ПАРОГАЗОВАЯ УСТАНОВКА НА БАЗЕ АЭС

Изобретение относится к области теплоэнергетики, преимущественно к атомной энергетике и предназначено для использования на паротурбинных установках атомных электростанций (АЭС) двухконтурного типа с водо-водяными энергетическими реакторами (ВВЭР), в частности, изобретение может быть применено на серийных и проектируемых отечественных энергоблоках АЭС при необходимости получения в них дополнительной мощности.

Изобретение представляется актуальным в свете энергетической стратегии Российской Федерации, направленной на дальнейшее повышение эффективности и безопасности АЭС с реакторами типа ВВЭР-1000, с одной стороны, и направлено на решение проблемы достаточной маневренности для обеспечения регулировочного диапазона в энергосистемах с высокой долей АЭС, с другой.

Известна паротурбинная установка (А.с. СССР №1133428, опубл. 07.01.85) АЭС с аккумулятором фазового перехода (АФП) и пиковой паровой турбиной без регенерации, где в период минимума графика электрической нагрузки запасенный конденсат греющего пара, направляется в аккумулирующую емкость, соединенную паропроводом с парогенератором. В период максимума электрической нагрузки горячая вода из емкости при постоянном давлении поступает в АФП, где за счет аккумулированного тепла генерируется пар, который направляется в пиковую турбину.

Недостатком известной установки является то, что генерируемый пар АФП поступает в пиковую паровую турбину с низкими параметрами, а это приводит к уменьшению выработки электрической энергии, следовательно, снижению эффективности.

Наиболее близким к заявленному техническому решению является паро-газовая установка (А.с. СССР №1060798, опубл. 15.12.83), содержащая паровую турбину с цилиндрами высокого и низкого давления, соединенными между собой паропроводом с включенными в него сепаратором, имеющим линию отвода воды, и промежуточным паропаровым пароперегревателем, и парогазовый промежуточный пароперегреватель, подключенный к тракту отработавших газов газовой турбины, при этом установка снабжена дополнительным теплообменником, включенным по нагреваемой стороне между линией отвода воды и паропроводом перед цилиндром низкого давления, по греющей - подключенным к тракту отработавших газов газовой турбины, а парогазовый промежуточный пароперегреватель подключен к паропроводу между цилиндрами высокого и низкого давления параллельно паропаровому пароперегревателю.

К недостаткам такой установки следует отнести относительно невысокий разгрузочный диапазон. Из-за глубокой разгрузки газотурбинной установки (ГТУ) в часы провала графика электрической нагрузки включение парогазового промежуточного пароперегревателя неэффективно. Безвариативность данной схемы комбинирования не позволяет вытеснять только потоки свежего пара на вторую ступень и отборного пара из цилиндра высокого давления на первую ступень паропарового пароперегревателя. Также не был предложен вариант перегрева свежего пара перед цилиндром высокого давления отдельно и одновременно с замещением промежуточного паропарового перегревателя на парогазовый промежуточный перегреватель, что позволило бы увеличить мощность парогазовой установки.

Задачей настоящего изобретения является получение дополнительной мощности, повышение эксплуатационной гибкости и маневренности парогазовой установки с глубокой утилизацией отработавших газов ГТУ.

Техническим результатом предлагаемого изобретения является повышение коэффициента установленной мощности энергоблока АЭС при одновременном расширении регулировочного диапазона всей парогазовой установки.

