Глава тринадцатая
ТЕПЛОФИКАЦИОННЫЕ УСТАНОВКИ НА АЭС
Графики тепловых нагрузок
АЭС даже чисто конденсационного типа наряду с электроэнергией отпускает и теплоту для собственных нужд и для жилого поселка. Для этих целей на электростанции устанавливается теплофикационная установка. Для обеспечения теплотой крупных населенных пунктов строятся электростанции для комбинированной выработки электроэнергии и теплоты (АТЭЦ) и атомные станции теплоснабжения (ACT).
Потребности в теплоснабжении характеризуются графиками тепловых нагрузок. По аналогии с графиками электрических нагрузок (см. гл. 2) зависимость тепловой нагрузки от времени суток называется суточным графиком тепловых нагрузок. Теплота отпускается для промышленных целей и для коммунально-бытовых нужд.
Рис 13.1. График суточной тепловой нагрузки промышленных предприятий, работающих в две смены:
1 — зима, 2 — лето
Рис. 13.2. График годовой тепловой отопительной нагрузки: 1 — максимальные значения; 2 — минимальные значения
Рис. 13.3. График годовой тепловой нагрузки
На рис. 13.1 представлен суточный график промышленной нагрузки при двухсменной работе предприятий для зимнего и летнего времени. Промышленная тепловая нагрузка QnpOM в течение рабочего времени изменяется незначительно и не зависит от температуры наружного воздуха.
Отопительная нагрузка Q0T (рис. 13.2) существенно меняется по месяцам и зависит от температуры наружного воздуха.
Отпуск теплоты для горячего водоснабжения Qr.B практически в течение года остается постоянным, но может резко изменяться по дням недели.
АЭС отпускают теплоту также для вентиляционных систем, <2вент, зависящую от температуры наружного воздуха.
На основании графиков суточных тепловых нагрузок строится годовой график тепловой нагрузки по продолжительности на отопление, горячее водоснабжение и вентиляцию (рис. 13.3). Количество отпускаемой теплоты выражается в ГДж/ч. Как видно из рис. максимальное потребление теплоты наблюдается в зимний период. Площадь под кривой определяет годовое потребление теплоты.
Мощность теплофикационной установки выбирается по максимуму тепловой нагрузки. Для оценки степени использования мощности теплофикационной установки вводится число использования установленной мощности
(13.1)
где Qepom — промышленная годовая нагрузка, ГДж; <3пр0м. макс — максимальная мощность установки для отпуска теплоты на промышленные цели, ГДж; туСт.пром достигает 6000 ч и более.
Для коммунально-бытовой нагрузки
(13.2)
где QKoM.6biT — количество отпущенной за год теплоты на коммунально-бытовые нужды, ГДж; <Зком.быт.макС — установленная мощность теплофикационной установки, ГДж.
Значение туст. ком-быт находится в пределах от 2500 до 4000 ч.
Схема теплофикационной установки и включение ее в тепловую схему АЭС
Теплофикационная установка должна включаться в тепловую схему АЭС, АТЭЦ с использованием конденсата греющих паров в системе регенерации. Для конденсационных АЭС устанавливаются теплофикационные установки малой мощности и включение их в тепловую сеть оказывает незначительное влияние на основные показатели тепловой экономичности.
На АТЭЦ с большим отпуском теплоты устанавливаются специальные теплофикационные или теплофикационно-конденсационные турбины с регулируемыми отборами пара, т. е. обозначение турбин будет не К, а Т или ТК.
Наряду с покрытием промышленной и коммунально-бытовой нагрузок АЭС могут отпускать теплоту и для обессоливания сильно минерализованных вод (морская вода) для получения питьевой воды. Такая схема реализована на Шевченковской АЭС с реактором БН-350. Станция работает по принципу комбинированной выработки электроэнергии и теплоты. В турбинах станции свежий пар расширяется Не до давления в конденсаторе, как на обычных АЭС, а до давления 0,7 МПа, и затем весь пар направляется на испарители для обессоливания морской воды Каспийского моря. Такие турбины называются противодавленческими и обозначаются буквой П.
