Обычно затраты на аккумулирующую систему фазового перехода не превышают 5% стоимости станции.
Это позволяет эффективно применить пиковую пристройку к основной схеме энергоблока АЭС и получить дополнительную мощность на специальной турбине без ощутимого снижения начального давления пара в процессе разрядки аккумулятора тепла.
В связи с этим возникает задача оценки влияния различных факторов на эффективность использования АФП в схемах АЭС. На рис. 6.1, г изображен один из возможных вариантов такой схемы.
При снижении мощности основной турбины высвобождающаяся избыточная тепловая мощность реактора используется для зарядки АФП. В период максимума электрической нагрузки в аккумуляторе получают насыщенный или перегретый водяной пар, который вырабатывает в турбине пиковую мощность.
Расчет затрат на пиковый контур.
Технико-экономическая оптимизация параметров пикового контура с АФП должна сочетаться с выбором оптимального типа TAB для заданных температур. В реальных условиях влажнопарового цикла известно сравнительно небольшое количество веществ, пригодных для использования в заданных температурных интервалах. Кроме того, задача выбора TAB является комплексной и требует постановки долговременных физико-химических исследований на опытно-промышленных установках.
Оптимизация параметров пикового контура была выполнена при заданном TAB — L1NO3, а расчет аккумулятора тепла фазового перехода проведен по упрощенной модели нестационарного теплообмена, разработанной в ЭНИН (канд. техн. наук Μ. Е. Воронковым).
Приведенные капиталовложения в пиковый контур оцениваются по расчетному количеству запасаемого тепла ΔО3 и удельной стоимости всех составляющих его элементов: турбины Зт, собственно теплоаккумулирующего вещества 3ТАВ, площади поверхности нагрева 3f:
где Цт — удельная цена изготовления турбины, руб/кг; g — удельная металлоемкость пиковой турбины, кг/кВт; ЦТАВ, ртав — удельная цена TAB и теплота его плавления; рту, рТАВ] Pf — коэффициенты эффективности вложений в пиковую турбину, TAB и поверхности нагрева.
Затраты в TAB определяются дисконтированным рядом капиталовложений при условии, что вещество полностью обновляется через 10 лет. Необходимый запас площади поверхности теплообмена АФП, обусловленный ухудшением свойств TAB за расчетный срок использования, а также для уменьшения дрейфа параметров в пиковом контуре в конечный период разряда аккумулятора, учитывается коэффициентом δ. Этот коэффициент зависит в основном от конструкционного исполнения АФП и свойств TAB. Точная динамика дрейфа параметров может быть определена расчетом нестационарной теплоотдачи при разряде аккумулятора. На основе этих данных можно было бы обосновать рациональный запас площади поверхности теплообмена АФП на основе сравнения выигрыша от увеличения среднего эффективного КПД пикового контура при разряде аккумулятора с ростом затрат на сооружение АФП в этом случае. Однако в проводимых расчетах использовано приближенное значение δ =1,2. Оптимальная его оценка — предмет самостоятельного исследования. При постоянной тепловой мощности аккумулятора фазового перехода капиталовложения в него и мощность пиковой турбины зависят от параметров пара, получаемого в период разряда. Наибольшее влияние на оптимум расчетных параметров пиковой турбины, как показывает анализ, оказывают затраты на поверхность теплообмена АФП и мощность пиковой турбины, в меньшей мере — удельные капиталовложения в нее. Затраты на TAB не влияют на эти параметры.
Турбина пикового контура должна обладать максимальной простотой и надежностью в эксплуатации, приемистостью, хорошими пускоостановочными характеристиками.
Этим требованиям удовлетворяет турбина с упрощенной регенеративной схемой, без промежуточного перегрева пара, с сепарацией между цилиндрами высокого и низкого давлений.
Для повышения эффективности аккумулирования тепла на базе АФП увеличение выработки электроэнергии в часы максимума нагрузок при неизменной мощности заряда имеет первостепенное значение. Между тем предлагавшиеся ранее схемы не позволяют в полной мере использовать запасаемое в аккумуляторе тепло для выработки пиковой энергии. Так, чтобы избежать значительного переохлаждения TAB и увеличить расход пара на турбину в период разряда, в АФП направляют воду, подогретую до определенной температуры в схеме регенерации пиковой турбины. Но наличие отборов на подогрев питательной воды уменьшает мощность турбины, а применение подогревателей удорожает турбоустановку. Указанных недостатков лишена схема, представленная на рис. 6.7 (разработка СПИ [19]). В этой схеме предусмотрена подача конденсата греющего пара в режимах заряда АФП в специальную аккумулирующую емкость 9, соединенную паропроводом с ПГ 1. В этот период из аккумулятора фазового перехода 10 в основной контур направляется конденсат, расход которого эквивалентен расходу рабочего тела в емкость 9.
В период максимума электрической нагрузки основная турбина работает с номинальной мощностью. Горячая вода из емкости 9 при постоянном давлении поступает в АФП, где за счет аккумулированного тепла генерируется пар, направляемый в пиковую турбину, а его конденсат сливается в бак 10.
