Способ эксплуатации атомной паротурбинной энергетической установки и установка для его осуществления

Изобретение относится к области атомной техники и теплоэнергетики. В способе эксплуатации атомной паротурбинной энергетической установки вышедший из парогенератора водяной пар сжимают до более высокого давления в, по меньшей мере, одном, например, многоступенчатом компрессоре преимущественно с охлаждением его ступеней питательной водой установки. Атомная паротурбинная энергетическая установка для осуществления заявляемого способа эксплуатации включает соответствующее оборудование. Изобретение позволяет повысить коэффициент полезного действия (КПД) и единичной электрической (и выходной тепловой) мощности действующих и вновь создаваемых атомных паротурбинных энергетических установок, производящих с номинальной паропроизводительностью их реакторных установок (РУ) электрическую (для АЭС) и при необходимости тепловую (для АТЭЦ) энергию. При этом кроме суммарной экономии используемого ядерного и органического топлива, а также снижения суммарных капитальных затрат на строительство станций, будет также достигнуто улучшение основного показателя общей экономичности электростанций или ТЭЦ, а именно: снижение стоимости установленного киловатта энергетической установки. 2 н. и 4 з.п. ф-лы, 3 ил., 1 табл.

 

Изобретение относится к области атомной техники и теплоэнергетики, направлено на совершенствование энергосберегающих технологий и может быть использовано в комбинированных атомных паротурбинных энергетических установках, в которых для потребителей за счет рационального использования лучших достижений современной атомной техники и энерготурбостроения с высокой экономичностью использования ядерного и неядерного (органического) топлива производятся электрическая и, при необходимости, также тепловая энергия.

Известен способ эксплуатации атомной паротурбинной энергетической установки, по которому сжатую насосом питательную воду пропускают через обогреваемые первичным (например, водой) теплоносителем стороны парогенераторов энергоустановки (ЭУ), производящих за счет тепла ядерного реактора, по меньшей мере, насыщенный водяной пар, который затем направляют для совершения работы в паровую турбину, вращающую электрогенератор (см., например, книгу "Атомные электрические станции", Т.Х. Маргулова, М., "Высшая школа", 1974 г., стр.20,21, рис.II.I б, стр.38, 172).

Вместе с тем, данному способу эксплуатации ЭУ присущ следующий недостаток, ограничивающий их общую экономичность. Как известно, тепловая экономичность АЭС и АТЭЦ характеризуется значениями коэффициентов полезного действия и удельных расходов тепла. Основными показателями общей экономичности электростанций, в том числе и атомных, являются удельные капитальные затраты на их сооружение и себестоимость отпускаемой электроэнергии. Удельные капитальные затраты в рублях (или долларах) называются стоимостью установленного киловатта К_уст=К_ст/W_эл.ст.,

где К_ст - полная стоимость электростанции, руб (долл.),

W_эл.ст. - установленная электрическая мощность электростанции, кВт эл.

Стоимость установленного киловатта существенно зависит от типа станции, параметров пара и теплоносителя, единичной мощности реактора, турбогенераторов, парогенераторов и других аппаратов, а также общей мощности станции (см., например, вышеупомянутую книгу Т.Х.Маргуловой на стр.52).

Для станций одного и того же типа и параметров увеличение единичной мощности агрегатов и мощности станции в целом приводит к уменьшению стоимости установленного киловатта (эл.). Наименьшие значения К_уст достигаются на энергоблоках мощностью 300-500 МВт (эл) и более.

Развитие теплоэнергетики идет в направлениях увеличения единичных мощностей, блочного исполнения парообразователя и паровой турбины, а также за счет повышения параметров (давления и температуры) рабочего пара паротурбинной части (ПТЧ) ЭУ. Первые два позволяют снизить стоимость установленного киловатта за счет снижения удельной стоимости оборудования и сокращения габаритов установки и объема зданий, укрупнения вспомогательного оборудования и уменьшения стоимости монтажа. Повышение параметров пара (давление и температуры) на любой тепловой станции, в том числе и атомной, всегда приводит к росту КПД станции, от которого зависит расход топлива.

Тепловая экономичность атомных станций пока еще не велика, а для станций с водоохлаждаемыми ядерными реакторами она наименьшая и по существу не может быть сколько-нибудь значительно увеличена (см. вышеуказанную книгу Т.Х.Маргуловой на стр.175).

Это связано с тем, что термический КПД цикла Ренкина в таких АЭУ достигает максимального значения при давлениях воды первого контура 165-170 кг/см², а затем снижается. Давление насыщенного пара порядка 70 ата (Т_нас=284°С) отвечает наибольшему значению критического теплового потока, что наблюдается у всех веществ при давлениях около 1/3 от критического, а также приемлемым для циркониевых сплавов температурам оболочек твэлов. В связи с этим максимальный эффективный электрический КПД лучших двухконтурных водо-водяных АЭУ ВВЭР-1000 относительно невелик и не превышает 33-35%, что заметно уступает КПД тепловых электростанций (ТЭС), паровые турбины которых работают на повышенных сопряженных начальных параметрах пара.

Для дальнейшего повышения экономичности паротурбинных АЭУ необходимо осуществить повышение давления и температуры пара, направляемого в паровую турбину. При этом отметим, что начальные параметры пара, при которых влажность пара в последней ступени турбины во избежание эрозионного износа лопаточного аппарата каплями воды не превышает допустимую величину 12-13%, называются сопряженными начальными параметрами. При этом, если начальная температура пара ниже сопряженной (по давлению), то необходимо введение промежуточного перегрева пара.

Для устранения вышеизложенного недостатка известен способ эксплуатации атомной паротурбинной энергетической установки, по которому сжатую насосом питательную воду пропускают через обогреваемые первичным теплоносителем обогреваемые стороны парогенераторов ЭУ, превращающих за счет тепла ядерного горючего питательную воду в водяной пар, который затем догревают в специальных перегревательных каналах ядерного реактора и затем направляют для совершения работы в паровую турбину, вращающую электрогенератор ЭУ (см., например, книгу "Атомные электрические станции", Т.Х.Маргулова, М., "Высшая школа", 1974 г., стр.172, 178-180).

Однако недостатком этого способа, также ограничивающим его экономичность, является то, что дальнейшее повышение параметров пара (например, более 90 ата и 480°С) невозможно без промежуточного перегрева пара, организация которого в ядерном реакторе создает еще большие трудности, так как при этом уменьшается плотность пара и соответственно снижается коэффициент теплоотдачи к нему ядерного тепла от твэлов. При этом, если начальный перегрев пара для давления 90 ата и выше осуществим в реакторе, то для давлений 30-40 ата (которые получаются после выхода острого пара из цилиндров высокого давления современных паровых турбин на перегретом паре, он не может быть выполнен, как ядерный (по тем же причинам, что и промежуточный перегрев), в том числе даже в реакторах канального типа.

Наличие перегрева пара, особенно ядерного, на первый взгляд должно считаться предпочтительным. Однако для атомных электростанций показателем эффективности, как указывалось ранее, является не только тепловая экономичность, но и глубина выгорания ядерного топлива. Эти два важнейших показателя всегда взаимосвязаны, но в определенных условиях, в частности, в случае перегрева пара вступают в противоречие. Так, применение ядерного перегрева, целесообразное с точки зрения повышения КПД станции, при нынешнем состоянии реакторного материаловедения требует применения для оболочек перегревательных твэлов нержавеющих сталей. В результате возникает потеря нейтронов в оболочковых материалах в быстрых реакторах, уменьшается производство плутония и достигаемая глубина выгорания, не компенсирует выигрыш в тепловой экономичности.

Вероятно, ядерный перегрев мог бы получить более широкое распространение после создания оболочек твэлов с малым сечением поглощения нейтронов, пригодных для повышенных температур. Существующие циркониевые сплавы с предельной температурой использования 360°С позволяют обеспечить лишь незначительный перегрев пара с начальным давлением 65-70 ата. Этим достигается уменьшение влажности пара в органах парораспределения и начальных ступенях паровой турбины, что может несколько повысить надежность эксплуатации АЭУ.

