Повышение эффективности АЭС путем использования оборудования пускорезервной котельной Текст научной статьи по специальности «Энергетика и рациональное природопользование»

УДК 621.311

В.А. Хрусталев, А.А. Симонян

ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ АЭС ПУТЕМ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ОБОРУДОВАНИЯ

ПУСКОРЕЗЕРВНОЙ КОТЕЛЬНОЙ

Проведен анализ технических характеристик пускорезервных котельных ряда российских АЭС. Обоснована возможность их использования для автономной генерации электрической энергии и улучшения маневренных свойств энергокомплексов, а также для повышения общей выработки мощности энергоблоков АЭС в часы пиковой нагрузки. Произведен выбор основного оборудования пускорезервной котельной для ее автономной работы. Составлена принципиальная тепловая схема энергокомплекса ПРК и сателлитной турбины на базе АЭС.

Пускорезервная котельная, атомная электростанция, повышенная мощность, сателлитная турбина

V.A. Khroustalev, A.A. Simony an

IMPROVING THE EFFICIENCY OF NPP THROUGH THE AUXILIARY BOILER EQUIPMENT (AB)

The provided analysis refers the performance characteristics of auxiliary boilers at nuclear power plants in Russia. Utilization of these boliers is important in autonomous plants, in improvement of maneuverability characteristics ofpower complexes, as well as in upgrading the total production capacity of nuclear power units at peak hours. Selection is provided for the basic equipment to the auxiliary boiler important for its autonomous operation. We compiled a schematic diagram for the auxiliary boiler in a thermal power complex and satellite-based turbine plant.

Auxiliary boiler, atomic power station, high power, satellite turbine

На всех отечественных АЭС используются пускорезервные котельные (ПРК), необходимые при начальном возведении станции, вводе в эксплуатацию энергоблока до набора проектной мощности, при пуске энергоблоков после ремонта в отсутствие других источников пара, а также служащие источниками тепла на случай аварийного отключения АЭС от энергосистемы. Так, в проекте Бала-ковской АЭС пускорезервная котельная является производственно-отопительной и предназначена для обеспечения пара технологических потребителей блока АЭС и тепловой нагрузки площадки строительства (отопление, вентиляция и горячее водоснабжение).

Пускорезервные котельные в календарный год пуска или при проведении ремонтных, перегрузочных работ на энергоблоках АЭС загружены на половину мощности, и общий коэффициент использования установленной мощности не превышает 20 %. Также на АЭС реализованы теплофикационные установки (ТФУ), но режим их использования не связан с работой энергетических котлов и в целом ПРК. В последнее время на ряде АЭС идет демонтаж части котельного оборудования на ПРК в связи с ненадобностью, экономической нецелесообразностью обслуживания всей энергетической мощности котельной в условиях их непрерывной простоя. Ниже представлены следующие схемы реализации повышения загрузки оборудования ПРК, а также возможности применения ее энергетических мощностей в цикле основного турбогенератора К-1000/60-1500-2 энергоблока АЭС.

Нами разработан вариант комбинирования в едином сателлитном энергоблоке агрегатов пус-корезервной котельной с паротурбинными установками малой мощности (рис. 1). В качестве маломощного турбогенератора предлагается использовать приводную паровую турбину К-12-1,1. Данный комплекс позволяет покрывать дефицит электрической мощности энергосистемы в пиковые часы нагрузки. Мощность предложенного комплекса, состоящего из трех ТГ типа К-12-1,1 и четырех КА ГМ-50-14 общей производительностью 200 т/ч, составляет 33 МВт. Генерируемая мощность способствует покрытию дефицита электроэнергии. Разработанный комплекс возможно применять как аварийный источник электроснабжения ответственных потребителей энергоблоков АЭС, что повышает

надежность станции, ее безопасность. Сжигание природного газа в КА пускорезервной котельной происходит только в пиковые часы, когда включается предложенный комплекс. В настоящее время такой способ работы энергокомплекса может быть использован как дополнительное средство обеспечения участия АЭС в противоаварийном регулировании (при падении частоты) в энергосистемах путем быстрых подъёмов (набросов) нагрузки на +2,+4 % от КНом. Характеристики оборудования разработанного энергокомплекса представлены ниже (табл. 1).

Пускорезервная котельная располагается в отдельно стоящем здании на территории атомной станции и оснащена четырьмя паровыми котлами типа ГМ 50-14/250 с рабочим давлением пара Рпе =1,4 МПа, с температурой 250 Т.

