ПАРОГАЗОВАЯ УСТАНОВКА НА БАЗЕ АЭС

Изобретение относится к области теплоэнергетики, преимущественно к атомной энергетике, и предназначено для использования на энергокомплексах, включающих паротурбинные установки атомных электростанций (АЭС) двухконтурного типа с перспективными водо-водяными энергетическими реакторами, охлаждаемыми водой сверхкритического давления (ВВЭР-СКДИ), изобретение может быть применено на проектируемых энергокомлексах с энергоблоками АЭС с реакторами других типов с, преимущественно базовым характером работы реакторных установок при необходимости получения в них дополнительной мощности, обеспечения роста регулировочного диапазона и требований по нормативному первичному регулированию частоты в проектируемых энергосистемах.

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

Известна парогазовая установка (см. патент РФ на изобретение №2467179, МПК F01K 23/10, опубл. 20.11.2012) с дожигающим устройством (ДУ), где в период максимума электрической нагрузки уходящие газы газотурбинной установки (ГТУ) замещают две ступени промежуточного перегрева пара и регенеративный подогреватель высокого давления. В период минимума электрической нагрузки ГТУ отключена и АЭС работает в номинальном режиме.

Недостатком данной парогазовой установки является то, что необходимость отключения ГТУ снижает эффективность парогазовой установки. Несмотря на высокую маневренность, на пуски и отключение ГТУ требуется время и в периоды простоя газовая турбина не вырабатывает энергию, снижая средневзвешенный КИУМ всего энергокомплекса.

Наиболее близким к заявленному решению является парогазовая установка на базе АЭС (см. патент РФ на изобретение №2489574, МПК F01K 23/10, F24H 7/00, опубл. 10.08.2013), содержащая паровую турбину с цилиндрами высокого и низкого давления, соединенными между собой паропроводом с последовательно включенными в него сепаратором и двухступенчатым промежуточным паро-паровым 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, отличающаяся тем, что 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.

К недостаткам такой установки следует отнести невысокую глубину утилизации уходящих газов ГТУ. Не предусмотрена резервная система утилизации тепла на случай остановки паротурбинной установки, что позволило бы ГТУ работать в этом случае в автономном режиме.

Задачей настоящего изобретения является повышение коэффициента использования установленной мощности (КИУМ) энергоблока АЭС и всего энергокомплекса в целом за счет более глубокой утилизации уходящих газов ГТУ и предусмотрения резервной системы утилизации тепла ГТУ при выделении для реакторной установки строго базового режима и при одновременном расширении регулировочного диапазона всей энергоустановки, а также повышение эксплуатационной гибкости и маневренности парогазовой установки на базе АЭС и ГТУ с глубокой и вариативной утилизацией отработавших газов ГТУ.

Техническим результатом предлагаемого изобретения является получение дополнительной мощности за счет более глубокой утилизации уходящих газов ГТУ, использования пусковой резервной котельной (ПРК) в качестве котла-утилизатора (в том числе и в случае, когда газовая турбина работает в автономном режиме), введения узла подготовки стороннего пара. Маневренность парогазовой установки обеспечивается за счет введения таких элементов как газопаровой подогреватель (ГПП), газоводяной подогреватель (ГВП), дожигающее устройство (ДУ), смеситель пара, узел подготовки стороннего пара.