Можно считать, что ядерный перегрев найдет широкое распространение лишь после создания циркониевых сплавов, пригодных для высоких температур. Применяемые в настоящее время сплавы позволяют лишь незначительно перегреть пар с начальным давлением 65-70 ата. Поэтому в последнее время наметилась тенденция использования, хотя и незначительного по величине, ядерного перегрева в одноконтурных АЭС (см., например, книгу “Атомные электрические станции”, Т.Х.Маргулова, М., “Высшая школа”, 1974 г., стр.180). Следовательно, атомные паротурбинные энергетические установки, эксплуатируемые по вышеуказанным известным способам, не отличаются высокой экономичностью ни в настоящее время, ни в ближайшем будущем.

Вышеотмеченных недостатков лишен известный способ эксплуатации атомной паротурбинной энергетической установки, по которому в реакторной установке (РУ) за счет тепла ядерного топлива сжатую питательным насосом воду превращают, преимущественно, в парогенераторе в носитель тепловой энергии - водяной пар, который впоследствии подогревают в, по меньшей мере, одном пароперегревателе, в греющую сторону которого подают для горения, преимущественно, газообразное или жидкое органическое топливо, а также окислитель в виде, например, атмосферного воздуха, а затем перегретый пар сопряженных параметров направляют для совершения работы во вращающую электрогенератор паровую турбину установки, снабженную, в том числе, поверхностными регенеративными подогревателями питательной воды, которую получают в конденсаторе паротурбинной части (ПТЧ) установки (см., например, книгу “Атомные электрические станции”, Т.Х.Маргулова, М., “Высшая школа”, 1974 г., стр.209-210).

Атомная паротурбинная энергетическая установка для осуществления указанного способа эксплуатации может содержать реакторную установку, производящую носитель тепловой энергии - водяной пар (рабочее тело ПТЧ установки), а также соединенную трубопроводами с реакторной установкой по пару и питательной воде паротурбинную установку, включающую обогреваемую сторону парогенератора, обогреваемую сторону, по меньшей мере, одного пароперегревателя водяного пара, греющая сторона которого соединена через запорно-регулирующие устройства с источником газообразного или жидкого органического топлива, а также, например, через газодувку с атмосферным воздухом для горения топлива, паровую турбину, приводящую в действие электрогенератор, конденсатор, конденсатный насос, деаэратор, питательный насос, а также, преимущественно, поверхностные регенеративные подогреватели питательной воды.

Однако и этот способ эксплуатации атомных энергетических установок обладает, в свою очередь, важным недостатком, ограничивающим экономичность всей АЭУ, так как повышенные сопряженные начальные параметры свежего пара при начальном давлении 65-70 ата реализуются путем только ограниченного “органического” подогрева пара, вышедшего из парогенераторов ЭУ. Это связано с тем, что для того, чтобы получить более высокие сопряженные начальные параметры пара из ПГ с исходным давлением 70 ата (для легководных реакторов), пар можно подогревать до температуры не выше 450°С (а не, например, 500...600°С), то есть получить известные для давления пара 65-70 ата сопряженные параметры – 70 ата/450°С (см., например, книгу “Атомные электрические станции”, Т.Х.Маргулова, М., “Высшая школа”, 1974 г., стр.177). Это связано с тем, что сопряженные начальные параметры при исходном давлении 70 ата составляют 70 ата/450°С и потому дальнейший подогрев пара при таком давлении просто неэффективен. Поэтому дальнейшее развитие этого способа производства электроэнергии на комбинированных АЭС не получило, в частности, в США дальнейшего развития потому, что указанные сопряженные параметры всего лишь незначительно (т.е. всего на 3-4% относит.) повышают эффективный электрический КПД АЭС при дополнительных материальных затратах на введение средств подогрева пара органическим топливом. То есть эффективный электрический КПД такой усовершенствованной двухконтурной водо-водяной АЭС не превысит ~ 36%.

Максимальные для АЭС начальные параметры свежего пара ныне получены в атомных электростанциях с жидкометаллическим, натриевым теплоносителем (см., например, материалы МАГАТЭ (IAEA) "Status of liquid metal cooled fast reactor technology" IAEA-TECDOC-1083, April 1999, p. 442-443,452, а также книгу "Атомные электрические станции", Т.Х.Маргулова, М., "Высшая школа", 1974 г., стр.20-22, 342, 348, 350, рис.II.I г). Например, у АЭС с натриевым быстрым реактором БН-800 при начальных параметрах перегретого водяного пара 140 ата и 490°С эффективный КПД АЭС составляет 38%, а у АЭС БН-600 при начальных параметрах перегретого пара 140 ата/505°С эффективный КПД АЭС составляет 39,5-40,8%.

Максимальная температура перегретого пара этих АЭС определяется максимальной температурой (525°С) греющего натрия и вряд ли будет существенно повышена в ближайшее время. А теоретически возможное повышение давления перегретого пара питательным насосом свыше 140-210 ата не увеличит, а уменьшит тепловую экономичность АЭС, т.к. эти параметры не будут соответствовать известным в теплотехнике сопряженным начальным параметрам свежего пара (см., например, книгу "Теплоэнергетика и теплотехника" Общие вопросы. Справочник, ред. В.А.Григорьев и В.М.Зорин, М., "Энергия", 1980 г., стр.324). Следовательно дальнейшее повышение экономичности даже для самых современных высокотемпературных натриевых АЭС весьма проблематично.

Это связано с тем известным фактом (см., например, книгу "Тепловые электрические станции", В.Я.Рогожин, М., Энергоатомиздат, 1987 г., стр.32-53), что термодинамически наиболее эффективно одновременное повышение начальной температуры и начального давления пара.

Приводим сопряженные начальные параметры пара, отвечающие конечной влажности пара в турбине 13% и внутреннему относительному КПД турбины 0,85:

То.°С...600	570	540	515	480	450	410
Ро, МПа 20	18	14	12	9	7	5

Промежуточный перегрев пара позволяет, сохраняя рекомендуемую начальную температуру пара 540-560°С, подвести к рабочему пару дополнительную теплоту, повысить его работоспособность и КПД турбоустановки и электростанции.

Вместе с тем промежуточный перегрев пара позволяет, используя ограниченную начальную температуру и заданную допустимую конечную влажность пара, повысить начальное давление сверх сопряженного его значения, что также способствует повышению КПД турбоустановки и электростанции.

Вот при каких сопряженных начальных параметрах свежего пара экономично работают современные отечественные (ЛМЗ - С.-Петербург, ТМЗ - Екатеринбург) паровые турбины (см., например, книгу "Паровые турбины", А.В.Щегляев, М., Энергоатомиздат, 1993 г., кн.1 - стр.76-98, кн.2 - 188-206):

130 ата/540°С/540°С (КПДпту(брутто)=41,8-44,6%, без учета собственных энергозатрат ПТУ),

180 ата/540°С/540°С (КПДпту(брутто)=46,5%),

240 ата /540°С/540°С (КПДпту(брутто)=46,8%).

Согласно данным статьи "О совершенствовании энергоблоков и их паровых турбин и переходе на новый уровень параметров пара" журнала "Теплоэнергетика", №12, 1994 г., стр.43-50 в 1992-1998 г.г. за рубежом - в Германии, Японии, Дании и Нидерландах введены в действие самые совершенные органические (на угле, в том числе и газифицированном, или на природном газе) ТЭС мощностью от 400 до 800 МВт эл., ПТУ которых, с целью повышения экономичности ТЭС, работают на следующих предельно достижимых в энергетике повышенных сопряженных начальных параметрах пара:

250 ата/558°С/560°С, при которых эл. КПДбрутто=51,4%, а эл. КПДнетто=45,3%,

280 ата/580°С/560°С, при которых эл. КПДнетто=45,0%,

290 ата/580°С/580°С/580°С, при которых эл. КПДнетто=47,0%.

