CC BY
215
ЭНЕРГЕТИКА И ЭЛЕКТРОТЕХНИКА
УДК 621.039:62-622
Р.З. Аминов, А.Н. Егоров, В.Е. Юрин СРАВНИТЕЛЬНАЯ ОЦЕНКА ЭФФЕКТИВНОСТИ АЭС С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ САТЕЛЛИТНОЙ ТУРБИНЫ
Рассмотрены схемы энергоблока АЭС с использованием сателлитной турбоустановки с пароводородным перегревом пара, а также АЭС с использованием автономной водородной энергоустановки. Произведена сравнительная оценка эффективности рассмотренных схем.
Водородный перегрев, степень сухости, влажно-паровой цикл, высокотемпературный водородный пар, сателлитная турбина, водород-кислородный парогенератор, автономная водородная турбина
R.Z. Aminov, A.N. Egorov, V.E. Yurin COMPARATIVE EVALUATION OF THE NPP USING THE SATELLITE TURBINE
The article considers the NPP scheme using the satellite turbine with steam superheating system, as well as the nuclear power plant with an autonomous hydrogen power plant. A comparative evaluation of the considered schemes is presented.
Hydrogen, oxygen, hydrogen overheating, dryness, wet-steam cycle, high-hydrogen pairs, satellite a turbine, hydrogen-oxygen steam generator, standalone hydrogen turbine
В настоящее время для повышения мощности энергоблоков АЭС используются заложенные при проектировании перегрузочные возможности основного оборудования. В этом случае энергоблок работает на повышенной мощности весь период до следующего планового останова. Однако повышение мощности блока АЭС за счет форсирования основной турбоустановки имеет ограничения. Например, на турбине К-1000-60/1500 возможно увеличение мощности на величину, не превышающую 10% от номинальной мощности. Кроме того, такой способ увеличения мощности требует дополнительных мероприятий по модернизации проточной части турбин [1]. Очевидно, что такой способ не направлен на повышение маневренных возможностей, а ставит своей целью повышение коэффициента использования установленной мощности (КИУМ).
Одним из способов повышения маневренности энергоблока влажно-паровой АЭС при одновременном сохранении постоянной загрузки реакторной установки может послужить наработка водорода во внепиковый период и производство на его основе электроэнергии в дополнительной турбоустановке в период максимума электропотребления [2]. Дополнительная турбоустановка представляет собой паровую турбину (сателлитную или автономную по отношению к основной турбоустановке) относительно небольшой мощности, генератор которой синхронизирован с генератором основной турбоустановки для выдачи дополнительной мощности в сеть.
Возможные схемы реализации указанного способа для энергоблока влажно-паровой АЭС представлены на рис 1. На этом рисунке приняты следующие условные обозначения: С - сепаратор; IIII -промежуточный пароперегреватель; 1 и 2 - цилиндры высокого и низкого давления соответственно; 3 -генератор; 4 - конденсатор; 5 - конденсатный насос; 6 - регенеративные подогреватели низкого давления; 7 - узел отбора добавленной доли рабочего тела при промежуточном перегреве; 8 - узел пароводородного перегрева; 9 - устройство парораспределения; 10 - сателлитная турбина; 11 - водород-кислородный парогенератор; 12 - автономная водородная турбина.
Ь,
3 3500
и
1 *0
У
Ра Х=
р
5,50 6,00 6,50 7,00 7,50 8,00
8, кДж/кг-к
Ь, кДж/кг
8, кДж/кг-к
б
Рис. 1. Схемы и рабочие процессы энергоблока АЭС: а - с перегревом пара перед сателлитной турбиной и цилиндром высокого давления основной турбины; б - с использованием автономной водородной энергоустановки
процесс расширения в основной турбине
--------процесс расширения в сателлитной турбине
......- процесс расширения в автономной водородной турбине
При таком использовании дополнительной турбины расход теплоносителя через реакторную установку остается неизменным, что является необходимым условием сохранения надежной работы всего энергоблока. Изменение расхода рабочего тела через проточную часть основной турбоустановки также относительно невелико. Выработка пиковой мощности осуществляется в дополнительной турбине, пуск или останов которой независимы от основной турбоустановки энергоблока.
Рабочим телом для сателлитной турбины (рис. 1а) служит вытесненный пар основной турбины, для получения которого применяется паро-водородный перегрев пара после сепаратора основной турбины (рис. 1а). Процесс сжигания водорода в кислороде сопровождается постоянным охлаждением водородной камеры сгорания и перегревом основного потока пара, поступающего из сепаратора основной турбоустановки, который выступает в роли охлаждающей среды [3]. Кроме того, возможно
повышение параметров пара перед сателлитной турбиной за счет его перегрева в паро-водородном
перегревателе. Водород-кислородный парогенератор, приведенный в [3], позволяет перегревать основной поток пара до температуры, соответствующей температуре пара на входе в цилиндр низкого давления основной турбины. В результате этого соответствующие отборы пара на ступени промежуточного пароперегревателя перекрываются, а эквивалентный этим отборам вытесненный пар сраба-
а
тывает в сателлитной турбине, вырабатывая дополнительную мощность. При этом эквивалентный расход высокотемпературного водородного пара, полученного в водород-кислородном парогенераторе, смешиваясь с основным потоком пара, поступает в цилиндр низкого давления основной турбоустановки. Кроме того, по первой схеме часть водорода направляется в паро-водородный перегреватель для повышения мощности основной турбины посредством увеличения температуры пара перед ЦВД.
