CC BY
70
УДК 621.039.58:621.311.238
КОМБИНИРОВАНИЕ АЭС И ГТУ - ОДИН ИЗ ПУТЕЙ ПОВЫШЕНИЯ ЭФФЕКТИВНОСТИ АЭС В ЭНЕРГОСИСТЕМАХ
А.С. НАУМОВ*, В.А. ХРУСТАЛЕВ**
*Саратовский государственный технический университет им. Гагарина Ю.А.
**Отдел энергетических проблем Саратовского научного центра Российской академии наук
Проанализированы вопросы комбинирования АЭС и ГТУ. Предложены основные элементы тепловой схемы: газопаровой пароперегреватель, дожигающее устройство, соединительный трубопровод. Получены результаты расчета эффективности работы парогазовой установки. Рассчитаны поверхности нагрева газопарового пароперегревателя и газоводяного теплообменника.
Ключевые слова: комбинирование, газовая турбина, атомная электрическая станция, мощность, соединительный трубопровод, камера сгорания, уходящие газы, дожигающее устройство, газопаровой пароперегреватель, газоводяной теплообменник.
Тенденция к повышению удельного веса ядерного горючего в топливном балансе России потребует увеличения доли маневренных энергоустановок в общей структуре генерирующих мощностей.
Это может привести к необходимости эксплуатации атомных электростанций в переменном режиме, что недопустимо. Известно, что АЭС экономически наиболее целесообразно использовать в базовой части графика нагрузки. Кроме того, в техническом отношении они менее приспособлены к работе в переменном режиме. Создание специализированных АЭС потребует разработки маневренного оборудования первого контура, эффективной и надежной системы регулирования, специальных топливных композиций и др. Основная трудность использования АЭС в таких условиях - решение проблемы надежности эксплуатации твэлов. Применяемое в настоящее время сочетание материалов для твэлов (цирконий и таблетки из двуокиси урана, обладающей очень низкой теплопроводностью) для работы АЭС в переменном режиме является не лучшим решением.
Одним из перспективных направлений в решении проблемы повышения маневренности АЭС является комбинирование ГТУ с энергоблоками АЭС [1-8].
Новое освещение эти идеи получили в инновационных обзорах концерна «Росэнергоатом» [1]. Установки с комбинированием АЭС и ГТУ представляются перспективными в свете энергетической стратегии Российской Федерации, направленной на дальнейшее развитие АЭС с реакторами на тепловых нейтронах, с учетом решения проблемы достаточной маневренности энергосистем с высокой долей АЭС.
ГТУ обладают наивысшей маневренностью на сегодняшний день, поэтому выгодно их 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
© А.С. Наумов, В.А. Хрусталев Проблемы энергетики, 2012, № 5-6
особенно важно для осенне-зимних пиков потребления электрической и тепловой энергии, наблюдаемых в российских ОЭС средних и северных широт.
В настоящее время известны различные установки с комбинированием, основанные на вытеснении теплотой отработавшего рабочего тела газотурбинной установки (ГТУ) различных потоков теплоносителя в схеме турбоустановки АЭС. Так в работе [1] описаны установки с подключением двух ГТУ типа ГТЭ-130-850 к АЭС с реакторной установкой ВВЭР-1000 и турбиной К-1000-60/1500 или К-1000-60/3000.
Известны и другие схемы парогазовых установок с комбинированием АЭС и ГТУ, например предложенные в Саратовском государственном техническом университете им. Гагарина Ю.А. и в Московском энергетическом институте [2,3,4,5].
Недостатком известных комбинированных установок является то, что, несмотря на относительную технологическую простоту реализации, они не позволяют использовать весь потенциал дополнительной мощности во влажнопаровой турбине. Тихоходные турбины К-1000-60/1500 последних модификаций с минимальными модернизациями способны вырабатывать до 1180 МВт.
В настоящее время в Саратовском государственном техническом университете им. Гагарина Ю.А. предложена парогазовая установка, позволяющая не только вытеснять паропаровой перегрев и получать дополнительную мощность во влажнопаровой турбине, но и повышать КПД цикла АЭС+ГТУ за счет увеличения температуры пара перед цилиндрами высокого и низкого давления [6].
Предлагаемая парогазовая установка показана на рис. 1:
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;
• повышение надежности электроснабжения собственных нужд АЭС, так как при такой схеме работы может быть предусмотрено дополнительное аварийное электроснабжение ответственных потребителей от ГТУ.
Установка может работать автономно, если предусмотреть резервную (дополнительную) схему утилизации тепла уходящих газов ГТУ, кроме принятой для данной ПГУ в предлагаемой схеме. При этом ГТУ с утилизацией тепла может выполнять функцию пускорезервной котельной при одновременной выработке электроэнергии (период ремонтов и аварийных остановок энергоблоков АЭС).
