CC BY
193
УДК 621.039.58:621.311.238
А.С. Наумов, З.Ю. Новикова, В.А. Хрусталев ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПГУ НА БАЗЕ ГТУ И АЭС С ВВЭР
В статье рассматривается вопрос эффективности комбинирования атомных электростанций и газотурбинных установок. Получены результаты
расчета эффективности работы парогазовой установки. Рассчитаны поверхности нагрева газопарового пароперегревателя и газоводяного теплообменника.
Комбинирование, газовая турбина, атомная электрическая станция, парогазовая установка, мощность, базовая нагрузка, гидроаккумулирующая электростанция, уходящие газы, дожигающее устройство, газопаровой пароперегреватель, газоводяной теплообменник
A.S. Naumov, Z.Yu. Novikova, V.A. Khrustalev
IMPROVING THE EFFICIENCY OF COMBINED CYCLE POWER PLANTS BASED ON GAS TURBINES AND NUCLEAR POWER PLANTS WITH PWR
The article discusses the effectiveness of combining nuclear power plants and gas turbines. The efficiency of the combined cycle plant has been estimated. The heating surfaces of the gas-vapor superheater and gas-water heat exchanger have been calculated.
Combination, the gas turbine, nuclear power plant, combined cycle gas turbine, power, base load, pumped storage power plant, flue gases, the reburning chamber, gas-vapor superheater, gas-water heat exchanger
Утверждённой правительством РФ «Стратегией развития атомной энергетики» предусматривается довести мощность АЭС до 50 тыс. МВт. В этом случае удельный вес АЭС в общей структуре генерирующих мощностей может достигнуть в среднем уровня 25 %. Однако, уже в настоящее время в Объединённой энергетической системе (ОЭС) Средней Волги доля АЭС составляет более 20 %.
Основной проблемой АЭС, кроме повышенной капитальной составляющей, является их низкая маневренность. АЭС обладают ограниченными возможностями изменения мощности энергоблоков, особенно, в оперативном режиме. Работа АЭС в маневренных режимах сопряжена не только с рядом технологических ограничений (например, по топливу), но и с заметными экономическими потерями в этих режимах из-за снижения коэффициента использования установленной мощности (КИУМ).
В странах с большой долей АЭС для обеспечения базовой нагрузки сооружают специальные маневренные мощности (гидроаккумулирующие электростанции, ГТУ и др.). К примеру, во Франции доля гидроаккумулирующих электростанций составляет 10 % от установленной мощности АЭС, а в Японии доходит до 30 %. В России построена только одна Загорская гидроаккумулирующая электростанция (1-ая очередь), а строительство новых сопряжено с проблемой выбора площадок и высокими затратами в сооружение. В условиях оптового рынка электроэнергии и мощности (ОРЭМ), диктующего новые требования ко всем объектам, включая АЭС, обеспечение их участия в регулировании графиков нагрузки становится в этой связи неизбежным.
За последние 20 лет большая часть оборудования ТЭС либо уже выработала, либо имеет низкий остаточный проектный ресурс. Более того, начиная с 90-х годов темпы старения традиционного энергетического оборудования ТЭС и ГЭС опережали темпы их обновления. В этот период ввод маневренных энергоустановок был явно недостаточным. В результате из-за образовавшегося дефицита маневренных мощностей в Единой энергетической системе (ЕЭС) России обострилась проблема покрытия переменной зоны графика электрической нагрузки в ряде ОЭС. С 2007 г. Системный оператор - Центральное Диспетчерское Управление (СО ЦДУ) - вынужден применять по отношению к АЭС диспетчерские ограничения по выдаче мощности в ОЭС, а в перспективе ещё больше их ужесточать.
В таких условиях актуальна задача повышения маневренности и надежности как уже работающих, так и проектируемых энергоблоков АЭС с ВВЭР. С этой точки зрения комбинирование схем АЭС и ГТУ является перспективным, поскольку это позволяет расширить регулировочный диапазон таких комплексов [1-9].
В настоящее время известны различные установки, основанные на вытеснении теплотой отработавшего рабочего тела газотурбинной установки (ГТУ) различных потоков теплоносителя в схеме турбоустановки АЭС. Например, схемы, предложенные в Саратовском государственном техническом университете им. Гагарина Ю.А. и в Московском энергетическом институте [1-6]. В вышедшей в 1990 г. монографии [1] (раздел 8.1 «Комбинирование схем АЭС и пиковых ГТУ») отмечалось, что:
— в ПГУ с энергоблоками АЭС с ВВЭР увеличение мощности влажнопаровых турбин возможно за счет вытеснения термодинамически невыгодного паропарового перегрева;
— расширение регулировочного диапазона для ПГУ «ГТУ+АЭС» увеличением верхнего «предела» мощности турбоустановки более эффективно для АЭС, чем в традиционных ПГУ «ГТУ+ТЭС.
