Оценка эффективности использования вторичной ступени промежуточного перегрева пара в схеме АЭС с абсорбционным тепловым насосом Текст научной статьи по специальности «Механика и машиностроение»

ЭНЕРГЕТИКА И ЭЛЕКТРОТЕХНИКА

УДК 621.311

ОЦЕНКА ЭФФЕКТИВНОСТИ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ВТОРИЧНОИ СТУПЕНИ ПРОМЕЖУТОЧНОГО ПЕРЕГРЕВА ПАРА В СХЕМЕ АЭС С АБСОРБЦИОННЫМ ТЕПЛОВЫМ НАСОСОМ

© 2014 г. Н.Н. Ефимов, И.В. Янченко, С.В. Скубиенко

Ефимов Николай Николаевич - д-р техн. наук, зав. кафедрой «Тепловые электрические станции и теплотехника», Южно-Российский государственный политехнический университет (НПИ) имени М.И. Платова. Тел. (8635) 25-52-18. E-mail: efimov@novoch.ru

Янченко Илья Владимирович - ассистент, кафедра «Тепловые электрические станции и теплотехника», ЮжноРоссийский государственный политехнический университет (НПИ) имени М.И. Платова. Тел.(8635) 25-52-18. E-mail: vozhdvolgi@rambler.ru

Efimov Nikolay Nikolaevich - Doctor of Technical Sciences, head of department «Thermal power stations and heating engineer», Platov South-Russian State Polytechnic University (NPI). Ph. (8635) 25-52-18. E-mail: efimov@novoch.ru

Janchenko Ilya Vladimirivich - assistant, department «Thermal power stations and heating engineer», Platov South-Russian State Polytechnic University (NPI). Ph. (8635) 25-52-18. Email: vozhdvolgi@rambler.ru

Скубиенко Сергей Витальевич - доцент, кафедра «Тепловые электрические станции и теплотехника», Российский государственный политехнический университет (НПИ) имени М.И. Платова. Тел. (8635) 25-52-18. E-mail: skubienko@mail.ru

Skubienko Sergey Vitalevich - assistant professor, department «Thermal power stations and heating engineer», Platov South-Russian State Polytechnic University (NPI). Ph. (8635) 25-52-18. E-mail: skubienko@mail.ru

Рассматривается возможность обеспечения вторичного промперегрева пара в последней ступени турбоустановки АЭС благодаря применению конденсационного контура теплового насоса в едином корпусе с цилиндром низкого давления. Это позволит повысить не только эффективность и экологич-ность работы основного энергетического оборудования АЭС, но и экономичность энергоблока в целом.

Ключевые слова: абсорбционный бромисто-литиевый тепловой насос; атомная электростанция; оптимизации тепловых схем АЭС; надежность работы энергетического оборудования; КПД электростанции; промежуточный перегрев пара.

The possibility ofproviding secondary reheat steam turbine last stage of nuclear power plants through the use of condensing heat pump circuit in a single package with a low-pressure cylinder. Which will improve not only the efficiency and environmental performance of the main power plant equipment, but also the economy as a whole unit.

Keywords: absorption lithium bromide heat pump; nuclear power plant; optimizing the thermal schemes of nuclear power plant; the reliability of the power equipment; the efficiency of power plants; reheat steam.

Атомные электростанции (АЭС) являются хорошей альтернативой для энергетической стабильности и безопасности как отдельных регионов, так и энергосистемы всей страны. По сравнению с тепловыми электростанциями, атомные обладают рядом преимуществ [1]:

- отсутствие вредных выбросов;

- незначительные расходы топлива и возможность его повторного использования после переработки;

- высокая единичная мощность энергоблоков (может превышать 1000 МВт);

- низкая себестоимость отпускаемой электрической и тепловой энергии.

