CC BY
137
УДК 621.311.25:621.039.001.13
В.А. Хрусталев, А.С. Наумов ВОПРОСЫ КОМБИНИРОВАНИЯ СХЕМ ГТУ И АЭС И ИХ ЭФФЕКТИВНОСТЬ*
Проанализированы вопросы комбинирования схем ГТУ и АЭС и их эффективность. Рассмотрены рекомендуемые схемы для реализации комбинирования. Предложены основные элементы тепловой схемы: газопаровой пароперегреватель, дожигающее устройство, соединительный трубопровод. Рассчитаны поверхность нагрева газопарового пароперегревателя и тепловая схема газовой турбины. Проведен технико-экономический расчет схемы комбинирования.
Комбинирование, газовая турбина, атомная электрическая станция, тепловая схема, соединительный трубопровод, камера сгорания, уходящие газы, дожигающее устройство, газопаровой пароперегреватель, срок окупаемости
V.A. Khrustalev, A.S. Naumov
ISSUES OF COMBINING SCHEMES OF GAS TURBINES AND NUCLEAR POWER
PLANTS AND THEIR EFFECTIVENESS
Analyzed the issues of combining schemes of gas turbines and nuclear power plants and their effectiveness. Reviewed the recommended scheme for the implementation of combination. The basic elements of the thermal circuit: gas-steam superheater, the reburning chamber, the connecting pipeline. Gas-steam superheater heating surface and thermal scheme of a gas turbine were calculated. Technical and economic calculation of the scheme of a combination has been carried out.
Combining, gas turbines, nuclear power plants, thermal circuits, connecting pipeline, combustion chamber, flue gases, reburning chamber, gas-steam superheater, payback period
В настоящее время наблюдается тенденция к повышению удельного веса ядерного горючего в топливном балансе. При этом намечается увеличение доли маневренных энергоустановок в общей структуре генерирующих мощностей, так как ожидается дальнейшее разуплотнение графиков электрической нагрузки.
Экономичная работа АЭС только в базовом режиме в настоящее время определяется структурой затрат на электроэнергию, в которой преобладает капитальная составляющая. Следует отметить, что использование АЭС в переменном режиме может привести не только к ухудшению их экономичности, но и к снижению надежности, обусловленному работой реакторного оборудования с переменными нагрузками. Создание специализированных АЭС потребует разработки маневренного оборудования первого контура, эффективной и надежной системы регулирования, специальных топливных композиций и др. Основная трудность использования АЭС для таких условий - эксплуатация твэлов. Применяемое в настоящее время сочетание материалов для твэлов (цирконий и таблетки из двуокиси урана, обладающей очень низкой теплопроводностью) не самое лучшее для работы АЭС в переменном режиме.
Одним из новых направлений в решении проблемы повышения маневренности АЭС является комбинирование ГТУ с энергоблоками АЭС [1,2,4].
ГТУ обладает наивысшей маневренностью на сегодняшний день, поэтому выгодно ее использовать для пиковых потребителей энергии. Особенностью работы ГТУ является также зависимость ее выходной мощности от температуры наружного воздуха. Газовая турбина, работающая при температуре наружного воздуха 0оС, вырабатывает на 20% больше электроэнергии, чем та же турбина при +30оС. Это особенно важно для осенне-зимних пиков потребления электрической и тепловой энергии, наблюдаемых в ОЭС средних и северных широт. Установки могут работать совершенно автономно, что позволяет осуществлять поставки электроэнергии при внеплановых ремонтах. ГТУ при соответствующем исполнении может выполнить роль резервной системы электропитания для общестанционных нужд АЭС.
В 1983 г. В Саратовском государственном техническом университете [1], а затем в 1988 г. в МЭИ были представлены результаты исследований нескольких схем комбинирования ГТУ и АЭС. Так, в [2] исследована эффективность схемы подключения двух ГТУ типа ГТЭ-130-850 к РУ с ВВЭР-1000 и турбиной К-1000-60/1500 или К-1000-60/3000. Исследовались по отдельности варианты с перегревом острого пара, промежуточным перегревом и частичным подогревом питательной воды. В работе показано, что при раздельном использовании предложенных схем наибольшей эффективностью обладает схема с промежуточным перегревом пара в котле-утилизаторе за счет выхлопных газов. Показано что замещение регенеративного подогрева питательной воды на подогрев в котле утилизаторе не приводит к заметному увеличению КПД энергоустановки.
