Технические науки/5.Энергетика.

Д.т.н. Хрусталев В.А., аспирант Башлыков Д.О.

Саратовский государственный технический университет имени            Гагарина Ю.А., Саратовский научный центр РАН, Россия

 

Использование ПРК в качестве  котла-утилизатора в схемах комбинированного энергокомплекса на базе АЭС и ГТУ*

* Статья поддержана грантом РФФИ №14-08-00815а

 

Пускорезервная котельная (ПРК) в схемах АЭС, обеспечивающая теплом атомную станцию в период строительства и пуска, и являющаяся источником тепла на случай аварийного отключения АЭС от энергосистемы, прежде всего необходима в период строительства. В последующий период эксплуатации ПРК на АЭС как правило не используются.

Проведенный анализ технических характеристик ПРК ряда российских АЭС (Таблица 1) указывает на возможность их использования (иногда при необходимых расконсервировании и реконструкции) как котла-утилизатора (КУ) в энергокомплексах (ЭК) на базе АЭС и ГТУ, либо для автономной генерации пара и улучшения их маневренных свойств.

Комбинирование ГТУ с энергоблоками АЭС [1] – один из путей решения проблемы повышения маневренности и эффективности при одновременном обеспечении высоких КИУМ и КПД. Особенностью работы ГТУ является также обратная зависимость располагаемой мощности от температуры наружного воздуха, что дает естественные приросты ее в осенне-зимние периоды повышенного потребления электрической и тепловой нагрузки. [2]

 

 

Таблица 1. Характеристики ПРК некоторых российских станций.

Наименование характеристики

Ленинградская АЭС

Балтийская АЭС

Балаковская АЭС

Паропроизводительность котельной, т/ч

80

160

50

Тип котла

КЭП 16000

ZFR-IE 40000

ГМ-50-14/250

Максимальное рабочее давление пара, МПа

1,0

1,3

1,4

Температура пара, °С

183

195

250

 

Параметры, выдаваемые такими котельными, как видно из таблицы 1, достаточны для подключения к ним паротурбинных турбоустановок небольшой мощности. Например, на Балаковской АЭС предусмотрена пускорезервная котельная, в состав которой входят четыре котла ГМ-50-14/250. Суммарный расход пара, выдаваемый ПРК, составляет 200 т/ч, начальные параметры p0=1,4 МПа, t0=250 ОС. В связи с тем, что ПРК обычно отдалена от пруда-охладителя (либо градирни), то целесообразно для предлагаемой сателлитной турбины применить воздушный конденсатор [3].

Рассмотрим энергокомплекс на базе АЭС с реактором, охлаждаемым водой сверхкритического давления (ВВЭР-СКДИ), с газовой и паровой турбинами соответственно ГТ-180 и К-600-14,0/3000 [4] (Таблица 2), с дополнительным контуром включающим ПРК в качестве котла-утилизатора и сателлитную необходимой мощностью, обеспечиваемой паром ПРК (Рис.1).

 

Таблица 2. Основные параметры принципиальной тепловой схемы турбоустановки АЭС с реактором ВВЭР-СКДИ.

Параметр

Значение

Начальное давление, МПа

14

Начальная температура, oC

380

Номинальная мощность, МВт

600

Расход пара в голову турбины, кг/с

854,8

Температура питательной воды, oC

253

Давление в конденсаторе, МПа

0,004

Электрический КПД нетто, %

38,76

 

Рисунок 1. Схема энергокомплекса на базе АЭС с реактором ВВЭР-СКДИ и ГТУ, с включением ПРК в качестве котла-утилизатора и сателлитной турбины.

1 – ЦВД турбины; 2 – ЦНД турбины; 3 – сепаратор; 4 – первая и вторая ступени промежуточного перегрева пара; 5 – дожигающее устройство; 6 – компрессор газовой турбины (ГТ); 7 – камера сгорания ГТ; 8 – газовая турбина; 9 – электрогенератор ГТ; 10 – газопаровой подогреватель (ГПП); 11 – газоводяной подогреватель (ГВП); 12 – ПРК; 13 – сателлитная турбина; 14 – электрогенератор сателлитной турбины; 15 – воздушный конденсатор; 16 – подогреватель воды перед ПРК; 17 – электрогенератор паровой турбины; 18 – конденсатор паровой турбины; 19 – подогреватели низкого давления; 20 – деаэратор; 21 – подогреватели высокого давления; 22 – турбопривод.

