Другие пути адаптации АЭС к переменным графикам нагрузок - 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

Глава 8
ДРУГИЕ ПУТИ АДАПТАЦИИ АЭС К ПЕРЕМЕННЫМ ГРАФИКАМ НАГРУЗОК ЭНЕРГОСИСТЕМ

КОМБИНИРОВАНИЕ СХЕМ АЭС И ПИКОВЫХ ГТУ

Термодинамическая эффективность комбинирования паровых и газовых турбин исследована достаточно давно [75]. Получены сравнительно полные представления об оптимальных значениях основных характеристик и параметров комбинированных циклов. В более поздних работах [18, 105] и других рассмотрены принципы комбинирования маневренных паротурбинных блоков с пиковыми ГТУ. В таких блоках, как известно, маневренная мощность вырабатывается как за счет пиковой ГТУ, так и путем форсирования паровой турбины при полном или частичном отключении регенеративных отборов пара.
При ограничениях пропуска дополнительного пара через проточную часть основной турбины в схему может быть включена специальная дополнительная турбина, работающая на паре отключенных отборов.
В блоках АЭС, работающих с отпуском тепла, возможности генерирования маневренной мощности оказываются существенно большими, так как определяются отключением не только пвд, но и сетевых подогревателей, питаемых паром нерегулируемых отборов. Кроме того, увеличение мощности влажнопаровых турбин возможно за счет изменения схемы организации сепарации и паро-парового перегрева (в одно- или двухступенчатом исполнении) [113].
Такая газотурбинная установка АЭС может служить источником надежного аварийного снабжения собственных нужд, находясь в работе или резерве, в связи с высокой приемистостью и коротким временем пуска. Кроме того, мощностная энергетическая характеристика ГТУ позволяет в наиболее холодные (как правило, пиковые) периоды увеличивать выработку энергии на 20 — 30%.
Как было показано ранее, расширять регулировочный диапазон АЭС с ВВЭР выгодно прежде всего увеличением верхнего предела мощности действующего энергоблока. Это позволяет считать комбинирование АЭС и ГТУ для покрытия .пиков нагрузки еще более эффективным, чем комбинирование обычных энергоблоков ТЭС и ГТУ. Серьезных препятствий к этому для двухконтурных АЭС с ВВЭР нет. Турбины этих энергоблоков имеют кроме отборов на регенерацию развитые отборы свежего и рабочего пара в одно- или двухступенчатый паровой перегреватель. Это расширяет многообразие возможных схем вытеснения энергоценных потоков пара отработавшими газами газовой турбины и повышения мощности. Влажнопаровые турбины (в особенности тихоходные) в номинальных режимах работают с заниженными удельными нагрузками на выхлоп, что создает также благоприятные условия форсировки. В ряде случаев отключение ПВД может удачно сочетаться с отрицательным температурным эффектом реактивности ВВЭР, что дополнительно увеличивает их форсировочные возможности.
Указанные выше особенности комбинирования паротурбинных установок АЭС и ГТУ рассмотрены в работах [28, 105] и др., часть которых посвящена оптимизации важнейших параметров, определяющих общую эффективность подобного комбинирования.

Возможные схемы комбинирования АЭС и ГТУ.

На рис. 8.1, а, б представлены возможные схемы комбинирования. На АЭС с ВВЭР применение подобных схем облегчается отсутствием даже слабой радиоактивности во втором контуре.
Следует отметить, что схема газотурбинной надстройки, при которой осуществляется подогрев газами ГТ питательной воды (рис. 8.1, а), рассмотрена в Саратовском политехническом институте еще в начале 60-х годов и одобрена для широкого применения.
схемы комбинирования ГТУ и АЭС
Рис. 8.1. Возможные схемы комбинирования ГТУ и АЭС:
а — со сбросом уходящих газов в газоводяной подогреватель; б — с вытеснением паро-парового перегрева

Эта схема весьма удобна для покрытия пиковых нагрузок энергоблоками, в регенеративной схеме которых предусмотрена установка ПВД. В часы, когда выработка электроэнергии должна быть резко увеличена, включается в работу ГТУ, отработанные в ней газы направляются в ГВП, устанавливаемый параллельно регенеративным подогревателям. При этом общая пиковая мощность станции увеличивается также за счет паровой части, где частично или полностью вытесняется в проточную часть турбины пар отключаемых ПВД. Однако, как отмечалось ранее, повышение мощности, паровой части должно быть обеспечено форсировочными возможностями реактора (особенно при наличии экономайзерного участка в парогенерационном тракте). В этом смысле предпочтительны ПГ прямоточного типа в энергоблоках с турбоустановками слабоперегретого пара.

