Изобретение относится к области атомной теплотехники и призвано повысить эффективность выработки электроэнергии за счёт присоединения к тепловой схеме уже работающих паротурбинных блоков нового высокотемпературного блока.

УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ

Первое «ядерное электричество» было получено в США в 1952 г. С этого времени производство электроэнергии на атомных электростанциях (АЭС) неуклонно увеличивается, хотя после тяжелых аварий на АЭС в мире наблюдается осторожное отношение к этому варианту энергетики.

В настоящее время в 88 странах мира работает 437 ядерных энергоблоков и строится еще около 52. Их доля в мировом производстве электроэнергии составляет 22%. В Российской Федерации эксплуатируются 11 АЭС. По прогнозу Международного агентства по атомной энергии, к 2050-му году производство электроэнергии всеми АЭС мира вырастет в худшем случае на 45%, в лучшем - в 2,2 раза. При этом доля атомной энергетики от всех источников будет находиться в диапазоне 5,7-11,2% (в настоящее время 10,4%). Такая динамика со всей очевидностью свидетельствует о том, что именно атомные электростанции могут в будущем стать основным источником энергоснабжения в мировой экономике.

Однако, по сравнению с ТЭС, АЭС обладают двумя серьезными недостатками:

- во-первых, их КПД на 10-12% оказывается ниже КПД ТЭС, так как они работают на низких начальных параметрах пара, генерируемого в парогенераторе существующих реакторов (начальное давление Ро = 6,5 МПа, начальная температура to = 300 °С). Для сравнения параметры пара на современных ТЭС - начальное давление Ро = 24-30 МПа, начальная температура to = 580-650 °С. Проблема состоит в том, что реакторный парогенератор АЭС по своему функциональному назначению представляет собой энергетический котел без пароперегревателя, так как современные реакторы не имеют технической возможности повысить начальную температуру пара во влажно -паровой турбине более 300 °С;

- во-вторых, энергоблоки АЭС не могут работать в режимах значительного изменения электрической нагрузки по причине невозможности быстрого изменения режимов работы реактора.

В связи с низкой начальной температурой пара низким является и электрический КПД блоков АЭС, находящийся на уровне 35%. Изменить эту ситуацию, не затрагивая оборудования действующих блоков АЭС, было предложено в патенте RU2661341C1 (Зарянкин А.Е. Гибридная АЭС с дополнительной высокотемпературной паровой турбиной, опубликовано 16.07.2018) путём перехода к гибридным АЭС.

В патенте RU2661341C1 раскрыта гибридная АЭС, которая содержит последовательно соединенные ядерный реактор, низкотемпературный реакторный парогенератор, низкотемпературную паровую турбину с сепаратором-пароперегревателем, конденсатор, конденсатный насос, регенеративные подогреватели низкого давления, деаэратор, питательный насос и подогреватель высокого давления. При этом к основной низкотемпературной паровой турбине присоединяется высокотемпературный паротурбинный блок с котлом-пароперегревателем, использующий для перегрева часть пара, идущего из реакторного парогенератора, теплоту сгорания органического топлива. Перегретый высокотемпературный пар направлен к высокотемпературной паровой турбине, присоединенной к стандартной АЭС и общему реакторному парогенератору. Эта запатентованная энергетическая установка гибридной АЭС, была выбрана за ближайший аналог предлагаемого изобретения.

Гибридная АЭС по патенту RU2661341C1 позволяет заметно расширить диапазон регулирования нагрузок без нарушения режима работы реактора и увеличить КПД такой гибридной АЭС до 44% при полной нагрузке второго блока.

Кроме того, мощность присоединенного энергоблока N2 зависит от количества насыщенного пара, отведенного из паропровода, питающего основную влажно-паровую турбину. При работе такой гибридной АЭС уменьшение мощности основного энергоблока на DN, в связи с отводом пара к присоединенному энергоблоку, не только полностью компенсируется мощностью N2 присоединенной высокотемпературной турбины, но и увеличивается в 2 раза, за счет двойного увеличения располагаемого теплоперепада энтальпий в высокотемпературной турбине, то есть N2 = 2 AN. Таким образом, общая мощность альтернативной гибридной АЭС увеличивается на величину, равную DN кВт.

Однако, при этом следует отметить несколько существенных недостатков.

1. Присоединенный дополнительный блок работает при верхнем диапазоне начальных температур пара, превышение которого ведет не к увеличению, а к снижению КПД цикла, так как при начальном давлении Роп=5,2 МПа, давлении в конденсаторе р _к =4,5 кПа и КПД турбины h _O3 =0,88 при повышении температуры ton свыше 650°С из последней ступени выходит перегретый пар, не совершающий работы. При этом снижение начального давления пара перед его входом в паровую турбину второго блока с 6,5 МПа после реактора до 5,2 МПа обусловлено потерей давления во внешнем пароперегревателе. КПД влажно-паровой турбины основного блока при работе на сниженных расходах пара падает, в основном за счет уменьшения экономичности цилиндра низкого давления. 2. Гибридная АЭС, в этом случае, будет представлять собой два паротурбинных блока с индивидуальной для каждого блока системой регенеративного подогрева низкого давления (ПНД), индивидуальной системой конденсации и очистки, а также системы регенеративных подогревателей высокого давления (ПВД). При этом, капитальные затраты при строительстве присоединенного высокотемпературного блока окажутся соизмеримыми с затратами стандартной ТЭС той же производительности.

