее не в самом реакторе, а в его обвязке. Если полетит обвязка, а средств гипотетически к тому времени на замену не будет, то блок будет просто остановлен. Потом мировая общественность (Россия) скинется на демонтаж.

Комментарий администрации:  
*** Уличен в наглой дезинформации ***
Аватар пользователя Rashad_rus
Rashad_rus(12 лет 4 месяца)

А если в сборке окажется что-нибудь взрывающееся? Прикиньте заклинивание сборок, заклинивание упраляющих элмементов и подумайте к чему это может привести, если при этом кто-нибудь проплаченный отрубит защиту... А ведь дырка в безопасности есть....

Аватар пользователя alex_bykov
alex_bykov(7 лет 10 месяцев)

Глупость написали.

После этого закрываются все АЭС, построенные по проекту Вестингауза или использующие топливо Вестингауза. Оно им надо?..

Аватар пользователя alex_bykov
alex_bykov(7 лет 10 месяцев)

Извините, но это не имеет отношения к теме статьи. К тому же, для смешанных активных зон отсутствуют обоснования безопасной эксплуатации в режиме СРМ.

Аватар пользователя вилюй
вилюй(12 лет 5 месяцев)

.//Вообще говоря, маневрирование ядерными мощностями - решение не от хорошей жизни, оно появляется тогда, когда доля АЭС начинает составлять заметную долю в энергоблалансе региона, а перетоки электроэнергии ограничены.//

Так есть же способы хранения избытка энергии, уже используются. На АШ читал. Избыток(ночью) истратить на подьем воды на высоту, при не достатке(днем) запускать ГЭС. Какие при этом потери наверно уже посчитали.
 

Аватар пользователя alex_bykov
alex_bykov(7 лет 10 месяцев)

Угу. И у Украины есть одна такая ГАЭС (Ташлыкская), входящая в энергокомплекс Южно-Украинской АЭС.

Беда только в том, что у Украины нет средств на такой капстрой, да и мощности Ташлыкской ГАЭС не хватит даже для маневра с той же амплитудой одного блока Южно-Украинской АЭС. К тому же КПД вторичного преобразования тоже сильно далёк от 100%.

Аватар пользователя вилюй
вилюй(12 лет 5 месяцев)

прошу прощения, у меня дурная привычка писать комменты не дочитав до конца
 

Аватар пользователя Тхе Кат
Тхе Кат(8 лет 4 месяца)

Я вообще не специалист и поэтому не могу понять одну вещь. Объясните мне, кто знает, почему нельзя менять выходную электрическую мощность энергоблока не меняя тепловой выход реактора - просто маневрируя паром в турбоагрегатах и сливая избыток тепла в градирнях?

Аватар пользователя pob_ol
pob_ol(9 лет 3 месяца)

там тепла столько что можно не одно озеро в пар

Аватар пользователя alex_bykov
alex_bykov(7 лет 10 месяцев)

Вообще-то и так 2/3 того тепла, которое вырабатывается в активной зоне, попадают в прилегающие водоёмы и атмосферу. На этом фоне приращение в виде части от 1/3 "полезного" тепла, которое конвертируется в электричество, - это малая поправка к уже имеющемуся сбросу тепла в окружающую среду.

Аватар пользователя alex_bykov
alex_bykov(7 лет 10 месяцев)

Почему нельзя? Думаю, что можно (размер геморроя оценить не смогу - не настолько хорошо знаю тепловую схему АЭС, но думаю, что и там нужно проводить модернизацию для предлагаемой Вами схемы работ, поскольку об автоматике, связанной с регулируемым байпассированием турбины по пару, мне слышать не приходилось). Просто пытаются хоть на чём-то сэкономить, поскольку предлагаемый Вами вариант - это безусловные потери...

Аватар пользователя Ctavr
Ctavr(9 лет 2 месяца)

Тут надо исходить уже из параметров турбины как быстро и в каких пределах ее можно нагружать/разгружать и минимальные параметры пара необходимые для генерации ээ.

Но это полный бред выгодней будет условно лишним электричеством воду греть на нужды ГВС/отопления чем в свисток пар спускать.

Аватар пользователя Тхе Кат
Тхе Кат(8 лет 4 месяца)

Самим электричеством маневрировать, условно говоря, легче, так как его инерция минимальна по сравнению с другими частями системы. Да вот только избыток его в ощутимых количествах сливать можно, практически, только в обратно в тепло, а это масло маслянное.