При комбинированной выработке электроэнергии и теплоты на АТЭЦ основными показателями тепловой экономичности являются КПД и удельный расход теплоты. При этом общий расход теплоты, Qo, подводимой в цикле АЭС, нужно разделить на получение электроэнергии WЭ, кВт-ч, и отдаваемую потребителям теплоту (Зтп, ГДж/ч. При обеспечении тепловых потребителей количеством теплоты Qrn должны быть учтены потери при ее транспортировке, nтп. Тогда электрический КПД АТЭЦ по производству электроэнергии составит
(13.3)
т. е. при определении КПД АТЭЦ все преимущества комбинированной выработки электроэнергии и теплоты относят только к выработке электроэнергии.
Количество электроэнергии, вырабатываемой отборным паром турбины, идущим затем в теплофикационную установку, называется выработкой электроэнергии на тепловом потреблении доэ т.п. Чем больше удельная выработка на тепловом потреблении Wa.T.n/Qni, тем выгоднее комбинированная выработка электроэнергии и теплоты.
Если станция отпускает только теплоту (ACT), nЭ=0, то
(13.4)
где rip — КПД реакторной установки.
На рис. 13.4 преставлена схема теплоснабжения от электростанции. Все оборудование, расположенное в пределах АЭС, называется теплофикационной установкой (рис. 13.4, а). Все оборудование за пределами станции составляет тепловую сеть (рис. 13.4, б). Вода, циркулирующая по контуру, называется сетевой.
Рис. 13.4. Схема теплофикационной установки:
а — теплофикационная установка; б — тепловая сеть; 1 — потребитель теплоты; 2 — обратная магистраль; 8 — установка подготовки добавочной воду; 4 — подпиточный сетевой насос; 5 — сетевой насос; 6 — основной подогреватель сетевой воды; 7 — пар из отбора турбины; 8 — пиковый сетевой подогреватель, 9 — редуцируемый свежий пар или отборный пар; 10 — прямая магистраль
Сетевые насосы 5 подают воду в основные подогреватели сетевой воды 6, на которые подается отборный пар из турбины 7. В периоды резкого снижения температуры наружного воздуха подключаются пиковые подогреватели сетевой воды 8, на которые подается редуцированный острый пар 9. Нагретая сетевая вода с температурой /цр по трубопроводу 10, называемому прямой магистралью, направляется к потребителям теплоты 1. Охлажденная вода с температурой t0б, по трубопроводу 2, называемому обратной магистралью, возвращается в теплофикационную установку. Для первоначального заполнения тепловой сети водой и компенсации потерь воды в тепловой сети имеется подпиточный бак 3 с подпиточным насосом 4.
Тепловые схемы АТЭЦ и ACT
АТЭЦ должны быть расположены вблизи городов. По технико-экономическим соображениям в настоящее время целесообразно использовать на европейской части СССР АТЭЦ с тепловой нагрузкой 1700 МВт и выше, a ACT — с нагрузкой 700—1700 МВт.
В СССР на Чукотском полуострове в поселке Вилибино работает первая в СССР АТЭЦ, состоящая из четырех блоков мощностью по 12 МВт каждый. Схема принята трехконтурной. Она обеспечивает электроэнергией и теплотой промышленные и коммунально-бытовые нужды. Тепловая схема блока Билибинской АТЭЦ представлена на рис. 13.6. Теплота из активной зоны уран-графитового канального реактора 1 отводится при естественной циркуляции воды и пароводяной смеси. Тепловая мощность реактора 62 МВт, электрическая — 12 МВт.
Рис. 13.6. Тепловая схема блока Билибинской АТЭЦ:
1 — реактор, 2 — струйный насос; 3 — барабан-сепаратор; 4 — деаэратор; 5 — питательные насосы, 6 — аварийный питательный насос; 7 — турбогенератор; 5 — промежуточный сепаратор; 9 — воздушный охладитель циркуляционной воды; 10 — конденсатор; 11 — циркуляционные насосы; 12 — конденсатный насос; 13 — регенеративный подогреватель; 14 — фильтр для улавливания окислов железа; 15 — сетевой подогреватель; 16 — пиковый сетевой подогреватель
Паропроизводительность реакторной установки 96 т/ч. Давление пара в барабане-сепараторе ро=6,37 МПа и t0=279 °С. Давление пара перед турбиной 7 ||,88 МПа, давление перед промежуточным сепаратором 8 принято Ф,245 МПа. Пар на основной сетевой подогреватель 15 подается :Из отбора турбины, на пиковый сетевой подогреватель 16 направляется свежий пар. Конденсат после конденсатора 10 конденсатрым и насосами 12 через регенеративный подогреватель 13 и фильтр 14 направляется в деаэратор 4. Питательные насосы 5 подают воду в струйный насос 2 для организации естественной циркуляции в главном реакторном контуре. Установлен аварийный питательный насос 6. Конденсат греющего пара пикового и основного сетевых подогревателей насосами 12 подается в основной поток конденсата.
