К.т.н. Скубиенко С.В., аспир. Бабушкин А.Ю., ассист. Янченко И.В.
ФГБОУ ВПО
«Южно-Российский государственный политехнический университет (НПИ) имени М.И.
Платова», Россия
Энергетическая
эффективность использования теплового насоса в схеме атомной электростанции
В настоящее время в России на десяти
действующих атомных электрических станциях (АЭС), эксплуатируется 33 энергоблока
установленной мощностью 25200 МВт. При
этом доля атомной генерации в общем энергобалансе России составляет около 16 %
[1].
Главным преимуществом АЭС перед любыми другими
электростанциями является их независимость от источников органического топлива
и низкая стоимость производства электроэнергии. В тоже время существенным
недостатком АЭС является их низкий КПД, который, как
правило, не превышает 32 %.
Например, начальные параметры энергоблоков
АЭС с реактором типа ВВЭР-1000 существенно
ниже, чем на тепловой электрической станции (ТЭС). Так, температура пара перед турбиной АЭС составляет около 274 оС, при давлении 5,9 МПа, в то же время температура пара для современных турбин
ТЭС находится в пределах 540÷550 оС, а давление 13÷23,5 МПа, при этом удельный расход пара на турбину ТЭС составляет 2,9÷3,2 кг/(кВт·ч), а для АЭС 5,5÷6,0 кг/(кВт·ч). Это означает,
что работоспособность 1 кг пара, протекающего через турбину АЭС, примерно вдвое
меньше, чем через турбину ТЭС, что способствует большому объемному пропуску пара через
цилиндры низкого давления (ЦНД), и как следствие потерям
высокопотенциальной тепловой
энергии пара в конденсаторе. Например, в конденсатор паровой турбины К-1000-60/1500
(ХТГЗ) при номинальной нагрузке поступает 830 кг/с пара, теплота которого
бесследно сбрасывается в источник технического водоснабжения [2,3].
В настоящее время одним
из способов эффективного использования низкопотенциальной тепловой энергии
является применение тепловых насосов, которые в последние годы получили распространение,
не только на промышленных предприятиях, но и на электростанциях: в системах
регенерации для подогрева основного конденсата; для обеспечения вторичного
промперегрева в ЦНД турбины АЭС; в системах централизованного теплоснабжения [4,5,7,8].
Различают
тепловые насосы парокомпрессионного и абсорбционного типа. Наибольшее
распространение в энергетике получили парокомпрессионные тепловые насосы (ПКТН)
[5].
Принцип действия ПКТН
основан на способности рабочего тела – хладагента, переносить тепловую энергию.
При этом основным элементом преумножения тепловой энергии рабочего тела
является компрессор. Подвод низкопотенциальной теплоты осуществляется в
испарителе теплового насоса, за счет вскипания хладагента при вакууме (рис. 1).
При вскипании пары рабочего тела отбирают теплоту от источника энергии и
поступают в компрессор, где происходит процесс сжатия и повышения их
термодинамических параметров. В конденсаторе пары рабочего тела конденсируются,
отдавая свою тепловую энергию потребителю. Несмотря на затраты дополнительной
электрической энергии необходимой для работы компрессора тепловой насос
способен отпустить тепловой энергии в несколько раз больше (коэффициент
трансформации ПКТН находится в пределах
2,5÷5,5) ,что является его неоспоримым достоинством [4,6,7].
Рисунок
1 – Принципиальная схема ПКТН
1
– дроссельный клапан; 2 – теплообменник – испаритель;
3
– компрессор; 4 – теплообменник – конденсатор.
На рисунке 2 представлена схема включения
ПКТН в состав конденсационной установки и системы регенерации турбоустановки
двухконтурной АЭС. Её отличительной особенностью является использование
конденсатора теплового насоса в качестве подогревателя системы регенерации (10),
а испарителя в качестве охладителя циркуляционной воды (6). Источником
низкопотенциальной энергии, является охлаждающая вода конденсатора турбины.
Температурный режим, который может обеспечить
ПКТН, находится, как правило, в пределе 55÷90 оС, а ПНД
– 1 в системах регенерации АЭС работает при температурах греющей среды около
60÷62 оС, то возникает теоретическая возможность полного
замещения этого подогревателя на конденсатор теплового насоса [2,8,9].
Рисунок 2 – Схема включения ПКТН в состав конденсационной
установки АЭС:
1 – ядерный реактор; 2
– главный
циркуляционный насос;
3 – парогенератор; 4 – турбоустановка К-1000-60/1500; 5 – генератор;
6 – испарительный контур теплового насоса; 7
– насос ПКТН;
8 –
конденсатор
паровой турбины; 9 – конденсатный насос;
10 – конденсатор
теплового насоса;
11 – дренажный насос;
12 – группа подогревателей низкого давления; 13 –
турбопитательный
насос; 14 – деаэратор; 15 – группа подогревателей высокого
давления;
16 – пар из отборов турбины.