Недостатком известных ранее схем комбинированных установок в сравнении с предлагаемой далее, является то, что обеспечиваемая ими дополнительная мощность и эффективность существенно ниже.
В Саратовском государственном техническом университете им. Гагарина Ю.А. в 2011 г. 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 [7].
В качестве основного оборудования для рассматриваемой в данной статье парогазовой установки предполагается использование блока АЭС с влажнопаровой турбиной К-1000/60-1500 и газовой турбиной IV поколения ГТЭ-180 мощностью 180 МВт, заводские характеристики которой были взяты из [10].
При работе парогазовой установки [7] на данном оборудовании и при использовании двух газопаровых пароперегревателей (ГПП) и газоводяного теплообменника (ГВТ) можно, наряду с вытеснением паропарового перегрева и верхнего подогревателя высокого давления, обеспечить перегрев свежего пара перед ЦВД до 310 °С и вытеснение паропарового перегрева с повышением температуры пара перед ЦНД до 320 °С (табл. 1). Для обеспечения теплового баланса в ГПП, используемом для перегрева пара перед ЦНД в замещение паропарового перегревателя (ПП), необходимо дополнительное сжигание топлива в дожигающем устройстве (ДУ) [10] для повышения температуры газа на входе.
Вдоп = Ог (ь?у — Ьг )/(<2н • Пду + Ьт — Ьду). (1)
Ьг, ЬгДУ - энтальпия газа на входе и выходе из дожигающего устройства, кДж/кг; Ьт - энтальпия дополнительного топлива, подаваемого в дожигающее устройство, кДж/кг; Qнр - низшая рабочая теплота сгорания топлива, кДж/кг; Пду - КПД дожигающего устройства.
Результаты расчетов параметров ПГУ (табл. 1) для круглогодичной эксплуатации с температурой наружного воздуха +15°С, рассчитаны по следующему предложенному алгоритму:
1. Эффективный КПД парогазовой установки
1г + йп •(1п + Л1сп + Л1пп + Л1пвд)
Ппгу = (2)
Яг + Яду + йп • Яп
Здесь 1г - работа ГТУ, кДж/кг; йп = В,/ Ог - отношение расходов рабочих тел в паровой и газовой турбинах с учетом дополнительного подогрева в ДУ; 1п - работа ПТУ на номинальном режиме,
кДж/кг; Л1сп - прирост работы ПТУ при перегреве свежего пара, кДж/кг; Л1пп - прирост работы
ПТУ при вытеснении ступеней 1111 и перегреве пара перед ЦНД, кДж/кг; Л1пвд - прирост работы
ПТУ при вытеснении ПВД, кДж/кг; яг - подводимая теплота ГТ, кДж/кг; яду - подводимая теплота в ДУ, кДж/кг; яп - подводимая теплота к паровой турбине, кДж/кг.
2. Электрическая мощность ПГУ
Игпгу = N аэс + и1ту (3)
Здесь - электрическая мощность АЭС с учетом дополнительной мощности, МВт; N3^ - электрическая мощность ГТУ, МВт.
3. Необходимая поверхность нагрева ГПП (ГВТ)
Р = О-гпп/к'Лг (4)
К \
Здесь к = 1/
Ррс + _±
Рс а,
1пп
V
- коэффициент теплопередачи, Вт/м2К;
а1пп — приведенный коэффициент теплоотдачи с газовой стороны, Вт/м К; а2 — коэффициент теплоотдачи от стенки трубы к пару, Вт/м2К; 3с — толщина стенки трубы, м; ^ — коэффициент теплопро-
__ ТТЛ Т1
Рс
/12/м' \ 7.„ Л^б
водности металла ребер, Вт/м К; Грс — полная внешняя ребристая поверхность 1 м длины трубы, м2/м;
Рс — удельная внутренняя поверхность 1 м длины трубы, м /м; Лг = (Лг* — Лгм) 1п________— — температур-
б / Лгм
ный напор в пароперегревателе, °С; Лг^ = $—г" — наибольшая разность температур сред на горячем
участке теплообмена, °С; Лгм = 3'—1' - наименьшая разность температур сред на холодном участке теплообмена, °С.
0гпп = &г Ср (3"—3 )пгпп - теплота, переданная пару (воде) в ГПП (ГВТ)
Ог - расход газов через ГПП (ГВТ), кг/с; 3 , 3" - температура газов на входе и выходе пароперегревателя (теплообменника), °С; С/ - изобарная теплоемкость газов в пароперегревателе (теплообменнике), кДж/(кг°С); цгпп - КПД ГПП (ГВТ).