Рис. 6.7. Принципиальная схема паросиловой части АЭС с АФП и пиковой
турбиной без регенерации [19]:
1 — ПГ; 2 — основная турбина; 3 — сепаратор-пароперегреватель; 4 — конденсатор; 5 — насос; 6 — деаэратор; 7 — группа ПНД; 8 — группа ПВД; 9 — пиковая турбина; 10 — аккумулятор фазового перехода; 11 — аккумулятор дренажа греющего пара; 12 — аккумулятор конденсата в пиковом контуре
Основные преимущества схемы [19]: отсутствие регенеративных отборов и повышение мощности пиковой турбины; поддержание на входе в АФП в период разряда повышенной температуры воды, что позволяет увеличить расход пара и мощность пиковой турбины; снижение капиталовложений в турбоустановку аккумулирующего контура.
Обоснование эффективности применения АФП и оптимизация параметров.
Экономическую эффективность и целесообразность применения АФП определим из сравнения приведенных затрат в АЭС с аккумуляторами фазового перехода и без них, когда мощность энергоблока снижается, а пиковая энергия вырабатывается на специализированных установках:
(6.11)
где З — изменение капитальной составляющей затрат на АЭС без АФП с учетом удорожания реакторной установки при переводе ее в маневренный режим, руб/год; З — увеличение ежегодных затрат на ядерное топливо в базовой установке из-за более полной загрузки реактора с учетом повышения экономичности работы базовой турбины, руб/год; Δ3б — системный эффект за счет повышения надежности работы базовой установки, руб/год; 3пк — капитальная составляющая затрат на пиковый контур, руб/год; ЗС — системная экономия затрат за счет вытеснения пиковых установок, руб/год.
Рис. 6.9. Зависимость оптимального начального давления влажного пара на входе в пиковую турбину от ее эффективной кампании при разном числе ежесуточных циклов аккумулирования
Рис. 6.8. Зависимость оптимального начального давления в пиковом контуре от стоимости поверхности теплообмена АФП
Рис. 6.10. Зависимость экономии затрат на АЭС с АФП от эффективной годовой кампании пиковой турбины при следующих условиях сопоставления:
1 — var, Tmax/тmin = const; 2-z= const, Tmax/тmin = const
На рис. 6.8 показано влияние удельной стоимости теплообменной поверхности АФП на оптимальное начальное давление в пиковом контуре. При увеличении Цf в 2 раза начальное давление снижается примерно в 1,5 раза.
Увеличение годового числа часов использования пиковой мощности также приводит к снижению оптимального начального давления (рис. 6.9). Из рис. 6.9 видно, что при постоянном z уменьшение давления с ростом Тэф вызвано снижением замыкающих удельных затрат на пиковую энергию. При одном и том же z со снижением давления капиталовложения в АФП уменьшаются в большей степени, чем с увеличением мощности пиковой турбины. Поэтому при повышенных Тэф, когда стоимость «альтернативной» пиковой энергии снижается экономически приемлемы пониженные давления.
Из рис. 6.9 видно также, что при возрастании суточного числа циклов аккумулирования оптимальное начальное давление увеличивается при одном и том же Тэф. Это связано с тем, что с увеличением z (с уменьшением ттах) капиталовложения в оборудование пикового контура остаются практически постоянными, а проектная мощность пиковой турбины и, следовательно, выработка электроэнергии возрастают пропорционально 2.
Для принятых Цf и Тэф = 580-1460 ч/год оптимальное начальное давление насыщенного пара в пиковом контуре может принимать значения в пределах 1 — 2 МПа.
По изложенной выше методике определялись также оптимальные начальные давление и температура слабоперегретого пара. Комплексная оптимизация давления и температуры для Цf = 40 — 80 руб/м2 и указанных выше Τэф показывает, что оптимальные параметры находятся в пределах: t0опт = 243 — 258° С; Роопт = 0,9 = 1,54 МПа. Причем введение начального перегрева пара для пиковой турбины может дать значительную экономию по сравнению с введением насыщенного пара (до 0,6 - 106 руб/год).
Используя (6.16), можно показать влияние числа часов использования пиковой турбины на получаемую экономию от использования установки с АФП. Рассмотрим два возможных варианта, приводящих к одинаковому изменению Тпик: 1 — варьируется суточное число циклов аккумулирования; 2 — изменяется расчетная продолжительность разряда АФП тмах при z = const. Из рис. 6.10 видно увеличение экономии затрат в нервом случае при возрастании Тпик.эф. Это результат значительного увеличения вырабатываемой пиковой энергии при неизменных затратах на сооружение всего оборудования пикового контура. Некоторое снижение затрат на замещаемых пиковых установках при этом не изменяет принципиального характера влияния Тпик.эф. Однако реальное суточное число циклов аккумулирования не будет превышать 1 — 2, так как оно в основном определяется числом пиков и провалов в графике нагрузок.
Влияние тмах (кривая 2 на рис. 6.10) прямо противоположного характера. Это связано с тем, что в данном случае увеличение Тпик. не приводит к возрастанию вырабатываемой пиковой энергии, так как мощность пиковой турбины с увеличением тмах уменьшается и удельные затраты по альтернативным пиковым установкам снижаются. Очевидно, и здесь существуют ограничений на величину тмах, как и на величину тmin, которые зависят от конфигурации графиков нагрузки энергоблоков в перспективных энергосистемах.
