Диссертация (781919), страница 14
Текст из файла (страница 14)
Однако даже использование указанных реакторных установок не74позволяет достигнуть уровня начальных температур, применяемых в современной тепловойэнергетике (порядка 540-600 °С), а, соответственно, и КПД таких установок. Кроме того, из перечисленных типов реакторных установок, способных обеспечить температуру свежего пара до510 °С при давлении до 18 МПа, серийными установками можно считать лишь газоохлаждаемые реакторы, применяемые только в Великобритании. Установки же на быстрых нейтронах сжидкометаллическим теплоносителем, находящиеся в эксплуатации с целью накопления опытаи получения новых знаний об указанном типе установки, как и реакторы с ядерным перегревомпара, считаются перспективными разработками с момента их создания в 60-70-х гг.
20 в. Такимобразом, широкомасштабное их применение в ближайшем будущем, с большой долей вероятности, невозможно. По всей видимости, невозможно в российской атомной энергетике в ближайшей перспективе и промышленное использование отработанных в Великобритании газоохлаждаемых реакторов, поскольку это поставит под угрозу безопасность страны. Собственныхже разработок газоохлаждаемых реакторов большой мощности и экспериментальнопромышленных установок указанного типа в России нет.
Остальные типы ядерных энергетических установок, на которых базируется как российская, так и мировая ядерная энергетика, способны генерировать насыщенный пар давлением от 4 до 8 МПа с соответствующей ему температурой 250-295 °С, обеспечивающих КПД выработки электроэнергии нетто до 33-35 % [207213].Перспективные реакторные технологии, такие как реакторы на быстрых нейтронах сосвинцовым теплоносителем, корпусные и канальные ректоры, охлаждаемые водой со сверхкритическими параметрами, к которым можно отнести и пароохлаждаемые реакторные установки,высокотемпературные газоохлаждаемые реакторы с гелиевым теплоносителем, в том числе спрямым газотурбинным циклом, позволяющие генерировать пар с давлением, превышающимкритическое, и температурой 540 °С и более, обеспечивающие КПД АЭС 43-45 % и выше, головные образцы которых планируется построить через 20-40 лет, могут получить широкое распространение не ранее чем через 30-60 лет, придя на смену реакторам ВВЭР-1000 и реакторамВВЭР-1200 проекта АЭС-2006, планируемый период эксплуатации которых должен составить60 лет [214-227].1.5.1 Перегрев пара на АЭС выхлопными газами ГТУВ работах [228-234] предлагается использовать для перегрева пара после реакторной установки, а также для промежуточного перегрева пара и подогрева питательной воды паротурбинной установки выхлопные газы газотурбинных установок.
Рассматриваются три различныесхемы использования теплоты уходящих газов:751) для перегрева свежего пара и питательной воды (рисунок 1.55);2) для последовательного перегрева свежего пара, пара промежуточного перегрева и питательной воды (рисунок 1.56);3) для параллельного перегрева свежего пара и пара после ЦВД (рисунок 1.57).Все варианты рассматриваются применительно к турбоустановке с тихоходной турбиной К1000-5,9/25.На рисунке 1.58 приведены зависимости экономичности парогазовых и паротурбинныхустановок от температуры начального перегрева пара. КПД установки, приведенной на рисунке1.55, в предельно возможном случае перегрева пара до 600 °С (поскольку температура уходящих газов ГТУ равна 630 °С) составляет 47 %.
Переход же к последовательной схеме использования теплоты (рисунок 1.56) лишь усугубляет ситуацию и КПД в таком случае уменьшается до44 %. Получить максимальный уровень экономичности удается за счет перехода к схеме параллельного использования теплоты уходящих газов, представленной на рисунке 1.57, КПД которой достигает 50 %.Рисунок 1.55 – Тепловая схема использования выхлопных газов ГТУ для перегрева свежего пара и подогрева питательной воды76Рисунок 1.56 – Последовательная тепловая схема использования теплоты уходящих газов ГТУдля перегрева свежего пара и подогрева питательной водыРисунок 1.57 – Параллельная тепловая схема использования теплоты уходящих газов ГТУ дляперегрева свежего пара и подогрева питательной воды770,470,470,470,420,420,420,370,370,370,320,320,320,27300 350 400 450 500 550 600tпе, °Сηпгуηптуа) для перегрева свежегопара и питательной воды0,270,27300 350 400 450 500 550 600tпе, °Сηпгуηптуб) для последовательного перегрева свежего пара, пара промежуточного перегрева и питательной воды300 350 400 450 500 550 600tпе, °Сηпгуηптув) для параллельногоперегрева свежего пара ипара после ЦВДРисунок 1.58 – Зависимости экономичности парогазовых и паротурбинных установок от температуры начального перегрева параСхема, подобная изображенной на рисунке 1.56, предлагается и автором работы [228].
