1-4. КОМБИНИРОВАННАЯ ВЫРАБОТКА ТЕПЛА И ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ
Общие принципы
Наиболее эффективным способом комплексного использования топлива, как известно, является комбинированная выработка тепла и электроэнергии. Темпы строительства теплоэлектроцентралей (ТЭЦ) в крупных промышленных центрах страны, недостаток органического топлива в европейской части СССР, тенденция к повышению цен на органическое топливо в этих районах, забота о защите окружающей среды, в частности требования предотвращения загрязнения воздуха в больших городах, — все это стимулирует использование ядерного горючего и для снабжения тепловых потребителей.
Один из возможных путей этого снабжения — непосредственное использование тепла реактора — прогнозируется в основном для промышленных потребителей. Рассмотрение этого способа выходит за рамки книги.
Другой, к тому же во многих случаях наиболее экономически целесообразный путь, — создание атомных теплоэлектроцентралей (АТЭЦ).
Комбинированная выработка тепловой и электрической энергии на атомных теплоэлектроцентралях связана с рядом особенностей и специфических требований.
- Пар и горячая вода, поступающие с АТЭЦ, не должны содержать радиоактивных примесей.
- Для обеспечения радиационной безопасности должны быть выдержаны санитарные нормы по допустимому расстоянию от АТЭЦ до потребителей (предприятий, населенных пунктов).
- Если надежность электроснабжения определяется энергосистемой в целом, то бесперебойность в подаче тепла зависит обычно
от одной электростанции, к которой потребитель подключен. Для повышения надежности теплоснабжения от АТЭЦ возможно несколько решений:
сооружение резервного реактора, что значительно дороже, чем установка резервного котла на ТЭЦ;
использование на АТЭЦ нескольких реакторов относительно небольшой мощности с таким расчетом, чтобы остановка одного из них приводила лишь к незначительному (на 10—15%) недоотпуску тепла в период максимальных тепловых нагрузок. Это обычно допустимо из-за непродолжительности таких режимов. Такое решение для АТЭЦ является более дорогим, чем для ТЭЦ, вследствие более существенной зависимости удельных капитальных вложений от единичной мощности оборудования;
установка на АТЭЦ двух-трех мощных блоков с относительно небольшой долей пара, отбираемой на теплофикацию. При остановке одного из них на остальных блоках может быть снижена электрическая нагрузка, а получающийся на этих блоках избыток пара использован для покрытия дефицита в тепловой энергии. На обычных ТЭЦ такое решение не принимается, так как оно повлекло бы за собой ухудшение санитарных условий, усложнило выбор площадок для ТЭЦ. Кроме того, в турбинах с отборами имеются дополнительные потери от дросселирования, что снижает их экономичность. Учитывая отрицательные стороны других способов резервирования, можно считать, что на АТЭЦ такое решение окажется приемлемым, особенно при необходимости удаления АТЭЦ от потребителей по санитарным соображениям.
- В связи с существенно большей, чем для ТЭЦ, зависимостью стоимости оборудования, строительных работ и защиты от единичной мощности блока технико-экономические расчеты показывают, что АТЭЦ предпочтительнее ТЭЦ при расчетном отпуске тепла более 5000—7000 ГДж/ч [27].
- Ввиду существенно большей составляющей капитальных вложений и меньшей топливной составляющей в стоимости вырабатываемой энергии на атомной электростанции по сравнению с ТЭЦ для АТЭЦ предпочтительна работа реактора с постоянной нагрузкой, В связи с этим может оказаться целесообразным специфический режим работы турбин АТЭЦ — с постоянным расходом пара и переменной электрической мощностью, зависящей от тепловой нагрузки, по крайней мере в довольно широком диапазоне режимов. Отметим, что на ТЭЦ [9, 69], наоборот, в широком диапазоне режимов электрическая и тепловая нагрузки независимы.
Выбор типа реактора
Из распространенных в настоящее время типов энергетических реакторов не будем пока рассматривать АТЭЦ с ВНР из-за недостаточного опыта их промышленной эксплуатации.