Подобная схема покрытия пиковых нагрузок, но в комбинации с вытеснением греющего пара сепаратора-пароперегревателя, может обеспечить еще больший форсировочный эффект (рис. 8.1,6).

Комбинирование схем АЭС и ГТУ замкнутого цикла
Рис. 8.2. Комбинирование схем АЭС и ГТУ замкнутого цикла
Комбинирование атомно-водородной электростанции и ГТУ замкнутого цикла
Рис. 8.3. Комбинирование атомно-водородной электростанции и ГТУ замкнутого цикла
Примером такой установки является ПГУ по схемам [22, 23 ], разработанным в Саратовском политехническом институте (рис. 8.2). Наряду с обычными сепараторами и пароперегревателями в промежуточную систему турбоустановки параллельно включен парогазовый пароперегреватель. По греющей среде этот дополнительный пароперегреватель подсоединен к тракту отработавших газов газовой турбины и имеет поверхности для испарения и перегрева сепарата и отсепарированного пара. После парогазового промежуточного пароперегревателя тракт отработавших газов ГТУ может быть подключен к теплообменнику подогрева питательной воды, который установлен параллельно основным регенеративным подогревателям.

В обычном режиме работы ГТ замкнутого цикла отключена, а перегрев пара осуществляется в паро-паровом перегревателе свежим паром.
В пиковом режиме работы включают ГТ, отработавшие газы которой по тракту направляются в парогазовый перегреватель. При этом паро-паровой перегреватель должен отключаться.
Некоторые отличия схемы рис. 8.3 от рассмотренной выше в том, что ПГУ в этом случае снабжена системой получения и хранения водорода и кислорода. В случае сжигания водорода в кислородной среде образующийся водяной пар можно направить в паровую турбину (ЦВД) или в один из подогревателей тракта регенерации, что также приводит к повышению мощности паровой турбины. Отработавшее рабочее тело газовой турбины подают в пароперегреватель и далее, как и в предыдущей схеме, в тракт регенерации. Такая схема позволяет увеличить регулировочный диапазон АЭС без разгрузки реактора, так как часть мощности в часы минимума нагрузки расходуется для получения водорода и кислорода. Кроме того, схема выгодно отличается от других тем, что для работы газовой турбины не требуется подвода органического топлива. Технико-экономическая эффективность схем АЭС с получением водорода в бездефицитные по мощности часы рассматривается далее особо.

Оценка экономической эффективности комбинирования.

Экономия приведенных затрат в выработку электроэнергии при реализации приведенных выше схем комбинирования может быть определена в сравнении с раздельной выработкой на однотипных энергоблоках АЭС и ГТУ. Причем следует учитывать, что ГТУ во втором случае могут располагаться близко к крупным центрам пиковых нагрузок, чем может достигаться экономия дополнительных капиталовложений в ВЛ. При таком сравнении эффект от комбинированного способа производства пиковой электроэнергии будет практически пропорционален увеличению мощности турбоустановки АЭС, достигаемой в результате форсировки. Сравниваемые варианты схемы комбинирования следует привести к единому эффекту, используя при раздельной работе ГТУ и АЭС для недовыработанной энергии показатель затрат на замещаемой электростанции, т. е. на альтернативной пиковой энергоустановке. По разности затрат можно проводить схемную и параметрическую оптимизацию, так как эта величина при определении пиковой энергии в энергосистеме как дефицитного энергетического ресурса выступает однозначным критерием максимального полезного эффекта.
В общем виде приведенные затраты в производство пиковой энергии при комбинировании АЭС и ГТУ определим из выражения
(8.1)
Здесь ΒΊ — расход топлива на ГТУ в пересчете на условное топливо, т/ч; hпик — число часов использования в году пиковой мощности, ч/год; Цт — стоимость топлива для пиковой ГТУ, руб/т; NГту — мощность ГТУ, кВт; кгту — удельные капиталовложения в ГТУ, руб/кВт; Fгпп — площадь поверхности теплообмена ГПП, м , Цгпп — удельные затраты в поверхность теплообмена ГПП, руб/м2; Зэл — дополнительные затраты в электрическую часть, связанные с обеспечением форсировки электрогенераторов и развитием ВЛ, руб.; Nбаз — базовое (установленное) значение пиковой мощности ГТУ и АЭС, кВт; дельта NАЭС — дополнительная форсировочная мощность АЭС, кВт; з * — удельные приведенные затраты в замещаемую пиковую электростанцию, руб/(кВт*ч).



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