АЭС с ВВЭР - Аккумулирование тепла на АЭС

Глава 6
АККУМУЛИРОВАНИЕ ТЕПЛА НА АЭС
ТЕХНИЧЕСКИЕ И ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ ПРИМЕНЕНИЯ АККУМУЛИРОВАНИЯ ТЕПЛА

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. В период зарядки аккумуляторов тепла турбина и электрогенератор работают с разгрузкой, в период разрядки аккумуляторов повышение мощности может осуществляться как основным турбогенератором, так и за счет дополнительно устанавливаемой пиковой турбины [15]. Во втором случае существенно расширяется возможный регулировочный диапазон АЭС и повышается годовая загруженность основной турбоустановки. Значительные проработки по использованию аккумуляторов тепла на АЭС проведены в ЭНИН, ВНИИ АЭС и других организациях [29, 76, 108]. Ядерная паропроизводящая установка является одним из наиболее дорогостоящих элементов АЭС, поэтому интенсификация ее использования благоприятно сказывается на технико-экономических показателях всей станции. Рассмотрим условия, при которых осуществление аккумулирования тепла повышает эффективность АЭС.
Если рассмотреть приращение устанавливаемых мощностей на величину AN, то его можно осуществить как за счет ввода новых АЭС, так и путем выработки дополнительной мощности в пиковом контуре аккумулированием тепла. В первом случае будут иметь место дополнительные затраты на АЭС Заэс, а во втором — затраты Зак. Их разность определяет достигаемый экономический эффект, связанный с аккумулированием тепла:

Рассматривая только основные составляющие затрат, имеем
(6.1)
где тп — годовая продолжительность нагрузки N, ч/год; — стоимость 1 кВт установленной мощности АЭС, руб/кВт; зт — топливная составляющая удельных приведенных затрат на отпущенную АЭС электроэнергию, руб/(кВт-ч); рп+ра — коэффициент эффективности капиталовложений, учитывающий нормативный срок окупаемости и долю амортизационных отчислений.
При аккумулировании тепла соответствующие затраты на выработку требуемой электроэнергии в связи с увеличением мощности АЭС на AN составят:
/
Отсюда полная (Э) и удельная (э) экономия определяются соотношениями:

(6.2)

Рис. 6.1. Схемы аккумулирования горячей воды и пара на АЭС: с закачкой основного конденсата (а); питательной, воды (6); свежего пара (в); с установкой аккумулятора фазового перехода (г):
1 — ПГ; 2 — ЦВД турбины; 3 — система промежуточного перегрева пара; 4 — часть среднего и низкого давления турбины; 5 — ПНД; 6 — деаэратор; 7 — ПВД; 8 — бак-аккумулятор; 9 — пиковая паровая турбина; 10 — расширитель

Существенно уменьшить потери энергии от необратимости указанных процессов можно применением TAB, использующих принцип фазового перехода из твердого состояния в жидкое состояние и наоборот (рис. 6.1, г), при постоянных давлении и температуре. Здесь (особенно в завершающей стадии процесса разрядки) необходимо учитывать явление «дрейфа параметров» перед пиковой турбиной, но в целом диапазон снижения параметров, а следовательно, и уровень потерь значительно меньше. Рациональные конструкционно-компоновочные решения достигаются при использовании TAB именно с переходом из твердого состояния в жидкое, когда изменение их объемов несущественно.

Наиболее хорошо изучены в настоящее время вопросы аккумулирования тепла в баках АСВ и АПВ [76]. К достоинствам АЭС с АПВ следует отнести простоту осуществления этого решения, так как кроме аккумулятора тепла в схеме не предусматривается какое-либо другое принципиально новое оборудование. Принципиальная схема турбоустановки АЭС с аккумулированием горячей питательной воды приведена на рис. 6.1,6. Бак-аккумулятор в ней заполняется поочередно холодной и горячей водой. С целью снижения накапливаемых термоциклических напряжений возможна установка двух баков горячей и холодной воды. Хранение горячей воды в сосудах большого объема под давлением представляет определенную опасность и по этой причине относится к числу факторов, пока сдерживающих широкий ввод АПВ на АЭС. Кроме того, как уже отмечалось, при установке аккумуляторов питательной воды не обеспечивается глубокий регулировочный диапазон по отпуску электроэнергии, а осуществление режимов работы с отключенными регенеративными отборами приводит к снижению КПД турбоагрегата. В этом плане АФП и термохимические накопители обладают определенными преимуществами. При их использовании выделение специального пикового контура с установкой дополнительной турбины позволяет значительно увеличить количество аккумулируемой тепловой энергии и расширить регулировочные возможности АЭС.
Важным элементом АФП является TAB. Среди критериев, определяющих пригодность того или иного вещества или смеси веществ, можно отметить основные: теплота фазового перехода, температура превращений, теплопроводность, теплоемкость, химическая стабильность, антикоррозионные свойства, изменение объема при фазовых переходах, давление насыщения при требуемой температуре, пожаробезопасность, токсичность, стоимость. Многие вещества-аккумуляторы коррозионно-активны, что затрудняет их использование. В настоящее время ведется интенсивный поиск перспективных TAB.