Рассмотрим вариант совместной работы по данной схеме блока АЭС с влажнопаровой турбиной К-1000/60-1500 и газовой турбины IV поколения ГТЭ-180 мощностью 180 МВт, заводские характеристики которой были взяты из литературы [9]. Установка может работать следующими способами.
1. Дополнительный перегрев свежего пара до 300°С за счет утилизации уходящих газов в газопаровом пароперегревателе (ГПП) (табл. 1, 2, рис. 2, 3);
2. Перегрев пара перед цилиндром низкого давления до 300°С и вытеснение термодинамически невыгодного паропарового перегрева за счет утилизации уходящих газов в ГПП (табл. 3, 4, рис. 4, 5);
3. Замещение подогревателей высокого давления №1 и 2 (по ходу пара) за счет утилизации газов в газоводяном теплообменнике (ГВТ);
4. Совместный способ с дополнительным перегревом свежего пара до 300°С, перегревом пара перед цилиндром низкого давления до 300°С, вытеснением паропарового перегрева и замещением подогревателя высокого давления №1 (по ходу
пара) за счет глубокой утилизации уходящих газов в газопаровых пароперегревателях и газоводяном теплообменнике.
Рис. 1. Парогазовая установка с дожигающим устройством: 1 - цилиндр высокого давления; 2 - цилиндр низкого давления; 3 - сепаратор; 4 - двухступенчатый паропаровой пароперегреватель; 5 - дожигающее устройство; 6 - компрессор; 7 - камера сгорания; 8 - газовая турбина; 9 - электрогенератор газовой турбины; 10 - двухступенчатый газопаровой пароперегреватель; 11 - газоводяной теплообменник; 12 - электрогенератор паровой турбины; 13 - подогреватель высокого давления
Ниже приведены основные результаты эффективности каждого из этих способов, рассчитанных по следующим формулам:
Эффективный КПД ПГУ (АЭС+ГТУ)
^пгу _ (/г + ё ' 1п )
э (г + ё' Чп )'
где 1г, 1п — работа выполняемая газом и паром в газовой и паровой турбине соответственно; дг,дп - подведенное тепло; ё _ £>п/Ог — отношение базовых
расходов рабочих тел паровой и газовой турбин; Бп, Ог - расход пара и газа
соответственно.
Электрическая мощность ПГУ
-пгу = -юс + —ПУ
где - электрическая мощность АЭС с учетом дополнительной мощности, -
электрическая мощность ГТУ.
Таблица 1
Температура свежего пара перед ЦВД, °С 280 285 290 295 300
Электрическая мощность ПГУ, МВт 1198,2 1209,9 1220,7 1231 1240,8
КПД ПГУ 0,344 0,348 0,351 0,354 0,357
Рис. 2. График зависимости мощности цикла и КПД ПГУ от температуры свежего пара перед ЦВД
Результаты расчета газопарового пароперегревателя для обеспечения дополнительного перегрева свежего пара перед ЦВД уходящими газами газовой турбины представлены в табл.2 и на рис.3.
При этом использовались следующие методические разработки и расчетные зависимости:
Теплота, необходимая для повышения температуры пара,
= Бп (к"- к'),
где Оп - расход пара, кг/с; к',к"- энтальпия пара до и после перегрева, кДж/кг. Теплота, переданная пару в ГПП
бгпп = ^ Ср У ,)т1гпп, где Ог - расход газов через ГПП, кг/с; &', &" - температура газов на входе и выходе
пароперегревателя, °С; Ср - изобарная теплоемкость газов в пароперегревателе,
кДж/(кг-°С); Пгпп - КПД ГПП.
Необходимая поверхность нагрева ГПП:
^ = 0гпп/к -А?,
где к = 1/
1 Sc ^ Fp
+
«2 ^c J
Pc Fc
а
1пр
коэффициент теплопередачи, Вт/м2-К; aiдр
приведенный коэффициент теплоотдачи с газовой стороны, Вт/м-К; а 2 — коэффициент теплоотдачи от стенки трубы к пару, Вт/м2-К; 8с — толщина стенки трубы, м; Хс —
коэффициент теплопроводности металла ребер, Вт/м К; FP
pc
полная внешняя
ребристая поверхность 1м длины трубы, м2/2; / — удельная внутренняя поверхность 1м длины трубы, м2/2; Д? _ (Д?д -Д?м )/1п -Д?б
температурный напор в
пароперегревателе, °С; Д?б _$'-?" — наибольшая разность температур сред на горячем участке теплообмена, °С; Д?м _$"- ?' — наименьшая разность температур сред на холодном участке теплообмена, °С.