По второй схеме (рис. 1б) рабочим телом для автономной водородной турбины служит пар, генерируемый в водород-кислородном парогенераторе [4], Охлаждение камеры сгорания осуществляется балластировочной водой, при этом изменением ее расхода регулируется температура пара на выходе из водород-кислородного парогенератора.
При использовании паро-водородного перегрева пара на АЭС существует ряд ограничений: расход водорода, допустимая температура пара перед ЦВД, допустимое увеличение расхода пара через проточную часть турбины. Проведем расчеты термодинамической эффективности пароводородного цикла на базе энергоблока АЭС для приведенных выше схем при следующих условиях: продолжительность внепикового периода электрических нагрузок т = 7 ч; удельный расход электроэнергии на производство 1 кг водорода 3^ = 56кВт ■ ч / кг ; продолжительность пикового периода
электрических нагрузок в энергосистеме 1 = 4 ч; располагаемая внепиковая мощность - 11-40% от номинальной мощности энергоблока. В номинальном режиме работы абсолютный внутренний КПД и мощность турбоустановки К-1000-60/1500 составляют 36,36% и 1000 МВт соответственно.
Таблица 1
Исходные данные для сравнительной оценки термодинамической эффектности вариантов
Располагаемая внепиковая мощность 110 МВт (11%) 400 МВт (40%)
Количество потреблённой внепиковой электроэнергии 3исп = 770 МВт ■ 4 3исп = 2800 МВт ■ ч
Количество водорода, выработанное во внепиковые часы электрических нагрузок МН2 = 12397кг ЫЦ* = 45125кг
Располагаемый массовый расход водорода в часы пика электрических нагрузок mH 2 = 0,86 кг / с mH2 = 3,13 кг / с
Объём водорода при хранении его под давлением 4,2 МПа VH7 = 3803 м3 VH7 = 13842 м3
При этом мощность сателлитной турбины по первой схеме (рис. 1а) составляет 120,3 МВт, а по второй схеме (рис. 1 б) мощность автономной водородной турбины изменяется в зависимости от расхода пара, генерируемого в водород-кислородном парогенераторе.
На рис. 2 представлена зависимость общей электрической мощности и КПД цикла от расхода водорода, используемого для водородного перегрева и генерации пара в цикле АЭС.
1450
38,40 >5 38,10 ,2
ГО 3
о н 1350 (и т х 37 80
| ^ 1300 — <и р 37,50 3
Ё {з 1250 2
с; 0 1200 £ ^ 1150 *** ш , 3/.20 >5 Ч
ГС § ^ 5 1100 Ю 1050 1 ■а £ 36,90 I зс 1 2
1
о 1 1 о
1000
и 36,30 ю ^ 36 00 3
—ф
950 0 00 1 - 5? и го Гч| О- 6 2 Д вод 02, орода ™ о * * 00 3 0 00 Р 1 а 11 1схо; 1о в 4д 7 2 доро 02 >Да, гч' и го ¡2 2 6 3 9
а б
Рис. 2. Зависимости показателей эффективности АЭС от расхода водорода: а - зависимость общей электрической мощности от расхода водорода в цикле; б - зависимость абсолютного
внутреннего КПД цикла от расхода водорода в цикле.
-----схема с перегревом пара перед сателлитной турбиной и ЦВД
---------схема с автономной водородной турбиной
1 - располагаемая внепиковая мощность 11%
2 - располагаемая внепиковая мощность 20%
3 - располагаемая внепиковая мощность 40%
Как видно из рис. 2, мощность и КПД цикла по 1-й схеме (рис. 1а) выше, чем по второй (рис. 1б). Это можно объяснить тем, что в водород-кислородном парогенераторе часть энергии сжигания водорода тратится на испарение балластировочной воды, а также на привод насосов, осуществляющих подачу балластировочной воды в камеру сгорания. Для этой схемы абсолютный внутренний КПД паро-водородного цикла с ростом расхода водорода уменьшается в связи с тем, что с увеличением количества сжигаемого водорода растёт расход балластировочной воды, приводящий к увеличению расхода энергии на ее подачу в камеру сгорания, что приводит к снижению термодинамической эффективности цикла [4]. Увеличение температуры пара перед ЦВД в схеме на рис. 1а приводит к увеличению КПД основной турбины и абсолютного внутреннего КПД паро-водородного цикла.
В табл. 2 представлены расчетные показатели термодинамической эффективности приведенных выше схем энергоблока АЭС для различных значений располагаемой внепиковой мощности.