Однако, имея значительные преимущества по сравнению с энергоблоками тепловых электростанций, АЭС все же уступает им в вопросах экологии, связанных с тепловым загрязнением окружающей

среды. Например, при одинаковой мощности станций величина теплового загрязнения АЭС примерно в 2 раза превышает аналогичный показатель на ТЭС и составляет около 1,6 ГВт [2, 3]. Особенность технологического цикла АЭС такова, что высокая мощность турбоустановок, работающих в конденсационном режиме, сопровождается большими расходами пара в цилиндры низкого давления (ЦНД), влияющими на потери тепловой энергии в конденсаторе главной паровой турбины. Повышенные невосполнимые теп-лопотери в холодном источнике сильно снижают экономичность работы таких энергоблоков, поэтому КПД современных атомных электростанций, как правило, не превышает 30 ^ 32 % [1, 2]. Для повышения эффективности и экологичности работы основного энергетического оборудования энергоблоков АЭС предлагается применение в системе технического водоснаб-

жения абсорбционного бромисто-литиевого теплового насоса (АБТН). О достоинствах использования тепловых насосов данного типа в тепловых схемах электростанций написано в работах [4 - 6].

Применительно к стандартной тепловой схеме энергоблока двухконтурной АЭС единичной мощностью 1000 МВт предлагается схемное решение по подключению теплонасосного оборудования, показанное на рис. 1.

Особенностями данного схемного решения является применение испарительного контура теплового насоса на подающей и отводящей линиях циркуляционной системы технического водоснабжения, что может позволить снизить тепловые потери в холодном источнике, а применение конденсационного контура теплового насоса в корпусе ЦНД турбины - обеспечить вторичный промежуточный перегрев пара с целью увеличения потенциальной энергии потока пара в последних отсеках главной паровой турбины.

Турбоустановки атомных электростанций в отличие от паровых турбин ТЭС работают на насыщенном паре. В процессе расширения пара в проточной части турбины влажность в последних ступенях значительно возрастает, что оказывает негативное влияние на внутренний относительный КПД турбины и способствует эрозионному износу лопаток. В связи с этим на энергоблоках АЭС, как правило, применяется сепарация пара, отработавшего в цилиндре высокого давления (ЦВД), с последующим перегревом в специальных теплообменниках. Данный способ позволяет значительно повысить параметры пара на входе в ЦНД, однако последние ступени турбоустановки, несмотря

на внутреннюю сепарацию, продолжают работать в зоне пара, влажность которого составляет порядка 10 -Н6 %. Высокая концентрация влаги в паровом потоке влияет не только на снижение надежности работы паровой турбины, но и на ее экономичность [7].

На рис. 2 в к, ^-диаграмме представлен процесс расширения пара в турбине АЭС мощностью 1000 МВт с дополнительным перегревом пара в ЦНД, за счет использования конденсационного контура теплового насоса.

Работу потока пара в турбоустановке современных энергоблоков АЭС можно описать процессами 0'—3 и 3"-к, при этом процесс 3 -3" характеризует повышение потенциальной энергии парового потока, за счет сепарации влаги с последующим промежуточным перегревом пара. Точка 7 характеризует рабочие параметры пара перед последним отсеком турбины. По результатам построения процесса видно, что влажность в последнем отсеке турбины составляет порядка 10 %, при давлении 0,021 МПа и температуре 61 оС. Учитывая, что температурный режим работы АБТН находится в пределах 70 ^ 90 оС [8], возникает теоретическая возможность обеспечения вторичного промперегрева пара в последнем отсеке главной паровой турбины благодаря расположению в едином корпусе с цилиндром низкого давления конденсационного контура теплового насоса.

Конструктивно данный способ можно реализовать путем использования каналов, в направляющих лопатках проточной части турбины, используемых для внутренней сепарации пара [7].

Свежий пар от парогенератора

К группе ПВД

Пар к деаэратору

Основной конденсат к деаэратору

Рис. 1. Принципиальная схема турбоустановки АЭС мощностью 1000 МВт с АБТН: 1 — паровая турбина; 2 — сепаратор пара; 3 — группа промежуточных пароперегревателей; 4 — конденсационный контур теплового насоса; 5 — турбогенератор; 6 — абсорбционный бромисто-литиевый тепловой насос; 7 — конденсатный насос первой ступени; 8 — испарительный контур теплового насоса; 9 — конденсатор; 10 — конденсатный насос второй ступени; 11 — дренажный насос; 12 — группа ПНД

1

2

3

4

5

6

3200

3QQO

и

m

Рис. 2. Процесс расширения пара в к, ^-диаграмме для паровой турбины К-1000-60/1500 ХТГЗ с дополнительным перегревом пара в последнем отсеке ЦНД

Таким образом, применение конденсационного контура теплового насоса при одновременной сепарации потока пара позволит повысить его потенциальную энергию, и как следствие положительно повлиять на эффективность и экономичность работы турбоуста-новки.

