ГЛАВА ВОСЬМАЯ
ГАЗОВЫЕ ТУРБИНЫ
8-1. ПРИМЕНЕНИЕ ГАЗОТУРБИННЫХ УСТАНОВОК НА АЭС
Наряду с паротурбинными установками за последнее время широко обсуждается возможность использования в атомной энергетике газотурбинных установок (ГТУ). В обычной энергетике в качестве пиковых агрегатов получили распространение ГТУ с открытым циклом. Это объясняется, с одной стороны, их простотой, а следовательно, умеренными капитальными вложениями, приемистостью, высокой маневренностью, несложной эксплуатацией, а с другой стороны — невысокой экономичностью, определяемой в первую очередь температурой газа на входе в турбину: при t0=800°С и простых схемах ηэ<30%; при t0=1100°С ηэ<34%.
Газотурбинные установки с замкнутым циклом (ЗГТУ) имеют меньшие размеры турбомашин, но уже не обладают маневренностью и простотой схемы, так как требуют воздушного котла и системы отвода тепла. В связи с этим ЗГТУ не нашли распространения и к настоящему времени имеется всего 14 опытно-промышленных и промышленных ЗГТУ [80], в том числе одна в СССР. С 1968 г. в эксплуатации в г. Гельзенкирхене находится ЗГТУ (Рэ=17 МВт, t0=710°С); при этом nэ=30,8% (р0=3,9 МПа; n=111 с-1).
В 1972 г. в Вене пущена ЗГТУ (Рэ= 30 МВт, t0=720°С, р0=4,4МПа), а в 1974 г. введена в опытно-промышленную эксплуатацию гелиевая ЗГТУ на ТЭЦ «Оберхаузен 2» мощностью Рэ=50 МВт, t0=750°С (§ 8-3).
Такие достоинства ГТУ, как приемистость и маневренность, не являются определяющими для АЭС. Поэтому целесообразность использования ГТУ на АЭС обусловливается их конкурентоспособностью по отношению к паротурбинным установкам по технико-экономическим показателям при большом годовом числе часов использования.
Важным достоинством ЗГТУ является относительно малое снижение к. п. д. при изменении нагрузки. Так, например, по испытаниям ЗГТУ в г. Гезелькирхене уменьшение мощности с Рэ=17 МВт до Рэ=4,2 МВт сопровождалось падением к. п.д. на Ληэ/ηэ=16% [6].
Принципиально для атомной ГТУ в качестве рабочего вещества могут использоваться многие газы, но в основном обсуждается возможность применения углекислого газа СО2 и гелия Не. Рассматривается возможность применения неона Ne .
В связи с видимой бесперспективностью реакторов на углекислом газе и рядом других недостатков ЗГТУ на СО2 в настоящее время практически не рассматриваются АЭС с газовыми турбинами на СО2 [61].
Наиболее перспективными считаются одноконтурные установки с гелиевыми турбинами и с высокотемпературными реакторами.
В настоящее время в эксплуатации находятся реакторы на гелии: АЭС на «Пич Боттом» (США), Рэ=40 МВт, t0=728°С; АЭС «Юлих» (ФРГ), Рэ=15 МВт, t0=950°С; АЭС «Драгон» (Англия), Рэ=20 МВт, t0=750°С; строятся и заказаны АЭС «Форт Сент Врайн» (США), Рэ=340 МВт, t0=785°С; АЭС «Шмеехаузен» (ФРГ), Рэ=300 МВт, t0=750°С; планируется также серия АЭС в США Рэ=770-1200 МВт, t0=770-780°С, р0=4,8 МПа. Все эти АЭС имеют паротурбинные установки.
Таблица 8-1
Физические и термодинамические свойства гелия и воздуха
При проектировании и эксплуатации установок на гелии приходится считаться с особенностями свойств гелия по сравнению с другими газами, нашедшими широкое применение в энергетических установках. Эти свойства, с одной стороны, облегчают, упрощают конструкцию турбоагрегата и всей АЭС, с другой — существенно усложняют ее. Сравнение физических и некоторых термодинамических свойств гелия и воздуха дается в табл. 8-1. Конечно, главной особенностью гелия как благородного газа является то, что он не вступает в химические реакции, что он неактивен при прохождении через реактор. Это главное его достоинство, вызвавшее общее мнение о наибольшей его перспективности для атомных электростанций с газотурбинными установками.
Из-за высокого коэффициента теплопроводности (в пять раз большего, чем у воздуха) облегчается теплопередача, столь важная во всех энергетических установках. В частности, для теплообменных аппаратов в газотурбинных установках замкнутого типа гелий как рабочая среда требует гораздо меньших поверхностей, чем воздух.
Трехкратные по сравнению с воздухом скорости распространения звука в гелии позволяют рассматривать движение гелия во всех элементах установки как движение несжимаемой (в газодинамическом смысле) жидкости.
Рассмотрим, как представленная в табл. 8-1 разница в свойствах гелия и воздуха скажется на характеристиках турбинной установки [114].
При той же разности температур t0=const отношение располагаемых теплоперепадов составляет:
(8-1)
Следовательно, при той же располагаемой мощности Р0 требуется разный массовый расход газа:
Поскольку размеры последней ступени турбины, а также выходного ее патрубка играют большую роль в определении максимально достижимых мощностей установки, то определим объемные пропуски газа по состоянию на выходе из турбины (без учета разных к. п. д):
(8-2)
* Здесь и далее первая величина относится к р=0,1 МПа и t=20°С, вторая — к р=3,0 МПа и t=600°С.