При этом паротурбинные установки для упомянутых ТЭС изготовляются такими авторитетными в турбостроении западными фирмами, как ″Сименс", "АББ", "Тошиба", "Мицубиси", "ДЭК", "Альстом", "МАН" и "Дженерал Электрик". В вышеуказанной статье также отмечается, что в настоящее время освоена технология и материалы ПТУ для максимальной температуры пара 593°С, а в ближайшем будущем будут освоены экономически более выгодные максимальные температуры пара 621°С и 641°С с соответствующими сверхкритическими сопряженными давлениями пара.

Таким образом из изложенного видно, что в известных способах эксплуатации действующих атомных паротурбинных энергетических установок практически невозможно достижение предельно достигнутых в органической теплоэнергетике сопряженных начальных параметров пара, обеспечивающих наивысшую экономичность и единичную мощность комбинированных атомных энергоблоков, производящих электрическую и, при необходимости, тепловую энергию.

В связи с изложенным задачей, на решение которой направлено заявляемое техническое решение, является повышение коэффициента полезного действия и единичной электрической мощности действующих атомных паротурбинных энергетических установок, производящих с номинальной паропроизводительностью их реакторных установок (РУ) электрическую (АЭС) и, при необходимости, тепловую энергию (АТЭЦ). При этом будет достигнуто улучшение основного показателя общей экономичности электростанций или ТЭЦ, а именно: снижение стоимости установленного киловатта (эл) энергетической установки.

Для решения этой задачи в известном способе эксплуатации атомной паротурбинной энергетической установки, по которому в реакторной установке (РУ) за счет тепла ядерного топлива сжатую питательным насосом воду превращают, преимущественно, в парогенераторе в носитель тепловой энергии - водяной пар, который впоследствии подогревают в, по меньшей мере, одном пароперегревателе, в греющую сторону которого подают для горения, преимущественно, газообразное или жидкое органическое топливо, а также окислитель в виде, например, атмосферного воздуха, а затем перегретый пар сопряженных параметров направляют для совершения работы во вращающую электрогенератор паровую турбину установки, снабженную, в том числе, поверхностными регенеративными подогревателями питательной воды, которую получают в конденсаторе паротурбинной части (ПТЧ) установки, вышедший из парогенератора водяной пар сжимают до более высокого давления в, по меньшей мере, одном, например, многоступенчатом компрессоре, преимущественно, с промежуточным охлаждением его ступеней питательной водой установки.

При этом отработавший в цилиндре высокого давления (ЦВД) паровой турбины водяной пар подогревают в обогреваемой стороне, по меньшей мере, одного пароперегревателя, в греющую сторону которого подают для горения, преимущественно, газообразное или жидкое органическое топливо, а также окислитель в виде атмосферного воздуха, после чего вторично перегретый водяной пар направляют далее по штатному тракту цилиндров паровой турбины энергоустановки.

Кроме того, питательную воду до входа в парогенератор сжимают питательным насосом до максимального давления, которое при номинальных термодинамических параметрах греющего теплоносителя РУ обеспечивает в обогреваемых сторонах парогенератора установки превращение воды в пар, в результате чего, в совокупности с последующим сжатием компрессором полученного пара и его дополнительным подогревом в одном или двух промежуточных пароперегревателях паровой турбины получают более высокие сопряженные начальные параметры пара, которые обеспечивают более экономичную работу паротурбинной части установки и энергоустановки в целом.

При этом компрессор сжатия водяного пара вращают паровой турбиной энергоустановки или вращающей второй электрогенератор дополнительной газотурбинной энергетической установкой (ГТУ), камера сгорания которой работает на органическом топливе, а выхлопные газы газовой турбины направляют в греющую сторону теплообменника-рекуператора, обеспечивающего в отопительный сезон потребителя горячей водой или паром из обогреваемой стороны теплообменника-рекуператора.

Кроме того, в периоды остановки (например, при плановой перегрузке ядерного топлива) ядерного реактора и/или остановки паротурбинной части установки электрическую и, при необходимости, тепловую энергию производят за счет работы газотурбинной энергетической установки (ГТУ), вал которой, преимущественно, отсоединяют при этом от вала компрессора сжатия водяного пара.

При этом в атомной паротурбинной энергетической установке, включающей реакторную установку (РУ), производящую носитель тепловой энергии - водяной пар (рабочее тело ПТЧ установки), а также соединенную трубопроводами с реакторной установкой по пару и питательной воде паротурбинную установку, включающую обогреваемую сторону парогенератора, обогреваемую сторону, по меньшей мере, одного пароперегревателя водяного пара, греющая сторона которого соединена через запорно-регулирующие устройства с источником газообразного или жидкого органического топлива, а также, например, через газодувку с атмосферным воздухом для горения топлива, паровую турбину, приводящую в действие электрогенератор, конденсатор, конденсатный насос, деаэратор, питательный насос, а также, преимущественно, поверхностные регенеративные подогреватели питательной воды, выход водяного пара из обогреваемой стороны парогенератора РУ соединен через запорные устройства одновременно со входом пара в многоступенчатый политропный, охлаждаемый питательной водой компрессор, приводимый в действие или паровой турбиной, или газотурбинной энергетической установкой (ГТУ), камера сгорания которой выполнена с возможностью отопления газообразным или жидким органическим топливом, а также соединен со входом пара в рабочий цилиндр среднего давления (ЦСД) паровой турбины и со входом пара пароперегреватель, который, в свою очередь, соединен с ЦСД паровой турбины, при этом выход сжатого водяного пара из политропного компрессора соединен со входом пара в цилиндр высокого давления (ЦВД) паровой турбины через обогреваемую сторону пароперегревателя, причем выход отработавшего газа из газовой турбины ГТУ, приводящей в действие паровой компрессор и второй электрогенератор установки, соединен с греющей стороной теплообменника-рекуператора, обогреваемая сторона которого одновременно соединена через запорные устройства с выходом сжатого воздуха из компрессора ГТУ, со входом подогретого воздуха в камеру сгорания ГТУ, а также - с циркуляционным контуром потребителя тепловой энергии.

Кроме того, участки валов паровой турбины между цилиндрами высокого и среднего давлений, а также участок вала между паровым компрессором и газотурбинной установкой могут быть снабжены сцепными муфтами, обеспечивающими возможность соединения или разъединения указанных участков валов, в том числе, например, на ходу валов.

Сущность заявляемого изобретения поясняется чертежами, где изображены:

- на фиг.1 - принципиальная тепловая схема (ПТС) предлагаемой энергоустановки по варианту 1 исполнения, преимущественно, для электростанций;

- на фиг.2 - типовая I-S диаграмма верхней части термодинамического цикла работы вариантов 1 и 2-го исполнений заявляемого изобретения для энергоустановки с водо-водяным ядерным реактором;

- на фиг.3 - принципиальная тепловая схема (ПТС) предлагаемой энергоустановки по варианту 2 исполнения, преимущественно, для теплоэлектроцентрали.

- Учитывая то, что сущность заявляемого способа эксплуатации АЭУ касается, практически, только усовершенствования эксплуатации паротурбинной части АЭУ, в представленных чертежах не показаны одноконтурные АЭУ, включающие одноконтурные водо-водяные реакторные установки, которые производят водяной пар для ПТУ (см., например, книгу “Атомные электрические атомные электростанции”, Т.Х.Маргулова, М., “Высшая школа”, 1974 г., стр.20, рис.II.I а, б, г), а также не показаны известные трехконтурные, например, натриевые реакторные установки.

