CC BY
52ТЕХНИЧЕСКИЕ НАУКИ
ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ ТЕПЛОВОГО АККУМУЛИРОВАНИЯ НА АЭС Доронин М.С.
Доронин Михаил Сергеевич - кандидат технических наук, доцент, кафедра тепловой и атомной энергетики, Институт энергетики и транспортных систем
Саратовский государственный технический университет им. Гагарина Ю.А., г. Саратов
Аннотация: в статье отмечается, что аккумулирование тепловой энергии на атомных электростанциях позволяет обеспечить постоянную тепловую мощность реактора при работе турбинного оборудования в переменном режиме. Дается описание принципиальной схемы пикового контура АЭС с АФП и пиковой ГТУ. Приводится методика и излагаются результаты оценки системной эффективности использования в пиковом контуре ГТУ. Показано, что для принятых исходных данных включение ГТУ в состав пикового контура с АФП и пиковой паровой турбиной является приемлемым решением, имеющим высокие показатели экономической эффективности.
Ключевые слова: энергетическая установка, аккумулятор тепловой энергии, системная эффективность, паровая пиковая турбина, пиковая ГТУ.
Аккумулирование на АЭС тепла горячей воды и пара позволяет обеспечить постоянную (или близкую к ней) тепловую мощность реактора при работе турбинного оборудования в переменном режиме, т.е. добиться адаптации АЭС к переменным режимам эксплуатации [1, 2].
В настоящей работе рассматривается способ повышения энергетической эффективности пикового контура с аккумулятором фазового перехода (АФП) [2] и пиковой влажнопаровой турбиной путем установки дополнительной пиковой ГТУ. Уходящие газа пиковой ГТУ предлагается направлять в дополнительные газопаровые подогреватели, устанавливаемые перед ЦВД и ЦНД пиковой влажнопаровой турбиной. Это позволит перегревать пар сверх температуры насыщения, увеличить мощность турбины, снизить износ проточной части за счет уменьшения влажности пара.
На рисунке 1 представлена схема пикового контура с АФП, паровой турбиной и ГТУ.
Пиковый паросиловой контур содержит АФП 2, охладитель дренажа 3, аккумулятор горячей воды 4, аккумулятор конденсата 5, пиковую турбину с ЦВД 8 и ЦНД 9, внешним сепаратором 10 и газопаровым подогревателем 7. ГТУ 11 и газопаровой подогреватель 12.
Предлагаемая установка работает следующим образом.
В период снижения электрической нагрузки избыток пара, вырабатываемого парогенератором АЭС (на рисунке не показан), по паропроводу 1 подают в АФП 2, где пар отдает часть тепла веществу, заполняющему аккумулятор и имеющему большую теплоту фазового перехода.
Конденсат греющего пара охлаждается ниже температуры плавления теплоаккумулирующего вещества в теплообменнике 3 за счет воды, подаваемой из 5, и поступает в аккумулятор горячей воды 4. Из аккумулятора конденсата 5 в тракт конденсата основного контура АЭС (на рисунке не показан) возвращается та часть рабочего тела, которая аккумулируется в аккумуляторе 4.
1 - пар из парогенератора; 2 - АФП; 3 - охладитель дренажа; 4 - аккумулятор горячей воды;
5 - аккумулятор конденсата; 6 - тракт основного конденсата турбины АЭС; 7. 12 -газопаровой подогреватель; 8 - ЦВД пиковой турбины; 9 - ЦУД пиковой турбины; 10 -
внешний сепаратор; 11 - ГТУ
Рис. 1. Принципиальная схема пикового контура с АФП и ГТУ
В период пика электрической нагрузки весь пар из парогенератора АЭС подается в паровую турбину АЭС. ГТУ пикового контура вырабатывает дополнительную мощность, а уходящие газы направляются в газопаровые подогреватели 7 и 12. Горячая вода из аккумулятора 4 поступает в АФП, где за счет аккумулированного тепла генерируется вторичный насыщенный пар, который поступает в газопаровой подогреватель 12, нагревается уходящими газами ГТУ сверх температуры насыщения до расчетной температуры, а затем направляется в ЦВД пиковой турбины. На выходе ЦВД установлен внешний сепаратор, в котором уменьшается влажность пара. После сепаратора пар перегревается в газопаровом подогревателе 7 и направляется в ЦНД пиковой турбины. Конденсат из конденсатора пиковой турбины сливается в аккумулятор 5.
В циклических переменных режимах суточной повторяемости имеется преимущество использования слабо перегретого пара в пиковой турбине. В перегретом паре становится более слабой, чем в насыщенном, зависимость температуры пара от нагрузки турбины в переходных процессах с ее изменением. Как следствие этого, ответственные детали паровпуска испытывают меньшие термомеханические напряжения, увеличиваются их долговечность и надежность.
В рассматриваемой схеме пикового контура основной эффект достигается за счет применения дополнительной ГТУ, а также повышения мощности и КПД паровой
турбины пикового контура в результате введения первоначального и промежуточного перегрева уходящим газами дополнительной ГТУ.
Выполним оценку эффективности и целесообразности применения в пиковом контуре дополнительной ГТУ. В качестве критерия целесообразности будем использовать величину удельной себестоимости производства пиковой электроэнергии на АЭС.
Полную себестоимость производства электроэнергии пиковым контуром АЭС с АФП определим по формуле [3]:
И = Им + Изп + Исн + ИАМ + ИПР
При этом топливную составляющую издержек получения пара для пикового контура определим по формуле:
Ит = (ВН?М - ВПГ)- Цяг
где ВН°М, ВП°Н - расход ядерного топлива, соответственно, на номинальной нагрузке и режиме пониженной нагрузки, кг и02; ЦяТ - стоимость ядерного топлива, руб./(кг и02).