Аватар пользователя Тхе Кат
Тхе Кат(8 лет 4 месяца)

На мой дилетантский взгляд - уж лучше с потерями паром маневрировать, чем дергать без конца активную зону, не? Что там можно сэкономить то, кампания станет длиннее на пару-тройку дней?

Аватар пользователя alex_bykov
alex_bykov(7 лет 10 месяцев)

Как раз с точки зрения надёжности топлива этот режим проходим и обоснован.

Вопрос в другом: зачем пар выпускать в свисток?

Китайцы, например, посмотрели на европейский опыт и занялись строительством ГАЭС рядом со своими АЭС. Есть и другие способы аккумулирования тепловой и, тем более, электрической энергии, которые позволяют сгладить пики.

Только всё это для условно богатых стран, поскольку требует капвложений. Украине, как Вы понимаете, это не светит...

Аватар пользователя Тхе Кат
Тхе Кат(8 лет 4 месяца)

Пускать избыток тепла на обогрев - хорошая идея, но только там, где этот обогрев нужен (у нас в Сибири зимой, например) он для маневрирования мало подходит - он сам нужен очень постоянно, возможности варьировать расход тепла в течении суток очень невелики. Аккумуляция энергии - тоже идея неплохая, но капзатраты там, сдается мне, нужны неслабые.

Опять же, это речь о процессах во взаимосвязи с разными внешними условиями и обстоятельствами. Меня же в данном случае интересует больше теоретическая возможность: вот есть у вас реактор, который, естественно, вырабатывает тепло, и если его не "дергать" вырабатывает его достаточно равномерно. Затем вы преобразуете тепло в электроэнергию, сбрасывая избыток "в свисток" - ведь, в конце концов, даже из турбин пар выходит все еще горячим, его же нельзя обратно в теплообменники, нужно конденсировать, доохлаждать воду и только потом... Так почему все-же нельзя устанавливать конечный выход электрической мощности, регулируя расход "в свисток", а нужно обязательно изменять тепловой выход, дергать сам реактор?

З.Ы. Про то, что такой режим технически обоснован, допустим и опробован, я понял. Вопрос - зачем?

Аватар пользователя бывший
бывший(10 лет 2 месяца)

(дубль)

Комментарий администрации:  
*** Уличен в наглой дезинформации ***
Аватар пользователя бывший
бывший(10 лет 2 месяца)

Я так понимаю, что если держать тепловой выход высоким, и намеренно занижать КПД - это приведет к преждевременному (по сравнению с маневрированием) выгоранию топлива. То есть энергия с АЭС в целом будет дороже - видимо, на величину выброшенного КПД.

Комментарий администрации:  
*** Уличен в наглой дезинформации ***
Аватар пользователя alex_bykov
alex_bykov(7 лет 10 месяцев)

Ответ 1 - КПД.

Ответ 2 может крыться в конструкции турбины (можно или нет).

Аватар пользователя Tony Rich
Tony Rich(7 лет 11 месяцев)

Можно, для этого есть БРУ-К, байпасирующий свежий пар из парогенератора реактора прямиком а конденсатор. Конденсатор рассчитан на прием охлажденного до 200 градусов в этом устройстве пара 

Аватар пользователя alex_bykov
alex_bykov(7 лет 10 месяцев)

Это да. Вопрос только по контролируемому сбросу пара в БРУ-К - нам вед понадобится отводить только часть пара.

Аватар пользователя Tony Rich
Tony Rich(7 лет 11 месяцев)

Можно отказаться от буквы Б (быстродействующая) и сделать просто РОУ ... можно в конденсатор, можно в теплофикацию (при наличии потребителей тепла и инфраструктуры), можно в любой теплообменник, который потом сливать горячую водичку будет в дренаж.

Аватар пользователя alex_bykov
alex_bykov(7 лет 10 месяцев)

О чём и речь, нужна будет, например, система управления, регулирующая такой сброс в зависимости от заданной нагрузки ТГ.

Аватар пользователя Tony Rich
Tony Rich(7 лет 11 месяцев)

Ну так такая система управления легко делается в современных АСУ ТП блоков и ничем не отличается от таковой на ТЭЦ ... лично наблюдал за процессом перевода чисто конденсационных блоков с турбинами типа К-200-130 в режим работы с теплофикационной нагрузкой без изменения чего-либо в турбине, только в тепловой схеме на станции - делается все очень быстро, единственно нужно вложиться в инфраструктуру (теплосеть и потребитель)

Аватар пользователя alex_bykov
alex_bykov(7 лет 10 месяцев)

Вот!