Таблица 2
Характеристики газопарового пароперегревателя при перегреве свежего пара
Температура после ГПП, °С 275,5 280 285 290 295 300
Коэффициент теплопередачи, Вт/м2-К 71,28 71,02 70,60 70,12 69,60 69,10
Температурный напор, °С 267,1 248,9 229,4 210,2 191,1 171,7
Поверхность нагрева, м2 257 2104 4357 6912 9896 13487
BODO 10000 12000 Поверхность нв грею, w
Рис. 3. Зависимость коэффициента теплопередачи и поверхности нагрева от температуры
свежего пара перед ЦВД
Как видно из рис. 2 и 3, при повышении температуры свежего пара перед ЦВД увеличивается КПД ПГУ и дополнительная мощность АЭС, но при этом увеличивается площадь нагрева ГПП и уменьшается коэффициент теплопередачи.
Таблица 3
Температура пара перед ЦНД, °С 254,9 265 275 285 300
Электрическая мощность АЭС, МВт 1247,8 1257,1 1267 1277,1 1292,2
КПД ПГУ (АЭС+ГТУ) 0,359 0,361 0,364 0,367 0,371
Мяту
0.Г2
О.Г O.itiS О .ititi 0.364 0.3ti2 0.36 0.358
1240 12*0 12fiO 12"0 12S0 1290 W^.fclBT
Рис. 4. График зависимости мощности и КПД ПГУ от температуры пара перед ЦНД
Результаты расчета газопарового пароперегревателя для обеспечения перегрева пара перед ЦНД уходящими газами газовой турбины представлены в табл. 4, и на рис. 5.
Таблица 4
Характеристики газопарового пароперегревателя при замещении промперегрева
Температура после ГПП, °С 254,9 265 275 285 300
Коэффициент теплопередачи, Вт/м2-К 49,88 49,96 50,12 50,34 50,81
Температурный напор, °С 208,1 188,3 168,1 146,8 110,8
Поверхность нагрева, м2 21132 25947 31851 39582 58281
Поверхность нагрева.
Рис. 5. Зависимость коэффициента теплопередачи и поверхности нагрева от температуры пара
перед ЦНД
Как видно из рис. 4 и 5, при повышении температуры пара перед ЦНД увеличивается КПД ПГУ, дополнительная мощность АЭС и коэффициент теплопередачи, но при этом увеличивается площадь нагрева ГПП.
Если сравнить рис. 3 и рис. 5, то видно, что в случае дополнительного перегрева свежего пара при увеличении температуры коэффициент теплопередачи падает, в отличие от случая с замещением промперегрева. Это связано с изменением коэффициента теплопроводности пара А,п при разных давлениях. При давлении пара рп = 6 МПа и изменении температуры пара ?п от 275,5 до 300 °С коэффициент теплопроводности пара А,п уменьшается с 0,0606 до 0,0581 Вт/м*К. При давлении пара рп = 1,2 МПа и изменении температуры пара ?п от 254,9 до 300 °С коэффициент теплопроводности пара А,п увеличивается с 0,0394 до 0,0412 Вт/м-К.
При замещении подогревателей высокого давления за счет утилизации газов в газоводяном теплообменнике (ГВТ) коэффициент теплопередачи составит к = 100,6 Вт/м2-К, а поверхность нагрева теплообменника Е = 16705 м .
Рис. 6. Щ диаграмма теплообмена в газоводяном теплообменнике
За счет того, что подогреватели высокого давления отключены, появляется дополнительная мощность и увеличивается КПД ПГУ (табл.5). Электрическая
мощность ПГУ составит М^7 = 1259 МВт, КПД ПГУ составит пЛ7 = 36,2 %
При совместном способе с дополнительным перегревом свежего пара до 300°С, перегревом пара перед цилиндром низкого давления до 300 °С, вытеснением паропарового перегрева и замещением подогревателя высокого давления №1 (по ходу пара) за счет глубокой утилизации уходящих газов в газопаровых пароперегревателях и газоводяном теплообменнике используются ГПП с аналогичными характеристиками, как и при отдельном использовании.
После дополнительного перегрева свежего пара до 300 °С газ, выходящий из ГПП имеет температуру и" =390°С. Для выполнения теплового баланса в ГПП, используемом для перегрева пара перед ЦНД необходимо дополнительное сжигание топлива в дожигающем устройстве (ДУ) для повышения температуры газа на входе в ГПП. Для увеличения температуры газа в ДУ с 390 до 545°С необходим дополнительный расход топлива ¿>доп = 2,14 кг/с.