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, газопаровой подогреватель, подключенный по греющей стороне к тракту отработавших газов газовой турбины, а по нагреваемой - к паропроводу между цилиндрами паровой турбины параллельно второй ступени паропарового перегревателя, газоводяной подогреватель, подключенный по греющей стороне к тракту отработавших газов газовой турбины после газопарового подогревателя, а по нагреваемой - к трубопроводу питательной воды парового цикла и установленный параллельно подогревателю высокого давления, согласно техническому решению содержит, по крайней мере, сателлитную турбину, дожигающее устройство, на входе соединенное с газопроводом отработавших газов газовой турбины, на выходе - с газопаровым подогревателем и снабженое байпасным газопроводом с запорной арматурой, пусковой резервной котельной (ПРК), на входе по греющей стороне соединенный с газопроводом отработавших газов, расположенный за газоводяным подогревателем, а на выходе - с подогревателем химически очищенной воды (ХОВ), по нагреваемой стороне на входе - с подогревателем ХОВ, на выходе с сателлитной турбиной, узлом подготовки стороннего пара, включающего в себя паровую электролизерную, хранилище O₂, хранилище H₂, компрематор O₂, компрематор H₂, H₂/O₂ парогенератор, соединенный на входе с отбором пара из ЦВД паровой турбины, а на выходе с трубопроводом отбора пара из ЦВД паровой турбины на первую ступень промежуточного перегрева пара и на смеситель пара, смесителем пара, на входе соединенном с ПРК, и узлом подготовки стороннего пара, а на выходе - с сателлитной турбиной и паропроводом, замещающим отбор пара из паровой турбины, подогревателем ХОВ на входе по греющей стороне соединенный с газопроводом отработавших газов, расположенный за ПРК, а на выходе - с дымовой трубой, по нагреваемой стороне на входе - с трубопроводом ХОВ, на выходе - с ПРК.

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

Позициями на чертеже обозначены:

1 - цилиндр высокого давления (ЦВД); 2 - цилиндр низкого давления (ЦНД); 3 -сепаратор; 4 - двухступенчатый паропаровой перегреватель; 5 - дожигающее устройство (ДУ); 6 - компрессор; 7 - камера сгорания; 8 - газовая турбина (ГТ); 9 - электрогенератор газовой турбины; 10 - газопаровой подогреватель (ГПП); 11 - газоводяной подогреватель (ГВП); 12 - подогреватель высокого давления (ПВД); 13 - сателлитная турбина; 14 - электрогенератор сателлитной турбины; 15 - электрогенератор паровой турбины; 16 - пускорезервная котельная (ПРК); 17 - подогреватель химически очищенной воды (подогреватель ХОВ); 18 - узел подготовки стороннего пара; 19 - паровая электролизерная; 20 - хранилище кислорода (хранилище O₂); 21 - хранилище водорода (хранилище H₂); 22 - компрематор кислорода (компрематор O₂); 23 - компрематор водорода (компрематор H₂), 24 - водородо-кислородный парогенератор (H₂/O₂ парогенератор); 25 - контроль остаточного водорода; 26 - дожигатель водорода (дожигатель H₂); 27 - смеситель пара; 28 - газопровод отработавших газов газовой турбины; 29, 31 - байпасный газопровод; 30 - газопровод между ДУ и ГПП; 32 - газопровод между ГПП и ГВП; 33 - газопровод между ГПП и ПРК; 34 - газопровод между ГВП и ПРК; 35 - газопровод между ПРК и подогревателем химически очищенной воды; 36 - газопровод отходящих газов ГТУ к дымовой трубе; 37 - трубопровод к подогревателю химически очищенной воды; 38 - трубопровод между подогревателем химически очищенной воды и ПРК; 39 - паропровод между ПРК и сателлитной турбиной; 40 - паропровод между ПРК и смесителем пара; 41 - паропровод между смесителем пара и сателитной турбиной; 42 - паропровод на замещение отборов паровой турбины; 43 - паропровод к конденсатору сателитной турбины; 44 - паропровод свежего пара из парогенератора; 45 - паропровод свежего пара на цилиндр высокого давления; 46 - паропровод свежего пара на вторую ступень промежуточного перегрева; 47 - паропровод отборного пара на первую ступень промежуточного перегрева; 48 - отбор пара паровой турбины; 49 - паропровод между цилиндрами высокого и низкого давления; 50 - паропровод к ГПП, 51 - паропровод от ГПП; 52 - паропровод к основному конденсатору; 53 - трубопровод отработавшего пара после второй ступени промежуточного перегрева; 54 - паропровод между отбором пара из паровой турбины и подогревателем высокого давления; 55 - трубопровод между отбором пара из паровой турбины и H₂/O₂ парогенератором; 56, 57 - трубопровод питательной воды; 58 - паропровод к ГВП, 59 - паропровод от ГВП; 60 - паропровод между H₂/O₂ парогенератором и паровой электролизерной; 61, 62 - трубопроводы продуктов электролиза; 63, 64 - трубопроводы хранилищ продуктов электролиза; 65 - паропровод от H₂/O₂ парогенератора, направленный на замещение отбора пара на первую ступень промежуточного перегрева; 66 - паропровод между H₂/O₂ парогенератором и системой контроля остаточного водорода; 67 - паропровод между системой контроля остаточного водорода и смесителем пара.

