Содержание:
Введение
- Взаимосвязь частоты сети с работой электростанций
- Принцип регулирования частоты сети
- Общие требования по регулированию частоты сети
- Требования к участию АЭС в первичном регулировании
- Последствия для АЭС от участия в первичном регулировании
- Производство водорода электролизом как решение проблемы
Выводы
Введение
Стратегия развития атомной энергетики в России ставит новые требования к АЭС и привела к новой концепции развития атомных станций, а именно к тому, что они должны быть маневренными:
Вместе с тем, одним из таких требований является привлечение к участию в первичном регулировании частоты сети, что полностью противоречит сложившимся реалиям, ибо АЭС всегда несут базовую нагрузку, т.е., не изменяется в течении суток от номинального уровня.
Подробнее о базовой нагрузке АЭС смотрите здесь:
и в выше приведенных публикациях
Но, прежде, чем перейти к официальным требованиям, регламентируемым приказом по привлечению к первичному регулированию АЭС имеет смыл вообще разобраться в чем заключается суть регулирования частоты сети.
1. Взаимосвязь частоты сети с работой электростанций
Как известно, производство электроэнергии в энергосистеме происходит непрерывно во времени. Это означает, что также непрерывно она должна и потребляться. Критерием этого соответствия является постоянство частоты электрического тока в сети, которое на территории России составляет 50 Гц и какие-либо отклонения не допустимы.
Частота переменного тока определяется частотой вращения электрического генератора, приводимого во вращение турбиной, за счет соединения вала генератора с валом турбины. Вращение турбина обеспечивается рабочим телом, которое срабатывает на рабочих лопатках:
- пар в случае паровых турбин;
- продукты сгорания в случае газовых турбин.
Взаимосвязь частоты электрического тока и частота вращения вала турбины представляется в виде следующего уравнения:
f = pn,
где f – частота в сети, Гц; р – число пар полюсов электрического генератора; n – частота вращения электрического генератора, (обороты в секунду - об/с).
Таким образом, одна пара полюсов электрического генератора соответствует частоте вращения турбины 50 об/с, а при двух парах – 25 об/с.
В энергосистеме на протяжении суток ежечасно меняется электрическая нагрузка, задаваемая всевозможными потребителями, начиная от бытовых приборов и заканчивая крупными технологическими предприятиями. В ответ на это изменение должна изменяться и мощность, генерируемая электростанциями. Совершенно логично, что любое включение новых потребителей под нагрузку приводит к необходимости наброса мощности электростанциями (+ΔN) и наоборот (-ΔN). В соответствии с этим и на основании взаимосвязи генерируемой мощности электростанцией и отклонения частоты в случае включения потребителей частота в сети начинает отклоняться в меньшую сторону (-Δf), а при отключении – в большую сторону (+Δf). Сказанное можно выразить элементарными выражениями:
при отключении потребителей:
при подключении потребителей:
2. Принцип регулирования частоты сети
В соответствии с разделом 1 принцип поддержания частоты в сети на заданном уровне 50Гц основан на изменении мощности, выдаваемой электростанциями в сеть. Это и объясняет, почему графики электрических нагрузок энергосистем имеют явно выраженные неравномерности! Участие в регулировании частоты сети подразумевает специально выделенные генерирующие мощности:
- тепловые электростанции (ТЭС);
- гидроэлектростанции (ГЭС), включая гидроаккумулирующие (ГАЭС).
Первичное регулирование предназначено для реагирования на самый первый отклик при изменении частоты в сети. Также в энергосистеме предусмотрено вторичное и третичное регулирование, которое позволяет организовать переток мощности в другие энергозоны, т.е., вместо сброса нагрузки, к примеру. Это все определяется системным оператором….чего, куда и сколько…
3. Общие требования по регулированию частоты сети
В течении 95% времени суток допустимое отклонение от 50Гц составляет (+/-) 0,2Гц. При этом предельно допустимое отклонение (+/-) 0,4Гц. Тем не менее, система регулирования обязана отреагировать, если отклонение составляет (+/-)0,05Гц (50 мГц).
В ЕЭС России среднее отклонение по частоте не превышает 25–30 мГц, количество отклонений – примерно 2–4 в час. В сутки отклонения не превышают 40 мГц, их количество – от 2 до 10 в сутки в зависимости от региона России.
Примерно 1–2 раза в год имеют место отклонения в 75–80 мГц, вызванные отключением потребителей, либо их включением с мощностью порядка 1000МВт, что обязывает систему регулирования отреагировать на это изменение.
4. Требования к участию АЭС в первичном регулировании
Согласно приказу ОАО «СО ЕЭС» от 19.08.2013. № 314, требования к атомным станциям включают возможность увеличения нагрузки 2% мощности от номинальной, а также сброса нагрузки до 8% мощности от номинальной. Но чтобы набросить эти 2% мощности, необходимо их держать в резерве, что можно сделать только через разгрузку. Итого, получается, что АЭС работает не при 100% номинальной мощности, а только при 98%.
При этом в первые 10 секунд необходимо выдать не менее половины от требуемой мощности, т.е., в случае наброса нагрузки это составляет 1%, а в случае сброса нагрузки – 4%. А в течении последующих 2 минут обеспечить остальное участие.
5. Последствия для АЭС от участия в первичном регулировании
На примере АЭС электрической мощностью 1000МВт это означает, что станция должна ПОСТОЯННО ДЕРЖАТЬ РАЗГРУЗКУ в виде 2% от номинальной мощности, т.е., не додавать в сеть 20МВт, чтобы в случае необходимости их набросить (+ΔN), либо понизить ещё на 60МВт (-ΔN) в случае подскакивания частоты, т.е., разгрузка с недодачей в сеть 80МВт, что и составляет 8% от номинальной мощности. Но главные минусы от всего этого заключается в:
- снижении коэффициента установленной мощности станции (КИУМ)
- снижении КПД энергоблока;
- ухудшение экономичности работы энергоблока из-за перерасхода ядерного топлива, т.к., реактор в этом случае не разгружается, а мощность на турбине снижается за счет подачи пара меньшего давления.
Таким образом, следует отметить, что участие АЭС в регулировании частоты не эффективно. Из этого происходит и следует проблема обеспечения базовой электрической нагрузкой, что вполне возможно обеспечить за счет связки АЭС + аккумулятор электроэнергии.
6. Производство водорода электролизом как решение проблемы
Одним из перспективных энергетических аккумуляторов является электролизное получение водорода и кислорода в часы, когда станция должна работать в режиме с разгрузкой в 2% от номинальной мощности, а кроме того при необходимости дополнительно снизить выдаваемую мощность до 8% от номинальной мощности. В этой связи вариант использования водородного производства методом электролиза воды позволит сохранить номинальный режим работы АЭС, т.е., при 100% нагрузке. В этом случае будет только различая доля отпускаемой мощности в зависимости от ее расхода на электролиз, но сама станция сохранит 100% нагрузку.
Выводы
- Режим работы электростанций жестко связан с режимом работы потребителей в энергосистеме. Любое отключение/включение крупных потребителей приводит к отклонению частоты тока в сети от номинального значения.
- Частота в сети поддерживается на номинальном уровне за счет системы регулирования, которую образуют специально выбранные электростанции, в том числе и АЭС.
- Участие в регулировании частоты связано с изменением выдаваемой мощности в сеть. Режим работы этих электростанций особенный. В случае с атомными станциями это связано с целым рядом существенных недостатков заметно ухудшающие эффективность её работы.