ядоп = с •(сду • /гду -Ср • /г)/(& -СД? • ^ )-ПДУ , где СДУ, Ср - теплоемкости газа при соответствующих температурах, кДж/кг-°С;
/г, ?гду - температура газа на входе и выходе из дожигающего устройства, °С; QP -низшая рабочая теплота сгорания топлива, кДж/кг; ПДУ - КПД дожигающего устройства.
В результате использования АЭС и ГТУ по комбинированной схеме мощность ПГУ составит Nf7 = 1438 МВт, КПД ПГУ составит г^ = 41,3 %.
Выводы:
1) Как видно из результатов расчетов эффективности работы парогазовой установки по трем предложенным способам, наибольшую мощность (N^ = 1292МВт)
и КПД ПГУ (пп^гу = 37,1%) можно получить при перегреве пара перед цилиндром низкого давления до 300 °С и вытеснении термодинамически невыгодного паропарового перегрева (способ №2), наиболее низкие показатели (N^ = 1241МВт,
= 35,7%) - у способа с дополнительным перегревом свежего пара до 300°С
(способ №1). Однако, при работе установки по способу №2 необходима значительно большая поверхность нагрева ГПП (F = 58281м2), чем при работе по способу №1 (F = 13487м2).
2) Наиболее эффективна работа парогазовой установки по способу №4 -комбинированной схеме, сочетающей способы №1,2,3. При этом достигается
наибольшая мощность (N^ = 1438МВт) и КПД ПГУ (г^ = 41,3%). Такой способ может быть реализован при дополнительном подогреве уходящих газов газовой турбины в дожигающем устройстве.
Summary
Analyzed the issues of combining nuclear power and gas turbines. Proposed the basic elements of the thermal scheme: gas-vapor superheater, the reburning chamber, the connecting pipeline. Results of calculation of the efficiency of combined cycle plant are received. Heating surfaces gas-vapor superheater and gas-water heat exchanger are calculated.
Key words: Combination, the gas turbine, nuclear power plant, power, the connecting pipeline, the combustion chamber, flue gases, the reburning chamber, gas-vapor superheater, gas-water heat exchanger.
Литература
1. Нуждин В. Н. Союз атома и газа / В. Н. Нуждин, А. А. Просвирнов// Материалы инновационного форума Росатома, 2007 г. / Центр «Атом-Инновация» - Москва, 2007г. С. 28-33.
2. А. с. 941641 (СССР) Парогазовая установка / В.Я. Рыжкин, С.В. Цанев, И.М. Чухин. Опубл. 1982 г. Бюл. №25.
3. А. с. 1060798 (СССР) Парогазовая установка / В.А. Хрусталев, О.И. Демидов, М.С. Доронин и др.- Опубл. 1983. Бюл. №46.
4. Сурков В.В. Комбинированная установка АЭС - ГТУ // Теплоэнергетика. 1981. № 10. С. 57-58.
5. Хрусталев В. А. Об одном способе форсировки паротурбинных блоков АЭС / В. А. Хрусталев, С. М. Петин // Известия вузов. Энергетика. 1981. №7. С. 106-108.
6. Парогазовая установка с дожигающим устройством: заявка 2011109940 Рос. Федерация ; заявл. 17.03.2011.
7. Хрусталев, В. А. Вопросы комбинирования схем ГТУ и АЭС // В.А. Хрусталев, А.С. Наумов / Вестник СГТУ. 2011. № 1. С. 142-149.
8. Новикова З.Ю. Вопросы повышения маневренности на основе комбинирования схем АЭС и ГТУ // З. Ю. Новикова, А. С. Наумов, В. А. Хрусталев / Проблемы совершенствования топливно-энергетического комплекса: Сб. науч. тр. Вып. 6. Общенаучные вопросы. Саратов: Изд-во Саратовского университета, 2011. C. 162-171.
9. Газотурбинные и парогазовые установки тепловых электростанций / Под ред. Цанева С.В. М.: Издательство МЭИ. 2002. 84с.
10. Тепловой расчет котлов (Нормативный метод). Издание 3-е, переработанное и дополненное. СПб.: Издательство НПО ЦКТИ, 1998 г. 256 с.
Поступила в редакцию 03 февраля 2012 г.
Хрусталев Владимир Александрович - д-р техн. наук, профессор кафедры «Тепловые электрические станции» Саратовского государственного технического университета им. Гагарина Ю.А. (СГТУ). Тел.:8 (8452) 99-87-61; 8 (8452) 52-49-84. E-mail: [email protected].
Наумов Алексей Сергеевич - аспирант кафедры «Тепловые электрические станции» Саратовского государственного технического университета им. Гагарина Ю.А. (СГТУ). Тел.: 8 (917) 3273677. E-mail: [email protected].