Поставленная задача достигается тем, что парогазовая установка на базе АЭС, содержащая паровую турбину с цилиндрами высокого и низкого давления, соединенными между собой паропроводом с последовательно включенными в него сепаратором и двухступенчатым промежуточным паропаровым перегревателем, подогреватель высокого давления, газотурбинную установку, снабженную, по крайней мере, одной газовой турбиной, камерой сгорания и, по крайней мере, одним компрессором, установленным на валу газовой турбины, газоводяной теплообменник, подключенный по греющей стороне к тракту отработавших газов газовой турбины, а по нагреваемой - к трубопроводу питательной воды парового цикла и установленный последовательно или параллельно подогревателю высокого давления, согласно техническому решению содержит, по крайней мере, один бак-аккумулятор, пиковую турбину, дожигающее устройство, систему аккумуляторов фазового перехода связанную по газу на входе газопроводом с дожигающим устройством, на выходе - газопроводом с газоводяным теплообменником, а по пару - на входе соединительными трубопроводами с паропроводом свежего пара, с паропроводом после сепаратора, с паропроводом после первой ступени паропарового перегревателя, через расширитель горячей воды с баком-аккумулятором, а на выходе - соединительными трубопроводами с паропроводом свежего пара, с паропроводом между второй ступенью паропарового перегревателя и цилиндром низкого давления, с баком-аккумулятором, с пиковой турбиной, дожигающее устройство на входе соединено с газопроводом отработавших газов газовой турбины, на выходе - с системой аккумуляторов фазового перехода, и снабжено байпасным газопроводом с запорной арматурой.

Кроме этого, система аккумуляторов фазового перехода выполнена в виде отсекающихся запорной арматурой секций с возможностью цикличной зарядки и разрядки аккумуляторов. Также предлагаемая парогазовая установка на базе АЭС содержит расширитель горячей воды, расположенный на соединительном трубопроводе между системой аккумуляторов фазового перехода и баком-аккумулятором.

Заявляемое изобретение пояснено чертежом: фиг.1 - схема парогазовой установки на базе АЭС.

Позициями на чертеже обозначены:

1 - цилиндр высокого давления; 2 - цилиндр низкого давления; 3 - сепаратор; 4 - двухступенчатый паропаровой перегреватель; 5 - дожигающее устройство; 6 - компрессор; 7 - камера сгорания; 8 - газовая турбина; 9 - электрогенератор газовой турбины; 10 - газопровод отработавших газов газовой турбины; 11 - газоводяной теплообменник; 12 - подогреватель высокого давления; 13 - пиковая турбина; 14 - электрогенератор пиковой турбины; 15 - электрогенератор паровой турбины; 16 - система аккумуляторов фазового перехода (САФП); 17 - бак-аккумулятор; 18 - расширитель горячей воды; 19 - паропровод свежего пара из парогенератора; 20 - паропровод между цилиндрами высокого и низкого давления; 21, 34 - байпасный газопровод; 22 - газопровод между дожигающим устройством и системой аккумуляторов фазового перехода; 23, 24 - паропроводы к двухступенчатому паропаровому перегревателю; 25, 26, 27, 28, 29, 30, 31 - соединительные трубопроводы к системе аккумуляторов фазового перехода; 32 - паропровод к пиковой турбине; 33 - газопровод к газоводяному теплообменнику; 35 - газопровод к дымовой трубе; 36, 37 - трубопроводы к газоводяному теплообменнику; 38 - отбор пара ЦВД к подогревателю высокого давления; 39, 40 - трубопровод питательной воды; 41 - камера смешения питательной воды; 42 - паропровод к конденсатору пиковой турбины; 43 - паропровод к основному конденсатору; 44 - дополнительный отбор пара цилиндра низкого давления.