Положительное значение Δ3 соответствует экономии, получаемой при аккумуляции тепла. Величина экономии зависит от многих факторов. Главные из них — удельные капиталовложения в систему получения дополнительной мощности, КПД аккумулирования. Капиталовложения в водяные системы аккумулирования тепла определяются расчетным давлением и конструкцией баков (металлических, железобетонных и т. д.). Выполненные проектные расчеты стоимости баков-аккумуляторов вместимостью 24 тыс. м3 (вместе с фундаментом) показывают, что при давлении воды 0,25 МПа удельная стоимость металлических баков составляет около 280 руб/м3 и железобетонных (при давлении 3 МПа) 420 руб/м3.
Способ аккумулирования тепла (при постоянном давлении или постоянном объеме теплоносителя) оказывает определенное влияние на его КПД. Если в процессе зарядки и разрядки аккумулятора давление теплоносителя остается постоянным (схемы рис. 6.1, а, г), достигается наивысший КПД аккумуляции, составляющий 80 — 82%.
Зарядка и разрядка аккумулятора при меняющемся давлении и постоянном объеме (схемы рис. 6.1, б, в) дают более низкий КПД аккумуляции, составляющий 70 — 75%. Однако в последнем случае могут быть достигнуты большие значения получаемой максимальной мощности за счет установки дополнительной пиковой турбины.
На экономическую эффективность аккумулирования тепла существенное влияние может оказать принимаемая продолжительность полной разрядки. Уменьшение продолжительности разрядки тмах при той же степени аккумулирования приводит к увеличению максимальной мощности, что делает наиболее эффективными эти установки при покрытии остропиковых нагрузок. Такое участие АЭС в регулировании электрической нагрузки будет более выгодным по сравнению с прямой разгрузкой реактора.
В то же время системный эффект аккумулирования тепла определяется не только КПД ηаΚ и затратами на осуществление аккумулирования, но и технико-экономическими - показателями конкурирующих вариантов. Все это требует дальнейшего поиска рациональных путей и оптимизации тепловых схем турбоустановок АЭС в условиях осуществления аккумулирования тепла. Выполненные разработки, показывают, что реализация пикового цикла по схеме, изображенной на рис. 6.1, а, для энергоблока мощностью 1000 МВт требует кдоп= 115 руб/кВт. Если принять (ра+рн)Аэс = (л+Рн)глэс = 0,23 и кГАЭС = = 140руб/кВт, а также Tmaxz= 1500 ч/год, то реализация аккумуляции тепла обеспечивает экономию по сравнению с применением ГАЭС примерно 38,9 руб. на 1 МВт-ч максимальной энергии. В некоторых исследованиях справедливо полагается, что применение аккумуляторов тепла на АЭС позволит рассредоточить пиковую мощность (в сравнении с ГАЭС) и снизить затраты на развитие линий электропередачи и потери в ВЛ.
Наиболее просто реализуемой представляется схема АЭС с АПВ, в которой помимо самого аккумулятора не предусматривается использование нового оборудования. Но создание и безопасная эксплуатация сосудов большой вместимости на повышенное давление с повышенным расчетным сроком службы — достаточно сложная задача.
Значительно больший диапазон регулирования по сравнению с диапазоном регулирования АПВ, как указывалось, можно получить, применяя ПВА. Но здесь добавляются трудности, связанные с понижением КПД цикла аккумулирования в связи с изменением параметров рабочего тела в периоды зарядки и разрядки. В табл. 6.1 и 6.2 представлены некоторые результаты расчетов, проведенных в ЭНИН [76, 108] по аккумуляторам этого типа, необходимые для сопоставления их эффективности с эффективностями других систем аккумуляции.

Таблица 6.1. Сравнительные характеристики альтернативных вариантов
покрытия пиковых нагрузок в энергосистемах [76, 108)

В отличие от АПВ и ПВА в АФП процессы зарядки и разрядки могут происходить при атмосферном давлении теплоаккумулирующего материала. Здесь допустимы разгрузки основной турбины на существенно большее значение, чем в схемах с АПВ и ПВА, и возможно аккумулирование тепла наивысшего потенциала. Вместе с тем имеется ряд специфических проблем и для АФП: некоторое изменение объема TAB при фазовом переходе, переохлаждение теплоаккумулирующего материала в конечный период разрядки, низкая его долговечность и ухудшение рабочих характеристик, в том числе теплопроводности в результате многократного повторения циклов приема и отдачи тепла.

Таблица 6.2. Сравнительные технико-экономические данные аккумуляторов
различных типов |76, 108]


Неисследованными являются также скорости аккумулирования тепла и теплоотдачи в переходных режимах. Не полностью определенными остаются пока утечки тепла, массогабаритные и стоимостные характеристики такой аккумуляционной установки. Однако обеспечиваемая повышенная безопасность эксплуатации АЭС с АФП, отсутствие потребности в значительном количестве крупных корпусов и повышенный диапазон регулирования предопределяют целесообразность анализа технико-экономических преимуществ АЭС именно с такими схемами аккумуляции для покрытия переменных графиков нагрузки.
Поскольку исходная информация о затратах как в АПВ, так и в АФП не является достаточно полной и однозначной, целесообразно установить предельные значения удельных капиталовложений в пиковый контур с АФП, при котором его сооружение на АЭС с ВВЭР равноэкономично применению АПВ. Сопоставление можно провести по выражению

где 3АПв, Зафп — приведенные затраты на выработку пиковой энергии при использовании в качестве аккумуляторов АПВ и АФП, руб/год; ЗС — затраты на приведение вариантов к равному энергетическому эффекту в периоды снижения и максимума нагрузки, руб/год.
Оценочные расчеты показывают, что более широкий регулировочный диапазон АЭС с АФП позволяет вытеснять в этом случае менее экономичные маневренные мощности в энергосистеме. Это поднимает равноэкономичные удельные капиталовложения на 15 — 20 руб/кВт для АФП выше, чем
для АПВ. В этих расчетах не учитывались другие факторы, говорящие в пользу АФП:
возникающие ресурсные дефициты при изготовлении большого числа корпусов АПВ;
вероятность неоднократной замены корпусов АПВ в течение срока службы основного оборудования энергоблока;
повышенная надежность АФП в сравнении с АПВ.