CC BY
249
УДК 621.039.58
В.А. Хрусталев, З.Ю. Новикова
ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИИ ЭНЕРГОБЛОКОВ АЭС С ВВЭР-1000 ПУТЕМ МОДЕРНИЗАЦИИ ТЕПЛОВЫХ СХЕМ2
Приведены несколько способов модернизации второго контура АЭС. Показаны результаты установки предсепараторов на энергоблоках электростанций. Рассмотрен способ рационализации работы последовательно установленных теплообменников. Рассчитана предложенная схема подключения деаэратора для локализации аварии при полном обесточивании АЭС.
Модернизация, атомная электрическая станция, тепловая схема, эффективность, повышение мощности, предсепаратор, теплообменник, деаэратор, водоподогревательнаяуста-новка, сетевая вода, аварийный период
2 Статья поддерживается грантом РФФИ №09-08-00496а
V.A. Khrustalev, Z.U. Novikova
INCREASE OF EFFICIENCY OF OPERATION OF POWER UNITS OF THE ATOMIC POWER STATION WITH PWR-1000 BY MODERNIZATION OF THERMAL
SCHEMES
Some ways of modernization of the second contour of the atomic power station are resulted. Results of installation of preseparators on power units of power stations are shown. The way of rationalization of work of consistently established heat exchangers is considered. The offered scheme of connection deaerator for failure localization is calculated at a full de-energization of the atomic power station.
Modernization, nuclear power plant, the thermal scheme, efficiency, capacity increase, preseparator, the heat exchanger, deaerator, water preheating installation, network water, the emergency period
В связи с наблюдаемой тенденцией роста стоимости ядерного горючего для российских АЭС вопросы модернизации и повышения КПД второго контура, а также общей эффективности АЭС становятся сегодня весьма актуальными. Общеизвестна деятельность зарубежных энергокомпаний по переводу энергоблоков АЭС с PWR на работу с мощностью выше номинальной. Определенные успехи достигнуты в продлении срока службы основного оборудования и в первую очередь реакторной установки (РУ). Заслуживает внимание широкомасштабный перевод энергоблоков США и некоторых других стран Европы на морфоли-новый, этаноламиновый и другие водно-химические режимы (ВХР), приводящие к существенному снижению негативного эффекта от коррозионных процессов. Эти направления совершенствования атомных станций в последние десятилетия широко применяються и в России. Общеизвестно, что ряд энергоблоков Балаковской, Волгодонской, Калининской и других АЭС в настоящий период получили или получают разрешения на опытнопромышленную эксплуатацию на повышенной мощности. Ряд энергоблоков в РФ сегодня используют этаноламиновый ВХР, значительно более эффективный, чем гидразин-аммиачный ВХР.
В рамках данной статьи рассмотрены некоторые дополнительные возможности повышения КПД и мощности второго контура АЭС с ВВЭР:
• установка предсепарационного устройства в промежуточной системе турбоустановок высокой мощности, работающих влажным паром (система «сепаратор -пароперегреватель»);
• рационализация работы последовательно устанавливаемых теплообменников в разных системах (система СПП, система охлаждения генератора и др.);
• использование деаэратора для аварийного энергоснабжения в начальный поставарийный период.
Одним из направлений повышения эффективности турбоустановок является совершенствование системы промежуточной сепарации и перегрева пара. Приведем общеизвестные преимущества предсепаратора:
• легко встраивается в трубопровод перед СПП или перед ПВД и удаляет до 40-80% влаги;
• снижение остаточной влажности на 1% ведет к росту мощности турбины на 0,5% и увеличению сроков эксплуатации за счет снижения коррозии и эрозии;
• время окупаемости предсепаратора меньше двух лет.
Ниже в табл. 1 по данным [2] представлены результаты установки предсепараторов на ряде мощных энергоблоков.