Для решения обозначенных проблем предлагается принципиально новое техническое решениет

К работающей влажно-паровой турбине присоединяют новый высокотемпературный энергоблок с противодавлеческой двухступенчатой турбиной по тепловой схеме Зарянкина. Предлагаемое решение не содержит описываемых выше недостатков и сохраняет все преимущества гибридной схемы АЭС.

РАСКРЫТИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Техническим результатом, которого позволяет достичь предлагаемое изобретение, является:

- увеличение мощности АЭС при одновременном увеличении ее экономичности,

- обеспечение возможности использования имеющихся технологий действующих АЭС и эксплуатационное освоение без нарушения режимов работы реактора,

- повышение эксплуатационной надежности гибридной двухблочной

АЭС.

Кроме того, предлагаемое изобретение позволяет достичь существенного снижения капитальных затрат на строительство высокотемпературного присоединенного блока по сравнению с прототипом.

Отмеченные технические результаты достигаются предлагаемой гибридной двухблочной АЭС по тепловой схеме Зарянкина, содержащей два блока, основной влажно-паровой блок I и присоединенный высокотемпературный блок II, включающая последовательно соединенные низкотемпературную влажно-паровую турбину с сепаратором- подогревателем, в которую пар поступает из низкотемпературного реакторного парогенератора, конденсатор, конденсатный насос, регенеративные подогреватели низкого давления, деаэратор, питательный насос и регенеративные подогреватели высокого давления, при этом к основной влажно-паровой турбине присоединена высокотемпературная противодавленческая турбина с внешним пароподогревателем со сверхкритическими параметрами, отличающейся тем, что пар, покидающий присоединённую высокотемпературную противодавленческую турбину, поступает в линию подвода пара от сепаратора-пароперегревателя к цилиндру низкого давления основной влажно-паровой турбины и совместно с паром основной влажно-паровой турбины конденсируется в конденсаторе основного влажно-парового турбинного блока, при этом присоединенный высокотемпературный блок состоит только из внешнего пароперегревателя, двухцилиндровой паровой турбины с цилиндрами высокого и среднего давлений и электрогенератора, а основная влажно-паровая турбина и присоединенная высокотемпературная противодавленческая турбина имеют единую систему регенеративного подогрева питательной воды и общий деаэратор.

Греющим агентом во внешнем пароперегревателе является перегретый пар до температуры 580-650°С.

На линии подвода оборотной питательной воды к реакторному парогенератору установлен регулятор температуры, обеспечивающий дополнительный нагрев питательной воды высокотемпературный паром от подвода пара к турбине присоединенного блока.

Абсолютный электрический КПД установки составляет 48-51 %. Нагрузка гибридной АЭС меняется в пределах половинной мощности присоединенной турбины без нарушения режима работы реактора и расчетного режима цилиндра низкого давления влажно-паровой турбины.

При использовании для перегрева пара теплоты сгорания водородного топлива полностью сохраняется экологическая чистота производства электроэнергии на базе действующих реакторов.

КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ

На Фиг. 1 показана тепловая схема гибридной АЭС.

СУЩНОСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Предложена гибридная двухблочная АЭС по тепловой схеме Зарянкина, которая состоит из двух неразрывно связанных между собой блоков: основного влажно-парового блока - Блок I, и присоединенного высокотемпературного блока - Блок II.

На тепловой схеме (Фиг. 1) показаны следующие конструкционные элементы предлагаемой гибридной двухблочной АЭС: цилиндры высокого давления влажно-паровой турбины - ЦВД (1), цилиндры низкого давления влажно-паровой турбины - ЦНД (2), электрогенератор влажно-паровой турбины (3), сепаратор-пароперегреватель (4), конденсатор влажно-парой турбины (5), конденсатный насос (6), регенеративные подогреватели низкого давления - ИНД (7), деаэратор (8), питательный насос (9), регенеративные подогреватель высокого давления - ПВД (10), внешний пароперегреватель (11), цилиндр высокого давления присоединенной высокотемпературной противодавленческой турбины - ЦВД (12), цилиндр среднего давления присоединенной высокотемпературной противодавленческой турбины - ЦСД (13), электрогенератор присоединенной высокотемпературной противодавленческая турбины (14), паропровод свежего пара от реакторного парогенератора (15), паропровод свежего пара для влажно-паровой турбины (16), паропровод свежего пара от реакторного парогенератора к внешнему пароперегревателю (17), регулятор температуры питательной воды (18) и трубопровод питательной воды, идущий от основного и присоединительного блоков к реакторному парогенератору (19).