Таблица 2
Показатели термодинамической эффективности схем энергоблока АЭС
Показатель 1 схема (рис. 1 а) 2 схема (рис. 2 б) 1 схема (рис. 1 а) 2 схема (рис. 2 б) 1 схема (рис. 1 а) 2 схема (рис. 2 б)
Располагаемая для производства водорода мощность, % 11 20 40
Расход водорода, кг/с 0,86 1,57 3,13
Общая электрическая мощность, МВт 1095 1086 1171 1157 1356 1313
Температура пара перед ЦВД, 0С 276 276 304 276 450 276
Увеличение расхода пара перед ЦВД, % 0 0 0,39 0 1,69 0
Абсолютный внутренний КПД, % 36,49 36,15 36,69 36,13 37,42 36,11
В сравнении с автономной водородной турбиной использование сателлитной турбины и водородного перегрева пара в схеме энергоблока АЭС также имеет ряд недостатков: снижение безопасности станции в связи с взрывоопасностью водорода; возникновение переменных режимов работы основной турбины.
Рис. 3. Зависимость параметров пара перед ЦВД основной турбины от расхода водорода для схемы рис. 1 а: а - зависимость температуры пара перед ЦВД основной турбины от расхода водорода; б - зависимость увеличения расхода пара перед ЦВД основной турбины от расхода водорода.
1 - располагаемая внепиковая мощность 11%
2 - располагаемая внепиковая мощность 20%
3 - располагаемая внепиковая мощность 40%
Как видно из рис. 3а, максимальная температура пара перед ЦВД не превышает 4600С, что существенно ниже допустимой температуры металла ЦВД основной турбоустановки. Однако реали-144
зация схемы на рис. 1 а подразумевает работу энергоблока АЭС в переменном режиме, что приведет к возникновению малоцикловой усталости металла ЦВД при циклических изменениях температуры пара. Из рис. 3б видно, что максимальное увеличение расхода пара перед ЦВД основной турбины незначительно и допустимо по условиям надежности ее работы.
Выводы
1. Проведена сравнительная оценка термодинамической эффективности АЭС с использованием сателлитной турбины с водородным перегревом пара. В качестве критерия эффективности рассчитывался абсолютный внутренний КПД комбинированного паро-водородного цикла на базе паротурбинной установки К-1000-60/1500.
2. Как показывают расчеты, с точки зрения термодинамики эффективнее оказывается работа энергоблока АЭС с использованием сателлитной турбины с водородным перегревом пара. В этом случае достигается максимальный абсолютный внутренний КПД паро-водородного цикла и пиковая мощность энергоблока. Кроме того, с повышением температуры пара перед цилиндром высокого давления увеличивается КПД основной турбины. Использование автономной водородной турбины менее эффективно, так как для генерации пара используется водород-кислородный парогенератор с водяным охлаждением камеры сгорания, в котором часть энергии сжигания водорода тратится на испарение охлаждающей воды и привод насосов, осуществляющих подачу этой воды в камеру сгорания водород-кислородного парогенератора.
ЛИТЕРАТУРА
1. АЭС с ВВЭР: Режимы, характеристики, эффективность / Р.З. Аминов, В.А. Хрусталев, А.С. Духовенский, А.И. Осадчий. М.: Энергоатомиздат, 1990. 264 с.
2. Решение о выдаче патента по заявке №2011123255/07, МПК - в 21 Б 01/00, МПК - Б 01 К 23/10, МПК - в 21 Б 05/08, МПК - в 21 Б 03/08. Турбинная установка атомной электростанции (варианты) / заявители и патентообладатели Аминов Р.З., Байрамов А.Н., Егоров А.Н. с приоритетом от 08.06.2011
3. Пат. 2427048 Российская Федерация, МПК7 Б 22В 1/26, в 21Б5/16, Б 01К3/18. Система сжигания водорода для паро-водородного перегрева свежего пара в цикле атомной электрической станции / Аминов Р.З., Байрамов А.Н.; заявители и патентообладатели Аминов Р.З., Байрамов А.Н. № 2009117039/06; заявл. 04.05.2009; опубл. 20.08.2011, Бюл. № 23. 8 с.
4. Малышенко С.П. Исследования и разработки ОИВТ РАН в области технологий водородной энергетики / С.П. Малышенко // Альтернативная энергетика и экология. 2011 №3 (95). С. 10-34.
Аминов Рашид Зарифович -
доктор технических наук, профессор кафедры «Тепловые электрические станции» Саратовского государственного технического университета имени Гагарина Ю.А.
Егоров Александр Николаевич -
младший научный сотрудник
отдела энергетических проблем Саратовского
научного центра Российской академии наук
Rashid Z. Aminov -
Dr. Sc., Professor
Head: Department of Thermal Power Plants Gagarin Saratov State Technical University
Alexander N. Egorov -
Junior Researcher
Division of Power Generation Challenges, Research Center of the Russian Academy of Sciences in Saratov
Юрин Валерий Евгеньевич -
инженер отдела энергетических проблем Саратовского научного центра Российской академии наук
Valeriy E. Yurin -
Engineer
Division of Power Generation Challenges Research Center of the Russian Academy of Sciences in Saratov
Статья поступила в редакцию 07.09.12, принята к опубликованию 06.11.12