Примечание: можно отметить, что такие известные в теплотехнике термины как “обогреваемые или греющие стороны поверхностных (рекуперативных) теплообменных аппаратов в виде, например, парогенераторов, подогревателей и т.п., используются, например, в таком российском патенте, как “Способ эксплуатации парогазовой энергетической установки и установка для его осуществления” (патент №2166102).

Предлагаемый способ эксплуатации атомной паротурбинной энергетической установки, производящей электрическую и тепловую энергию, осуществляется в следующей последовательности.

Вышедший из парогенератора (или реакторной установки) водяной пар сжимают до более высокого давления в, по меньшей мере, одном, например, многоступенчатом компрессоре, преимущественно, с промежуточным охлаждением его ступеней питательной водой установки.

При этом отработавший в цилиндре высокого давления (ЦВД) паровой турбины водяной пар подогревают в обогреваемой стороне, по меньшей мере, одного пароперегревателя, в греющую сторону которого подают для горения, преимущественно, газообразное или жидкое органическое топливо, а также окислитель в виде атмосферного воздуха, после чего вторично перегретый водяной пар направляют далее по штатному тракту цилиндров паровой турбины энергоустановки.

Кроме того, питательную воду до входа в парогенератор сжимают питательным насосом до максимального давления, которое при номинальных термодинамических параметрах греющего теплоносителя РУ обеспечивает в обогреваемых сторонах парогенератора установки превращение воды в пар, в результате чего, в совокупности с последующим сжатием компрессором полученного пара и его дополнительным подогревом в одном или двух промежуточных пароперегревателях паровой турбины получают более высокие сопряженные начальные параметры пара, которые обеспечивают более экономичную работу паротурбинной части установки и энергоустановки в целом.

При этом компрессор сжатия водяного пара вращают паровой турбиной энергоустановки или вращающей второй электрогенератор дополнительной газотурбинной энергетической установкой (ГТУ), камера сгорания которой работает на органическом топливе, а выхлопные газы газовой турбины направляют в греющую сторону теплообменника-рекуператора, обеспечивающего в отопительный сезон потребителя горячей водой или паром из обогреваемой стороны теплообменника-рекуператора.

Кроме того, в периоды остановки (например, при плановой перегрузке ядерного топлива) ядерного реактора и/или остановки паротурбинной части установки электрическую и, при необходимости, тепловую энергию производят за счет работы газотурбинной энергетической установки (ГТУ), вал которой, преимущественно, отсоединяют при этом от вала компрессора сжатия водяного пара.

Вариант 1 исполнения атомной паротурбинной энергетической установки по заявляемому изобретению предназначен, преимущественно, для электростанций и состоит из следующих основных единиц оборудования, объединенных соответствующими трубопроводами или полостями корпусных конструкций (см. фиг.1).

По отдельным стадиям технологического процесса все теплоэнергетическое оборудование АЭС (АТЭЦ) подразделяется на реакторную, паротурбинную и конденсационную установки и конденсатно-питательный тракт. В герметичном железобетонном здании реакторного отделения (или реакторной установки 1) АЭС преимущественно внутри стального страховочного корпуса или защитной оболочки 2 находятся соединенные между собой по первому (например, водяному) контуру ядерный реактор 3, парогенераторы 4 и циркуляционные насосы 5.

Паротурбинная и конденсационная установка вместе с пароперегревателями и коденсатно-питательным трактом расположены в другом отдельном, преимущественно, герметичном здании паротурбинного отделения АЭС или АТЭЦ (на черт. это здание не показано).

Ядерный реактор 3 используется только для энергоемкого (1517 кДж/кг при 285°С и 65 ата) парообразования рабочего тела паротурбинной части установки с максимально достижимыми для ядерного водо-водяного цикла температурой и давлением производимого пара. Выход водяного пара из обогреваемых сторон парогенераторов 4 соединен через запорное устройство 6 со входом пара в первый или единственный многоступенчатый политропный компрессор 7, приводимый в действие паровой турбиной, состоящей, например, из соосных цилиндра высокого давления (ЦВД) 8, цилиндра среднего давления (ЦСД) 9 и цилиндра низкого давления (ЦНД) 10 и приводящей в действие электрогенератор 11. Для оперативного соединения-разъединения участка вала паровой турбины между ЦВД 8 ЦСД 9 установлена соединительная (или сцепная) муфта 12.

Одновременно выход водяного пара из обогреваемых сторон парогенераторов 4 соединен трубопроводом через запорное устройство 13 с ЦСД 9, а также через запорное устройство 14 соединен с ЦСД 9 через обогреваемую сторону органического пароперегревателя 15. Выход сжатого водяного пара из компрессора 7 соединен трубопроводом со входом пара в ЦВД 8 через обогреваемую сторону органического пароперегревателя 16, причем греющие стороны каждого пароперегревателя 15 и 16 соединены со входами в них через запорно-регулирующие устройства 17 и 18 с источниками газообразного или жидкого органического топлива, а также со входами в греющие стороны пароперегревателей 15 и 16 окислителя - атмосферного воздуха, подаваемого туда газодувками, которые на черт. не показаны. Кроме того, выход водяного пара из ЦСД 9 паровой турбины может быть соединен со входом пара в ЦНД 10 паровой турбины через обогреваемую сторону дополнительного органического пароперегревателя, который на черт. не показан.

Выходы продуктов сгорания органического топлива из пароперегревателей 15 и 16 соединены с греющей стороной, по меньшей мере, одного котла-утилизатора 19, обогреваемая сторона которого выполнена в виде теплообменного циркуляционного контура, содержащего трубную систему 20, сетевой водяной насос 21 и запорное устройство 22.

Выход пара из ЦНД 10 паровой турбины соединен с охлаждаемой стороной (или полостью) конденсатора 23, которая соединена затем с конденсатным насосом 24. Тепло, передаваемое в конденсаторе охлаждающей воде, безвозвратно теряется. В связи с этим величина потери может быть снижена путем уменьшения расхода пара в конденсатор, что достигается направлением части пара из ступеней паровой турбины в регенеративные подогреватели питательной воды низкого давления (ПНД) 25 и 26, а также в регенеративные подогреватели питательной воды высокого давления (ПВД) 27 и 28. Для автоматического поддержания окислительно-восстановительного потенциала питательной воды энергоустановки выходы конденсата пара из ПВД 27, 28 соединены с деаэратором 29, в нижнем баке которого при давлении выше атмосферного создается определенный запас воды. Выход питательной воды из питательного бака деаэратора 29 соединен через питательный клапан 31 с обогреваемыми сторонами ПВД 27, 28 и далее с обогреваемыми сторонами парогенераторов 4 энергоустановки.

Для обеспечения потребителя тепловой энергией отборы пара из ЦСД 9 паровой турбины соединены с греющими сторонами сетевых теплообменников 32 и 33, обогреваемые стороны которых соединены трубопроводами с системой водяного теплоснабжения, циркулируемой с помощью сетевого насоса 34. Для снижения механических затрат на требуемое сжатие водяного пара многоступенчатым компрессором 7 ступени компрессора соединены между собой через межтрубные полости теплообменников 35, 36, по трубчаткам которых охлаждаемую питательную воду прокачивают из участка ПНД 25, 26 в деаэратор 29.

Характерные точки изменения физического состояния рабочего тела паротурбинной части атомной энергетической установки (входы и выходы из основных элементов установки) отмечены на фиг.1 буквами a,b,c...,h,f. Этими же буквами на фиг.2 отмечены соответствующие характерные точки I-S диаграммы термодинамического цикла водяного пара для отечественных серийных паровых турбин, например, К-310-23,5-3; Т-250/300-23,5; К-800-23,5 со сверхкритическими сопряженными начальными параметрами пара 240 ата/540°С/540°С применительно к парогенераторам двухконтурной атомной паротурбинной энергетической установки.