Парогазовая установка на базе АЭС включает паровую турбину, газотурбинную установку (ГТУ), дожигающее устройство 5, связанное с газовой турбиной 8 ГТУ, систему аккумуляторов фазового перехода (САФП) 16, газоводяной теплообменник 11, бак-аккумулятор 17 и пиковую турбину 13. Паровая турбина состоит из цилиндров высокого 1 и низкого давления 2, установленных на одном валу с электрогенератором паровой турбины 15. Цилиндры 1, 2 между собой соединены паропроводом 20, на котором по ходу пара установлены сепаратор 3 и двухступенчатый паропаровой перегреватель 4. Цилиндр высокого давления 1 связан паропроводом свежего пара 19 с парогенератором. Цилиндр низкого давления 2 снабжен дополнительным отбором пара 44 и связан с основным конденсатором паровой турбины паропроводом 43. Двухступенчатый паропаровой перегреватель 4 по греющей стороне на входе связан паропроводами 23 и 24 с паропроводом свежего пара 19 и с цилиндром высокого давления 1, соответственно, а по нагреваемой стороне - на входе связан паропроводом 20 с цилиндром высокого давления 1, на выходе - паропроводом 20 с цилиндром низкого давления 2. Газотурбинная установка снабжена газовой турбиной 8, соединенной последовательно с камерой сгорания 7 и компрессором 6, установленным на одном валу с газовой турбиной 8 и электрогенератором газовой турбины 9. Газовая турбина 8 на входе связана с камерой сгорания 7, а на выходе - трактом отработавших газов 10 с дожигающим устройством 5. Дожигающее устройство 5 снабжено байпасным газопроводом 21 с запорной арматурой. Система аккумуляторов фазового перехода (САФП) 16 выполнена в виде секций, содержащих 2-3 аккумулятора. Каждая секция отсекается запорной арматурой от газопроводов и паропроводов подведенных к САФП, что дает возможность цикличной зарядки и разрядки аккумуляторов. Система аккумуляторов фазового перехода 16 связана по газу на входе газопроводом 22 с дожигающим устройством 5, на выходе - газопроводом 33 с газоводяным теплообменником 11. По пару САФП связана на входе соединительным трубопроводом 25 с паропроводом свежего пара 19, соединительным трубопроводом 29 с паропроводом 20 после сепаратора 3, соединительным трубопроводом 31 с паропроводом 20 после первой ступени паропарового перегревателя 4, соединительным трубопроводом 28 через расширитель горячей воды 18 с баком-аккумулятором 17, а на выходе - соединительным трубопроводом 26 с паропроводом свежего пара 19, соединительным трубопроводом 30 с паропроводом 20 между второй ступенью паропарового перегревателя 4 и цилиндром низкого давления 2, соединительным трубопроводом 27 с баком-аккумулятором 17, соединительным паропроводом 32 с пиковой турбиной 13. Газоводяной теплообменник 11 снабжен байпасным газопроводом 34, и связан по газу на входе газопроводом 33 с системой аккумуляторов фазового перехода 16, на выходе - газопроводом 35 с дымовой трубой, а по воде связан на входе трубопроводом 36 с трубопроводом питательной воды 39, на выходе - трубопроводом 37 с камерой смешения 41, расположенной на трубопроводе питательной воды 40 за подогревателем высокого давления 12. Подогреватель высокого давления 12 по нагреваемой стороне на входе связан трубопроводом питательной воды 39 с деаэратором, а на выходе - трубопроводом питательной воды 40 с камерой смешения 41, по греющей стороне - отбором пара 38 с цилиндром высокого давления 1. Пиковая турбина 13, установлена на одном валу с электрогенератором пиковой турбины 14, и соединена паропроводом 43 с конденсатором пиковой турбины. Трубопроводы и газопроводы к системе аккумуляторов фазового перехода и трубопроводы 10, 19-40, 44 снабжены запорной арматурой, обеспечивающей работу установки по заданному технологическому циклу.

Заявляемое устройство работает следующим образом.

Парогазовая установка на базе АЭС обладает высокой гибкостью в эксплуатации. При этом за счет вариаций в схеме комбинирования достигается оптимальный временной режим покрытия переменной нагрузки. Установка способна разгружаться, работать в номинальном режиме и с повышенной мощностью, а также в режимах слежения за нагрузкой, обеспечивая стабильно высокую загрузку атомного энергоблока.

В период спада электрической нагрузки парогазовая установка на базе АЭС может работать одним из следующий способов:

