Технические науки/5

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

Повышение маневренности энергоблоков АЭС (на примере энергоблоков с турбоустановками

К-600-14,0/3000 и реакторами ВВЭР-СКДИ).

Турбоустановка рассматриваемой АЭС с реактором ВВЭР-СКДИ [1] (рис.1) имеет ряд существенных отличий по сравнению с эксплуатируемыми сейчас станциями с ВВЭР: повышенные начальные параметры пара (p₀=14МПа, t₀=380^OC) и температура воды на входе в парогенератор (253 ^оС); процесс расширения начинается из области перегретого пара. В связи с безнасосной циркуляцией в реакторах данного типа, трудностью регулирования встроенных парогенераторов, а также повышенными параметрами перед ЦВД турбины, более целесообразно непрямое участие таких энергоблоков в регулировании графиков нагрузки, то есть при постоянной мощности реакторной установки, например в составе энергокомплекса «АЭС+ГТУ», как единого объекта регулирования в энергосистеме. [2]

Комбинирование ГТУ с энергоблоками АЭС является одним из наиболее перспективных направлений в решении проблемы повышения маневренности и эффективности. [3] ГТУ обладают хорошей маневренностью и на сегодняшний день выгодно использовать их для пиковых потребителей электроэнергии. Особенностью работы ГТУ является также зависимость ее выходной мощности от температуры наружного воздуха, что особенно важно для осенне-зимних пиков потребления электрической и тепловой мощности.[4]

Рис.1. Принципиальная тепловая схема (ПТС) турбоустановки К-600-14,0/3000 [1]: 1- уплотнение штоков клапанов; 2- блок клапанов; 3- ЦВД; 4- уплотнение вала; 5- сепаратор; 6- две ступени промежуточного перегрева пароперегревателя; 7- ЦНД; 8- конденсатор;9- конденсатный насос; 10- эжектор уплотнений; 11- основной эжектор; 12- блочная обессоливающая установка; 13- конденсатор пара эжекторов;14- ПНД; 15- дренажный насос; 16- конденсатор турбопривода; 17- турбопривод питательного насоса; 18- питательный насос; 19-деаэратор; 20- ПВД.

Рассмотрим три варианта комбинирования тепловых схем на примере турбоустановки К-600-14,0/3000 и турбины ГТ-180: 1)замещение второй ступени перегревателя и последнего ПВД (1ПП+1ПВД); 2)замещение второй ступени перегревателя и двух последних ПВД (1ПП+2ПВД); 3)замещение двух ступеней перегревателя и одного ПВД (2ПП+1ПВД). Для этого необходимо использовать два вида теплообменников: газо-паровой (ГПП) и газо-водяной (ГВП) (рис. 2).

Рис.2. Варианты комбинирования тепловых схем турбоустановки

К-600-14,0/3000 и ГТ-180.

По результатам расчета схем ГТУ, турбоустановки К-600-14,0/3000, а также ГВП и ГПП [5] определена эффективность рассмотренных схем. Расчеты показали, что для соблюдения условий теплообмена в ГПП и ГВП требуется установка дожигающего устройства (ДУ) на выходе из ГТ. Для определения эффективности рассматриваемых вариантов комбинирования необходимо определить дополнительный расход топлива, подводимого к ДУ (формула (1)) [6]:

(1)

где B_доп - дополнительный расход топлива, подводимого к ДУ, кг/с; G_г-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); Q^н_р- низшая теплота сгорания рабочего топлива, Дж/кг; η_д.у- КПД ДУ.

Абсолютный внутренний КПД комбинированной установки определяется по предлагаемой ниже формуле (2):

(2)

где η_i^ПГУ- абсолютный внутренний КПД комбинированной установки; l^г_ц– удельная работа газового цикла, кДж/кг; d – относительный расход рабочих тел – пара в ПТУ и газа в ГТУ, то есть d=G_п/G_г; l^п_ц - удельная работа парового цикла, кДж/кг; q₁^г- подведенная удельная теплота в газовой части парогазового цикла, то есть в камере сгорания (КС) и ДУ, кДж/кг; q₁^АЭС - подведенная удельная теплота в паровой части парогазового цикла, то есть в реакторной установке, кДж/кг.