При этом на I-S диаграмме фиг.2 указаны следующие обозначения:

Qяp - тепло (удельное), подводимое к питательной воде второго контура в парогенераторах 4 от ядерного реактора 3;

Qп1 - тепло, подводимое к сжатому водяному пару 2-го контура от органического топлива пароперегревателя 16;

Qп2 - тепло, подводимое к водяному пару 2-го контура от промежуточного пароперегревателя 15;

Х - степень сухости водяного пара;

Qк - тепло, отдаваемое 2-ым контуром АЭУ в конденсаторе 23.

Кроме того, на диаграмме:

- используемый ныне в традиционных паротурбинных АЭС и АТЭЦ с легководными ядерными реакторами цикл ПТУ (его верхняя часть) представлен штрихпунктирной линией "a-f";

- вышеуказанный в прототипе известный термодинамический комбинированный цикл "огневого" перегрева пара без предварительного сжатия компрессором представлен на диаграмме пунктирной линией "a-h-f";

- предлагаемый по заявляемому изобретению термодинамический цикл повышения экономичности и мощности атомной паротурбинной энергетической установки представлен на диаграмме сплошными линиями "a-b-c-d-е-f″.

Из представленной на фиг.2 I-S диаграммы по увеличению площади замкнутого цикла работы АЭС или АТЭЦ, а также по существенному увеличению средней температуры подвода тепла к рабочему телу цикла наглядно видно, что предлагаемый способ производства электроэнергии и тепла на комбинированных энергоустановках заметно превосходит по экономичности и мощности традиционные и известные комбинированные АЭС (АТЭЦ).

Изображенный на фиг.3 вариант 2 исполнения атомной паротурбинной энергетической установки, реализуемой по заявляемому изобретению, преимущественно, для комбинированных атомных теплоэлектроцентралей (КАТЭЦ), имеет следующие основные отличия от варианта 1 исполнения энергоустановки, тепловая схема которой изображена на фиг.1.

В данном варианте исполнения энергоустановки вращение многоступенчатого политропного парового компрессора 7 выполнено с помощью дополнительной, преимущественно, серийной газотурбинной установки (ГТУ) 37, вращающей дополнительный электрогенератор 38 ( отечественные серийные ГТУ см. в журнале Теплоэнергетика, №9, 1992 г., стр.2-5). Для соединения-разъединения (вплоть на ходу) валов парового компрессора 7 и вала ГТУ 37 установлена соединительная муфта 39. ГТУ 37 устроена следующим образом. Выход всасывающего атмосферный воздух компрессора 40 соединен через запорное устройство 41 с обогреваемой стороной теплообменника-рекуператора 42, которая через запорное устройство (арматуру) 43 соединена с нагревателем ГТУ - камерой сгорания 44, куда одновременно через запорно-регулирующее устройство 45 направляется газообразное или жидкое органическое топливо. Кроме того, компрессор 40 и камера сгорания 44 соединены между собой обходящим теплообменник-рекуператор 42 байпасным трубопроводом с запорным устройством 46.

Выход нагретого рабочего тела ГТУ из камеры сгорания 44 соединен с газовой турбиной 47, приводящей в действие компрессоры 7 и 40, а также электрогенератор 38, который в режиме запуска ГТУ может работать в качестве пускового электродвигателя для указанных компрессоров и турбины. Для быстрого обеспечения электроэнергией аварийно обесточенных циркуляционных насосов 1 контура РУ газотурбинная установка 37 может быть также снабжена пусковым карбюраторным или дизельным двигателем внутреннего сгорания, который на чертежах не показан. Выход рабочего тела ГТУ 37 из газовой турбины 47 соединен со входом отработанного газа в греющую сторону теплообменника-рекуператора 42, выход газа из которой соединен с атмосферой. Для обеспечения передачи тепла потребителю от ГТУ 37 вход и выход газа из обогреваемой стороны теплообменника-рекуператора 42 присоединены через запорные органы 48, 49 к циркуляционному контуру потребителя тепла, включающему также сетевой циркуляционный насос 50 и дренажное запорное устройство 51.

Кроме того, в данном варианте исполнения ЭУ выход питательной воды из питательного клапана 31 соединен через запорный орган 52 со входом воды в обогреваемые стороны ПВД 27, 28, а также по байпасному трубопроводу 53 через запорное устройство 54 и обогреваемую сторону органического экономайзерного подогревателя 55 со входом питательной воды в обогреваемые стороны парогенераторов 4 ЭУ. При этом греющая сторона подогревателя 55 через запорно-регулирующее устройство 56 соединена с источником газообразного или жидкого органического топлива, а также с источником окислителя - атмосферного воздуха, например, с газодувкой, которая на черт. не показана.

Для обеспечения потребителя дополнительной тепловой энергией байпасный трубопровод 53 до его соединения с подогревателем 55 соединен через запорное устройство 57 с выходом питательной воды из последнего ПВД 28.

К участкам тракта питательной воды, входящей в ПВД 27 и выходящей из ПВД 28 и расположенными между запорным органом 52 и ПВД 27, а также между запорным органом 57 и ПВД 28 через запорные устройства 58, 59 к обогреваемым сторонам ПВД 27, 28 подключен циркуляционный контур потребителя тепловой энергии, включающий сетевой насос 60.

I-S диаграмма термодинамического цикла водяного пара данного варианта исполнения заявляемой ЭУ также соответствует I-S диаграмме, изображенной на фиг.2.

Два вышеописанных варианта реализации заявляемых атомных паротурбинных ЭУ, действующих по предлагаемому способу эксплуатации, работают следующим образом.

ВАРИАНТ 1

Данный вариант исполнения предлагаемой атомной паротурбинной ЭУ (см. фиг.1) предпочтителен для электростанций, обеспечивающих теплом собственных потребителей.

Как уже указывалось, с целью экономии работы сжатия парового компрессора, топливо ядерного реактора 3, например, водо-водяного типа ВВЭР-1000, используется в данной ЭУ в первую очередь для энергоемкого (1517 кДж/кг при 284°С и 65 ата) парообразования (то есть превращения воды в пар) рабочего тела паротурбинной части (ПТЧ) энергоустановки с максимально достижимыми для номинальных параметров реактора давлением и температурой пара, выходящего из парогенераторов 4 (или из одноконтурного водо-водяного ядерного реактора) реакторной установки (см.. точку "а" на диаграмме фиг.2). В это же время электрогенератором 11, работающим в этот период, пусковым электродвигателем запускаются в действие многоступенчатый политропный компрессор 7 (как известно политропное сжатие газов и паров - единственно осуществимый в практике цикл сжатия в отличие чисто теоретических изотермического и адиабатического сжатия газов и паров), а также вводятся в действие ЦВД 8, ЦСД 9 и ЦНД 10 паровой турбины энергоустановки.

Запорное устройство 6 открыто, а запорные устройства 13, 14 закрыты. В результате работы охлаждаемого питательной водой в теплообменниках 35, 36 компрессора 7 вышедший из парогенераторов 4 ЭУ водяной пар, например, с давлением 65 ата и температурой 290°С политропно сжимается до необходимого высокого давления, например (см. линию “а-b” на диаграмме фиг.2) до 240, 180 или 130 ата. Далее сжатый водяной пар направляется в обогреваемую сторону первого пароперегревателя 16, где за счет тепла горения газообразного или жидкого органического топлива в смеси с атмосферным воздухом подогревается до температуры, соответствующей по величине давления более высоким и потому экономичным сопряженным начальным параметрам пара (например, до 540°С при 240 ата; см. линию "b-с” на диаграмме фиг.2).