1. Паровая турбина парогазовой установки на базе АЭС работает на пониженной мощности, для чего пар дополнительно отбирают из паропровода свежего пара 19 по паропроводу 25 для нагрева теплоаккумулирующего вещества в системе аккумуляторов фазового перехода 16, далее образовавшийся конденсат, пройдя по соединительному трубопроводу 27, поступает в бак-аккумулятор 17. Промежуточный перегрев пара между цилиндрами высокого давления 1 и низкого давления 2 паровой турбины производят в двухступенчатом паропаровом перегревателе 4 паром из отбора ЦВД 1, поступающим по паропроводу 24, и свежим паром из парогенератора, поступающим по трубопроводу 23. Потери рабочего тела в паротурбинном цикле частично восполняют химочищенной водой. Время, затрачиваемое на нагрев теплоаккумулирующего вещества обусловлено периодом минимума графика электрической нагрузки турбоустановки и (или) располагаемой мощностью зарядки. Газотурбинная установка работает в режиме холостого хода, пиковая турбина 13 и дожигающее устройство 5 при этом отключены. Запорная арматура на газопроводах к системе аккумуляторов фазового перехода 16, трубопроводах 26, 28-32, 36, 37, 44 и газопроводах 10, 22, 33-35 закрыта.

С повышением электрической нагрузки АЭС переводят на номинальный режим, поднимают мощность газотурбинной установки от режима холостого хода до 30-50% номинальной мощности. Открывают запорную арматуру на газопроводах к системе аккумуляторов фазового перехода 16 и закрывают задвижки на трубопроводах 25, 27. Отработавшие газы по газопроводу 10 подают сначала в дожигающее устройство 5, где газы подогреваются до требуемой температуры и затем по газопроводу 22 поступают в систему аккумуляторов фазового перехода 16. Если теплообмен в 16 возможен и без включения дожигающего устройства 5, то дожигающее устройство 5 отключают с помощью запорной арматуры, и отработавшие газы из газовой турбины 8 сразу подают в систему аккумуляторов фазового перехода 16 по байпасному газопроводу 21. После отдачи части теплоты для расплава теплоаккумулирующего вещества, отработавшие газы направляют на подогрев питательной воды в газоводяном теплообменнике 11, частично или полностью вытесняя подогреватель высокого давления (ПВД) 12. Газоводяной теплообменник 11 можно включать как последовательно с подогревателем высокого давления 12, так и параллельно (Теплоэнергетика. - 1981. - №10 - С.57-58). В случае параллельной работы газоводяного теплообменника 11 и ПВД 12 потоки из них направляют в камеру смешения 41. Запорная арматура на трубопроводах 36, 37 при этом открыта. Отбор пара 38 из ЦВД 1 к подогревателю высокого давления 12 регулируется в зависимости от степени замещения.

2. Паровая турбина парогазовой установки на базе АЭС работает со сниженной на 5-10% мощностью, а ГТУ - на номинальной мощности. Пиковая турбина 13 при этом отключена. Промежуточный перегрев пара между цилиндрами высокого давления 1 и низкого давления 2 паровой турбины производят в двухступенчатом паропаровом перегревателе 4 паром из отбора ЦВД 1, поступающим по паропроводу 24 и свежим паром из парогенератора, поступающим по трубопроводу 23. Запорная арматура на трубопроводах 25-32, 38, 44 и к системе аккумуляторов фазового перехода 16 закрыта, а на газопроводах 10, 22, 33, 35 - открыта. Отработавшие газы по газопроводу 10 подают сначала в дожигающее устройство 5, где газы подогреваются до требуемой температуры и затем по газопроводу 22 поступают в систему аккумуляторов фазового перехода 16. Если теплообмен в 16 возможен и без включения дожигающего устройства 5, то дожигающее устройство 5 отключают с помощью запорной арматуры, и отработавшие газы из газовой турбины 8 сразу подают в систему аккумуляторов фазового перехода 16 по байпасному газопроводу 21. Время, затрачиваемое на нагрев и расплавление теплоаккумулирующего вещества, обусловлено периодом минимума графика электрической нагрузки турбоустановки и (или) располагаемой мощностью зарядки. После отдачи части теплоты для расплава теплоаккумулирующего вещества, отработавшие газы направляют на подогрев питательной воды в газоводяном теплообменнике 11, частично или полностью вытесняя подогреватель высокого давления (ПВД) 12. Газоводяной теплообменник 11 можно включать как последовательно с подогревателем высокого давления 12, так и параллельно (Теплоэнергетика. - 1981. - №10 - С.57-58). В случае параллельной работы газоводяного теплообменника 11 и ПВД 12 потоки из них направляют в камеру смешения 41. Запорная арматура на трубопроводах 36, 37 при этом открыта. Отбор пара 38 из ЦВД 1 к подогревателю высокого давления 12 регулируется в зависимости от степени замещения.

