CC BY
57
КРАТКИЕ СООБЩЕНИЯ
УДК 621.039.533.6
НОВЫЕ ПОДХОДЫ ПОВЫШЕНИЯ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ МОЩНОСТИ АЭС С ВВЭР ПРИ ПРИМЕНЕНИИ ВОДОРОДНЫХ
ТЕХНОЛОГИЙ1
М.К. КРЫЛОВ, А.В. ПОРТЯНКИН
Отдел энергетических проблем СНЦ РАН, Саратов
В статье приводятся схемы применения водородных технологий на АЭС, позволяющие увеличить ее электрическую мощность без форсировки реактора.
Одной из главных особенностей электропотребления в энергосистеме является неравномерность суточного, недельного и сезонного графиков электрических нагрузок. В работе [1] отмечается, что доля АЭС в покрытии переменной части графиков электрических нагрузок возрастает, несмотря на экономическую нецелесообразность снижения эффективного годового цикла прямой разгрузкой АЭС в сравнении с ТЭС.
Проблеме участия АЭС в покрытии переменной части графика электрических нагрузок посвящено много научных исследований [1-6]. Например, в работе [1] приведены способы форсировки энергоблока АЭС с подачей дополнительного пара (рис. 1): а) в голову турбины; б) в трубопровод отбора пара из ЦВД; в) в трубопровод за СПП; г) в рассечку между сепаратором и первой ступенью пароперегревателя; д) в рассечку между ступенями СПП.
Рис. 1. Схемы форсировки мощности турбины АЭС с ВВЭР
1 Статья выполнена при поддержке РФФИ. Грант 04.02 - 16004. © М. К. Крылов, А. В. Портянкин Проблемы энергетики, 2006, № 7-8
Проведенные расчеты показали, что при использовании представленных на рис.1 схем можно увеличить мощность турбоагрегата К-1000-60/1500-2 на 108-181 МВт (таблица 1).
Таблица 1
Характеристики турбины К-1000-60/1500 при разных способах форсировки мощности
Параметры Вариант
базовый а б в г д
Расход пара на турбину, кг/с 1786,11 2054,02 2054,02 2054,02 2054,02 2054,02
Давление на выходе из ПГ, МПа 6,2745 7,454 6,2745 6,2745 6,2745 6,2745
Давление в конденсаторе, кПа 4,85 5,55 5,6 6,1 6,1 6,08
Температура пара перед отсечными клапанами ЦНД, 0С 250 252 247 235 240 240
Влажность пара на выходе из последней ступени ЦНД, отн. ед. 0,122 0,124 0,13 0,14 0,136 0,136
Прирост электрической мощности турбины, МВт 0 181,757 125,198 108,845 108,533 108,187
Получение дополнительного количества пара в рассмотренных вариантах осуществляется за счет повышения тепловой мощности реактора. Работа реактора на повышенной мощности снижает надежность и безопасность АЭС.
Существует способ увеличения мощности турбоагрегата АЭС с
применением водородных технологий без форсировки реактора.
Суть способа заключается в следующем: в провальные часы графика электрических нагрузок часть электроэнергии, выработанной
электрогенератором турбоустановки энергоблока АЭС, расходуется на электролиз воды в блоке электролизеров. Получаемые в процессе электролиза водород и кислород направляются в хранилище. В пиковые часы графика электрических нагрузок запасенные водород и кислород направляются в камеру сгорания. В камере сгорания, в результате химической реакции
2Н2 + О2 ^ 2Н2О, образуется пар.
Возможно несколько вариантов использования получаемого
дополнительного пара на АЭС:
1. Использование полученного в камере сгорания пара для
промежуточного перегрева основного пара после ЦВД в двухступенчатом пароперегревателе 2 (рис. 2).
Для данного варианта рассматривалось несколько тепловых схем.
Схема 1. В данной тепловой схеме дренажи двухступенчатого пароперегревателя 2 и сепаратора 1 направляются в седьмой, шестой и пятый подогреватель высокого давления. После каскадного слива через подогреватели высокого давления часть дренажей после ПВД 5 направляются в деаэратор. При этом расход питательной воды после деаэратора соответствует номинальному режиму. Остальная часть дренажей направляются в бак-аккумулятор схемы водородного цикла.
Схема 2. Отличие данной схемы от схемы 1 состоит в том, что та часть воды, которая используется в водородном цикле, направляется в бак-аккумулятор после деаэратора.
Схема 3. Особенности этой схемы в том, что дренажи после двухступенчатого пароперегревателя 2 поступают в расширитель дренажей. Вторичный пар и дренаж после расширителя дренажей направляются в четвертый подогреватель низкого давления. Часть дренажей после ПНД 3 направляется вперед в смеситель, а другая часть дренажей направляется в бак -аккумулятор.