Расчетная тепловая мощность регенеративного подогревателя
низкого давления первой ступени на основании данных [2,12]:
Здесь D1 – расчетное значение расхода греющего пара
на ПНД - 1, кг/с;
h1 – энтальпия греющего пара на входе в подогреватель, кДж/кг;
h'1 – энтальпия конденсата греющего пара на выходе из подогревателя кДж/кг;
Расчетная мощность теплового насоса:
Охлаждающая
мощность испарительного контура теплового насоса, при коэффициенте
трансформации ζ = 4,2 [7]:
Здесь
Циркуляционная вода, проходя через испаритель
теплового насоса, охлаждается на величину Δt [9], а затем сбрасывается в
систему технического водоснабжения:
Здесь GЦВ – расчетное значение расхода циркуляционной
воды, при начальной температуре на входе в конденсатор 15 оС, кг/с
[2];
св
– теплоемкость воды,
кДж/(кг∙К).
Таким образом, применение ПКТН позволит
охладить циркуляционную воду на 1.21 °C, что в летний период приведет к улучшению
вакуума в конденсаторе, и увеличению выработки электрической энергии.
На рисунке 3 приведены зависимости
электрической мощности турбоустановки на зажимах генератора от среднемесячной
температуры охлаждающей воды в конденсаторе при типовой схеме и подключении
теплового насоса. Зависимость для типовой схемы построена на основании
расчетных данных при работе конденсатора К-33177 поверхностного охлаждения
турбины АЭС в течении года [13]
Рисунок
3 – Зависимость электрической
мощности турбоустановки на зажимах генератора от среднемесячной температуры
охлаждающей воды в конденсаторе при типовой схеме и подключении теплового
насоса.
На
основе полученных расчетных данных можно сделать вывод о целесообразности
реализации предлагаемого схемного решения. Применение испарительного контура
теплового насоса на подающей и отводящей циркуляционных линиях системы технического
водоснабжения позволит снизить температуру обратной циркуляционной воды на 1,21
оС, что увеличит выработку электрической энергии в диапазоне
(от 1,69 до 6,25 МВт).
Литература
1)
Государственная
корпорация по атомной энергии «Росатом»
[Электронный ресурс]: http://www.rosatom.ru/ Режим доступа: http://www.rosatom.ru/aboutcorporation/activity/energy_complex/electricitygeneration/ (Дата обращения 14 Февраля
2015 г).
2) Трухний
А.Д., Булкин А.Е., Паротурбинная
установка энергоблоков Балаковской АЭС // Учебное пособие. в 2 ч. М., 2004. - 276
с.
3) Косяк Ю.В. Паровая турбина К-300-240
(ХТГЗ) //
М., 1982. - 269с.
4) Горшков В.Г. Тепловые насосы. Аналитический обзор // Справочник промышленного
оборудования. 2004, сентябрь-октябрь №2. С. 47-80.
5) Аникина И.Д., Сергеев В.В. Применение тепловых насосов для повышения
энергоэффективности паросиловых ТЭС// Научно-технические
ведомости СПГПУ 2013, №3.
(178). С. 56 - 61.
6) Попов
А.В. Анализ
эффективности различных типов тепловых насосов // Энергосбережение. 2005. № 1-2
(19). С. 10 – 14.
7) Султангузин И.А. Высокотемпературные
тепловые насосы большой
мощности для теплоснабжения [Электронный ресурс]: http://www.rosteplo.ru/
Режим доступа: http://www.rosteplo.ru/Tech_stat/stat_shablon.php?id=2363
(Дата обращения 11 Февраля 2015 г).
8) Пат. на изобретение 2425987
РФ Способ работы электростанции /
Н.Н. Ефимов, П.А. Малышев, А.В. Черни, Г.Б. Каратаев, С.В. Скубиенко,
В.И. Паршуков, В.В. Папин. Опубл. 11.08.2011
//Б.И. 2011. № 22.
9)
Ефимов
Н.Н., Янченко И.В., Скубиенко С.В. Энергетическая эффективность использования абсорбционного бромисто-литиевого теплового насоса в
тепловых схемах ТЭС// Известия вузов Сев-Кав. регион. Технические науки.
2014. № 1 С. 17-21.
10) А.Г.
Костюка, В.В. Фролова. Турбины тепловых и атомных электрических станций:
учебник для вузов; 2-е изд., перераб. и доп. М., 2001. 488 с.
11) Скубиенко
С.В., Осадчий И.В., Шафорост Д.А. Технология
централизованного производства электроэнергии и теплоты: учеб.-метод. пособие к
практ. занятиям / Юж.-Рос. гос. техн. ун-т. Новочеркасск, 2010. 39с.
12)
Рыжкин В.Я. Тепловые электрические станции: 3-е изд. М., 1987.
327 с.
13) Щвецов
В.Л. Пояснительная записка конденсатор турбоустановки К-1100-60/1500-2 ХТГЗ,
Ростовская АЭС, Блок № 3, от 15.03.2011