4. Необходимый тепловой баланс для ГПП и ГВТ:
0п(в) = ^п(в)(к —к ) = 0-г = &г Ср(3-З )пгпп(гвт) = ^^^ (5)
Здесь, 0п(в) - теплота, необходимая для повышения температуры пара (воды), кДж; D п(в) - расход пара (воды), кг/с; к , И" - энтальпия пара (воды) до и после перегрева (подогрева), кДж/кг.
В зависимости от величины перегрева свежего пара и пара перед ЦНД возможно повышение мощности АЭС на 120 - 324 МВт при постоянной тепловой мощности РУ. Суммарная мощность всей ПГУ составит 1301,5 - 1504,9 МВт с КПД 36 - 40,8 % (табл. 1, рис. 1, 2) (при базовых значениях КПД, для раздельно работающих ГТУ - без утилизации - 35% и ПТУ АЭС - 34%).
Как видно из табл. 1, в каждом из вариантов эксплуатации энергокомплекса для обеспечения более высоких значений КПД и мощности ПГУ соответствуют наибольшие общая поверхность нагрева Робщ и дополнительный расход топлива, сжигаемого в ДУ - Вдоп.
I—
СО
с
о
2
|_
т
_0
I—
о
о
X
о
2
к
го
о
ф
Т
I—
ф
ц
о
Температура пара перед ЦНД 1пп, °С
Рис. 1. Изменение электрической мощности ПГУ Ыэпгу в зависимости: от перегрева свежего пара, вытеснения 2 ступеней промперегрева, дополнительного перегрева пара перед ЦНД и замещения верхнего ПВД. Обозначение точек соответствует принятым в табл. 1
Использование АЭС и ГТУ по комбинированной схеме позволяет обеспечить:
— повышение КПД АЭС и ПГУ при глубокой утилизации уходящих газов ГТУ за счет выработки дополнительной мощности замещаемыми греющими отборными потоками пара и путем увеличения температуры пара перед цилиндрами высокого и низкого давления;
— высокий КИУМ по тепловой мощности реакторной установки (РУ), повышение КИУМ ПТУ и, как следствие, ПГУ в целом по электрической мощности при сопутствующем расширении регулировочного диапазона всей ПГУ;
— возможность участия в первичном и противоаварийном регулировании частоты в энергосистемах, имеющих значительную долю низкоманевренного оборудования.
Для проведения дальнейших схемно-параметрических и оптимизационных расчетов ПГУ на базе АЭС и ГТУ необходим анализ 1^ диаграмм, пример которых для варианта эксплуатации С3 представлен на рис. 3.
275°( °С , ■285°С °С
°С
■300°С С
°С
■310°С С
250 260 270 280 290 300 310 320
Параметры ПГУ в зависимости от температуры пара в узловых точках
Параметры ПГУ Ном. режим Перегрев свежего пара с вытеснением 2 ступеней ПП и дополнительным перегревом пара перед ЦНД и замещением верхнего ПВД
Температура свежего пара ^, °С 275 275 285 300 310
А В С О
Температура пара перед ЦНД и °С 255 255 275 300 320 255 275 300 320 255 275 300 320 255 275 300 320
1 2 3 4 1 2 3 4 1 2 3 4 1 2 3 4
Мощность ПГУ Ыэпгу, МВт 1180,5 1301,5 1326,9 1358,6 1384,8 1340,0 1365,8 1398,2 1425,5 1382,8 1408,2 1442,2 1469,9 1419,4 1446,1 1480,8 1504,9
КПД ПГУ с ГТУ, работающей 24 ч Ппгу(24) 0,3438 0,3604 0,3646 0,3698 0,3740 0,3709 0,3751 0,3804 0,3848 0,3826 0,3866 0,3922 0,3969 0,3927 0,3969 0,4026 0,4076
КПД ПГУ с ГТУ, работающей 1 9 ч Ппгу(19/5) 0,3435 0,3566 0,3600 0,3641 0,3674 0,3650 0,3683 0,3725 0,3760 0,3742 0,3774 0,3818 0,3853 0,3822 0,3855 0,3900 0,3937
Доп. расход топлива в ДУ Вдоп, кг/с - 0,757 2,171 3,913 5,353 2,823 4,246 6,005 7,466 5,392 6,820 8,585 9,887 6,454 7,883 9,650 10,954
Суммарная поверхность ГПП и ГВТ Робщ, м2 - 45717 48970 52209 54847 52254 55447 59134 61570 59437 62560 65796 68646 66053 69166 72390 75228
Температура пара перед ЦНД 1пп, °С
275°<
2854
300°С
310°<
°С
°С
°С
\ — /
°С
Рис. 2. Изменение КПД ПГУ г|пгу в зависимости: от перегрева свежего пара, вытеснения 2 ступеней промперегрева, дополнительного перегрева пара перед ЦНД и замещения верхнего ПВД. Обозначение точек соответствует принятым в табл. 1
Рис. 3. ^ диаграмма для варианта эксплуатации парогазовой установки с перегревом пара до ^ = 300 оС и 1пп = 300 оС: 1 - уходящие газы ГТУ; 2 - газы нагретые в ДУ; 3 - свежий пар; 4 - пар ПП; 5 - питательная вода
В дальнейшем следует проанализировать эффективность работы ПГУ в маневренных режимах для рассмотренных выше вариантов работы в различном их сочетании в разрезе года, наиболее полно отвечающим требованиям со стороны различных энергосистем. Общим критерием оценки будет среднегодовой КПД ПГУ, находимый по формуле (1).