Таблица 1. Основные результаты расчета комбинированного цикла.

Наименование параметра	Схемы комбинирования тепловых схем ПТУ и ГТ
Наименование параметра	1ПП+1ПВД		1ПП+2ПВД	2ПП+1ПВД
Абсолютный внутренний КПД, %	42,6		42,1	41,9
Прирост мощности ПТУ, МВт	85,4		115,2	135
Общий расход топлива на ГТУ, кг/с	15,3	18,4		20,43

Как видно из таблицы 1, схема комбинирования 1ПП+1ПВД является наиболее эффективной с точки зрения термодинамики.

Наличие в схеме ГПП и ГВП дает возможность регулировать мощность всего энергокомплекса в зависимости от требований графиков электрической нагрузки. Рассмотрим 4 способа работы данного энергокомплекса: 1) базовый - ГПП и ГВП подключены (ГПП+ГВП); 2) ГПП подключен, ГВП отключен (ГПП); 3) ГПП отключен, ГВП подключен (ГВП); 4) ГПП и ГВП отключены - обе турбины работают независимо друг от друга (ПТ+Т) – автономный способ.

Важно отметить, что при изученных режимах работы ГТУ со среднегодовой температурой наружного воздуха +15^оС, за исключением базового способа работы, не потребуется использовать ДУ. Это положительно скажется как на тепловой эффективности схем (формула 2), так и в экономическом аспекте (снизится необходимый расход дорогостоящего газа).

Таблица 2. Результаты расчета способов работы энергокомлекса для комбинированной схемы 1ПП+1ПВД.

Наименование параметра	Способы работы энергокомплекса, включающего в себя ПТУ и ГТУ
Наименование параметра	1)ГПП+ГВП		2)ГПП	3)ГВП	4)ПТ+ГТ
Абсолютный внутренний КПД, %	42,6		41	40	39,1/34,4
Суммарная мощность энергокомплекса, МВт / %	865,4/100		828,2/ 95,7	806,1/ 93,1	780/ 90,1
Общий расход топлива на ГТУ, кг/с	15,3	14,8		14,8	14,8

Как видно из таблицы 2, использование схемы “1ПП+1ПВД” энергокомплекса позволяет снижать нагрузку энергокомплекса до 9,9% (случай 4) без отключения ГТ.

Отсутствие режимов с отключением газовой турбины позволяет во-первых улучшить экономическую привлекательность данного энергокомплекса, во-вторых при непрерывном режиме работы ГТУ и резервировании от ГТУ питания ответственных потребителей собственных нужд уменьшается вероятность тяжелых аварий с блоком АЭС.

В случае останова какой-либо из турбин (ремонтные работы, аварийные ситуации), остающаяся в работе может функционировать автономно, это позволит снизить величину спада мощности в энергосистеме региона и соответствующий ущерб от недовыработки. Однако с этой целью для ГТУ должен быть предусмотрен резервный утилизатор тепла.

Список литературы

1. 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.

2. А. с. 1060798 СССР, МКИ3 F 01 K 23/10. Парогазовая установка / В. А. Хрусталев, О. И. Демидов, М. С. Доронин (СССР). – № 3479782/24–06 ;заявл. 05.08.82 ; опубл. 15.12.83, Бюл. № 46. – 3 с. : ил.

3. Аминов Р.З., Хрусталев В.А. АЭС с ВВЭР: режимы, характеристики, эффективность: учеб. пособие // Р.З. Аминов, В.А.Хрусталев, А.С. Духовен-ский, А.И. Осадчий – М.: Энергоатомиздат. 1990 г. 264 с.

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

5. Краснощеков Е.А., Сукомел А.С. Задачник по теплопередаче. М: «Энергия», 1980. С. 216-256.

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