Таблица 1
Результаты установки предсепаратов на энергоблоках разной мощности
Наименование энергоблока, АЭС Повышение мощности При = const, МВт Повышение кпд При Q^ = const, %
Гёсген, 1000 МВт DWR, Швейцария 3,0 0,3
Унтервезер, 1300 МВт, Германия 5,0 0,39
Брокдорф, 1400 МВт, Германия 2,8 0,2
Штаде, 660 МВт, Германия 3,0* 0,46
*Срок окупаемости составил 1,75 года.
В табл. 2 показаны изменения параметров турбоустановки К-1000-60/1500-2 и СПП блока №2 Балаковской АЭС при установке предсепаратора типа «Powersep».
Таблица 2
Изменение параметров турбоустановки и СПП блока № 2
Наименование параметров СПП до ППР 07, №л=997 МВт Состояние на 06.07.2007 г. СПП после ППР 07, №л=1030 МВт Состояние на 06.11.2007 г.
СПП СПП-1 СПП-2 СПП-3 СПП-4 СПП-1 СПП-2 СПП-3 СПП-4
Температура пара за 1ст. СПП, °С 185,3 185,6 184,4 184,9 200,7 200,9 199,4 202,1
Температура пара за 1ст. СПП, °С 246,6 240,2 244,9 251,7 249,9 248,8 257,6 252,4
Потери Кэл из-за отклонения темп. напоров СПП, МВт 16,0 9,4
Из табл. 2 следует, что выигрыш в электрической мощности составил 6,6 МВт, а в
КПД - 0,66 %.
К ИНД турбины От 11В Д турбины
_ От других Power
В тра кт
ОСНОВНОГО'
конденсата
Рис. 1. Схема включения Power в тракты пара и дренажа сепарата:
1- предсепаратор Power; 2 - сепаратор-пароперегреватель СПП-1000; 3 - сепаратосборник;
4 - разделитель Р-600; 5 - арматура; 6 - дыхательный трубопровод; 7 - насос откачки сепарата
Еще одно направление модернизации второго контура АЭС — рационализация работы последовательно устанавливаемых теплообменников в разных системах. Рассмотрим повышение эффективности многоступенчатой водоподогревательной установки.
При эксплуатации ТФУ, состоящей из нескольких ступеней подогрева отборным паром турбоустановки (например, АЭС) возникает возможность полного использования поверхностей нагрева всех ступеней на режимах работы, требующих работы всего одной ступени, или только первых двух, без включения, например, пикового бойлера. В этом случае подключение к процессу теплопередачи всех поверхностей, позволяет существенно снизить среднелогарифмический температурный напор, и, как следствие, повысить температуру нагреваемой среды на выходе из теплообменника (рисунок 2).
Работа сетевой установки, изображенной на рис. 2, возможна при одной (первой) обогреваемой паром (включенной) ступени (П1) двумя способами:
- весь поток воды нагревается только в первой ступени (П1) и затем отводится в линию сетевой воды (обычный способ);
- весь поток воды нагревается сначала в П1, затем, поступая через задвижку 3 во второй ступени (П2), куда часть пара отбора 1 подается через открытую задвижку 8 при закрытых обратном клапане и задвижке 2.
Если поверхности теплообмена Рт=БП2 и коэффициенты теплопередач К этих ступеней одинаковы, то ВП1=ЭП2.
Рассмотрим насколько более эффективно по тепловой экономичности использование «резервной» поверхности БП2 для подогрева сетевой воды с входящей температурой 1;ОВ
О = к • Б -(А1 б ~А1Г ) = в
1п
' А1б ^
Vа1 м у
' св с рт
•(ісв - 1 ов )= °0 аотб •(!отб - Ідр )
(1)
где, 1отб, 1др - энтальпии отборного пара и дренажа при давлении в отборе, кДж/кг;
бсв, сртсв - расход нагреваемой сетевой воды, кг/с, и средняя массовая изобарная теплоемкость, кДж/кг-град.
Значения характеристик в уравнении (1) пояснены ниже на 1;^ диаграмме теплообмена (рис. 3).