Из пароперегревателя 16 высокотемпературный сжатый водяной пар поступает для совершения работы в цилиндр высокого давления (ЦВД) 8 паровой турбины, где в результате потери части своей внутренней энергии расширяется (например, до 40 ата) и охлаждается, например, до 330°С (см. линию “c-d” на диаграмме фиг.2). После выхода отработавшего пара из ЦВД 8 данный водяной пар поступает для промежуточного перегрева в обогреваемую сторону второго пароперегревателя 15, в котором за счет тепла горения газообразного или жидкого органического топлива подогревается при давлении 40 ата опять до сопряженной этому промежуточному давлению величине температуры - 540°С (см. линию “d-e” на диаграмме фиг.2), далее этот пар по штатной схеме последовательно срабатывает в ЦСД 9, ЦНД 10 и наконец поступает в конденсатор 23 (см. линию “e-f” на диаграмме фиг.2).

Кроме того, вышедший из ЦСД 9 паровой турбины водяной пар до его последующей подачи в ЦНД 10 паровой турбины может быть направлен в обогреваемую сторону (или полость) дополнительного органического пароперегревателя (на черт. не показан), в котором водяной пар подогревают при давлении вышедшего из ЦСД 9 отработавшего пара до температуры, сопряженной по величине этому давлению. Таким образом, в итоге может быть обеспечен вышеуказанный известный в паротурбинной теплоэнергетике высоких параметров боле экономичный двухкратный промежуточный перегрев пара, направляемого в паровую турбину энергоустановки.

Образующийся в конденсаторе 23 водяной конденсат забирается оттуда конденсатным насосом 24 и затем направляется в обогреваемые стороны поверхностных регенеративных подогревателей низкого давления (ПНД) 25, 26, откуда питательная вода поступает в деаэратор 29. При этом в ПНД 25, 26 питательная вода подогревается уже произведшими в ЦСД 9 турбины электроэнергию частичными отборами пар, конденсат которого под действием перепада давлений поступает в водяную полость конденсатора 23. Кроме того, для экономичного получения тепловой энергии отборы пара из ЦСД 9 аналогично подогревают сетевую воду теплоснабжения в сетевых теплообменниках 32, 33, через которые воду прокачивает сетевой насос 34. Из питательного бака деаэратора 29 питательная вода забирается питательным насосом 30 и сжимается при этом до максимального давления, обеспечивающего ее превращение в пар в парогенераторах 4. Далее через регулирующий мощность энергоустановки питательный клапан 31 сжатая питательная вода поступает для дальнейшего регенеративного подогрева в обогреваемые стороны регенеративных подогревателей высокого давления (ПВД) 27, 28 и затем, нагревшись до заданной номинальной входной температуры, поступает в обогреваемые стороны парогенераторов 4 реакторной установки.

Для экономичной утилизации тепла газообразных продуктов сгорания пароперегревателей 15 и 16 выходы указанных газов из греющих сторон данных пароперегревателей поступают в греющую сторону котла-утилизатора 19. В результате циркулирующая по трубной системе 20 обогреваемой стороны котла-утилизатора 19 сетевая вода воспринимает тепло высокотемпературных продуктов сгорания и с помощью сетевого насоса 21 и запорно-регулирующего устройства 22 передает полученную тепловую энергию потребителю.

Положительным качеством данного варианта исполнения ЭУ является то, что его мощность (превышающая номинальную тепловую мощность реактора) регулируется, главным образом, за счет изменения расхода органического топлива, подаваемого в пароперегреватели 15, 16. Этим обеспечивается более стабильный температурный режим работы теплонапряженных элементов оборудования РУ.

Предлагаемый вариант исполнения заявляемого изобретения обладает высокой надежностью обеспечения непрерывности производства (с той или иной мощностью) электрической и тепловой энергии предлагаемой ЭУ в следующих возможных случаях эксплуатации:

В периоды прекращения подачи органического топлива в пароперегреватели 15 и 16 запорные устройства 6 и 14 закрываются, а запорное устройство 13 открывается. Тогда вышедший из парогенераторов 4 РУ водяной пар относительно низких параметров (65 ата и 290°С) непосредственно поступает, минуя компрессор 7 и ЦВД 8, в ЦСД 9, и далее в ЦНД 10 паровой турбины. При этом для снижения лишних механических потерь соединительная муфта 12 разъединяет валы паровой турбины между остановленным ЦВД 8 с компрессором 7 и общим валом ЦСД 9 и ЦНД 10 паровой турбины (см. линию "a-f на диаграмме фиг.2).

Также обеспечивается возможность производства электрической и тепловой энергии в периоды, например, остановки политропного парового компрессора и/или ЦВД 8. В этом случае запорные устройства 6 и 13 закрываются, а запорное устройство 14 открывается. Тогда вышедший из парогенераторов 4 ЭУ пар с давлением 65 ата и температурой 290°С может догреться в пароперегревателе 15 до сопряженной (при этом давлении 65 ата) температуры 450°С и затем поступить для совершения более экономичной работы в ЦСД 9 и ЦНД 10 паровой турбины (см. линию "a-h-f" на диаграмме фиг.2). При этом, как и указывалось выше, для снижения лишних механических потерь необходимо, чтобы сцепная муфта 12 разъединила вал, соединяющий остановленный ЦВД 8 и вращающийся ЦСД 9.

Количественная оценка вышеописанной работы варианта 1 исполнения предлагаемой энергоустановки применительно, например, к усовершенствованию атомных паротурбинных энергетических установок ВВЭР-1000 и БН-800

1. Показатели сравнения предлагаемого варианта исполнения ЭУ по сравнению с АЭС ВВЭР-1000.

1.1 Исходные данные АЭС ВВЭР-1000.

Nяp=3000 МВт(тепл); Nэл=1068 МВт эл; Эф. КПДнетто=35,6%.

Паропроизводительность D=1633.3 кг/с; параметры пара - 70 ата/285°С.

Стоимость установленного киловатта производимой электроэнергии – 1000 долл/кВтэл.

1.2 Согласно предлагаемому способу эксплуатации исходный водяной пар парогенераторов АЭС сжимают политропным компрессором до 130 ата и 345°С. С учетом показателя политропы n=1,2 (см., например, книгу “Насосы, компрессоры и вентиляторы”, З.С.Шлипченко, Издательство “Техника”, Киев-1976, стр.315-318) и мех. КПД компрессора, равном 0,9, электрическая мощность многоступенчатого политропного компрессора 7 составит 221 МВТ(эл), а конечная температура сжатия пара составит 345°С.

О паровых политропных компрессорах, требующихся для создания предлагаемых комбинированных АЭС и АТЭЦ, известно следующее. В журнале “Химическое и нефтегазовое машиностроение", №8, 1999 г., на стр.33-34 указаны компрессоры, которые сжимают даже не водяной пар, а пары таких токсичных и химически активных жидкостей, как метанол, азотная и соляная кислота (изготовитель этих компрессоров - польская фирма “Турбо-Лодзь”). В журнале “Химическое и нефтегазовое машиностроение”, №11, 1998 г., на стр.4-15 представлено более 20 крупных российских предприятий, проектирующих и изготавливающих самые разнообразные мощные компрессоры для химической, нефтегазовой и холодильной промышленности.

Для обеспечения работы усовершенствованной АЭС ВВЭР-1000 с серийной отечественной паровой турбиной, работающей на повышенных сопряженных начальных параметрах пара 130 ата/540°С/540°С, сжатый пар подогреваем сначала органическим топливом в первом пароперегревателе 16 с 345°С до 540°С (тепловая мощность пароперегревателя составит 1100 МВт т.) и затем срабатываем в ЦВД 8 паровой турбины. Затем во втором пароперегревателе 15 отработанный в ЦВД 8 пар при давлении ~25 ата подогреваем с температуры 330°С до 540°С (мощность пароперегревателя 16 составит 780 МВТ т.) и далее направляем в ЦСД 9 и ЦНД 10 паровой турбины. Суммарная тепловая мощность ЭУ составит Nc=3000+1100+780=4880 МВТ т. В итоге с учетом электрического КПД ПТУ, равного 42,0%, выходная электрическая мощность ПТУ составит Nвэл=4880·0,42=2050 МВт эл.