Исходные данные для расчета себестоимости производства электроэнергии пиковым контуром блока АЭС мощностью 1200 МВт представлены в таблице 1.
Таблица 1. Исходные данные для расчета показателей эффективности проекта производства электроэнергии пиковым контуром блока АЭС мощностью 1200 МВт
Наименование показателя Единица измерения Схема пикового контура
без ГТУ с ГТУ
Электрическая мощность пиковой паровой турбины МВт 165,9 202,1
Электрическая мощность ГТУ МВт - 98,0
Продолжительность заряда АФП час 6 6
Продолжительность разряда АФП час 4 4
Выработка электроэнергии пиковым контуром всего ГВт ч 221,64 400,9
Расход электрической энергии на собственные нужды ГВт ч 11,08 20,05
Температура пара на входе в ЦВД паровой турбины ОС 242 350
Температура пара на входе в ЦНД паровой турбины ОС 152 400
Удельные капитальные вложения в ПК без ГТУ руб./кВт 30000 -
Удельные капитальные вложения в ГТУ и ГПП руб./кВт - 15000
Расход топлива в ГТУ т у.т. - 47300
Стоимость топлива для ГТУ руб./т у.т. - 5316
Расход ядерного топлива на номинальной нагрузке кг и02 18907 18907
Расход ядерного топлива на пониженной нагрузке кг и02 15057 15057
Стоимость ядерного топлива руб./(кг и02) 37000 37000
Среднегодовая численность персонала пиковой установки чел 120 150
Годовой фонд оплаты труда одного работника тыс. руб. 450 450
Срок полезного использования пиковой установки лет 25 25
Площадь участка, занимаемого пиковой установкой тыс. м2 50,0 70,0
Потребление воды из природных источников тыс. м3 1100 1400
Ставка водного налога руб./м3 0,7 0,7
Ставка налога на землю % 1,5 1,5
Удельная кадастровая стоимость земли руб./м2 210 210
Показатели эффективности инвестиционного проекта адаптации АЭС к переменным режимам эксплуатации с использованием пикового контура с АФП и ГТУ определяются по формулам [3, 4]:
т т
ЧДД = 1(Я, -З,)-а,К,
í=0 í=0
т
I(Я -З<)а
ИД = -
IК,а
,=0
т т
I (Я - З, ) - (1 + Евн )- =1К, - (1 + Евн )'0-' ,=0 ,=0
где Я, - выручка от реализации пиковой электроэнергии на оптовом рынке на шаге £ расчетного периода, млн. руб.; 31 - затраты на производство пиковой электроэнергии
на шаге £ расчетного периода, млн. руб.; а1 - коэффициент дисконтирования на шаге
t расчетного периода; К - капиталовложения на шаге £ расчетного периода, млн. руб.; Евн - внутренняя норма доходности.
Результаты расчетов представлены в таблице 2 и на рисунке 2.
Таблица 2. Результаты расчета себестоимости и показателей эффективности проекта производства электроэнергии пиковым контуром блока АЭС мощностью 1200 МВт
Наименование показателя Единица измерения Схема пикового контура
без ГТУ с ГТУ
Себестоимость производства электроэнергии руб./(кВт ч) 3,15 2,69
Чистый дисконтированный доход млн. руб. 1788 3955
Внутренняя норма доходности % 13,5 15,1
Индекс доходности руб./руб. 1,44 1,65
Дисконтированный срок окупаемости лет 15,8 13,9
Из рисунка видно, что для принятых исходных данных величина ЧДД изменяется от 3300 до 4600 млн. руб. При этом с ростом КПД ГТУ ЧДД растет за счет снижения топливной составляющей себестоимости, а с ростом капиталовложений в ГТУ он уменьшатся, но остается положительным.
Таким образом, для принятых исходных данных включение ГТУ в состав пикового контура с АФП и пиковой паровой турбиной является приемлемым решением, имеющим высокие показатели экономической эффективности.
4600
® 4400
4200
4000
9- 3800
3600
X 3400
3200
. кпд / ■ТУ 38 % f КПДГТУ34 %
КПД ГТУЗО %
10000
15000
Удельные капиталовложения в ГТУ, руб./кВт
20000
Рис. 2. Зависимость ЧДДпроекта адаптации АЭС с использованием пикового контура с АФП и ГТУ от КПД и удельных капитальных вложений в ГТУ
Список литературы
1. Доронин М.С. Об эффективности теплового аккумулирования на АЭС / International Scientific Review of the Problems and Prospects of Modern Science and Education // International Scientific Review № 8 (50) / XLVIII International Science Conference (Boston. USA, 23-24 August, 2018). С. 5-8.
2. Доронин М.С., Доронина В.Д.К обоснованию оптимальных параметров энергоустановки пикового контура с аккумулятором фазового перехода / European Research: Innovation in Science, Education and Technology // European research № 8 (19) / Сб. ст. по мат.: XIX межд. науч.-практ. конф. (United Kingdom, London, 28-29 August 2016). С. 41-44.
3. Доронин М.С., Доронина В.Д. О способах расчета положительного эффекта при оценке доходности инвестиционных проектов в энергетике / International Scientific Review of the Problems and Prospects of Modern Science and Education // International Scientific Review № 13 (23) / XXI International Science Conference (Boston. USA, 2122 August, 2016).
4. Основы расчета технико-экономических показателей тепловых электрических станций: Учеб. пособие / М.С. Доронин. Саратов: Сарат. гос. техн. ун-т, 2016. 72 с. ISBN 978-5-7433-2952-6.