Рис. 3. диаграмма теплообмена
Из формулы (1) следует, что
А1
1 — 1
св ов
м1
ехр
рт у
А1
1 — 1
св ов
м 2
ехр
Рт у
(2)
Если считать количество теплоты, передаваемое в двух схемах подогрева, равным, то эффект схемы (2) можно определить по некоторому росту КПД турбины (снижение недовыработки с отборным паром в связи с уменьшением потребного давления в отборной камере из-за А1м1 > А1м2 ).
Изменение удельной недовыработки в турбине АИ будет зависеть от начальных параметров пара, конструкции проточной части, режима работы и т.д.
АИ нед = а отб1 ■ АИ отб1
аотб2 АИ отб 2
АИ
(1 св — 1 ов )
Пмг
(1 отб1 — 1 к ) (1
отб2
1 к )
(1отб1 1др1 ) (1отб2 1 др2 )
др 2 '
(3)
При постоянном количестве подводимого тепла изменение КПД можно оценить как
АИнед/1о или
Ап
АИ
п=0
(4)
(1о — 1 к — ^ ■а;)
1=1
Так, например, расчеты для турбины на параметры пара Р0 = 60 бар, Т0 = 274 °С, при 10 = 2780 кДж/кг, 1к = 2280 кДж/кг, к = 4 кВт/м2трад, Осв = 1036,89 кг/с, Бх = Б2 = 500 м2, 1св = 130 °С, 1ов = 70 °С, показывают что изменение КПД может составить +0,025% относительных.
Однако совершенно очевидно, что выполнение схемы рисунок 2 потребует дополнительных затрат при модернизации. Поэтому желательно выполнение всех необходимых связей на стадии сооружения многоступенчатой водоподготовительной установки.
Третьим из рассматриваемых направлений повышения эффективности эксплуатации и безопасности АЭС является использование деаэратора в начальный период аварий с полным обесточиванием АЭС.
Во втором контуре АЭС с ВВЭР-1000 и турбиной К-1000-60 установлены по 2 деаэратора на каждом энергоблоке с аккумуляторными баками по 185 м3 каждый на отметках 25-28 м с рабочим давлением в деаэраторных колонках 6 ата. Отметим, что такое расположение приводит к дополнительному геодезическому напору до 2 ата в сравнении с нулевыми отметками конденсационного помещения.
1
1
св
Расширитель деаэраторной воды (РДВ) 8, связанный по воде с деаэратором 1 и по пару с дополнительно устанавливаемой влажнопаровой турбиной 12, приводящей электрический генератор 13, и имеющей собственный конденсатор 14 самотечного охлаждения (рису-нок4), устанавливается на нижних отметках обслуживания.
В начальный момент аварии с полным обесточиванием АЭС одновременно с закрытием стопорно-регулирующего клапана перед турбиной блока закрывают задвижки на линии подвода основного конденсата 4, на коллекторе греющего пара 5, на линиях выпара деаэратора 3, питания парогенератора 6, оставляя деаэратор под рабочим давлением. При этом в предполагаемой схеме (рис. 4) открывают регулирующие клапаны на линиях: сброса деаэраторной воды 7 в расширитель (РДВ) 8, сброса конденсата расширителя 10, отвода пара расширителя 9, паровпуска вспомогательного турбогенератора 11. Для охлаждения конденсатора используют воду баков запаса конденсата, специально установленных на более высоких отметках.
Вспомогательный турбогенератор выдает напряжение на шины надежного питания особо ответственных потребителей собственных нужд (с.н.) в течение некоторого времени до запуска (восстановления) работы дизель генераторов или других систем питания (с.н.).
Вполне понятно, что работа вспомогательного турбогенератора должна регулироваться автоматикой управления перечисленными выше задвижками так, чтобы в течение начального времени, определяемого тепловой инерционностью запаса горячей воды в баке, можно было бы поддерживать необходимый минимум нагрузки ответственных потребителей собственных нужд.