С учетом вычета электрозатрат паровой турбины на вращение компрессора 7 (221 МВт эл) полезная электрическая мощность электрогенератора 11 усовершенствованной АЭС составит Nпол=2050-221=1829 МВт эл.

В итоге эффективный электрический КПД нетто предлагаемой АЭС составит KПДнeттo=1829/4880=37,5%, что на 5,3%(относит) превосходит КПДнетто исходной АЭС ВВЭР-1000.

При этом дополнительная электрическая мощность предлагаемой ЭУ будет равна Nдоп=1829-1068=761 МВт эл, что составит 761/1068=0,712=71,2% от номинальной мощности АЭС ВВЭР-1000.

Таким образом, полезная электрическая мощность предлагаемой ЭУ в 1829/1068=1,71 раза превосходит номинальную электрическую мощность АЭС ВВЭР-1000.

1.3 За счет достигнутого увеличения электрического КПД ЭУ с 35,6% до 37,5% относительная экономия всего (ядерного и органического) эквивалентного (в МДж/МВт эл) топлива предлагаемой ЭУ составит 1-35,6/37,5=0,051=5,1% по сравнению с расходом всего топлива АЭС ВВЭР-1000.

Годовой расход дополнительного органического топлива предлагаемой ЭУ при КИУМ=0.925 составит:

А) по природному газу - 1,64 млрд. м³ в год;

Б) по мазуту - 1 377 917 т мазута в год.

Если вместо серийного водо-водяного ядерного реактора ВВЭР-1000 для производства такого же количества водяного насыщенного пара (1633,3 кг/с) с давлением 70 ата использовать традиционный паровой котел, работающий на органическом газообразном или жидком топливе, то экономия более дорогого (в эквивалентном энергетическом отношении), чем ядерное, органического топлива в этом случае будет составлять 2,62 млрд. м³ в год природного газа или 2 198 804 т мазута в год, то есть в 1,6 раза больше расходов аналогичного дополнительного топлива, предлагаемого по заявляемому изобретению.

1.4 Суммарные капиталозатраты на сооружение АЭС ВВЭР-1000 составят 1,07 млрд. долл США.

Вместе с тем, согласно заявляемому изобретению электрическая мощность предлагаемой АЭС, включающей ту же реакторную установку, увеличивается на 761 МВт(эл). По данным статьи "Удельные капитальные затраты на сооружение ТЭС за рубежом" журнала "Теплоэнергетика", 1997 г., №2, стр.77-79 удельные капиталовложения на создание современных ТЭС составляют до 2020 г. 1150-1470 долл/кВт эл (1310 в среднем). Следовательно капиталозатраты на известное сооружение альтернативной дополнительной органической ТЭС мощностью 761 МВт эл составят:

Ктэс=761000·1310=0,997 млрд. долл. США.

Поэтому суммарные капзатраты на создание АЭС ВВЭР-1000 и дополнительной органической ТЭС мощностью 761 МВТ эл. составят:

Кс=1,07+0,997=2,067 млрд. долл. США, а удельные капиталозатраты Кудс=2,067 млрд. долл./1829 000 = 1130 долл./кВт эл., что заметно, т.е. 13% превзойдут аналогичный показатель АЭС ВВЭР-1000, обладающей меньшей мощностью 1068 МВт эл.

1.5 Вместе с тем, суть предлагаемого техрешения состоит не в известном строительстве рядом с АЭС (например, АЭС ВВЭР-1000) дополнительной органической ТЭС, например, с мощностью 761 МВт эл., а лишь в усовершенствовании только паротурбинного отделения действующей (или уже спроектированной АЭС), заключающемся в следующем:

- замена или модернизация паровой турбины АЭС для обеспечения ее работы на более экономичных широко апробированных в теплоэнергетике сопряженных параметрах пара;

- введение в состав паротурбинной части установки многоступенчатого (например, 3-х) политропного парового компрессора, а также, минимум, одного органическою пароперегревателя и котла-утилизатора выхлопных газов (продуктов сгорания органического топлива).

С учетом данных табл. 5 вышеуказанной статьи журнала ″Теплоэнергетика" доля вышеперечисленных капитальных затрат на дополнительное оборудование составит не более 20-25% от суммарных капзатрат на сооружение АЭС ВВЭР-1000, т.е.

Кдоп=(0,20-0,25)·1,07=(0,214-0,267) млрд. долл=(214-267) млн. долл. США.

Тогда суммарные капзатраты на создание данного 1-го варианта исполнения комбинированной атомной электростанции (КАЭС) мощностью 1829 МВт (эл) составят

Ккаэс=1,07+(0,214-0,267)=(1,284-1,337) млрд, долл. США,

А удельные капиталозатраты на сооружение КАЭС будут равны Кудкаэс=(1,284-1,337) млрд, долл./1829 000 кВт = (702-731) долл/кВт(эл), что существенно, т.е. на 27-30% меньше, чем удельные капзатраты на сооружение действующих АЭС ВВЭР-1000.

Таким образом в денежном выражении экономия капитальных затрат на создание одного данного 1-го варианта исполнения КАЭС с электрической мощностью 1829 МВт составит по сравнению с известным сооружением дополнительной органической ТЭС мощностью 761 МВт эл. следующую заметную величину:

Экаэс=2,067-(1,284-1,337)=(0,73-0,783) млрд. долл. США = (730-783) млн. долл. США.

В комплексе вышеуказанные экономические показатели обеспечивают существенное снижение себестоимости электроэнергии, производимой данным вариантом исполнения предлагаемой ЭУ.

Примечание: При вращении политропного парового компрессора 7 дополнительной газотурбиной установкой 37, которая в соответствии с п.7 формулы изобретения работает с помощью теплообменника-рекуператора 42 (см. вариант 2 исполнения предлагаемой ЭУ на фиг.3) с максимальным КПД данной ГТУ, равным 44%, произойдут следующие улучшения показателей предлагаемой электростанции по сравнению с 1-ым вариантом усовершенствования АЭС ВВЭР-1000:

Ее полезная электрическая мощность возрастет с 1829 МВт эл. до 1829+221=2050 МВт(эл), где 221 МВт эл - мощность компрессора 7, теперь вращаемого ГТУ 37, а не паровой турбиной АЭС. В связи с изложенным эффективный электрический КПД (нетто) возрастет по сравнению с вариантом 1 исполнения предлагаемой электростанции с 37,5% до 38,1%, то есть на 1,6% (относит.). При этом соответственно улучшаются и другие технико-экономические и эксплуатационные показатели (см. ниже вариант 2 исполнения предлагаемой ЭУ).

2. Показатели сравнения предлагаемого варианта 1 исполнения ЭУ по сравнению с АЭС БН-800 (см. фиг.3, 2).

2.1 Исходные данные АЭС БН-800.

Nяp=2100 МВт т.; Nэл=800 МВт эл; ЭФ. КПД=38%.

Паропроизводительность D=876 кг/с; выходные из ПГ начальные параметры пара 140 ата и 490°С

2.2 Согласно предлагаемому способу эксплуатации для снижения энергозатрат на сжатие пара политропным компрессором 7 питательную воду предварительно сжимают питательным насосом (например, 31) до максимального давления (например, до 220 ата), обеспечивающего превращение воды в пар в парогенераторах АЭС БН-800.

Далее вышедший из парогенераторов пар с давлением 220 ата и температурой 490°С сжимают в компрессоре 7 до повышенного сопряженного давления 290 ата.

В результате электрическая мощность компрессора 7 составит относительно небольшую величину 75 МВт эл., а конечная температура сжатия пара будет равна 525°С.

Далее для обеспечения работы известной самой экономичной в теплоэнергетике паровой турбины с сопряженными начальными параметрами пара 290 ата/580°С/580°С/580/580°С осуществляют три органических подогрева пара с суммарной тепловой мощностью 800 МВт т.