Разница состоит лишь в том, что реализация указанной схемы предполагается на базе реактораВБЭР-300 существенно меньшей мощности.1.5.2 АЭС с огневым перегревом параВпервые применение огневого перегрева пара на АЭС было вынужденной мерой борьбы сбольшой влажностью пара в турбинах, вызывающей трудности при их эксплуатации. Кроме того, применение перегретого пара позволяло решить проблему пропускной способности турбин,поскольку обеспечивало возможность строительства станции эквивалентной мощности, но сменьшим расходом свежего пара.
На рисунке 1.59 представлена тепловая схема АЭС ИндианПоинт (Indian Point Energy Center) с водоохлаждаемым реактором. На этой электростанции реализован огневой перегрев пара в специальном внешнем по отношению к реакторной установкепароперегревателе, использующем теплоту сгорания органического топлива. Сравнительныехарактеристики электростанций на насыщенном паре и с огневым перегревом пара приведены втаблице 1.11.Из анализа характеристик станций, приведенных в таблице 1.11 следует, что несмотря нападение давления пара, вызванное введением добавочного сопротивления (огневого пароперегревателя) в паровой тракт, огневой перегрев приводит к существенному увеличению эффек-78тивности выработки электроэнергии и возрастанию электрической мощности при сравнительнонебольших капитальных затратах.Рисунок 1.59 – Тепловая схема АЭС с огневым перегревом Индиан-ПоинтТаблица 1.11 – Сравнение влажнопаровой АЭС и АЭС с огневым перегревом параПоказатели станцийНачальное давление пара, атмНачальная температура пара, °СЭлектрическая мощность, МВтУдельный расход тепла, ккал/кВт·чКПД станцииСтоимость станции*, млн.
$Удельные капитальные затраты*, $/кВтСтоимость электроэнергии*, $/(100 кВт·ч)С насыщеннымпаром28,5230163325026,5773221,75С огневым перегревом26538275269631,8902331,32* – Ценовые показатели указаны на момент строительства и функционирования АЭСДополнительные затраты на строительство огневого пароперегревателя оказываются меньшими, чем на строительство тепловой электростанции мощностью, эквивалентной приростумощности в результате введения огневого перегрева. Таким образом, строительство АЭС с огневым пароперегревателем оказывается целесообразным.
Поскольку подвод теплоты в огневомпароперегревателе осуществляется при высоком среднем уровне температуры, тепловая эффективность дополнительного участка цикла оказывается достаточно высокой и составляет длярассматриваемой станции по данным [235] 44,3 %. Таким образом, несмотря на то, что внешнийперегрев пара не приводит к повышению эффективности использования ядерного топлива, егоприменение можно считать целесообразным, поскольку оно ведет к использованию теплотысгорания ископаемых видов топлива с достаточно высоким КПД даже при столь низких в срав-79нении с современной энергетикой параметрах пара, генерируемого в парогенераторах ядерныхпаропроизводящих установок.Еще одним способом, относящимся к огневому перегреву, является перегрев пара в водородной камере сгорания, использование которой обладает неоспоримым преимуществом передприменением традиционных методов перегрева пара, поскольку позволяет достигнуть практически любого уровня начальной температуры пара вплоть до 3500 °С, что дает возможностьсущественно повысить термодинамический КПД цикла.
Практически значимым же интерваломтемператур для современного уровня развития энергетического машиностроения является промежуток от 700-760 °С (уровень температур, характерный для перспективных котельных установок) до 1300-1500 °С (уровень температур, достигнутый в современном газотурбостроении).Такие высокие температуры пара могут быть получены за счет того, что передача теплоты в водородно-кислородном парогенераторе отсутствует, что снимает ограничение начальной температуры пара, обусловленное жаропрочностью используемых в котельной технике материалов.Кроме того, использование водорода в качестве топлива в энергетике не приводит к росту экологической нагрузки на окружающую среду, вызванную выбросами диоксида углерода, оксидов азота и других загрязняющих веществ, образующихся в процессе сжигания ископаемыхтоплив.
![](https://s.studizba.com/z.php?f=/templates/si/i/noavatar.png&w=100&h=100&t=1"){kind=avatar}