Расчет участка схемы, включающего в себя ПРК, сателлитную турбину, воздушный конденсатор и подогреватель воды перед ПРК для условий Балаковской АЭС показал, что турбоустановка способна вырабатывать мощность N= 32,8 МВт.

Вместе с тем, для соблюдения требуемых температурных условий теплообмена в ГПП и ГВП требуется установка дожигающего устройства (ДУ) на выходе из ГТ. Дополнительный расход топлива, подводимого к ДУ [5]:

,

(1),

где Bдоп - дополнительный расход топлива, подводимого к ДУ, кг/с; Gг-расход топлива, кг/с; t, t'- температура газа до и после ДУ, оС; с, с' - удельная теплоемкость газа до и после ДУ, Дж/(кг* оС); Qнр- низшая теплота сгорания рабочего топлива, Дж/кг; ηд.у- КПД ДУ.

Абсолютный внутренний КПД комбинированной установки (ηiК) определяется по предлагаемой ниже формуле аддитивного (средневзвешенного) учета КПД всех генераторов. Если долю рабочего тела ГТУ условно принять за 1,0, то:

,

(2),

где lгц – удельная работа газового цикла, кДж/кг; d1 – относительный расход рабочих тел – пара в ПТУ к расходу газа в ГТУ, то есть d1=Gп/Gг; d2 – относительный расход рабочих тел – пара в контуре ПРК к расходу газа в ГТУ, то есть d2=GПРК/Gг; lпц - удельная работа парового цикла, кДж/кг; lцПРК - удельная работа парового цикла в контуре ПРК, кДж/кг; q1г- подведенная удельная теплота в камере сгорания (КС) и ДУ, кДж/кг; q1АЭС - подведенная удельная теплота в паровой части парогазового цикла, то есть в реакторной установке, кДж/кг; q1допПРК – вносимое тепло с топливом в ПРК, кДж/кг.

Таблица 3. Результаты расчета эффективности схемы энергокомлекса на базе АЭС и ГТУ, с включением ПРК в качестве котла-утилизатора и сателлитной турбины.

Наименование параметра

Значение

Абсолютный внутренний КПД, %

42,1

Суммарная установленная мощность энергокомплекса NК0∑, МВт

812,8

Суммарная, развиваемая мощность при эксплуатации NК∑, МВт

898,2

Температура уходящих газов ГТУ после утилизации, оС

145,5

Расход природного газа на ГТУ и ДУ, кг/с

18,7

 

Несмотря на высокую термодинамическую привлекательность энергокомплекса, общая системная эффективность должна быть определена с учетом потребления наряду с ядерным топливом природного газа, как ценного экспортного ресурса. Также необходима экономическая оценка комплекса для различных прогнозов ценовых характеристик его оборудования.

Список литературы

1. Хрусталев В.А., Башлыков Д.О. Пути повышения системной эффективности энергокомплекса на примере комбинирования АЭС с реактором ВВЭР-СКДИ и ГТУ// Материалы 10 международной научно-практической конференции «Актуальные научные разработки – 2014». 17-25 января 2014. София, Болгария. С.61-68.

2. Нуждин В.Н., Просвирнов А.А. Союз атома и газа // Материалы инновационного форума Росатома, 2007.-С. 28-33.

3. Клевцов А.В., Пронин В.А., Анализ применения воздушных конденсаторов в энергетике // Современные природоохранные технологии в электроэнергетике. Разд.6.4.1. М: Издательский дом МЭИ, 2007.- С. 1-8.

4. Силин В.А., Зорин В.М., Тагиров А.М., Трегубова О.И., Белов И.В., Поваров П.В. О тепловой схеме энергоблока АЭС с реактором, охлаждаемым водой сверхкритического давления // Теплоэнергетика, 2010, №12.-С. 32-37.

5. Цанев С.В., Буров В.Д., Ремезов А.Н. Газотурбинные и парогазовые тепловые электростанции. М: Издательский дом МЭИ, 2009. 584 с.