Преимущества предлагаемой комбинированной установки:
• Возможность участия в маневренных режимах за счет ГТУ (РУ в это время работает в базовом режиме);
• Увеличение отпуска электроэнергии в период осенне-зимнего пика потребления за счет увеличения мощности ГТУ при понижении температуры окружающего воздуха, а также дополнительно вырабатываемой мощности влажнопаровой турбины при вытеснении греющего пара СПП;
• Возможность автономной работы и независимость отпуска электроэнергии в режиме автономной работы;
• Повышение надежности электроснабжения собственных нужд АЭС, так как при такой схеме работы может быть предусмотрено дополнительное аварийное электроснабжение ответственных потребителей от ГТУ.
Цель данной разработки - дальнейшее повышение маневренности и экономичности установки.
На рис. 1 схематически представлена предлагаемая нами парогазовая установка с подогревом уходящих газов ГТУ в дожигающем устройстве.
Установка содержит паровую турбину с цилиндрами 2 и 3 высокого (ЦВД) и низкого давления (ЦНД) соответственно, соединенными между собой паропроводом 15 с включенным в него сепаратором 5 и промежуточным паропаровым пароперегревателем 4.
Параллельно с паропаровым пароперегревателем 4 (ПП) располагается газопаровой промежуточный пароперегреватель 1 (ГПП), соединенный с паропроводом 15 между сепаратором 5 и ЦНД 3 соединительным (байпасным) трубопроводом 13.
По греющей среде газопаровой промежуточный пароперегреватель 1 подсоединен к тракту 12 отработавших газов газовой турбины 7, соединенной с камерой сгорания 8 и компрессором 6.
Между газовой турбиной 7 и газопаровым промежуточным пароперегревателем 1 установлено дожигающее устройство 11.
Рис. 1. Схема комбинирования АЭС с ВВЭР и ГТУ с использованием дожигающего устройства
Установка работает следующим образом.
В номинальном режиме промежуточный перегрев пара между цилиндрами 2 и 3 паровой турбины производят в паропаровом промежуточном пароперегревателе 4 острым паром, поступающим по трубопроводу 14. Газовая турбина 7, газопаровой пароперегреватель (ГПП) 1 и дожигающее устройство (ДУ) 11 в этом режиме отключено.
При работе в пиковом режиме включают в работу газовую турбину 7, отработавшие газы по тракту 12 подают сначала в дожигающее устройство 11. Там газ подогревается до требуемой температуры и затем поступает в газопаровой пароперегреватель 1, куда одновременно по соединительному трубопроводу 13 подают пар на перегрев, отключая подачу острого пара в паропаровой пароперегреватель 1. Перегретый пар из парогазового пароперегревателя 1 подают в цилиндр 3 низкого давления паровой турбины, а высвобожденный поток острого пара при этом направляют в цилиндр 2 высокого давления, в результате увеличения расхода пара в обоих цилиндрах вырабатывается дополнительная пиковая мощность.
8
11
1
В к- р
Возможен и совместный подогрев пара в промежуточной системе влажнопаровой турбины (СПП) и в газопаровом пароперегревателе (ГПП).
Предлагаемая парогазовая установка обеспечивает выработку пиковой мощности при высокой экономичности работы, обусловленной утилизацией тепла отработавших газов газовой турбины. Наличие дожигающего устройства позволяет оптимизировать условия теплообмена на горячем участке в ГПП, сообразуя с фактическими расходами греющей и нагреваемой сред при требуемой температуре перегрева рабочего пара
В качестве оборудования для установки были выбраны энергоблок АЭС с реактором ВВЭР-1000 и паровой турбиной К - 1000 - 60/1500 - 2 и газовая турбина ГТГ-110. Данная ГТУ относится к установкам IV поколения, была выполнена по технологии судовых ГТД. Производитель ЗАО «Рыбинские моторы» (Россия).