Пар после камеры сгорания водородного
Пар после ЦВД
■ > г 2 /
/1
[/ Пар в 1
В тракт ПВД
Рис. 2. Принципиальная схема с водородной надстройкой по варианту 1
2. Использование полученного в камере сгорания пара для промежуточного перегрева основного пара после ЦВД в одноступенчатом пароперегревателе 3 (рис. 3).
Пар после камеры сгорания водородного цикла
В гракт ПВД
Рис. 3. Принципиальная схема с водородной надстройкой по варианту 2 © Проблемы энергетики, 2006, № 7-8
Данный вариант - полный аналог варианта 1, только вместо двухступенчатого пароперегревателя используется одноступенчатый. По аналогии с первым вариантом рассматривались также 3 возможные схемы слива дренажей и теплоносителя водородного цикла.
Использование дополнительного количества пара, полученного в схеме водородного цикла на АЭС, позволяет:
- увеличить расход пара в голову турбины за счет разгрузки второй ступени пароперегревателя;
- увеличить расход пара через ЦВД и ЦНД турбины за счёт разгрузки первого отбора турбины, пар которого в обычной схеме используется в первой ступени пароперегревателя.
Таким образом, достигается увеличение электрической мощности турбоагрегата при постоянной тепловой мощности реактора и парогенератора.
Проведены расчеты тепловых схем представленных вариантов. В расчётах принимались следующие исходные данные: постоянное давление в
парогенераторе 6 МПа; расход пара в голову турбины 1587 кг/с (номинальный режим); паропроизводительность парогенератора 1720 кг/с; давление в конденсаторе 0,0039 МПа (номинальный режим); температура пара перед отсечными клапанами ЦНД 250 0С. Результаты расчетов приведены в таблице 2.
Таблица 2
Характеристики турбины К-1000-60/1500 при использовании дополнительного количества пара
(варианты)
Параметры Вариант
базовый 1.1. 1.2. 1.3. 2.1. 2.2. 2.3.
Расход в голову турбины, кг/с 1587 1720 1720 1720 1720 1720 1720
Давление в конденсаторе, кПа 3,9 4,124 4,124 4,124 4,124 4,124 4,124
Влажность пара на выходе из последней ступени ЦНД, отн. ед. 0,124 0,126 0,126 0,126 0,126 0126 0,126
Прирост электрической мощности турбины, МВт 0 75 78 76 77 80 78
Выводы
1. Разработаны схемы использования водородных технологий на АЭС, позволяющие работать атомной станции на покрытие переменной части графика электрических нагрузок без снижения её КИУМ. Разработанные схемы позволяют увеличивать электрическую мощность энергоблока с ВВЭР-1000 до 80 МВт без форсировки реактора за счёт получения дополнительного пара в водородном цикле и вытеснения пара цикла АЭС, идущего на промперегрев.
2. Участие АЭС в покрытии переменной части графика электрических нагрузок позволяет экономить дорогостоящее органическое топливо за счёт вытеснения ТЭС из полупиковой и пиковой зон графика электрических нагрузок.
Summary
In article are resulted circuits of application of hydrogen technologies on the atomic power station allowing to increase her electric power without force a reactor.
Литература
1. Аминов Р. З., Хрусталев В. А., Духовенский А. С. и др. АЭС с ВВЭР: режимы, характеристики, эффективность. - М.: Энергоатомиздат, 1990. - 264 с.
2. Аминов Р. З., Хрусталев В. А., Калугин Б. Ф. Исследование
форсировочных режимов работы турбоустановки К-1000-60/1500 // Известия вузов. Энергетика. - 1983. - № 4. - С. 76-79.
3. Аминов Р. З. Использование АЭС для работы в переменных режимах на основе теплового аккумулирования // Известия вузов. Энергетика. - 1984. - № 4. - С. 53.
4. А.с. 914645 СССР, МКИ G 5/06. Способ получения дополнительной мощности на атомной паротурбинной установке / Р. З. Аминов, В. А. Хрусталев, Б. Ф. Калугин. - БИ. - 1984. - № 2.
5. Беркович В. М., Горохов В. Ф., Татарников В. П. О возможности регулирования мощности энергосистемы с помощью атомных электростанций // Теплоэнергетика. - 1974. - № 6. - С. 16-19.
6. Болдырев В. М., Старостенко В. И., Старостенко Н. Н. Тепловые аккумуляторы фазового перехода и перспективы их применения в схемах АЭС для покрытия переменной части графика нагрузки энергосистем // Атомные электрические станции. - М.: Энергоатомиздат. - 1982. - Вып. 5. - С. 63-64.
Поступила 14.06.2006