На рис. 2 работа потока пара в отсеках турбины предлагаемого энергоблока с подключением АБТН описана процессами 0'-3, 3"-7, 7"-к, при этом помимо стандартного процесса промежуточного перегрева пара 3-3", процессом 7-7" показана работа теплового насоса при изобарном перегреве потока пара до температуры 80-85 оС.

Рассмотрим изменение энергетических параметров и показателей тепловой экономичности тепловых схем стандартного и предлагаемого энергоблоков двухконтурной АЭС мощностью 1000 МВт, работающих при среднестатистических параметрах пара. В таблице представлены основные рабочие параметры пара в регенеративных отборах турбины, конденсата в подогревателях системы регенерации, питательной воды и основного конденсата турбоустановки К-1000-60/1500 ХТГЗ [2].

Расход пара на турбоустановку стандартного энергоблока при работе в конденсационном режиме:

D, = -

N

1000-103

= 1034,94 кг/с.

Здесь к0 - энтальпия острого пара на входе в турбину, кДж/кг; кк - энтальпия пара на входе в конденсатор главной паровой турбины, кДж/кг; Акпп - подогрев пара в промежуточном пароперегревателе, кДж/кг.

Для предлагаемого схемного решения энергоблока АЭС с АБТН расход пара на турбину при работе в конденсационном режиме определяется аналогичным способом, однако при вычислении расчетной величины используемого теплоперепада учитывается величина подогрева пара в последней ступени турбины за счет вторичного промперегрева.

я™ = к - кк +дкпп +дкп =

= 2789 - 2454 + (2938 - 2544) + +(2656 - 2372) = 1013 кДж/кг.

Здесь Ак:пп - подогрев пара в основном промежуточном пароперегревателе, кДж/кг; Ак11пп - подогрев пара во вторичном промежуточном пароперегревателе, кДж/кг.

D™ =

1000-10 1013 - 0,99

= 997,14 кг/с.

Я1 Лм ^ 976 • 0,99

Здесь Ыэ - установленная электрическая мощность турбоустановки, кВт; пм и пг - механический КПД турбины и КПД турбогенератора; Я, - расчетная величина используемого теплоперепада в турбине, кДж/кг.

Яг = к0 - кк + Дкпп = 2789 - 2207 + (2938 - 2544) = 976.

По результатам расчета видно, что вторичный промперегрев значительно повышает величину срабатываемого теплоперепада в турбине, уменьшает расход пара на турбоустановку и потери теплоты в холодном источнике при той же производимой мощности, что положительно влияет не только на эффективность работы главной паровой турбины, но и энергоблока в целом.

Среднестатистические параметры пара и его конденсата для турбоустановки К-1000-60/1500 ХТГЗ

№ отбора Параметры пара в отборах Параметры конденсата пара в подогревателях Параметры питательной воды и основного конденсата