Упрощенная блок-схема расчета узлов такой комбинированной схемы и анализа её эффективности приведена на рис. 2.
Рис. 2. Блок-схема расчета эффективности схемы комбинирования ГТУ и АЭС
Расчет тепловой схемы ГТУ проведен по апробированной методике [3] для цикла, изображенного на рис. 3.
3
Рис. 3. Цикл ГТУ с дожигающим устройством в Т-Б диаграмме
Данные расчета тепловой схемы использованы для оценки мощности и расхода рабочего тела, а также эффективности ГТУ.
Процесс горения топлива и подогрева уходящих газов в дожигательном устройстве (ДУ) рассчитан по следующему алгоритму.
Расход дополнительного топлива:
В„ =(Ог -(с ■ t5 -с4 ■ ^))/(% -05 ■ t5)-Пду, (1)
где С5,С4 - теплоемкости газа при соответствующих температурах, кДж/кг°С; t5,t4 - температура газа на выходе и входе в дожигающее устройство, °С;
0нр - низшая рабочая теплота сгорания, кДж/кг;
ПдУ - кпд дожигающего устройства.
Общий расход топлива:
Вобщ = ВгтУ + Вдоп (2)
Расход газов после ДУ определяется следующим образом:
вду = вв + Вобщ (3)
Расчет поверхности нагрева ГПП проводится по обобщенным уравнениям теплового
баланса и теплопередачи с учетом коэффициентов тепловых потерь в СПП, ГПП, газо- и па-
ропроводах.
Схема теплообмена в Т-Q диаграмме представлена на рис. 4.
Из рисунка видно, что в ряде случаев (при отсутствии ДУ) теплообмен в ГПП невозможен или затруднителен.
Для оценки общей эффективности схемы комбинирования необходим также расчет дополнительной мощности, получаемой от влажнопаровой турбоустановки из-за вытеснения греющего пара СПП.
Помимо дополнительной работы основных греющих в СПП потоков, приводящих к повышению мощности ТУ, программа расчета вариативной схемы ТУ учитывает некоторый рост потоков пара, греющих питательную воду в ПВД (из-за отсутствия сброса в их горячих дренажей СПП). Это несколько понижает эффект общего роста мощности ТУ АЭС при комбинировании. Пропускная способность проточной части российских турбин К-1000-60/1500 позволяет, в целом, реализовать подобную схему. Однако необходимы некоторые модерни-зационные мероприятия в элементах и узлах тепловой схемы. Эти «затраты» на предварительной стадии технико-экономических расчетов учтены укрупнено повышающим коэффициентом.
Рис. 4. Т^ диаграмма теплообмена в газопаровом пароперегревателе; а - прямоток, б - противоток
На рис. 4: 1;ь 12 - температура пара на входе и выходе из ГПП соответственно;
1ду - температура газа после дожигающего устройства;
1ух - температура газа после ГТУ (без использования ДУ);
1х - температура газа на выходе из ГПП;
V - температура газа на выходе из ГПП (без использования ДУ);
*
1;х - температура газа на выходе из ГПП при увеличенном расходе газов (две ГТУ); Основные исходные данные анализа представлены в таблице.
Результаты расчета суммарного ЧДД, ежегодных затрат и доходов
Тисп, ч/год Кгту =1650 млн.руб Кгту =2750 млн.руб Кгту =3850 млн.руб
млн.руб 3000 103,76 167,56 228,06
4000 104,18 168,61 228,48
5000 105,86 169,66 230,16
3000 1440 1440 1440
З(, млн.руб 4000 1920 1920 1920
5000 2400 2400 2400
Е 3000 2342 819 -692
4000 3973 2449 939
т=0 млн.руб 5000 5600 4078 1544
Результаты расчетов графически изображены на рис. 5.