Предложена новая схема комбинирования АЭС с ВВЭР и ГТУ, позволяющая за счет утилизации теплоты ГТУ и обеспечиваемых при этом перегреве свежего пара, вытеснении 2 ступеней пром-перегрева, дополнительного перегрева пара перед ЦНД и замещении верхнего ПВД повысить КПД на 2-7% и мощность ПГУ на 120-320 МВт.
Энергокомплекс «ГТУ+АЭС» представляется перспективным направлением парогазовой энергетики, которое требует дальнейших разработок и исследований.
В настоящей статье рассмотрен вариант работы ПГУ в условиях круглогодичной эксплуатации при температуре наружного воздуха +15 оС. Рост мощности ГТУ при снижении температуры необходимо полезно использовать в периоды осенне-зимнего пика нагрузки.
ЛИТЕРАТУРА
1. АЭС с ВВЭР: режимы, характеристики, эффективность: учеб. пособие / Р.З. Аминов,
В. А. Хрусталев, А. С. Духовенский, А.И. Осадчий. М.: Энергоатомиздат, 1990. 264 с.
2. А. с. 941641 (СССР) Парогазовая установка / В.Я. Рыжкин, С.В. Цанев, И.М. Чухин.
Опубл. В Б. И., 1982. №25.
3. А. с. 1060798 (СССР) Парогазовая установка / В.А. Хрусталев, О.И. Демидов, М.С. Доронин и др. Опубл. В Б. И., 1983. №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. Нуждин В.Н. Союз атома и газа / В.Н. Нуждин, А.А. Просвирнов // Материалы инновационного форума Росатома. М.: Центр «Атом-Инновация», 2007. С. 28-33.
7. Парогазовая установка с дожигающим устройством: заявка 2011109940 Рос. Федерация; заявл. 17.03.2011.
8. Хрусталев В.А. Вопросы комбинирования схем ГТУ и АЭС // В.А. Хрусталев, А.С. Наумов / Вестник СГТУ. № 1. 2011. С. 142-149.
9. Новикова З.Ю. Вопросы повышения маневренности на основе комбинирования схем АЭС и ГТУ / З.Ю. Новикова, А.С. Наумов, В.А. Хрусталев // Проблемы совершенствования топливноэнергетического комплекса: сб. науч. тр. Общенаучные вопросы. Саратов: Изд-во Сарат. ун-та, 2011, Вып. 6. С. 162-171.
10. Газотурбинные и парогазовые установки тепловых электростанций / под ред. С.В. Цанева. М.: Изд-во МЭИ, 2002. 584 с.
11.Тепловой расчет котлов (Нормативный метод). 3-е изд., перераб. и доп. СПб.: Изд-во НПО ЦКТИ, 1998. 256 с.
12.http://rosenergoatom.info/index.php?option=com_content&view=article&id= 13 8%3A2010-03-07-12-35-43 &Itemid=60.
Наумов Алексей Сергеевич - Alexey S. Naumov -
аспирант кафедры «Тепловые электрические Postgraduate
станции» Саратовского государственного Department of Thermal Power Stations,
технического университета имени Гагарина Ю.А. Gagarin Saratov State Technical University
Новикова Зоя Юрьевна - Zoya Yu. Novikova -
аспирант кафедры «Тепловые Postgraduate
электрические станции» Саратовского Department of Thermal Power Stations,
государственного технического университета Gagarin Saratov State Technical University
имени Гагарина Ю.А.
Хрусталев Владимир Александрович - Vladimir A. Khrustalev -
доктор технических наук, профессор кафедры Dr. Sc., Professor
«Тепловые электрические станции» Саратовского Department of Thermal Power Stations, государственного технического университета Gagarin Saratov State Technical University
имени Гагарина Ю.А.
Статья поступила в редакцию 16.09.13, принята к опубликованию 20.02.13
