ЭНЕРГЕТИКА И ЭЛЕКТРОТЕХНИКА

Энергетика и электротехника
ЭНЕРГЕТИКА И ЭЛЕКТРОТЕХНИКА
УДК 621.039:62-622
Р.З. Аминов, А.Н. Егоров, В.Е. Юрин
СРАВНИТЕЛЬНАЯ ОЦЕНКА ЭФФЕКТИВНОСТИ АЭС
С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ САТЕЛЛИТНОЙ ТУРБИНЫ
Рассмотрены схемы энергоблока АЭС с использованием сателлитной турбоустановки с пароводородным перегревом пара, а также АЭС с использованием
автономной водородной энергоустановки. Произведена сравнительная оценка эффективности рассмотренных схем.
Водородный перегрев, степень сухости, влажно-паровой цикл, высокотемпературный водородный пар, сателлитная турбина, водород-кислородный парогенератор, автономная водородная турбина
R.Z. Aminov, A.N. Egorov, V.E. Yurin
COMPARATIVE EVALUATION OF THE NPP USING THE SATELLITE TURBINE
The article considers the NPP scheme using the satellite turbine with steam superheating system, as well as the nuclear power plant with an autonomous hydrogen
power plant. A comparative evaluation of the considered schemes is presented.
Hydrogen, oxygen, hydrogen overheating, dryness, wet-steam cycle, high-hydrogen
pairs, satellite a turbine, hydrogen-oxygen steam generator, standalone hydrogen turbine
В настоящее время для повышения мощности энергоблоков АЭС используются заложенные
при проектировании перегрузочные возможности основного оборудования. В этом случае энергоблок
работает на повышенной мощности весь период до следующего планового останова. Однако повышение мощности блока АЭС за счет форсирования основной турбоустановки имеет ограничения.
Например, на турбине К-1000-60/1500 возможно увеличение мощности на величину, не превышающую 10% от номинальной мощности. Кроме того, такой способ увеличения мощности требует дополнительных мероприятий по модернизации проточной части турбин [1]. Очевидно, что такой способ не направлен на повышение маневренных возможностей, а ставит своей целью повышение коэффициента использования установленной мощности (КИУМ).
Одним из способов повышения маневренности энергоблока влажно-паровой АЭС при одновременном сохранении постоянной загрузки реакторной установки может послужить наработка водорода во внепиковый период и производство на его основе электроэнергии в дополнительной турбоустановке в период максимума электропотребления [2]. Дополнительная турбоустановка представляет собой паровую турбину (сателлитную или автономную по отношению к основной турбоустановке) относительно небольшой мощности, генератор которой синхронизирован с генератором основной турбоустановки для выдачи дополнительной мощности в сеть.
Возможные схемы реализации указанного способа для энергоблока влажно-паровой АЭС представлены на рис 1. На этом рисунке приняты следующие условные обозначения: С – сепаратор; ПП –
промежуточный пароперегреватель; 1 и 2 – цилиндры высокого и низкого давления соответственно; 3 –
генератор; 4 – конденсатор; 5 – конденсатный насос; 6 – регенеративные подогреватели низкого давления;
7 – узел отбора добавленной доли рабочего тела при промежуточном перегреве; 8 – узел пароводородного перегрева; 9 – устройство парораспределения; 10 – сателлитная турбина; 11 – водородкислородный парогенератор; 12 – автономная водородная турбина.
141
Вестник СГТУ. 2012. № 4 (68)
h,
3500
tсат
3300
3100
Р1
2900
t0
2700
Х=
Ра
2500
Р
2300
2100
5,50
6,00
6,50
7,00
7,50
8,00
s, кДж/кг·к
а
h, кДж/кг
3500
tсат
3300
3100
2900
Р1
t0
2700
Х=
Ра
2500
Р
2300
2100
5,50
6,00
6,50
7,00
7,50
8,00
s, кДж/кг·к
б
Рис. 1. Схемы и рабочие процессы энергоблока АЭС: а – с перегревом пара перед сателлитной турбиной
и цилиндром высокого давления основной турбины; б – с использованием автономной водородной энергоустановки
––– – процесс расширения в основной турбине
– – – – – процесс расширения в сателлитной турбине
············ – процесс расширения в автономной водородной турбине
При таком использовании дополнительной турбины расход теплоносителя через реакторную
установку остается неизменным, что является необходимым условием сохранения надежной работы
всего энергоблока. Изменение расхода рабочего тела через проточную часть основной турбоустановки также относительно невелико. Выработка пиковой мощности осуществляется в дополнительной
турбине, пуск или останов которой независимы от основной турбоустановки энергоблока.