Парогазовая установка на базе АЭС включает компрессор 6, связанный с камерой сгорания 7, которая в свою очередь связана с газовой турбиной 8, электрогенератор газовой турбины 9, расположенный на одном валу с ГТ и компрессором, дожигающее устройство 5, связанное с ГТУ газопроводом 28 и снабженное байпасным газопроводом 29, газопаровым подогревателем 10, снабженным байпасным газопроводом 31 и связанным по газу на входе с ДУ газопроводом 30, на выходе - с ГВП 11 газопроводом 32, а по пару на входе связан паропроводом 50 с паропроводом 49 между первой и второй ступенями паропарового перегревателя, на выходе - паропроводом 51 с паропроводом 49 за второй ступенью паропарового перегревателя, ГВП 11, снабженный байпасным газопроводом 33 и связанный по газу на входе газопроводом 32 с ГПП, а на выходе - газопроводом 34 с ПРК, а по воде на входе - трубопроводом 58 с трубопроводом питательной воды 56 перед ПВД 12, на выходе - трубопроводом 59 с трубопроводом питательной воды 57 после ПВД, ПРК 16, связанный по газу на входе газопроводом 34 с ГВП 11, а на выходе - газопроводом 35 с подогревателем ХОВ 17, по воде на входе - трубопроводом 38 с подогревателем ХОВ 17, а на выходе - трубопроводами 39 и 40 с сателлитной турбиной 13 и смесителем пара 27 соответственно, сателлитную турбину 13, расположенную на одном валу с электрогенератором сателлитной турбины 14 и связанную на входе паропроводами 39 и 41 с ПРК и смесителем пара соответственно, а на выходе - паропроводом 43 с конденсатором сателлитной турбины, подогреватель ХОВ 17, связанный по газу на входе газопроводом 35 с ПРК 16, на выходе газопроводом 36 с дымовой трубой, по воде на входе - с трубопроводом ХОВ 37, на выходе трубопроводом 38 с ПРК 16, ЦВД паровой турбины 1, связанный на входе паропроводом 45 с паропроводом свежего пара из парогенератора 44, на выходе - паропроводом 49 с последовательно включенными сепаратором 3 и двухступенчатым паропаровым перегревателем 4, первую ступень паропарового перегревателя, связанную по греющей среде на входе паропроводом 47 с ЦВД 1, по нагреваемой среде - с паропроводом 49 между сепаратором 3 и второй ступенью паропарового перегревателя 4, вторую ступень паропарового перегревателя 4, связанную по греющей среде на входе паропроводом 46 с паропроводом свежего пара из парогенератора 44, на выходе - паропроводом 53 с ПВД 12, по нагреваемой среде - с паропроводом 49 между первой ступенью паропарового перегревателя и ЦНД 2, ЦНД 2, связанный на входе паропроводом 49 с ЦВД 1 и последовательно расположенных сепараторе 3 и двухступенчатом паропаровом перегревателе, на выходе - с основным конденсатором, электрогенератор паровой турбины 15, расположенный на одном валу с ЦВД1 и ЦНД2, ПВД 12, связанный по греющей среде на входе паропроводом 54 с паропроводом отбора пара паровой турбины 48 из ЦВД1 и паропроводом 53 с второй ступенью паропарового перегревателя, по нагреваемой среде - с трубопроводами питательной воды 56 и 57, узел подготовки стороннего пара 18, включающий в себя паровую электролизерную 19, хранилище O₂ 20, хранилище H₂ 21, компрематор O₂ 22, компрематор H₂ 23, H₂/O₂ парогенератор 24, соединенный на входе паропроводом 55 с отбором пара 48 из ЦВД паровой турбины, на выходе - паропроводами 65 и 66 с трубопроводом 47 отбора пара из ЦВД паровой турбины на первую ступень промежуточного перегрева пара и систему регулирования остаточного водорода, состоящую из устройства контроля остаточного водорода 25 и дожигателя H₂ 26 соответственно, H₂/O₂ парогенератор 24, соединенный по греющей среде на входе с компрематор O₂ 22 и компрематор H₂ 23, на выходе - паропроводами 65 и 66 с трубопроводом 47 отбора пара из ЦВД паровой турбины на первую ступень промежуточного перегрева пара и систему регулирования остаточного водорода, по нагреваемой среде на входе - паропроводом 55 с отбором пара 48 из ЦВД паровой турбины, на выходе - паропроводом 60 с паровой электролизерной 19, паровую электролизерную 19, соединенную на входе паропроводом 60 с H₂/O₂ парогенератором 24, на выходе - трубопроводами продуктов электролиза 61 и 62 с компрематором H₂ 23 и компрематором O₂ 22 соответственно, хранилище O₂ 20, соединенное трубопроводом 63 с трубопроводом 62, хранилище H₂ 21, соединенное трубопроводом 64 с трубопроводом 61, смеситель пара 27, соединенный на входе паропроводами 40 и 67 с ПРК 16 и системой регулирования остаточного водорода, состоящую из устройства контроля остаточного водорода 25 и дожигателя H₂ 26 соответственно, на выходе - паропроводами 41 и 42 с сателлитной турбиной и паропроводом отбора паровой турбины для его замещения.