Р, МПа t, оС h, кДж/кг Р, МПа t, оС h, кДж/кг Р, МПа t, оС h, кДж/кг

0 6,0 276 2789 - - - - - -

0' 5,88 274 2789 - - - - - -

1 2,87 231 2676 2,73 228,7 984,33 8,4 224,7 967,09

2 1,82 208 2608 1,73 205,2 876,06 8,4 201,2 860,67

3 1,12 185 2544 1,06 182,4 773,89 8,4 178,4 759,98

3" 1,12 250 2938 - - - - - -

Параметры пара в последнем отсеке турбины для стандартной тепловой схемы

4 0,582 190 2828 0,553 155,7 657,04 1,72 152,7 644,66

5 0,312 137 2736 0,296 133,1 559,79 1,72 130,1 547,78

6 0,08 96 2552 0,076 92,1 386,01 0,076 92,1 386,01

7 0,021 61 2384 0,019 59 247,01 0,019 59 247,01

к 0,004 29 2207 0,004 29 121,62 0,004 29 121,62

Параметры пара в последнем отсеке турбины для предлагаемой тепловой схемы

4 0,582 188 2826 0,553 155,7 657,04 1,72 152,7 644,66

5 0,312 137 2728 0,296 133,1 559,79 1,72 130,1 547,78

Параметры пара в последнем отсеке турбины для предлагаемой тепловой схемы

6 0,08 96 2544 0,076 92,1 386,01 0,076 92,1 386,01

7" 0,021 85 2656 0,019 59 247,01 0,019 59 247,01

к 0,004 29 2454 0,004 29 121,62 0,004 29 121,62

Расход теплоты турбоустановки на выработку электрической энергии:

вэ = в ту -¡¿от

= 2814704,5 -1897 = 2812807,5, кВт.

Здесь вту — расчетная величина полного расхода теплоты на турбоустановку при среднестатистических параметрах, кВт; вот — расчетная величина отопительной нагрузки энергоблока, кВт.

Аналогично рассчитывается расход теплоты на турбоустановку для предлагаемой тепловой схемы, который составляет 2675632,9 кВт.

Удельный расход теплоты турбоустановки на выработку электрической энергии:

Чту

3600QT

Nэ + N,

ТПН

3600•2812807,5 1000000+15847,5

г ТПН

= 9968,1 кДж/(кВт • ч),

где ЫетиН — расчетная величина эффективной мощности приводной турбины питательного насоса:

N Т

DnBV(Рпв - Рд)

Лпн

1569,6 4,1 • (8,4 - 0,69) 0,84

= 15847,5 кВт.

Здесь DПВ — расчетное значение расхода питательной воды, кг/с; V — удельный объем питательной воды, м3/ч; РПВ — давление питательной воды после питательного насоса, МПа; Рд — давление питательной воды после деаэратора, МПа; пПН — КПД питательного насоса.

Аналогично величина удельного расхода теплоты турбоустановки рассчитывается для предлагаемой тепловой схемы и составляет 9434,9 кДж/(кВт-ч).

КПД турбоустановки по выработке электроэнергии:

э = 3600

"Лту = э .

q

ту

Для стандартной тепловой схемы КПД составил 0,361; для предлагаемой тепловой схемы — 0,382. Абсолютный электрический КПД турбоустановки:

Лту

N

Qту

Для стандартной тепловой схемы величина абсолютного электрического КПД составила 0,355; для предлагаемой тепловой схемы — 0,375. КПД энергоблока АЭС (брутто):

Пс =Пр 'П™ -Ппг 'П™

где пр — КПД ядерного реактора; п1тр — КПД трубопроводов первого энергетического контура; п™ — КПД парогенератора; пПтр — КПД трубопроводов второго энергетического контура.

Для стандартной тепловой схемы КПД (брутто) составил 0,339; для предлагаемой тепловой схемы — 0,358. КПД энергоблока АЭС (нетто):

< =Лс(1 - Эсн),

где Эсн — затраты энергии блока на собственные нужды (приняты равными 6 %) [2].

Для стандартной тепловой схемы КПД (нетто) составил 0,318; для предлагаемой тепловой схемы — 0,336. Тепловая мощность ядерного реактора вр = Nэ/ лс.

Для стандартной тепловой схемы составила 2951,7 МВт; для предлагаемой — 2807,8 МВт.

Для обеспечения полученных расчетных значений энергетических параметров и показателей тепловой экономичности предлагаемой схемы энергоблока АЭС тепловая мощность устанавливаемого теплового насоса должна выбираться следующим образом:

в = в7отс 128968

втн _ "

= 135755,79 кВт.

0,95

Здесь птн — КПД теплового насоса; в7отс — расчетная величина тепловой мощности последнего отсека главной паровой турбины, кВт.

вГ = ЯГ(к7 - =

= 867,42 • (2384 - 2207) • 0,84 = 128968.