Особенностью Билибинской АТЭЦ является использование в системе технического водоснабжения закрытой схемы охлаждения с применением «сухих» градирен 9. Циркуляционные насосы технической воды 11 прокачивают воду через поверхностный конденсатор и далее в воздушном охладителе («сухая» градирня) 9 Техническая вода охлаждается и возвращается в конденсатор.
В СССР в стадии строительства находятся более мощные АТЭЦ — Одесская и Минская, на основе двухконтурной АЭС с ВВЭР-1000 с двумя теплофикационно-конденсационными турбинами ТК-500-60/3000.
Более простым решением для теплоснабжения является строительство ACT. Давление в реакторах ACT значительно ниже (1,5—2,0 МПа) по сравнению с реакторами на АТЭЦ. Это упрощает их изготовление и повышает безопасность и надежность работы.
Рис. 13.7. Принципиальная тепловая схема ACT:
1 — реактор; 2 — встроенный теплообменник промконтура; 3 — циркуляционный насос промконтура; 4 — компенсатор давления промконтура с предохранительным клапаном, 5 — теплообменник расхолаживания; 6 — защитная герметичная оболочка; 7 — обратный клапан; 8 — сетевой подогреватель; 9 — регулирующий клапан; 10 — локализирующая задвижка; 11 — насос теплосети; 12 — деаэратор подпитки; 13 — насос подпитки теплосети; 14 — насос подпитки промконтура; 16 — система очистки продувочной воды промконтура; 16 — насос спринклерной установки; 17 — система аварийного охлаждения реактора; 18 — деаэратор подпитки первого контура; 19 — насос подпитки первого контура; 20 — насос очистной установки реактора
Работа реактора на низкой температуре теплоносителя, малые затраты на собственные нужды (особенно при использовании естественной циркуляции) обеспечат экономичную работу ACT.
В СССР при сооружении ACT принята интегральная компоновка, когда активная зона реактора и промежуточный теплообменник размещены в едином корпусе реактора. Схема выполняется трехконтурной.
На рис. 13.7 представлена АСТ-500 тепловой мощностью 500 МВт или 1800 ГДж/ч. Принято три промежуточных контура с установкой промежуточных теплообменников в реакторе. При нарушении одной из петель две другие продолжают работать. Давление в промежуточном контуре ниже давления в реакторе и ниже давления сетевой воды. Поэтому при перетечках активного теплоносителя в промконтур, распространение радиоактивности за пределы станции исключено. Основной корпус реактора размещен во втором страховочном корпусе. Зазор между корпусами выбран таким, чтобы при разгерметизации первого корпуса и выхода теплоносителя в страховочный кожух активная зона не оголялась.
В корпусе реактора 1 располагаются теплообменники промконтуров 2. При превышении давления в корпусе реактора сверх допустимого, вода сбрасывается через предохранительный клапан 23 в барботер 22. Для отвода гремучей смеси имеется система сжигания водорода 21. Все оборудование реакторного контура размещено в защитной оболочке 6 цилиндрической формы диаметром 33 м. Имеется система аварийного охлаждения реактора 17. Защитная герметичная оболочка 6 оборудована спринклерной системой 16. Подпиточная вода из деаэратора подпитки 18 подпитанным насосом через систему очистки реакторной воды 20 подается в реактор. Циркуляция теплоносителя в промконтуре — принудительная с помощью насосов 3. Промконтур имеет компенсатор давления 4, и теплообменник расхолаживания 5. Для очистки теплоносителя промконтура имеется очистная установка 15. При работе насоса 3 обратный клапан 7 закрыт. При обесточивании станции насос 3 останавливается, давление на напоре падает и клапан 7 открывается и осуществляется естественная циркуляция через охладитель 5 и промежуточный теплообменник 2 и активная зона охлаждается. Подпитка промконтура осуществляется насосом 14. Сетевая вода насосом 11 подается в основной сетевой подогреватель 8. Подпитка тепловой сети производится через подпиточный деаэратор 12 насосом 13.