А я в этой части совсем профан. Тогда ещё один вопрос: а сама турбина как себя будет вести, если у неё часть расхода пара забирать? И где забирать? До или после ПВД?

Я, грубо говоря, ничего кроме цикла Карно в этой части не помню (да и тот на АЭС из-за ПВД д.б. не простым).

Аватар пользователя goto
goto(8 лет 8 месяцев)

За счет того, что часть пара уйдет из цикла на нагрев постороннего теплоносителя, из того же количества полученной тепловой энергии из реактора (котла и тп), получится меньше электроэнергии.

Т.е. снизится т.н электрический КПД станции.

При этом есть 2 случая, как поведет себя турбина, в зависимости от решения персонала станции.

1) Пропорционально увеличить мощность реактора, чтобы скомпенсировать потерю тепла в цикле "налево" - тогда мощность турбины не упадет,  но это не тот случай, который рассматривается в данном примере

2) Мощность турбины снизится в некой пропорции от пущенной "налево" тепловой энергии, при той же мощности реактора.

При этом эта пропорция как раз и зависит от того, где в турбине отбирать пар "налево". В целом, чем ближе к конденсатору отбирается этот пар, тем меньше будет снижение мощности турбины.

 

Комментарий администрации:  
*** отключен (паникерство, слухи) ***
Аватар пользователя Tony Rich
Tony Rich(7 лет 11 месяцев)

Да, пункт 2 для турбин АЭС (тепловая мощность реактора = const)

 

Аватар пользователя Tony Rich
Tony Rich(7 лет 11 месяцев)

Как-то проглядел Ваш комментарий, но думаю и через полгода можно ответить :)

1) Турбина понижает свою мощность. Для типового проекта турбоустановки АЭС-2006 величина снижения электрической мощности от 11 до 52 МВт в зависимости от режима работы теплофикационной установки (ТФУ)

2) Забирают пар на ТФУ из проточной части, это не до и не после ПВД :)

Отдавший свое теплосодержание в подогревателях ТФУ пар конденсируется и возвращается в цикл системы регенерации. Место возврата - конденсатосборник конденсатора турбины, откуда далее он вместе с основным потоком пара, превратившегося в воду в конденсаторе, откачивается конденсатными насосами в систему регенерации.

Аватар пользователя DenverElrond
DenverElrond(11 лет 5 месяцев)

В любом случае, выбор страны в которой ведутся данные работы, учитывая особенности ее экономики и политики вызывает недоумение. Велись бы работы в Северной Корее - я был бы спокойней.

Аватар пользователя alex_bykov
alex_bykov(7 лет 10 месяцев)

Эти работы ведутся с 2000 года (и даже ранее, если брать испытания на ЗАЭС-5). Сейчас они просто актуальны как никогда и, соответственно, на слуху...

И, да, изначально я отстаивал работу блоков в базе, но их работа в режиме СРМ обоснована в части топлива и основного оборудования, причём нашими специалистами...

Аватар пользователя DenverElrond
DenverElrond(11 лет 5 месяцев)

Водил студентов на Балаковскую АЭ - (там ведь тот же реактор, кажется) - так вот не одобряют данный режим. Представляю насколько повышается ответственность персонала за эксплуатацию всего этого хозяйства, меняются методики обслуживания и т.д. Поэтому при таких новостях вспоминаю противный сигнал сирены на главном пульте управления АЭС.

Аватар пользователя alex_bykov
alex_bykov(7 лет 10 месяцев)

В общем, правильно они считают. Квалификация персонала для установки, работающей в маневренном режиме, должна быть сильно выше текущей... Это был один из моментов, который мы обсуждали с автором У-алгоритмов управления полем энерговыделения в активной зоне при маневрировании мощностью.

Если Вы заметили, мужики этот момент понимают и надеются создать ПТК, который будет выполнять эту работу за них. А вот найдут ли они тех, кто им напишет адекватные алгоритмы для такого ПТК - это вопрос.

Аватар пользователя DenverElrond
DenverElrond(11 лет 5 месяцев)

Да, сложная задачка.

И еще, разве там химический состав воды в которой погружены тепловыделяющие сборки не нужно менять? Как это делать будут несколько раз на дню?

Аватар пользователя alex_bykov
alex_bykov(7 лет 10 месяцев)

Менять будут содержание борной кислоты в теплоносителе. Чтобы не было слишком много РАО, работу в режиме СРМ лучше проводить в первой половине топливной кампании.

Аватар пользователя DenverElrond
DenverElrond(11 лет 5 месяцев)

Понял. Спасибо!