Здесь Аотс — расчетная величина расхода пара через последний отсек главной паровой турбины при среднестатистических параметрах энергоблока, кг/с; к7 — энтальпия пара на входе в последний отсек главной паровой турбины, кДж/кг; кк — энтальпия пара на входе в конденсатор главной паровой турбины, кДж/кг; Пот — внутренний относительный КПД ступени паровой турбины.

Охлаждающая мощность испарительного контура, при коэффициенте трансформации £ = 2, определяется:

ви = (1 = (.-У3^ = 71450,42 кВт.

С Птн 2 0,95 Величина охлаждения циркуляционной воды, проходящей через испарительный контур теплового насоса:

71450,42 • 0,95

At =

G^CB

47167 • 4,19

= 0,34оС.

Здесь Gцв — среднестатистическая величина расхода циркуляционной воды, кг/с; св — теплоемкость воды, кДж/(ктК).

Величина Л/ обратно пропорционально зависит от расхода циркуляционной воды, уменьшение которого может повлиять на изменение температурного режима работы испарительного контура теплового насоса.

Уменьшение температуры охлаждающей циркуляционной воды на 2^4 оС позволит сократить расходы энергоблока на собственные нужды при обслуживании системы технического водоснабжения, так как снижение расхода охлаждающей воды будет компенсироваться более низкими параметрами среды на входе в конденсатор главной паровой турбины. Таким образом, становится возможным не только более эффективно эксплуатировать оборудование энергоблока АЭС, но и снизить тепловое загрязнение окружающей среды.

По результатам полученных расчетных данных можно сделать следующие выводы:

1. Введение вторичного промперегрева пара в последней ступени турбины приводит к увеличению общего срабатываемого теплоперепада, что сказывается на снижении расхода пара на турбоустановку при одинаковой нагрузке и экономичности работы паровой турбины в целом.

2. Применение вторичного промперегрева позволяет повысить КПД турбоустановки по выработке электроэнергии и абсолютный электрический КПД турбины на 2 %. При этом величина КПД энергоблока с учетом собственных нужд возрастает на 1,8 %.

3. Тепловая мощность ядерного реактора уменьшается на 144 МВт, что способствует более экономичной работе ядерной установки и снижает годовую потребность энергоблока АЭС в ядерном топливе на 1,55 т/год.

4. Применение испарительного контура теплового насоса на подающей и отводящей линиях циркуляционной системы технического водоснабжения позволяет снизить тепловое загрязнение окружающей среды на 67,2 МВт.

Литература

1. Маргулова Т.Х. Атомные электрические станции: учебник для вузов. 3-е изд., перераб. и доп. М., 1978. 360 с.

2. Рыжкин В.Я. Тепловые электрические станции: 3-е изд. М., 1987. 327 с.

3. Основы расчета и проектирования ТЭС и АЭС: учеб. пособие / С.В. Скубиенко, С.В. Шелепень, В.Н. Балтян; под общ. ред. С.В. Скубиенко; Юж.-Рос. гос. техн. ун-т. Новочеркасск, 2004. 184 с.

4. Попов А.В. Анализ эффективности различных типов тепловых насосов // Энергосбережение. 2005. № 1-2 (19). С. 10 — 14.

5. Попов А.В. Абсорбционные бромистолитиевые машины для охлаждения и нагрева воды // Энергосбережение. 2007. № 7. С. 52 — 55.

6. Ефимов Н.Н., Лапин И.А., Малышев П.А., Скубиенко С.В., Минасян К.С., Папин В.В. Использование теплового насоса в системе охлаждения конденсатора АЭС // Изв. вузов. Сев.-Кавк. регион. Техн. науки. 2010. № 2. С. 66 — 70.

7. Турбины тепловых и атомных электрических станций: учебник для вузов. 2-е изд., перераб. и доп. / под ред. А.Г. Костюка, В.В. Фролова. М., 2001. 488 с.

8. Рей Д., Макмайкл Д. Тепловые насосы: пер. с англ. М., 1982. 224 с.

Поступила в редакцию

29 октября 2013 г.