Заявляемое устройство работает следующим образом.

Парогазовая установка на базе АЭС с утилизацией уходящих газов ГТ вытеснением паровых греющих ПВД и (или) СПП обладает высокой гибкостью и вариативной межэлементной связью 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 и подъема электрической нагрузки парогазовая установка на базе АЭС может работать следующими способами (А, Б, В):

Способ А. Паровая турбина комбинированной установки на базе АЭС работает на пониженной мощности, для чего часть пара отбирают из ЦВД турбины по паропроводу 55 для выработки водорода и кислорода в высокотемпературном паровом электролизере в узле подготовки стороннего пара 18 и запасают H₂ и O₂ в хранилищах 20 и 21. Промежуточный перегрев пара между цилиндрами высокого давления 1 и низкого давления 2 паровой турбины производят в этом режиме штатным отбором, то есть в двухступенчатом паропаровом перегревателе 4 паром из отбора ЦВД 1, поступающим по паропроводу 47, и свежим паром из парогенератора, поступающим по трубопроводу 46. Потери рабочего тела в паротурбинном цикле до необходимых балансных значений заданного режима восполняют химочищенной водой.

Газотурбинная установка работает в этот период в номинальном режиме. Уходящие газы газовой турбины по байпасным газопроводам 29, 31-и 33 идут непосредственно на расконсервированную и рабочую пускорезервную котельную 16 и далее - на подогреватель химически очищенной воды 17. Сателлитная турбина 13, в которую поступает пар из пускорезервной котельной 16, работает на номинальном режиме. Газопаровой подогреватель 10, газоводяной подогреватель 11, смеситель пара 27 и дожигающее устройство 5 при этом отключены. Часть энергии, вырабатываемой ПГУ на базе АЭС и ГТУ, расходуется на производство водорода и кислорода в высокоэкономичном паровом электролизере.