Одноконтурные схемы АТЭЦ с реакторами ВВРк и ВГРк требуют выполнения промежуточного контура по сетевой воде, что не только заметно повышает стоимость электростанции, но и усложняет эксплуатацию. Для получения же пара, идущего на технологические нужды, нужны специальные паропреобразователи. В то же время надо отметить достоинство канальных реакторов ВГР, не требующих остановки для перегрузки горючего. Если остальное оборудование АТЭЦ и в первую очередь турбина имеют длительную межремонтную кампанию, скажем, не менее трех лет, то на АТЭЦ с ВГР упрощается решение вопроса о резервировании. Дополнительные преимущества для АТЭЦ будет иметь использование реакторов ВГР с начальным перегревом пара.
Все же в настоящее время для основных районов размещения мощных АТЭЦ может идти речь в первую очередь о двухконтурных схемах, в которых относительно просто организуется защита от попаданий радиоактивных примесей в тепловую сеть. Особенно легко обеспечивается эта защита на АТЭЦ с газоохлаждаемыми реакторами, где давление теплоносителя ниже давления пара на входе в турбину, что практически исключает его радиоактивное загрязнение. На АТЭЦ с реакторами ГГР возможен отпуск пара непосредственно из отборов турбин.
Эффективность теплофикации увеличивается с возрастанием параметров пара перед турбиной. Сопоставление установок с характерными начальными параметрами пара 12,7 МПа, 540°С для обычных ТЭЦ и 6 МПа (насыщенный пар) для АТЭЦ с ВВРд показывает, что на единицу отпущенного тепла в первом случае вырабатывается электроэнергии больше: в 2,3—2,5 раза при давлении в отборе 1,5 МПа и в 1,5—1,7 раза при давлении в отборе 0,2 МПа.
В [61] представлена одна из возможных схем АТЭЦ с ГГРу. Однако в настоящее время усовершенствованные газографитовые реакторы не считаются перспективными. Для будущего развития атомной теплофикации более оптимистично можно говорить о высокотемпературных гелиевых реакторах ГГРт.
В связи со сказанным выше наиболее реально развитие АТЭЦ с двухконтурной схемой и реакторами с водой под давлением ВВРд см. также [109, 129].
Если речь идет о технологических потребителях тепла, то надо учитывать, что в схемах с ВВРд при нарушении плотности в парогенераторе возможно радиоактивное загрязнение пара. Кроме того, пар из отборов турбин является влажным и перед отпуском с АТЭЦ должен был осушен и дополнительно перегрет, чтобы исключить выпадение влаги в теплотрассе. Перегрев отборного пара не только усложняет схему, но и снижает тепловую экономичность, поскольку для перегрева часть тепла берется непосредственно из реактора. Для АТЭЦ, снабжающих теплом теплофикационного потребителя, эти трудности отпадают.
Выбор коэффициента теплофикации
На АТЭЦ, снабжающих теплом потребителя — систему отопления и горячего водоснабжения, горячую (сетевую) воду потребитель получает в результате нагрева в одном или нескольких теплообменниках поверхностного типа (бойлерах). Этот нагрев может осуществляться как паром из отборов турбины, так и паром от постороннего источника. Использование для этого специального реактора или дополнительное нагружение основного реактора экономически неоправданно ввиду большой относительной стоимости реакторной части АТЭЦ и неполного использования его в летнее время. Для ТЭЦ на органическом топливе пиковая тепловая нагрузка, т. е. обеспечение теплового потребителя в наиболее холодное время года, создается благодаря дополнительному нагреву сетевой воды в пиковом бойлере, питаемом от водогрейного котла. Использовать отбор из турбины относительно высокого давления в этом случае нецелесообразно, так как мощность, вырабатываемая этим паром, незначительна, а выигрыш в расходе топлива, зависящий главным образом от этой мощности [9, 69], не покрывает дополнительных капитальных затрат и недоиспользования оборудования ТЭЦ при остальных режимах работы.
Доля тепловой нагрузки, получаемой от отборов турбины, так называемый коэффициент теплофикации
характеризует использование комбинированной выработки тепла и электроэнергии в общем балансе потребления тепла.