Рабочим телом для сателлитной турбины (рис. 1а) служит вытесненный пар основной турбины, для получения которого применяется паро-водородный перегрев пара после сепаратора основной
турбины (рис. 1а). Процесс сжигания водорода в кислороде сопровождается постоянным охлаждением водородной камеры сгорания и перегревом основного потока пара, поступающего из сепаратора
основной турбоустановки, который выступает в роли охлаждающей среды [3]. Кроме того, возможно
повышение параметров пара перед сателлитной турбиной за счет его перегрева в паро-водородном
перегревателе. Водород-кислородный парогенератор, приведенный в [3], позволяет перегревать основной поток пара до температуры, соответствующей температуре пара на входе в цилиндр низкого
давления основной турбины. В результате этого соответствующие отборы пара на ступени промежуточного пароперегревателя перекрываются, а эквивалентный этим отборам вытесненный пар сраба142
Энергетика и электротехника
тывает в сателлитной турбине, вырабатывая дополнительную мощность. При этом эквивалентный
расход высокотемпературного водородного пара, полученного в водород-кислородном парогенераторе, смешиваясь с основным потоком пара, поступает в цилиндр низкого давления основной турбоустановки. Кроме того, по первой схеме часть водорода направляется в паро-водородный перегреватель для
повышения мощности основной турбины посредством увеличения температуры пара перед ЦВД.
По второй схеме (рис. 1б) рабочим телом для автономной водородной турбины служит пар,
генерируемый в водород-кислородном парогенераторе [4], Охлаждение камеры сгорания осуществляется балластировочной водой, при этом изменением ее расхода регулируется температура пара на
выходе из водород-кислородного парогенератора.
При использовании паро-водородного перегрева пара на АЭС существует ряд ограничений:
расход водорода, допустимая температура пара перед ЦВД, допустимое увеличение расхода пара через проточную часть турбины. Проведем расчеты термодинамической эффективности пароводородного цикла на базе энергоблока АЭС для приведенных выше схем при следующих условиях:
продолжительность внепикового периода электрических нагрузок τ = 7 ч; удельный расход электроуд
энергии на производство 1 кг водорода Эисп
= 56 кВт ⋅ ч / кг ; продолжительность пикового периода
электрических нагрузок в энергосистеме t = 4 ч; располагаемая внепиковая мощность – 11-40% от
номинальной мощности энергоблока. В номинальном режиме работы абсолютный внутренний КПД и
мощность турбоустановки К-1000-60/1500 составляют 36,36% и 1000 МВт соответственно.
Таблица 1
Исходные данные для сравнительной оценки термодинамической эффектности вариантов
Располагаемая внепиковая мощность
Количество потреблённой внепиковой
электроэнергии
Количество водорода, выработанное во внепиковые
часы электрических нагрузок
Располагаемый массовый расход водорода в часы
пика электрических нагрузок
Объём водорода при хранении его под давлением
4,2 МПа
110 МВт (11%)
400 МВт (40%)
Э исп = 770 МВт ⋅ ч
Э исп = 2800 МВт ⋅ ч
M Hвыр2 = 12397кг
M Hвыр2 = 45125кг
m H 2 = 0 ,86 кг / с
m H 2 = 3,13 кг / с
3
V Hвыр
2 = 3803 м
3
V Hвыр
2 = 13842 м
1450
1400
1350
1300
1250
1200
1150
1100
1050
1000
950
38,40
3
3
2
2
1
1
0,8
1,2 1,6 2,0 2,4 2,8
Расход водорода, кг/с
3,2
Абсолютный внутренний
КПД, %
Общая электрическая
мощность, МВт
При этом мощность сателлитной турбины по первой схеме (рис. 1а) составляет 120,3 МВт, а
по второй схеме (рис. 1б) мощность автономной водородной турбины изменяется в зависимости от
расхода пара, генерируемого в водород-кислородном парогенераторе.