Аватар пользователя AlexSrSPb
AlexSrSPb(7 лет 7 месяцев)

В текст закралась ошибка:

5) Стр.7, графики изменения основных параметров в режиме СРМ. Обратите внимание, что снижению электрической мощности до 80% соответствует снижение тепловой мощности до 75% (КПД, однако, падает). 

Если КПД падает, то при 80% ТЕПЛОВОЙ мощности будет вырабатываться только 75% электрической. 

Аватар пользователя Tony Rich
Tony Rich(7 лет 11 месяцев)

+1

Аватар пользователя alex_bykov
alex_bykov(7 лет 10 месяцев)

мой косяк :(

Поправил

Аватар пользователя Cosmo
Cosmo(7 лет 6 месяцев)

Проблема маневрирования для низкообогащенного топлива (это как раз крупные промышленные станции) связана с паразитными эффектами отравления активной зоны при снижении мощности. Изотопы йода и ксенона поглощают нейтроны, снижая размножение нейтронов и приходится компенсировать эффект, выводя из зоны стержни поглотителя. А после выгорания избытка этих изотопов размножающие свойства зоны растут. Так что чем быстрее и глубже маневр по мощности - тем выше риск и ниже безопасность. Это если на пальцах объяснять.

По этой, в том числе, причине реакторы лодок и ледоколов содержат топливо с высоким обогащением.

Аватар пользователя alex_bykov
alex_bykov(7 лет 10 месяцев)

Малость не так. Для лодочного реактора высокое обогащение - единственный выход для "условно малых" размеров реактора - в них очень серьёзную роль играет утечка нейтронов. Отравление реактора и, соответственно, запас избыточной реактивности на его компенсацию - вопрос второго порядка, поскольку эта величина заметно меньше запаса реактивности на подъём температуры и мощности такого реактора.

В больших реакторах типа ВВЭР-1000 и выше изменение реактивности компенсируют вводом/выводом жидкого поглотителя (борной кислоты), изменение положения механических органов регулирования служит для управления полем энерговыделения.

Аватар пользователя Cosmo
Cosmo(7 лет 6 месяцев)

И утечки нейронов тоже. Не важно, какой поглотитель вводить в зону и выводить, важно, чтобы время было минимальное (ввод-вывод бора в воду первого контура в этом плане слабое решение, ибо медленный вариант). Тут важно, что в режиме изменения мощности нужно управлять колебательным процессом. Да еще и с переменной постоянной времени.

Аватар пользователя alex_bykov
alex_bykov(7 лет 10 месяцев)

Ввод/вывод бора в первой половине кампании - решение вполне приемлемое, поскольку скорость допустимой разгрузки/нагрузки сопоставима со скоростью работы системы подпитки/продувки. Быстрее нельзя - керамика (топливо) не выдержит. У лодочных реакторов специально топливо создавали не оксидное, а кермет или интерметаллиды, чтобы оно обеспечивало необходимые скорости (и, соответственно, и за это "платили" более высоким обогащением).

А СУЗами шуровать в большой активной зоне надо очень осторожно. Главный враг нашего топлива - PCI (pellet-cladding interaction = взаимодействие таблетки топлива с оболочкой твэла), а она напрямую зависит от скачка энерговыделения, который максимален в кассете с СУЗом. Поэтому алгоритмы управления реактором при маневрах весьма непросты для эксплуатационного персонала.

Аватар пользователя Tony Rich
Tony Rich(7 лет 11 месяцев)

Маневрировать все-таки лучше турбинами, а не реактором ... 

Как вариант - аккумулирование на площадке АЭС с использованием САТЭ  (системы аккумулирования тепловой энергии), такие фишки с точки зрения турбоустановки не представляют особой сложности, для проектов АЭС-2006 и ВВЭР-ТОИ (во времена СССР - для Крымской АЭС) мы их рассчитывали, однако дальше таких расчетов дело не пошло 

Аватар пользователя alex_bykov
alex_bykov(7 лет 10 месяцев)

Кто же спорит...

Только Украине такие капзатраты не по карману.

Аватар пользователя Tony Rich
Tony Rich(7 лет 11 месяцев)

Ну если Украина согласна выступить тестером новых демократичных (Вест) и тоталитарных (Росатом) ТВС, предназначенных для работы в таких условиях, то без проблем. Корпус еще бы не подвел 

Аватар пользователя alex_bykov
alex_bykov(7 лет 10 месяцев)

Обоснование для ВВЭР-1000 России, Украины и Болгарии написано для уже поставляемых ТВЭЛом ТВСА.

Страницы