Таким образом, объемные расходы газа на выходе из гелиевой турбины оказываются по сравнению с воздушной турбиной примерно в 1,5 раза больше.
При изоэнтропийном процессе и одинаковом отношении температур T2/T0=const отношение давлений ε=p2lp0 меняется по выражению
Для схемы ЗГТУ с параметрами газа перед турбиной рот=6,0 МПа и t0т=850°С, температурой за турбиной 470°С и температурой на входе в компрессор t0к=25°С расчеты показали [114], что к. п. д. цикла на гелии будет на ∆η/η= 8% хуже, чем цикла на воздухе.
Температура газа на входе в турбину t0 существенно влияет на ηэ. Так, например, повышение t0 с 800 до 1000°С дает прирост ∆ηэ/ηэ=18-21%. Следует, правда, учесть, что с ростом t0 могут увеличиться потери нейтронов в реакторе, возрастают потери, связанные с охлаждением турбины и в тракте; таким образом, сама по себе температура газа на выходе из реактора не может однозначно характеризовать экономичность АЭС.
В табл. 8-2 приведены данные фирмы КВУ [61] по оценке ηэ разных типов АЭС, которые можно признать достаточно осторожными. Как видно из таблицы, повышение температуры на выходе из реактора до t2р=800°С и применение одноконтурной схемы с гелиевой турбиной не дают ощутимого роста экономичности по сравнению с АЭС, имеющей ГГР на 700°С и паротурбинную установку.
Повышение температуры газа на выходе из реактора требует применения высококачественных сталей как в реакторе, так и в других элементах цикла (турбине, теплообменнике, трубопроводах); с ростом t0 для снижения напряжений требуется уменьшение диаметра трубопроводов подвода газа, что ведет к увеличению потерь давления и снижению к. п. д.
Начальное давление р0 на термический к.п.д. цикла не оказывает влияния, однако от р0 зависят к.п.д. турбины и компрессоров, и потери в тракте. Чем выше р0, тем меньше размеры облопачивания в турбине. Для небольших мощностей при высоком р0 размеры лопаток настолько малы, что концевые потери в решетках и потери от протечек существенно снижают к.п.д. η0э. Для больших же мощностей увеличение р0 при достаточных длинах лопаток не оказывает существенного влияния на к.п.д. и даже может быть благоприятным из-за меньшей веерности решеток. Кроме того, благоприятно увеличиваются числа Рейнольдса. Следует учесть, что чем выше р0, тем меньше размеры не только турбины, но и компрессоров, теплообменников, трубопроводов и, тем дешевле вся установка. С другой стороны, напряжения в элементах ЗГТУ возрастают с увеличением р0, что может оказаться недопустимым при высоких температурах газа.
По данным многих авторов, при Рэ>300 МВт рекомендуется начальное давление р≈6 МПа. Для сравнения укажем, что размеры машин при этом давлении будут примерно равны размерам агрегата открытой ГТУ в 10 раз меньшей мощности.
Рис. 8-1. Влияние степени повышения давления в компрессорной системе l/ε и степени регенерации σ замкнутой гелиевой газотурбинной установки на к. п. д., удельный массовый расход газа G/Pэ (2) и удельный объемный расход газа на выходе из турбины Gv2/Pэ
В отличие от распространенных открытых ГТУ, которые, как правило, выполняются по упрощенной схеме без регенератора, замкнутые газотурбинные установки почти не рассматриваются как простые — обычно за турбиной предусматривается установка регенератора.
На рис. 8-1 показана диаграмма [100], где видно влияние степени регенерации σ на к.п.д. ЗГТУ. Здесь же показано влияние степени повышения давления l/ε в компрессоре на такие важные конструктивные характеристики установки, как массовый G/Рэ и объемный Gv/Pэ удельные расходы гелия на выходе из турбины. Расчет проводился для установки, основными параметрами которой являются температура газа перед турбиной t0т=815°С, температура на входе в компрессор t0к=35°С. Анализ диаграммы рис. 8-1 показывает, что в схеме без регенерации максимальный к.п.д. достигает 28,5%. В то же время установка регенератора со степенью регенерации σ=0,7 повышает к. п.д. до 32%, а при σ=0,9 максимальный к.п.д. достигает 38,5%, т. е. по сравнению со схемой без регенерации к.п.д. возрастает более чем на треть. Кроме того, важно, что для установки без регенерации максимум к.п.д., как видно из рис. 8-1, обеспечивается при 1/ε = 5,5, когда по сравнению со своими минимальными значениями удельный массовый расход больше на 70%, а удельный объемный расход — на 15%. В то же время при 1/ε=2-2,5, когда к.п.д. установки с регенератором, имеющим σ=0,7-0,9, составляет 31—38%, удельный массовый расход превышает минимальный на 35—13%, а удельный объемный расход — на 5-0%.
Коэффициент полезного действия ГТУ существенно зависит от температуры газа на входе в компрессор, или, точнее, η зависит от отношения температур газа на входе в турбину Т0т и на входе в компрессор Т0к, т. е. от Т0т/Т0к. Температура Т0к определяется температурой циркуляционной воды на входе в холодильник и минимальным температурным напором в холодильнике. Следует отметить значительное влияние (большее, чем в ПТУ) на тепловую экономичность ГТУ совершенства турбомашин и потерь давления во всем тракте Δρ/ρ, а также недогрева в регенераторе.