Таблица 1

Технические характеристики котла ГМ-50-14/250

Наименование показателей Е-50-1.4/250ГМ (ГМ-50-14/250)

Номинальная паропроизводительность, т/ч 50

Давление перегретого пара, МПа (кгс/см2) 1.4 (14)

Температура перегретого пара, °С 250

Температура питательной воды, °С 100

Топливо Газ, мазут

Коэффициент полезного действия, % 93,0 / 91,0

Габаритные размеры котлоагрегата, м:

длина 18,2

ширина 11,2

высота 14,6

Масса котла, т (в сейсмическом исполнении) 140 (164)

Установка трех паротурбинных турбогенераторов типа К-12-1,1 позволяет полностью использовать мощность пускорезервной котельной. В табл. 2 представлена краткая характеристика турбоге-

нератора проекта.

Таблица 2

Технические характеристики ПТУ К-12-1,1

Наименование показателей К-12-1,1-3

Номинальная мощность, кВт 11600

Тип электрогенератора Т2-12-2

Номинальная частота вращения, с-1 50

Давление свежего пара на входе в турбину, МПа 1,1

Температура свежего пара на входе в турбину, °С 248

Номинальное давление в конденсаторе, кПа 5,88

Номинальный расход свежего пара, т/ч 70

Внутренний относительный КПД, % 79,2

Число цилиндров 1

Тип конденсатора КП-1650

Масса турбины, т 46

Тепловая схема разработанного энергокомплекса пускорезервной котельной и присоединенных турбогенераторов представлена на рис. 1.

Конкурентоспособность и экономическая рентабельность проектов модернизации АЭС являются самой важной характеристикой, определяющей способность проекта побеждать на открытых тендерах. Финансово-экономическая целесообразность проекта определяется комплексом технико-экономических параметров: объемами капитальных и эксплуатационных затрат, безопасностью, сроком строительства и т.д.

При расчете экономических показателей была применена методика оценки эффективности инвестиционных проектов. Капитальные затраты по разработанному проекту энергокомплекса консервативно определены в размере 400 долл./кВт. Срок реконструкции по проекту энергокомплекса ПРК с ПТУ малой мощности определен в два календарных года. Оценка экономических показателей представлена в табл.3.

По экономическим показателям данный проект реконструкции АЭС с финансовой точки зрения целесообразен. Его реализация позволит повысить надежность, КИУМ, энергоэффективность, конкурентоспособность станции в целом.

Рис. 1. Способ работы паротурбинных установок К-12-1,1 с источником пара от ПРК в едином энергокомплексе

Таблица 3

Экономические показатели разработанного проекта по ценам на 2015 год

Наименование показателей Значение

Чистый дисконтируемый доход на 2036 год, млн руб. 1644,9

Срок окупаемости проекта, лет 5,02

Удельные капвложения в проект, долл./кВт 300

Общие затраты на проект, млн руб. 490,5

Срок полезного использования по проекту, лет 50

Срок реконструкции, лет 2

Индекс доходности, руб./руб. 3,98

Еще одним вариантом использования пускорезервной котельной является проект применения стороннего пара для использования на ЦНД паротурбинной установки К-1000/60-1500-2 энергоблока АЭС.

Пар, вырабатываемый четырьмя энергетическими котлами типа ГМ-50-14/250 в количестве 200 т/ч, направляется в ресиверную трубу цилиндров низкого давления головной турбины с соответственными параметрами. Конструктивные особенности проточной части ПТУ обусловливают возможность увеличения расхода пара через ЦНД за счет стороннего пара от ПРК без внесения изменений в проточную часть при практически неизменных параметрах пара. За счет увеличения расхода пара через проточную часть ЦНД незначительно повышается влажность на последних ступенях цилиндров, что некритично влияет на коэффициент полезного действия турбины в целом, одновременно увеличивая мощность. Таким образом, увеличение расхода приводит к общему увеличению мощности турбины на 33 МВт до значений в 1073 МВт в зависимости от режима несения нагрузки в предположении, что разрешенная тепловая мощность РУ сегодня обеспечивает 104 % от номинальной мощности, или 1040 МВТ (эл).