На рис. 2 представлена зависимость общей электрической мощности и КПД цикла от расхода
водорода, используемого для водородного перегрева и генерации пара в цикле АЭС.
38,10
37,80
3
37,50
37,20
36,90
2
36,60
1
36,30
1
2
3
36,00
0,8 1,1 1,4 1,7 2,0 2,3 2,6 2,9 3,2
Расход водорода, кг/с
а
б
Рис. 2. Зависимости показателей эффективности АЭС от расхода водорода:
а – зависимость общей электрической мощности от расхода водорода в цикле; б – зависимость абсолютного
внутреннего КПД цикла от расхода водорода в цикле.
––– – схема с перегревом пара перед сателлитной турбиной и ЦВД
– – – – – схема с автономной водородной турбиной
1 – располагаемая внепиковая мощность 11%
2 – располагаемая внепиковая мощность 20%
3 – располагаемая внепиковая мощность 40%
143
Вестник СГТУ. 2012. № 4 (68)
Как видно из рис. 2, мощность и КПД цикла по 1-й схеме (рис. 1а) выше, чем по второй
(рис. 1б). Это можно объяснить тем, что в водород-кислородном парогенераторе часть энергии сжигания водорода тратится на испарение балластировочной воды, а также на привод насосов, осуществляющих подачу балластировочной воды в камеру сгорания. Для этой схемы абсолютный внутренний
КПД паро-водородного цикла с ростом расхода водорода уменьшается в связи с тем, что с увеличением количества сжигаемого водорода растёт расход балластировочной воды, приводящий к увеличению расхода энергии на ее подачу в камеру сгорания, что приводит к снижению термодинамической эффективности цикла [4]. Увеличение температуры пара перед ЦВД в схеме на рис. 1а приводит
к увеличению КПД основной турбины и абсолютного внутреннего КПД паро-водородного цикла.
В табл. 2 представлены расчетные показатели термодинамической эффективности приведенных выше схем энергоблока АЭС для различных значений располагаемой внепиковой мощности.
Таблица 2
Показатели термодинамической эффективности схем энергоблока АЭС
1 схема
(рис. 1 а)
Показатель
Располагаемая для
производства водорода
мощность, %
Расход водорода, кг/с
Общая электрическая
мощность, МВт
Температура пара перед
0
ЦВД, С
Увеличение расхода пара
перед ЦВД, %
Абсолютный внутренний
КПД, %
2 схема
(рис. 2 б)
1 схема
(рис. 1 а)
2 схема
(рис. 2 б)
1 схема
(рис. 1 а)
2 схема
(рис. 2 б)
11
20
40
0,86
1,57
3,13
1095
1086
1171
1157
1356
1313
276
276
304
276
450
276
0
0
0,39
0
1,69
0
36,49
36,15
36,69
36,13
37,42
36,11
В сравнении с автономной водородной турбиной использование сателлитной турбины и водородного перегрева пара в схеме энергоблока АЭС также имеет ряд недостатков: снижение безопасности станции в связи с взрывоопасностью водорода; возникновение переменных режимов работы основной турбины.
2,00
460
3
420
380
340
2
300
260
1
Увеличение расхода пара
на ЦВД, %
Температура пара
перед ЦВД, 0С
500
1,20
0,80
0,40
0,00
0,50 1,00 1,50 2,00 2,50 3,00 3,50
Расход водорода, кг/с
а
3
1,60
2
1
0,50 1,00 1,50 2,00 2,50 3,00 3,50
Расход водорода, кг/с
б
Рис. 3. Зависимость параметров пара перед ЦВД основной турбины от расхода водорода для схемы рис. 1 а:
а – зависимость температуры пара перед ЦВД основной турбины от расхода водорода;
б – зависимость увеличения расхода пара перед ЦВД основной турбины от расхода водорода.