Предложенная гибридная двухблочная АЭС состоит из связанных между собой паропроводами блоков I и II и работает следующим образом.

Свежий пар в количестве Go от реакторного парогенератора при давлении Roi=6,3 МПа и температуре toi= 288-290°С по паропроводу (15) подводится к гибридной АЭС и делится на две части. Одна его часть в количестве G1 идет по паропроводу (16) идет в ЦВД (1) и затем в ЦНД (2). Вращающийся вал турбины блока I соединен с электрогенератором (3).

Для уменьшения влагосодержания в проточной части влажно-паровой турбины между ЦВД (1) и ЦНД (2) установлен сепаратор -перегреватель (4). Пар конденсируется в конденсаторе (5) и с помощью конденсатного насоса (6) подается на регенеративные подогреватели низкого давления (7), после которых направляется на дегазацию в деаэратор (8). Очистка всего конденсата в деаэраторе (8) от растворенных в нем газов происходит за счет вскипания при подогреве паром от ЦВД (1). Дегазированный конденсат собирается в баке деаэратора (8) и с помощью питательного насоса (9) через регенеративные подогреватели высокого давления (10) направляется в реакторный парогенератор при температуре 275 °С.

Другая часть пара в количестве G2 направляется во внешний пароперегреватель (11), использующий теплоту сгорания органического или водородного топлива, где перегревается до Тог=620-650 °С и при давлении РО2=5,2 Мпа подводится к ЦВД (12), после которой поступает в ЦСД (13).

После ЦСД (13) пар при параметрах, характерных для пара, поступающего после сепаратора-перегревателя (4) направляется в ЦНД (2) влажно-паровой турбины.

Таким образом, режим работы ЦНД (2), независимо от соотношения расходов Gi HG2, остается неизменным и соответствует режимам работы действующих гибридных АЭС на расчетной нагрузке. При работе предлагаемой гибридной АЭС меняется только расход пара через ЦВД (1). Т.е. предлагаемой техническое решение позволяет сохранить всю структуру действующей влажно-паровой турбины.

Для ликвидации возможного недогрева питательной воды, поступающей обратно в реакторный парогенератор, в трубопроводе (19) установлен регулятор температуры (18), который также обеспечивает подогрев питательной воды высокотемпературным паром, покидающим внешний пароперегреватель (11). Дополнительная электроэнергия от избыточной теплоты генерируется в присоединенной высокотемпературной противодавленческой турбине. Вращающийся вал турбины блока II соединен с электрогенератором (14).

При работе такой гибридной АЭС уменьшение мощности основного энергоблока на DN, в связи с отводом пара G2 к присоединенному энергоблоку, не только полностью компенсируется мощностью N2 присоединенной высокотемпературной турбины, но и увеличивается в 2 раза, за счет двойного увеличения располагаемого теплоперепада энтальпий в высокотемпературной турбине, то есть N2 = 2 AN.

Применительно к работающему энергоблоку АЭС, на базе реактора ВВЭР- 1000 с влажно-паровой турбиной мощностью Ni = 1000 МВт и присоединенной высокотемпературной противодавленческой турбиной мощностью N2 = 1000 МВт, при разгрузке основного блока на 50% общая мощность гибридной АЭС составит N = 0,5·Ni + N2 = 1500 МВт. При этом КПД присоединенного энергоблока достигает 51% (прирост КПД происходит за счет того, что в этой тепловой схеме не приходится использовать дополнительный источник теплоты для испарения воды), что на 5-6% выше КПД лучших паротурбинных энергоблоков ТЭС.

При такой мощности присоединенной высокотемпературной противодавленческой турбины диапазон регулирования нагрузки гибридной АЭС без нарушения режимов работы реактора составляет 33% (порядка 500 МВт). Соответственно, суммарная мощность гибридной АЭС составит 1500 МВт, а прирост мощности составит 500 МВт.

Таким образом, предлагается гибридная АЭС позволяет использовать оборудование действующих АЭС с сохранением неизменной всей исходной тепловой схемы влажно-паровой турбины АЭС.

Кроме того, разработанное решение позволяет увеличить мощность существующих АЭС, как минимум в 1,5 раза, при одновременном увеличении их КПД до уровня экономичности современных ТЭС (абсолютный электрический КПД установки составляет 48-51 %) и предельно упростить тепловую схему присоединённой паровой турбины.

Практическая реализация предполагаемого решения осуществляется с использованием уже имеющихся технологии. Наконец, следует особо отметить повышение эксплуатационной надежности двухблочнои АЭС, так как она при Go= Gi допускает полную остановку присоединенного блока без остановки реактора.

При этом капитальные затраты при строительстве обычной тепловой электростанции мощностью в 500 МВт окажутся, как минимум на порядок выше затрат по введению в эксплуатацию присоединенной высокотемпературной двухцилиндровой паровой турбины с электрогенератором. Организация и внедрение тепловой схемы и нового оборудования в эксплуатацию не требуют остановки действующих энергоблоков АЭС.