3. Система аккумуляторов фазового перехода 16 имеет два типа аккумуляторов с разными теплоаккумулирующими веществами: одно с температурой плавления 252°С, а другое - более 400°С (например, для LiOH t_пл=471°С). Паровая турбина парогазовой установки на базе АЭС работает на пониженной мощности, при этом пар дополнительно отбирают из паропровода свежего пара 19 по паропроводу 25 для нагрева теплоаккумулирующего вещества в. системе аккумуляторов фазового перехода 16, далее образовавшийся конденсат, пройдя по соединительному трубопроводу 27, поступает в бак-аккумулятор 17. Промежуточный перегрев пара между цилиндрами высокого давления 1 и низкого давления 2 паровой турбины производят в двухступенчатом паропаровом перегревателе 4 паром из отбора ЦВД 1, поступающим по паропроводу 24, и свежим паром из парогенератора, поступающим по трубопроводу 23. Потери рабочего тела в паротурбинном цикле частично восполняют химочищенной водой. Газотурбинная установка работает в режиме холостого хода, пиковая турбина 13 и дожигающее устройство 5 при этом отключены. Запорная арматура на газопроводах к системе аккумуляторов фазового перехода 16, трубопроводах 26, 28-32, 36, 37, 44 и газопроводах 10,22, 33-35 закрыта.

Аккумуляторы с теплоаккумулирующим веществом, температура плавления которого 252°С, за ночной провал электрической нагрузки заряжается полностью. В другом же типе аккумуляторов теплоаккумулирующее вещество нагревается от свежего пара паровой турбины. Полная зарядка таких аккумуляторов происходит в утренний максимум от отработавших газов газовой турбины 8, когда газотурбинная установка работает в номинальном режиме, одновременно с разрядкой первого типа аккумуляторов. Открывают запорную арматуру на газопроводах к системе аккумуляторов фазового перехода 16 и закрывают задвижки на соединительных трубопроводах 25, 27. Отработавшие газы по газопроводу 10 подают сначала в дожигающее устройство 5, где газы подогреваются до требуемой температуры и затем по газопроводу 22 поступают в систему аккумуляторов фазового перехода 16. Если теплообмен в 16 возможен и без включения дожигающего устройства 5, то дожигающее устройство 5 отключают с помощью запорной арматуры, и отработавшие газы из газовой турбины 8 сразу подают в систему аккумуляторов фазового перехода 16 по байпасному газопроводу 21. После отдачи части теплоты для расплава теплоаккумулирующего вещества, отработавшие газы направляют на подогрев питательной воды в газоводяном теплообменнике 11, частично или полностью вытесняя подогреватель высокого давления (ПВД) 12. Газоводяной теплообменник 11 можно включать как последовательно с подогревателем высокого давления 12, так и параллельно (Тепло-энергетика. - 1981. - №10 - С.57-58). В случае параллельной работы газоводяного теплообменника 11 и ПВД 12 потоки из них направляют в камеру смешения 41. Запорная арматура на трубопроводах 36, 37 при этом открыта. Отбор пара 38 из ЦВД 1 к подогревателю высокого давления 12 регулируется в зависимости от степени замещения.

4. Система аккумуляторов фазового перехода 16 заряжена в вечерний максимум нагрузки от отработавших газов ГТУ. Паровая турбина парогазовой установки на базе АЭС работает со сниженной на 5-10% мощностью, газотурбинная установка работает в режиме холостого хода, пиковая турбина 13 и дожигающее устройство 5 при этом отключены. Промежуточный перегрев пара между цилиндрами высокого давления 1 и низкого давления 2 паровой турбины производят в двухступенчатом паропаровом перегревателе 4 паром из отбора ЦВД 1, поступающим по паропроводу 24, и свежим паром из парогенератора, поступающим по трубопроводу 23. Запорная арматура на газопроводах к системе аккумуляторов фазового перехода 16, трубопроводах 25-32, 36, 37, 44 и газопроводах 10, 22, 33-35 закрыта.

