Использование слабоперегретого пара - АЭС с ВВЭР

Оглавление
АЭС с ВВЭР
Режимы электропотребления
Маневренные возможности энергоблоков - активная зона реактора
Механическая система регулирования реактора
Температурное регулирование  энергоблоков
Конструкционные элементы энергоблоков
Регулировочные возможности турбины
Сравнительная эффективность АЭС в режимах регулирования нагрузки
Развитие и модернизация ВВЭР
Конструкция активной зоны и топливоиспользование ВВЭР
Открытый и замкнутый топливные циклы ВВЭР
Повышение коэффициента воспроизводства
Спектральное регулирование
Тесные топливные решетки
Дожигание топлива
Пути повышения безопасности
Концепции топливной составляющей затрат в ВВЭР
Учет наработки вторичного топлива
Методы поиска наивыгоднейших решений
Аккумулирование тепла на АЭС
Использование слабоперегретого пара
Выбор параметров пикового контура
Регулирование нагрузки снижением мощности
Деформация полей энерговыделения при изменении  мощности
Использование мощностного и температурного эффектов реактивности
Регулировочные возможности турбин
Турбины слабоперегретого пара - регулировочные возможности
Другие пути адаптации АЭС к переменным графикам нагрузок
Оптимизация параметров газовой турбины
Наивыгоднейшие параметры газоводяного подогревателя
Потребители-регуляторы
Внепиковое электротеплоснабжение
Список литературы

ИСПОЛЬЗОВАНИЕ СЛАБОПЕРЕГРЕТОГО ПАРА В ОСНОВНОМ И, ПИКОВОМ КОНТУРАХ
Турбины основного и пикового контуров в схемах с АФП (рис. 6.1, г) предполагается использовать в циклических переменных режимах суточной повторяемости. В этих условиях имеется преимущество использования слабоперегретого пара как в основной, так и в дополнительной турбинах [17]. 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. Достаточный для повышения маневренности перегрев пара обеспечивается разработанными вертикальными прямоточными ПГ отечественной конструкции. Имеется положительный опыт работы таких ПГ за рубежом.
В связи с повышенными массогабаритными характеристиками расположение АФП вблизи турбины, по-видимому, будет затруднительным. Поэтому слабоперегретый пар также более предпочтителен и по условиям остывания, и по условиям конденсации на длинных участках трубопроводов. Перегрев в АФП пара, подаваемого в пиковую турбину, также может быть эффективен.
Таким образом, при регулировании мощности дросселированием слабоперегретого свежего пара теоретически может быть достигнута более высокая скорость сброса (набора) нагрузки (при той же длительной надежности) основной и пиковой турбинами, чем при использовании насыщенного пара. Реализация таких повышенных скоростей изменения нагрузки может привести к существенной экономии топливных затрат в энергосистеме.
Однако капиталовложения в прямоточные ПГ слабоперегретого пара весьма высоки в основном из-за наличия пароперегревательных участков теплообмена с невысокими значениями коэффициентов теплоотдачи. Таким образом, повышение общего КПД цикла и экономия затрат в системе от повышения скорости набора нагрузки возможны только при увеличении капиталовложений в ПГ АЭС. При выборе оптимальной
начальной температуры и начального давления с учетом циклических режимов работы турбоагрегатов примем за критерий оптимизации переменную часть приведенных годовых затрат в виде
(6.8)
где Зт — топливная составляющая годовых затрат, руб/год; Зэл — затраты на перекачку теплоносителя, руб/год; Зэл — экономия затрат в системе за счет повышения скорости нагружения турбоустановки (подробнее см. в § 7.4), руб/год; КПг, Кс, Кпп — капиталовложения в ПГ, сепаратор и пароперегреватель турбины соответственно, руб.; рпг, рс, рпп — коэффициенты эффективности капиталовложений, учитывающие нормативный срок окупаемости и долю амортизационных отчислений на ПГ, сепараторы и пароперегреватели, год-1.

Оптимальная начальная температура (давление) пара находится приравниванием нулю первой производной выражения (6.8):

Рассмотрим составляющие затрат в (6.8).

Учет изменения капитальных вложений.

 В однозаходном ПГ заданной конструкции повышение перегрева свежего пара может осуществляться лишь при снижении начального давления. При этом будет наблюдаться снижение тепловой экономичности по сравнению с применением в ПГ насыщенного пара, так как средняя температура подвода тепла в цикле снизится. Если же начальное давление насыщенного пара повысить до уровня, соответствующего температуре перегрева, то это повысит среднюю температуру подвода тепла, а следовательно, КПД цикла.
Применение двухзаходного по теплоносителю ПГ позволяет получить перегрев без снижения начального давления. В этом случае термический КПД увеличится примерно на 1,9%.
Капиталовложения в прямоточный ПГ со спиральновитыми трубками, конструкция которого разработана ВТИ и СКВ ВТИ с участием ЗиО и ЦКТИ, определялись в зависимости от изменения его поверхности нагрева. При этом параметры теплоносителя считались заданными. Учитывались также данные [32].
Верхние и нижний пучки ПГ включены параллельно по теплоносителю первого контура (55 и 45% общего расхода) и последовательно по пароводяной среде, движущейся противоточно снизу вверх в межтрубном пространстве. Теплообменная поверхность испарительного участка условно разделена на две зоны: верхнего пучка, включающую в себя переходный участок ухудшенного теплообмена, и нижнего пучка.