Вспомогательный турбогенератор может питаться паром из параллельно установленных расширителей, соединенных каждый со своим деаэратором:
• одновременно из обоих — для увеличения аварийной мощности;
• последовательно во времени от обоих — для увеличения времени выработки аварийной мощности;
• комбинированным путем с использованием принципов работы а) и Ь);
Рис. 4. Одна из возможных схем использования теплоты, аккумулированной для локализации аварии с обесточиванием АЭС
Оценка возможных длительности работы и величины получаемой мощности в начальный аварийный период приведена далее для принятой как на рис. 4 установки расширителей.
В соответствии с [4] расход пара из расширителя Dn при установившемся в нем давлении
(i - i )
D п = Dв. (5)
(i п - i вс )
В формуле (5) и далее принято:
D^ Dm Dc — расходы воды из деаэратора, пара и воды из расширителя, кг/с;
Гд - энтальпия водопаровой деаэраторной среды, при теплоизоляции деаэратора и быстром
прочем его опорожнении может быть принята постоянной, кДж/кг;
i'n , ^вс - энтальпии пара в расширителе и воды, сбрасываемой из него, кДж/кг.
Мощность резервной турбины при этом
NТ = D • (iт - iпк ) Лмг (6)
i-r , iпк - энтальпии пара перед турбиной и в конце процесса расширения, кДж/кг;
^ - энтальпия конденсата, кДж/кг;
Пмг - кпд, учитывающий механические и генераторные потери.
Указанную задачу можно решить с некоторыми допущениями, исходя из условий:
i д = const
V теор
V ср =^V (7)
Мд
= (1 - Хср ) • 1в + Хср • 1вс , ПРИ Рд = уаг
В системе уравнений (7) принято:
Vср - теоретический объем воды в деаэраторе, 180 м ;
Мд = М0 -1 • тс, где Мд - исходная (базовая) масса воды Д перед началом опорожнения, тс -время поступления среды из Д в расширитель деаэраторной среды (в расчетном эксперименте принято 1 т/с с шагами расчета через 20 секунд; X ср - осредненное массовое паросодержа-
ние на каждом расчетном шаге; Г'вс , Гв - энтальпия кипящей воды и сухого насыщенного пара, кДж/кг.
В табл. 4 приведены данные для определения динамики массового паросодержания в деаэраторе по мере падения давления в нем от 6 до 1 ата при итеративном расчете уравнений (7).
Данные, представленные в таблице 3, необходимы для расчетных экспериментов, проведенных с временным шагом в 20 сек с отбором среды из деаэратора 1 т/с 20 сек = 20 т. Результаты расчетов приведены в таблице 3.
Таблица 3
Характеристики состояния насыщения
Характеристики Давление насыщения в расширителе, ата
б 5 4 3 2 1
Теплота парообразования, ккал/кг 499 504 510 517,3 52б,4 539,б
Температура насыщения, °С 158,1 151,1 142,9 133 120 100
Энтальпия кипящей воды, ккал/кг 159,3 152,1 143,7 133,5 120,31 99,1
Энтальпия сухого пара, ккал/кг б58,1 б5б,2 б53,8 б50,8 б4б,5 б38,8
Удельный объем кипящей воды, м3/кг 0,0011 0,00109 0,00108 0,00107 0,0010б 0,00104
Удельный объем сухого пара, м3/кг 0,322 0,382 0,471 0,б15 0,892 1,72б
Среднее паросодержание, ХСР 0 0,014 0,03 0,049 0,074 0,1
По данным табл. 3-5 построим рис. 5. Из рисунка видно, что, используя предложенным способом инерционные объемы горячей воды обоих баков деаэраторов энергоблока последовательно, можно было бы иметь резервную мощность на случай аварии с полным обесточиванием АЭС не менее 10 - 12 МВт в течение 4 мин.