Удаленное расположение ПРК от энергоблока № 1, самого близко расположенного к ПРК, приводит к необходимости сооружения трубопроводной системы с перекачивающим конденсатным насосом. Длинна проектированного трубопровода составляет 600 м. Перегретый пар с параметрами 1;п=2500С и Рп=1,4 МПа поступает от ПРК с расходом 190 т/ч в рессиверную трубу основной турбины, тем самым увеличивая расход на каждый двухпоточный цилиндр низкого давления в размере

около 31,6 т/ч на каждый поток. К тому же происходит увеличение давления в нерегулируемых отборах пара турбины на регенеративную установку. Следовательно, происходит уменьшение отбираемого пара из цилиндра низкого давлении паротурбинной установки, то есть, большая часть пара оставшаяся в цилиндре совершит большую удельную работу. Происходит увеличение мощности турбоагрегата, а следовательно, турбина может выработать больше электроэнергии. Незначительное увеличение расхода отработанного пара в конденсационной установке, за счет увеличения расхода циркуляционной воды (переход циркуляционного насоса ОПВ 10-185ЭГ на вторую скорость вращения) не приводит к ухудшению оптимальных параметров вакуума при данной температуре циркуляционной воды. Схема разработанного энергокомплекса комбинирования мощностей ПРК с головной турбиной энергоблока представлена на рис. 2.

Рис. 2. Способ работы паротурбинной установки АЭС в едином энергокомплексе с ПРК

Капитальные затраты по разработанному проекту энергокомплекса определены в размере 10 млн руб. Срок реконструкции по проекту энергокомплекса ПРК с ПТУ К-1000/60-1500-2 определен в один календарный год. Оценка экономических показателей представлена в табл. 4.

По экономическим показателям данный проект реконструкции АЭС целесообразен и выгоден. Данное использование ПРК на базе АЭС в целом повысит экономическую прибыль станции, КИУМ, увеличит годовую генерацию электроэнергии.

Таблица 4

Экономические показатели разработанного проекта по ценам на 2015 год

Наименование показателей Значение

Чистый дисконтируемый доход на 2036 год, млн руб. 2168,9

Срок окупаемости проекта, лет 1

Общие затраты на проект, млн руб. 10

Срок полезного использования по проекту, лет 50

Срок реконструкции, лет 1

Индекс доходности, руб./руб. 201,8

Предложенные варианты реконструкции ПРК на базе АЭС позволяют:

1. Обеспечить выработку пиковой мощности при высокой экономичности работы турбоуста-новок АЭС и пускорезервной котельной (ПРК).

2. Повысить надежность энергоснабжения собственных нужд за счет дополнительного автономного питания ответственных потребителей от генератора сателлитной турбины.

3. Повысить безопасность АЭС при полном обесточивании АЭС. В этом случае энергоблоки АЭС получают дополнительный автономный источник электроэнергии в виде ПРК с сателлитной турбиной со своим конденсатором и электрогенератором.

ЛИТЕРАТУРА

1. Тевлин С.А. Атомные электрические станции с реакторами ВВЭР-1000: учеб. пособие для вузов. 2-е изд., доп. М.: Изд. дом МЭИ, 2008. 358 с.

2. АЭС с реактором типа ВВЭР-1000. От физических основ эксплуатации до эволюции проекта / С.А. Андрушечко, А.М. Афров, Б.Ю. Васильев, В.Н. Генералов, К.Б. Косоуров, Ю.М. Семченков, В.Ф. Украинцев. М.: Логос, 2010. 604 с.

3. Рогалев Н.Д., Зубкова А.Г., Мастерова И.В. Экономика энергетики: учеб. для вузов. М.: Изд. дом МЭИ, 2011. 320 с.

4. Проект АЭС 2006. Основные концептуальные решения на примере Ленинградской АЭС 2. СПб.: СПбАЭП, 2011. 47 с.

5. Справочник по теплообменным аппаратам паротурбинных установок / Ю.М. Бродов, К.Э. Аронсон, А.Ю. Рябчиков, М.А. Ниренштейн; под общ. ред. Ю.М. Бродова. М.: Изд. дом МЭИ, 2008. 408 с.

6. Теплоэнергетика и теплотехника: справ. серия: В 4 кн. / под общ. ред. А.В. Клименко, В.М. Зорина. 4-е изд., стер. М.: Изд. дом МЭИ, 2007. 501 с.

Хрусталев Владимир Александрович -

доктор технических наук, профессор кафедры «Тепловые и атомные электрические станции» Саратовского государственного технического университета имени Гагарина Ю.А.

Vladimir A. Khroustalev -

Dr. of Sci., Professor Department of Thermal and Nuclear Electrical Station

Yuri Gagarin State Technical University of Saratov

Симонян Армаис Авакович -

магистр техники и технологии по направлению «Теплоэнергетика» Саратовского государственного технического университета имени Гагарина Ю.А.

Статья

Armais A. Simonyan -

Master of engineering and technology

the direction «Power system»

Yuri Gagarin State Technical University of Saratov

пила в редакцию 15.06.15, принята к опубликованию 15.09.15