В дневные часы графика электрической нагрузки дополнительную мощность парогазовой установки на базе АЭС вырабатывают одним из следующих способов.

1. Газотурбинная установка работает в номинальном режиме, отработавшие газы по газопроводу 10 подают сначала в дожигающее устройство 5, где газы-подогревают до требуемой температуры, а затем через систему аккумуляторов фазового перехода 16 подают по газопроводу 33 на регенеративный подогрев воды в газоводяном теплообменнике 11. Запорной арматурой на газопроводах к системе аккумуляторов фазового перехода 16 отсекают секцию аккумуляторов (2-3 аккумулятора) от газопровода 22, одновременно с этим в паротурбинной установке отключают двухступенчатый паро-паровой перегреватель 4 запорной арматурой на паропроводах 23, 24 и отрывают запорную арматуру на паропроводах 25, 26, соединенных с паропроводом свежего пара 19. Свежий пар по паропроводу 25 подают на отсеченную секцию аккумуляторов, где его перегревают до необходимой температуры (легкий перегрев - на 10-30°С), и далее по паропроводу 26 направляют в цилиндр высокого давления 1. После разрядки отсеченной секции аккумуляторов запорную арматуру на паропроводах к ней закрывают и открывают на газопроводах для зарядки аккумуляторов, одновременно с этим отсекают следующую секцию аккумуляторов, закрывая запорную арматуру на газопроводах к аккумуляторам и открывая на паропроводах к ним. Весь процесс разрядки повторяют. К моменту разрядки последней отсеченной секции аккумуляторов первая оказывается уже заряженной. Такой тип расположения и регулирования запорной арматуры позволяет непрерывно утилизировать отработавшие газы газотурбинной установки, поддерживать температуру тепло-аккумулирующего вещества в разных секциях по требуемой программе и продлевать покрытие пиков графика электрической нагрузки.

2. Газотурбинная установка работает в номинальном режиме, отработавшие газы по газопроводу 10 подают сначала в дожигающее устройство 5, где газы подогревают до требуемой температуры, а затем через систему аккумуляторов фазового перехода 16 подают по газопроводу 33 на регенеративный подогрев воды в газоводяном теплообменнике 11. После отсечения запорной арматурой на газопроводах секции аккумуляторов от газопровода 22, пар из паровой турбины на отсеченные аккумуляторы подают одним из следующих способов:

a) по соединительному трубопроводу 29 из паропровода 20, причем отключают подачу свежего пара из паропровода 19 на вторую ступень паропарового перегревателя 4, для чего закрывают запорную арматуру на паропроводе 23, и греющего пара из ЦВД 1 на первую ступень паропарового перегревателя 4, для чего закрывают запорную арматуру на паропроводе 24;

b) по соединительному трубопроводу 31 из паропровода 20, причем отключают подачу на вторую ступень паропарового перегреватель 4 свежего пара из парогенератора, для чего закрывают запорную арматуру на паропроводе 23.

Перегретый пар из отсеченной секции аккумуляторов подают в цилиндр низкого давления 2 паровой турбины посредством соединительного трубопровода 30, а греющий пар, отбираемый на промежуточный перегрев пара, после отключения паропроводов 23 и 24 направляют в ЦВД 1. В результате увеличения расхода пара оба цилиндра паровой турбины вырабатывают дополнительную пиковую мощность. Секции аккумуляторов постепенно разряжают и заряжают благодаря регулированию запорной арматуры на трубопроводах по аналогии с предыдущим способом.

