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.
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).
Рис. 8.2. Комбинирование схем АЭС 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).