* За рубежом имеется одна действующая АТЭЦ с реакторами кипящего типа и ряд таких АТЭЦ запроектирован [130].
1 Возможен вариант с установкой пикового котла вне АТЭЦ — промежуточный между ТЭЦ и индивидуальной котельной путь теплофикации.
Это в некоторой степени усложняет эксплуатацию электростанции. В связи с этим рассматривается возможность разработки теплофикационной турбины с αАТЭЦ=1 и питанием пикового бойлера из отбора турбины. Такая схема, разработанная ВТИ [13], показана на рис. 1-19. Предполагается, что на один реактор устанавливаются две турбины с максимальной мощностью 250 МВт каждая, а на АТЭЦ — несколько реакторов.
Выбор типа теплофикационной турбины
Как указывалось выше, для теплофикационной турбины предпочтительна работа с примерно постоянным расходом пара, обеспечивающим неизменную максимальную нагрузку реактора. Сама же турбина может проектироваться двух типов: обычного типа Т, используемого на ТЭЦ, и с большой привязанной конденсационной мощностью типа ТК.
Турбина типа Т имеет большую долю тепловой нагрузки, и при режимах наивысшей тепловой нагрузки мощность, вырабатываемая на базе теплового потребления, почти совпадает с мощностью турбины, т. е. по существу турбина при этом работает как турбина с противодавлением. Через ступени ЧНД после отбора пара на сетевой бойлер проходит в этом режиме лишь небольшой расход пара, необходимый для обеспечения надежности облопачивания ЧНД. Очевидно, что такая установка будет обладать наивысшей тепловой экономичностью [69]. В то же время наиболее дорогостоящая часть турбины — ЧНД, а также конденсационное устройство* в течение года будут использоваться в недостаточной мере. Кроме того, опыт эксплуатации турбин с большими высотами лопаток последних ступеней показал их недостаточную надежность при режимах малых нагрузок. Влияние ОПП на экономичность установки при режимах малого пропуска в ЧНД будет незначительным, а при определенных условиях даже отрицательным. В то же время полностью отказаться от СПП при этих режимах, видимо, нельзя, так как при этом резко возрастает влажность в ступенях, предшествующих ЧНД. В последних ступенях турбины, несмотря на дросселирование перед ЧНД. влажность пара при отказе от СПП может оказаться недопустимой. При этом следует учитывать, что из-за малых теплоперепадов в последней ступени практически не будет работать в ней сепарация влаги (см. § 3-1).
*В турбинах насыщенного пара части низкого давления и конденсационное устройство составляют гораздо большую долю стоимости всей установки, чем в турбинах высоких начальных параметров (см. §4-1).
В турбине типа ТК при всех режимах через ЧНД проходит значительный пропуск пара и даже при режиме наивысшей тепловой нагрузки в ЧНД вырабатывается немалая доля мощности. Установка с турбиной такого типа в конечном итоге термодинамически будет менее экономична, так как мощность, вырабатываемая на базе теплового потребления, сокращается. В тоже время отсутствуют рассмотренные выше трудности и недостатки, присущие установкам с турбинами насыщенного пара типа Т. Главным же достоинством блока с турбинами ТК является возможность использования АТЭЦ с меньшими тепловыми нагрузками или повышение мощности реактора, что снижает капитальные затраты.
Для установки с турбинами типа ТК ВТИ [13] предложена схема, приведенная на рис. 1-19. Базовая тепловая нагрузка обеспечивается нагревом сетевой воды в двух бойлерах (Б1 и Б2), питаемых из отборов турбины. Такая ступенчатая схема, повсеместно применяемая на отечественных ТЭЦ [9, 69], дает при том же расходе пара через турбину и той же тепловой нагрузке дополнительную электрическую мощность. Один из этих отборов (или даже оба отбора) является регулируемым; давление его в широком диапазоне изменения режимов поддерживается постоянным.