ПГ при увеличении температуры перегрева пара

Площадь поверхности теплообмена любого участка может быть определена по формуле
Рис. 6.2. Рост доли пароперегревательного участка в общей площади поверхности где Qi — количество тепла, передаваемого на участке, кВт; к — коэффициент теплопередачи на /-м участке, кВт/(м2*К); Si — площадь поверхности теплообмена г-го участка, м ,
Δί; — температурный напор на г-м участке, С.

Расчет коэффициента теплопередачи осуществляется по типовой методике [119, 131] с учетом возможных отложений и оксидных пленок на участке теплообмена.

Топливные затраты по энергоблоку.

Выражение для определения затрат на топливо с учетом работы рассматриваемого блока в различных режимах упрощенно можно представить в следующем виде:
(6.9)
где Цт — расчетная цена ядерного топлива, руб/кг U02; В — глубина выгорания топлива, МВт сут/т U02; к — коэффициент топливных затрат, учитывающий первую топливную загрузку (см. § 3.1); Nj — мощность блока в j-м режиме, МВт; Ц; — КПД блока в j-м режиме; τ — продолжительность эксплуатации блока в j-м режиме, ч/год; п — число учитываемых режимов работы.
КПД блока при изменении нагрузки и начальных параметров пара определялся расчетом принципиальной тепловой схемы энергоблока с турбиной К-1000-60/1500 ПОАТ ХТЗ.
При учете режима работы рассмотрены два возможных способа регулирования мощности турбины: дросселированием свежего пара и скользящим давлением. Расчеты внутренних относительных КПД проточных частей турбины выполнялись в соответствии с изменением начальных параметров и с учетом изменения потерь от влажности.
Затраты электроэнергии на привод ГЦН определяются мощностью, затрачиваемой на преодоление гидравлического сопротивления первого контура энергоблока АЭС:
(6.10)
где с.ш — себестоимость электроэнергии, коп/(кВт ч); τ — число часов работы реактора в году в j-м режиме, ч/год.
Системная составляющая затрат, связанная с изменением допустимых скоростей циклировании нагрузки энергоблока, и порядок ее расчета приведены в § 7.5.

Оптимальные начальные параметры.

Совместное решение уравнений (6.6) — (6.10) позволяет определить комплексно-оптимальные начальные давление и температуру в цикле слабоперегретого пара с учетом всего комплекса факторов, включая режимные условия работы [14, 15].
На положение оптимума исследуемых параметров, как показали расчеты, наиболее существенное влияние оказывают
затраты на ПГ и, в меньшей мере, на ядерное топливо. Поскольку эти исходные данные не являются однозначными и имеют сложную временную динамику, в расчетах такая неопределенность учтена для упрощения анализа варьированием комплексного показателя. — отношения стоимости топлива к удельным затратам на поверхность теплообмена ПГ. Рассматривались базовый режим с Тэф= 7000 ч/год, а также работа по годовому графику нагрузки с = 4200 ч/год при
дроссельном регулировании мощности и при изменении мощности скользящим давлением пара. Первый способ применяется пока наиболее часто, второй по ряду причин (см. § 7.5) считается перспективным. Во всех случаях годовая продолжительность работы τρ = 7000 ч/год.


Рис. 6.5. Комплексно-оптимальные начальные параметры турбины, работающей на слабоперегретом паре (базовый режим)

Рис. 6.6. Оптимальный начальный перегрев свежего пара 

Определенное влияние на оптимальную температуру оказывает режим использования энергоблока АЭС. Как видно из рис. 6.5, уменьшение от 7000 до 4200 ч/год снижает на 2,5 — 11° С в случае дроссельного регулирования и на 1,5 — 6,5° С при скользящем начальном давлении пара. Во втором случае более низкие значения tопт и несколько меньшее влияние на них режимных факторов вызваны повышенной тепловой экономичностью регулирования скользящим давлением и некоторым увеличением допустимых скоростей изменения нагрузки. Вместе с тем специальные расчеты показали, что влияние системного эффекта от увеличения приемистости энергоблока при введении перегрева пара оказывается небольшим и приводит к росту на 1 — 1,5° С. Столь малое влияние объясняется принятыми условиями прохождения переменных графиков нагрузки (небольшое число изменений нагрузки при преимущественно недельном цикле регулирования). В случае ежесуточного циклирования нагрузки (одно- или даже двухразового) базовой турбины в схемах с контуром аккумуляции влияние фактора приемистости и надежности усиливается.
Зависимость частного оптимального начального давления от стоимостных показателей, режимных условий работы и способов регулирования нагрузки энергоблока АЭС (рис. 6.5) обусловлена теми же соображениями. Вместе с тем следует отметить более сильное влияние при этом Цт/Цпг и режимных факторов на положение оптимума начального давления. Так, при увеличении доли топливной составляющей до максимальной температуры повышается на 1,8 — 4,7% (рис. 6.4).
Для принятых исходных данных энергоблок мощностью 1000 МВт с прямоточными ПГ и турбиной слабоперегретого пара обеспечивает экономию приведенных затрат в размере 520 — 840 тыс. руб/год.
Наличие пикового контура с АФП и дополнительной турбиной в схеме АЭС требует, как показано далее, уточнения оптимальных параметров пара основной турбины.



 
« Атомные электрические станции и их оборудование   Бетон в защите ядерных установок »
электрические сети