1 – располагаемая внепиковая мощность 11%
2 – располагаемая внепиковая мощность 20%
3 – располагаемая внепиковая мощность 40%
Как видно из рис. 3а, максимальная температура пара перед ЦВД не превышает 4600С, что
существенно ниже допустимой температуры металла ЦВД основной турбоустановки. Однако реали144
Энергетика и электротехника
зация схемы на рис. 1а подразумевает работу энергоблока АЭС в переменном режиме, что приведет к
возникновению малоцикловой усталости металла ЦВД при циклических изменениях температуры
пара. Из рис. 3б видно, что максимальное увеличение расхода пара перед ЦВД основной турбины
незначительно и допустимо по условиям надежности ее работы.
Выводы
1. Проведена сравнительная оценка термодинамической эффективности АЭС с использованием сателлитной турбины с водородным перегревом пара. В качестве критерия эффективности рассчитывался абсолютный внутренний КПД комбинированного паро-водородного цикла на базе паротурбинной установки К-1000-60/1500.
2. Как показывают расчеты, с точки зрения термодинамики эффективнее оказывается работа
энергоблока АЭС с использованием сателлитной турбины с водородным перегревом пара. В этом
случае достигается максимальный абсолютный внутренний КПД паро-водородного цикла и пиковая
мощность энергоблока. Кроме того, с повышением температуры пара перед цилиндром высокого
давления увеличивается КПД основной турбины. Использование автономной водородной турбины
менее эффективно, так как для генерации пара используется водород-кислородный парогенератор с
водяным охлаждением камеры сгорания, в котором часть энергии сжигания водорода тратится на испарение охлаждающей воды и привод насосов, осуществляющих подачу этой воды в камеру сгорания
водород-кислородного парогенератора.
ЛИТЕРАТУРА
1. АЭС с ВВЭР: Режимы, характеристики, эффективность / Р.З. Аминов, В.А. Хрусталев,
А.С. Духовенский, А.И. Осадчий. М.: Энергоатомиздат, 1990. 264 с.
2. Решение о выдаче патента по заявке №2011123255/07, МПК – G 21 D 01/00, МПК – F 01 K
23/10, МПК – G 21 D 05/08, МПК – G 21 D 03/08. Турбинная установка атомной электростанции (варианты) / заявители и патентообладатели Аминов Р.З., Байрамов А.Н., Егоров А.Н. с приоритетом от
08.06.2011
3. Пат. 2427048 Российская Федерация, МПК7 F 22B 1/26, G 21D5/16, F 01K3/18. Система
сжигания водорода для паро-водородного перегрева свежего пара в цикле атомной электрической
станции / Аминов Р.З., Байрамов А.Н.; заявители и патентообладатели Аминов Р.З., Байрамов А.Н.
№ 2009117039/06; заявл. 04.05.2009; опубл. 20.08.2011, Бюл. № 23. 8 с.
4. Малышенко С.П. Исследования и разработки ОИВТ РАН в области технологий водородной энергетики / С.П. Малышенко // Альтернативная энергетика и экология. 2011 №3 (95). С. 10-34.
Аминов Рашид Зарифович –
доктор технических наук, профессор кафедры
«Тепловые электрические станции»
Саратовского государственного технического
университета имени Гагарина Ю.А.
Rashid Z. Aminov –
Dr. Sc., Professor
Head: Department of Thermal Power Plants
Gagarin Saratov State Technical University
Егоров Александр Николаевич –
младший научный сотрудник
отдела энергетических проблем Саратовского
научного центра Российской академии наук
Alexander N. Egorov –
Junior Researcher
Division of Power Generation Challenges,
Research Center of the Russian Academy
of Sciences in Saratov
Юрин Валерий Евгеньевич –
инженер отдела энергетических проблем
Саратовского научного центра
Российской академии наук
Valeriy E. Yurin –
Engineer
Division of Power Generation Challenges
Research Center of the Russian Academy
of Sciences in Saratov
Статья поступила в редакцию 07.09.12, принята к опубликованию 06.11.12
145