Таблица 4
Примерные значения паросодержания и давления в деаэраторе по мере срабатывания среды из него в РДС
Шаг № Остаток среды в Д> т Время истечения, с Средний объем, м3/кг Паросодержание Х, % Давление, ата
1 160 25 0,00113 0,7 5,5
2 140 45 0,0013 1,4 5,0
3 120 65 0,0015 2,2 4,5
4 100 85 0,0018 3,0 4,0
5 80 105 0,00225 4,0 3,5
6 60 125 0,003 5,2 3,0
7 40 145 0,0045 6,4 2,5
8 20 165 0,009 8,0 2,0
9 0 185 да 9,8 1,0
Оперируя понятиями вероятностного анализа безопасности, укажем, что реализация такой дополнительной противоаварийной системы могла бы внести ощутимую снижающую поправку к принимаемой сегодня вероятностной частоте аварий с повреждением активной зоны реактора.
Теперь рассчитаем расход пара из РДС по формуле (5) для значений скользящего давления 6-2 ата (табл. 5) и возможную мощность вспомогательной турбины насыщенного пара.
Таблица 5
Расход пара на турбину из РДС и достигаемая мощность при скользящем давлении, МВт
Давление пара, ата Расход пара, кг/с Мощность, МВт
6 74,1 30,4
5 60,8 24,9
4 44,5 18,3
3 25,1 10,3
2 12,0 3,0
1 0 0
Вместе с тем необходимо решить ряд вопросов, связанных с динамикой процессов быстрого останова энергоблоков при авариях и теплогидравлической изоляцией при этом деаэраторов от остальной тепловой схемы.
10
о
О ЕО 100 1Е 0 200 2£0 300 3F0
Рис. 5. Дополнительная мощность, получаемая при истечении среды из деаэратора через РДС в резервную турбину
ЛИТЕРАТУРА
1. Концепция программы модернизации действующих АЭС на период 2007-2012 гг. КМАС-2007// М.: Федеральное Агенство по атомной энергии, 2007 г., 13 с.
2.Высокоскоростной сепаратор «Powersep» // Balcke - Durr powered by innovation / www.balcke-duerr.de , 2 с.
3. Соломеев В. Основные пути повышения экономичности турбинного оборудования / В. Соломеев // www.rosatom.ru , 6 с.
4. Якадин А.И. Конденсационное хозяйство промышленных предприятий / А.И Якадин; ГЭИ. М.-Л., 1960. 290 с.
5. АЭС с ВВЭР: режимы, характеристики, эффективность / Р.З. Аминов, В.А. Хрусталев, А.С. Духовенский, А.И. Осадчий. М: Энергоатомиздат, 1990. 263 с.
BIBLIOGRAPHY
1. The concept of the program of modernization of the operating atomic power stations for 20072012 КМАS-2007// M.: The Federal Agency on atomic energy, 2007, 13 with.
2. A high-speed separator «Powersep» // Balcke - Durr powered by innovation/www.balcke-duerr.de., 2 with.
3. Solomeev V. Century the basic ways of increase of profitability of the turbine equipment / of V.Solomeev//www.rosatom.ru , 6 with.
4. Yakadin A.I.kondensatsionnoe an economy industrial predprijatij / A.I Jakadin // SEU. M. - L., 1960, 290 with.
5. The atomic power station with PWR: modes, characteristics, effektivnost./R.Z.Aminov, V.A.Khrustalyov, A.S.Duhovensky, A.I.Osadchy. M: Energoatomizdat, 1990, 263 with.
Хрусталев Владимир Александрович -
доктор технических наук, профессор кафедры «Тепловые электрические станции» Саратовского государственного технического университета
Новикова Зоя Юрьевна -
ассистент и аспирант кафедры «Тепловые электрические станции» Саратовского государственного технического университета
Khrustalyov Vladimir Aleksandrovich -
Doctor of Technical Sciences, Professor of the Department of «Thermal power station» of Saratov State Technical University
Novikova Zoya Juryevna -
the assistant and the post-graduate student of chair «Thermal power plants» of the Saratov state technical university