Способ Б. С повышением электрической нагрузки АЭС переводят на номинальный режим, включают в работу газопаровой подогреватель 10, газоводяной подогреватель 11 и дожигающее устройство 5. Отработавшие газы по газопроводу 28 подают сначала в дожигающее устройство 5, где газы подогреваются до требуемой для утилизации их температуры, затем по газопроводу 30 на газопаровой подогреватель 10, далее по газопроводу 32 на газоводяной подогреватель 11, по газопроводу 34 - на ПРК 16 и далее по газопроводу 35 - на подогреватель химически очищенной воды 17, после чего уходящие газы направляются в дымовую трубу по газопроводу 36. Свежий пар по паропроводу 45 полностью поступает в ЦВД турбины, запорная арматура на паропроводе 46 закрыта. Пар из отбора 48 ЦВД по паропроводу 55 поступает в узел подготовки стороннего пара 18 для выработки в электролизере и запасания водорода и кислорода. Сателлитная турбина 13, в которую поступает пар из пускорезервной котельной 16, работает на номинальном режиме. Смеситель пара 27 отключен.

Способ В. В дневные часы графика электрической нагрузки дополнительную мощность парогазовой установки на базе АЭС вырабатывают следующим способом.

Газотурбинная установка работает в номинальном режиме. Отработавшие газы по газопроводу 28 подают сначала в дожигающее устройство 5, где газы подогреваются до требуемой для утилизации температуры, затем по газопроводу 30 на газопаровой подогреватель 10, далее по газопроводу 32 на газоводяной подогреватель 11, по газопроводу 34 - на ПРК 16 и далее по газопроводу 35 - на подогреватель химически очищенной воды 17, после чего уходящие газы направляются в дымовую трубу по газопроводу 36. Свежий пар по паропроводу 45 полностью поступает в ЦВД турбины, запорная арматура на паропроводе 46 закрыта. Пар из ЦВД турбины по линии паропровода 48 не отбирается, запорная арматура закрыта. Из хранилищ водорода 21 и кислорода 20 водород и кислород подаются на компрематоры 23 и 22 по трубопроводам 64 и 63 соответственно, после чего H₂ и O₂ подаются на H₂/O₂ парогенератор 24. Образовавшийся пар по паропроводу 66 поступает на систему контроля концентрации остаточного водорода 25 и 26, где избыточный водород дожигается исходя из требований безопасности, после чего по трубопроводу 67 пар попадает в смеситель пара 27. Пар из ПРК 16 по паропроводу 40 подается на смеситель пара 27, откуда полученный пар нужных параметров частично подается на сателлитную турбину 13, а частично - на замещение отборов ЦВД для повышения мощности паровой турбины. Расположение запорной арматуры и управление ей позволяет непрерывно утилизировать отработавшие газы газотурбинной установки, поддерживать их температуру в разных секциях по требуемой программе и осуществлять ступенчатое покрытие пиков графика электрической нагрузки.

Указанные выше способы работы парогазовой установки на базе АЭС могут применяться без ограничений по их сочетаниям в ночные провалы и дневные пики, а также для покрытия неравномерностей недельного и сезонного характера. Предлагаемая парогазовая установка на базе АЭС позволяет:

1. Снизить в период минимума графика электрической нагрузки мощность парогазовой установки при сохранении высокого коэффициента использования установленной мощности (КИУМ) всего энергокомплекса при номинальной 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 в паровой турбине АЭС, а также включением в работу сателлитной турбины;

3. Обеспечивать высокий КИУМ при одновременно высоких КПД и регулировочном диапазоне всей парогазовой установки на базе АЭС и ГТУ;

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

5. Повысить безопасность применения водородной надстройки за счет отдаленного расположения и интегральной компоновки узла подготовки стороннего пара (УПСП) (электролизеры, H₂/O₂ парогенераторы, хранилища H₂ и O₂, компрематоры H₂ и O₂). На территории УПСП водородопроводы и помещения с H₂ контролируются по непревышению предельных концентраций водорода.

6. Повысить экономическую привлекательность проекта в связи с отсутствием необходимости останова ГТУ за счет использования ПРК как резервного утилизатора отработавших газов ГТУ для подогрева ХОВ в периоды, когда при останове паротурбинной части предопределена автономная работа ГТУ.