3. Третий способ основан на комбинировании двух предыдущих способов. Газотурбинная установка работает в номинальном режиме, отработавшие газы по газопроводу 10 подают сначала в дожигающее устройство 5, где газы подогревают до требуемой температуры, а затем через систему аккумуляторов фазового перехода 16 подают по газопроводу 33 на регенеративный подогрев воды в газоводяном теплообменнике 11. Запорную арматуру на газопроводах к системе аккумуляторов фазового перехода 16 закрывают, отсекая две секции аккумуляторов от газопровода 22, одновременно с этим в паровой турбине прекращают подачу пара в двухступенчатый паропаровой перегреватель 4, закрывая запорную арматуру на паропроводах 23 и 24. Свежий пар по соединительному трубопроводу 25 подают на перегрев в одну из отсеченных секций аккумуляторов, после чего перегретый пар по трубопроводу 26 направляют в цилиндр высокого давления 1. Пар из паропровода 20 по соединительному трубопроводу 29 подают на другую отсеченную секцию аккумуляторов, где его перегревают, затем перегретый пар по паропроводу 30 направляют в ЦНД 2.

4. Газотурбинная установка работает в номинальном режиме, отработавшие газы по газопроводу 10 подают сначала в дожигающее устройство 5, где газы подогревают до требуемой температуры, а затем через систему аккумуляторов фазового перехода 16 подают по газопроводу 33 на регенеративный подогрев воды в газоводяном теплообменнике 11. Отсекают запорной арматурой на газопроводах две секции аккумуляторов от газопровода 22, одновременно с этим в паровой турбине отключают подачу пара в двухступенчатый паропаровой перегреватель 4, закрывая запорную арматуру на паропроводах 23 и 24. Пар по трубопроводу 29 перегревают в одной из отсеченных секций аккумуляторов и по соединительному трубопроводу 30 направляют в цилиндр низкого давления 2. В другую отсеченную секцию аккумуляторов по соединительному трубопроводу 28 направляют пар, полученный в расширителе горячей воды 18 из конденсата бака-аккумулятора 17. Пар, перегретый в отсеченных аккумуляторах, подают:

a) по соединительному трубопроводу 30 в ЦНД 2, если позволяет выходное сечение последней ступени ЦНД 2;

b) по соединительному трубопроводу 32 в пиковую турбину 13, если такой расход пара затруднителен через выходное сечение основной паровой турбины;

с) по соединительному трубопроводу 30 в ЦНД 2, но с дополнительным отбором пара 44 (например, на нужды химцеха) для разгрузки выходного сечения последней ступени ЦНД 2.

Указанные выше способы работы парогазовой установки на базе АЭС могут применяться без ограничений по их сочетаниям в ночные провалы и дневные пики. Реальные характеристики графиков нагрузки должны обязательно учитываться при выборе того или иного способа эксплуатации установки.

Предлагаемая парогазовая установка на базе АЭС позволяет:

1. Снизить в период минимума графика электрической нагрузки мощность паротурбинной установки при сохранении высокого коэффициента использования установленной мощности (КИУМ) и тепловой мощности реакторной установки;

2. Обеспечить выработку дополнительной пиковой мощности при высокой экономичности работы турбоустановок АЭС и ГТУ, что обусловлено: глубокой утилизацией отработавших газов ГТУ, дополнительной работой замещаемых греющих отборных потоков пара, из-за возможности увеличения температуры пара перед цилиндрами высокого и низкого давления, а также в связи с возможностью установки пиковой турбины;

3. В режиме штатного паропарового перегрева в промежуточной системе турбины АЭС, в период провалов нагрузки, можно повысить КПД турбины АЭС и ПТУ в целом за счет легкого перегрева пара перед цилиндром высокого давления отработавшими газами ГТУ без включения дожигающего устройства или за счет только вытеснения парового регенеративного подогрева воды в подогревателе высокого давления газоводяным теплообменником;

4. Обеспечивать высокий КИУМ при одновременном расширении регулировочного диапазона всей парогазовой установки;

5. Повысить надежность энергоснабжения собственных нужд за счет дополнительного автономного питания ответственных потребителей от генераторов ГТУ и пиковой турбоустановки.

6. Повысить безопасность АЭС при условии установки баков-аккумуляторов на возвышенности, что при полном обесточивании станции позволит длительно отводить остаточное тепловыделение в активной зоне реакторной установки без использования насосов.

7. В случае останова энергоблока АЭС, получить автономный источник электроэнергии в виде ГТУ, при создании резервной схемы утилизации тепла отработавших газов независимой от паротурбинной установки (например, установка котла-утилизатора).