При пиковых тепловых нагрузках подключается пиковый бойлер (ПБ), питаемый паром, отбираемым из турбины. Следовательно, коэффициент теплофикации αАТЭЦ=1. Этот отбор находится за ЧВД, т. е. при рразд. В связи с этим разделительное давление должно выбираться не только с точки зрения экономичности установки, как это делалось для АЭС (см. § 1-2), но и должно обеспечить требуемую температуру сетевой воды.
Рис. 1-20. Изменение полной электрической мощности теплофикационной турбины Рэ и мощности на тепловом потреблении Рт.ц при αАТЭЦ = 1 в зависимости от температуры наружного воздуха tн.в.
По расчетам ВТИ, целесообразно, чтобы в зависимости от режима при расчетной температуре наружного воздуха tн.в=—26°С давление отбора на пиковый бойлер составляло от 0,6 до 1,0 МПа. При этом оптимальным является примерно равное распределение тепловой нагрузки между пиковым и основными бойлерами.
На рис. 1-20 показано изменение полной мощности турбины Рэ и мощности, вырабатываемой на тепловом потреблении, Рт.ц в зависимости от температуры наружного воздуха. Как видно из графика, при наинизшей температуре (tн.в=—26°С) мощность турбины составляет 60% максимальной (летней) мощности.
Давление в отборах на основные бойлеры зависит от режима и составляет для верхнего отбора от 0,075 до 0,11 МПа, а для нижнего — от 0,02 до 0,035 МПа. Максимальные значения этих давлений характерны для холодного времени года, минимальные — для tн.в=0°С.
Из графика рис. 1-20 видно, что даже при режиме с наинизшей расчетной температурой наружного воздуха разница между мощностями Рэ и Рт.п довольно велика, и следовательно, в ЦНД проходит много пара. В связи с этим выработка электроэнергии на базе теплового потребителя в течение года составляет всего 26% общей выработки электроэнергии, что существенно меньше, чем на обычных ТЭЦ.
В настоящее время на УТМЗ разрабатывается турбина типа ТК максимальной мощностью 500 МВт. Наибольшая мощность при работе по тепловому графику составляет 400 МВт. Для этой турбины возможны два варианта питания пикового бойлера: от отбора турбины на ЦВД, т. е. с αΑΤЭЦ=1, и от водогрейного котла на органическом топливе с αΑΤЭЦ=0,6.
В настоящее время в эксплуатации кроме Билибинской АТЭЦ (СССР) с ВВРд и с турбинами Рэ=12 МВт и Q=60-100 ГДж/ч находятся АТЭЦ «Агеста» (Швеция) с ВВРк, Рэ=10 МВт и Q=—230 ГДж/ч и опытно-промышленная установка в США. Упоминается проект АТЭЦ с ВВРк для г. Стокгольма конденсационной мощностью Рэ=1000 МВт и отбором пара для дальнего теплоснабжения, «Берзебек 3» (Швеция) той же электрической мощности и Q=3400 ГДж/ч, АТЭЦ «Хельсинки» Рэ= 1000 МВт и Q=4200 ГДж/ч, АТЭЦ с ГГРт «Кирхгартхаузен» (ФРГ) с Рэ=1100 МВт и Q=2100 ГДж/ч [130].
ГЛАВА ВТОРАЯ
ТЕРМОАЭРОДИНАМИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ ПРОТОЧНОЙ ЧАСТИ И РАБОТА ТУРБИНЫ ВЛАЖНЫМ ПАРОМ
Основные зависимости для определения размеров и экономичности турбинных ступеней, оптимальные характеристики этих ступеней при работе перегретым паром, примеры выполнения ступеней и всей проточной части турбины подробно рассмотрены в литературе, в частности в учебнике по паровым турбинам А. В. Щегляева [69]. Во многих книгах, см. например [20, 93], имеются сведения о турбинных решетках, образующих турбинную ступень, о путях их профилирования.
В данной главе рассматриваются особенности работы турбины и ее элементов влажным паром и те общие вопросы термоаэродинамического расчета проточной части и турбины в целом, которые играют особую роль в конструировании агрегатов насыщенного пара и которые необходимы для последующего анализа конструкций турбин АЭС.