Рис. 5. Зависимость срока окупаемости от Тисп при трех вариантах капиталовложений
1,2,3 - зависимость суммарного ЧДД от периода эксплуатации при минимальных капиталовложениях в трех вариантах времени использования (5000; 4000; 3000 ч/год соответственно)
4,5,6 - зависимость суммарного ЧДД от периода эксплуатации при оптимальных капиталовложениях в трех вариантах времени использования (5000; 4000; 3000 ч/год соответственно)
7,8,9 - зависимость суммарного ЧДД от периода эксплуатации при максимальных капиталовложениях в трех вариантах времени использования (5000; 4000; 3000 ч/год соответственно)
Из рис. 5 видно, что при оптимальных капиталовложениях даже при небольшом времени работы газовой надстройки 3000 ч/год срок окупаемости не превышает 4,2 года. При сроке службы ГТУ и ГПП до 12-15 лет это позволяет считать предлагаемый вариант комбинирования ГТУ и АЭС в технико-экономическом отношении весьма привлекательным.
ЛИТЕРАТУРА
1. А. с. 1060798 (СССР) Парогазовая установка / В.А. Хрусталев, О.И. Демидов, М.С. Доронин и др.// Опубл. в Б. И. 1983. №46.
2. С.В. Цанев, С.Н. Белозеров. К использованию парогазовых схем для паротурбинных установок на насыщенном водяном паре» // Известия ВУЗ-энергетика. 1988. № 12 / МЭИ. г. Минск.
3. Антропов П.Г., Соколов А.А. Турбины ТЭС и АЭС: Методические указания к курсовому проекту для студентов направления 650800. Расчет тепловой схемы ГТУ. Саратов, Сарат. гос. техн. ун-т, 2006. 18 с.
4. АЭС с ВВЭР: режимы, характеристики, эффективность / Аминов Р.З., Хрусталев В.А., Духовенский А.С., Осадчий А.И. М.: Энергоатомиздат, 1990. 264 с.
5. Газотурбинные и парогазовые установки тепловых электростанций / под ред. Цанева С.В. М.: Изд-во МЭИ, 2002. 584с.
6. Маргулова Т.Х. Атомные электрические станции: Учебник для ВУЗов.- М.: Высшая школа, 1984. - 304 с.
7. Игнатенко Е.Н., Пыткин Ю.М. Маневренность атомных энергоблоков с реакторов типа ВВЭР. М.: Энергоатомиздат, 1985. 88 с.
8. http://www.proatom.ru/
BIBLIOGRAPHY
1. Сertificate of authorship 1060798 (USSR) combined cycle gas turbine / V.A. Khrustalev, O.I. Demidov, M.S. Doronin et al. / by Constance Garnett In B.I., 1983, № 46.
2. Tsanev S.V., Belozerov S.N. By the use of combined-cycle schemes for steam turbines in a saturated water vapor // MEI «Proceedings of the college-Energy». 1988. № 12. Minsk.
3Antropov. P.G., Sokolov A.A.. Turbine thermal power plants and nuclear power: Guidelines for the course project for the students directions 650800. Calculation of the thermal circuit gas turbine. Saratov: Saratov State Technical University, 2006. 18 pp.
4.. Nuclear power plants with PWR: modes, features, performance / R.Z . Aminov, V.A. Khrustalev, A.S. Duhovensky, A.I. Osadchy. M.: Energoatomizdat, 1990. 264 pp.
5. Gas turbine and combined-cycle plants thermal power plants / ed. Tsaneva S.V. M.: Publishing MEI. 2002. 584 pp.
6. Margulova T.H. Nuclear power plants: A Textbook for High Schools. M.: Higher School, 1984. 304 pp.
7. Ignatenko E.N., Pytkin Y.M.. Maneuverability PWR. M.: Energoatomizdat, 1985. 88 pp.
8. http://www.proatom.ru/
Хрусталев Владимир Александрович -
доктор технических наук, профессор кафедры «Тепловые электрические станции» Саратовского государственного технического университета
Наумов Алексей Сергеевич -
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
Naumov Alexey Sergeevich -Post-graduate Student of the Department of «Thermal power station» of Saratov State Technical University