В итоге суммарная тепловая мощность данного примера варианта исполнения ЭУ составит Nсум=2100+800=2900 МВт тепл.

С учетом того, что фактический КПД нетто энергоблока с вышеуказанной паровой турбиной составляет самую высокую для современных паровых турбин величину 47%, электрическая мощность ПТУ предлагаемой ЭУ составит Nэл=2900·0,47=1363 МВт(эл).

За вычетом электрозатрат, требующихся от паровой турбины для работы компрессора 7 (75 МВт эл), полезная выходная электрическая мощность данного варианта исполнения предлагаемой ЭУ составит Nэлп=1363-75=1288 МВт(эл).

В итоге эффективный электрический КПД нетто предлагаемого примера исполнения ЭУ составит 1288/2900=44,4%, что на 16,9% (относит) превосходит величину достаточно высокого эффективного КПД АЭС БН-800. При этом, например, относительная экономия всего (ядерного и органического) эквивалентного (в МДж/МВт эл) составит следующую заметную величину Эт=1-38,0/44,4=14,4%.

При этом дополнительная электрическая мощность предлагаемой ЭУ будет равна Nдоп=1288-800=488 МВт эл., что составит 488/800=0,61=61% от номинальной электрической мощности АЭС БН-800.

Таким образом, полезная электрическая мощность предлагаемой ЭУ в 1288/800=1,61 раза превосходит номинальную величину электрической мощности АЭС БН-800 при той же номинальной ее паропроизводительности.

2.3 Годовой расход дополнительного органического топлива предлагаемой ЭУ при КИУМ=0,925 составит:

А) по природному газу - 0,7 млрд. м³ в год;

Б) по мазуту 583 348 т мазута в год.

Если вместо серийного быстрого натриевого ядерного реактора БН-800 для производства такого же количества водяного перегретого пара (876 кг/с) с давлением 140 ата и температурой 490°С использовать традиционный паровой котел, работающий на органическом газообразном или жидком топливе, то экономия более дорогого (в эквивалентном энергетическом отношении), чем ядерное, органического топлива в этом случае будет составлять 1,84 млрд. м³ в год природного газа или 1 531 288 т мазута в год, то есть в 2,65 раза больше расходов аналогичного дополнительного топлива, предлагаемого по заявляемому изобретению.

2.4 По нашим данным удельные капиталовложения на сооружение АЭС с БН-800 составляют 1350 долл/кВт эл, что в принципе соответствует удельной стоимости усовершенствованных ТЭС (ТЭЦ) в США 1350-1600 долл/кВт эл (см. журнал "Теплоэнергетика", 1997г., 32, стр.76-80).

По данным этого же журнала удельные капиталовложения на сооружение современных американских органических ТЭС к 2020 году составят 1150-1470 долл/кВт эл (в среднем - 1310 долл/кВт эл).

Максимальная дополнительная электрическая мощность данного примера 2-го варианта исполнения предлагаемой ЭУ составляет Nдоп=1288-800=488 МВт эл.

Следовательно, капиталозатраты на создание альтернативной дополнительной с АЭС БН-800 органической ТЭС мощностью 488 МВт эл. составят Ктэс=1310·488000=640 млн. долл.

Поэтому суммарные капиталозатраты на сооружение АЭС БН-800 и дополнительной органической ТЭС мощностью 488 МВт эл. составят Ксум=1350·800000+640000000=1,72 млрд. долл. США, а удельные капиталозатраты будут равны

Куд=1,72 млрд. долл./1288 000 кВт = 1335 долл/кВт эл.

2.5 Вместе с тем, суть предлагаемого техрешения состоит не в известном строительстве рядом с АЭС (например, БН-800) дополнительной органической ТЭС, например, с мощностью 488 МВт эл., а лишь в усовершенствовании только паротурбинного отделения АЭС, заключающемся в следующем:

Замена или модернизация паровой турбины для обеспечения ее работы на более экономичных, апробированных в теплоэнергетике сопряженных начальных параметрах пара;

Введение в состав паротурбинной части ЭУ многоступенчатого политропного компрессора, а также, например, трех органических пароперегревателей и котла утилизатора выхлопных газов (продуктов сгорания органического топлива). С учетом данных табл. 5 вышеуказанной статьи журнала "Теплоэнергетика" доля вышеперечисленных капитальных затрат на дополнительное оборудование составит на более 20-25% от суммарных капзатрат на сооружение АЭС БН-800, т.е. Кдоп=(0,20-0,25)·1350·800000=(216-270) млн. долл. США.

Тогда суммарные затраты на создание данного варианта исполнения предлагаемой ЭУ мощностью 1288 МВт эл составят:

Ккаэс=(1,20-1,25)·1350·800000=(1,3-1,35) млрд. долл. США, а удельные капиталозатраты при этом составят

Кудкаэс=(1,3-1,35) млрд. долл./1288000 кВт = (1009-1048)долл/кВт эл, что будет в среднем составлять 76% от удельных капиталозатрат на сооружение АЭС БН-800 или 79% от удельных капитальных затрат на сооружение современных американских органических ТЭС.

Отсюда следует, что в денежном выражении экономия капитальных затрат на создание данного варианта исполнения предлагаемой ЭУ с суммарной мощностью 1288 МВт эл составит по сравнению с известным сооружением дополнительной органической ТЭС мощностью 488 МВт эл следующую величину

Экаэс=Кс-Ккаэс=1,72-(1,3-1,35)=(0,370-0,420) млрд. долл. США= (370-420) млн. долл. США.

ВАРИАНТ 2

Данный вариант исполнения предлагаемой атомной паротурбинной энергетической установки (см. фиг.3, 2) предпочтителен для теплоэлектроцентралей, обеспечивающих широкий круг потребителей электрической и тепловой энергией.

Как уже указывалось, с целью экономии работы сжатия парового компрессора, топливо ядерного реактора 3, например, водо-водяного типа ВВЭР-1000, используется в данной ЭУ в первую очередь для энергоемкого (1517 кДж/кг при 284°С 65 ата) парообразования (то есть превращения воды в пар) рабочего тела паротурбинной части энергоустановки с максимально достижимыми для номинальных параметров реактора давлением и температурой пара, выходящего из парогенераторов 4 (или из одноконтурного водо-водяного реактора) реакторной установки (см., например, точку "а" на диаграмме фиг.2). В это же время для вращения политропного многоступенчатого компрессора 7 запускают в действие газотурбинную установку (ГТУ) 37, для чего предварительно электрогенератором 38, работающим в этот период пусковым электродвигателем, приводят во вращение политропный паровой компрессор 7, а также компрессор 40 ГТУ и газовую турбину 47 энергоустановки. При этом компрессор 40 ГТУ 37 начинает засасывать окислитель горения - атмосферный воздух и подавать его через открытое запорное устройство 46 в камеру сгорания 44, куда одновременно через запорно-регулирующее устройство 45 из источника органического топлива начинают подавать в камеру сгорания 44 газообразное или жидкое органическое топливо, которое загорается.

В результате температура сжатого газообразного рабочего тела ГТУ 37 существенно повышается в камере сгорания 44 до температуры 1250°С и это рабочее тело подается для совершения работы в газовую турбину 47 ГТУ 37 и при этом электрогенератор 38 переходит в нормальный режим производства электроэнергии за вычетом механической работы, затрачиваемой на вращение политропного парового компрессора 7. При работе ядерного реактора 3 запорное устройство 6 открыто, а запорные устройства 13 и 14 закрыты. В результате под действием работы охлаждаемого питательной водой в теплообменниках 35, 36 компрессора 7 вышедший из парогенераторов 4 водяной пар, например, с давлением 65 ата и температурой 290°С политропно сжимается до необходимого высокого давления, например, до 240 ата (см. линию "а-b" на диаграмме фиг.2).

Далее сжатый водяной пар направляется в обогреваемую сторону первого пароперегревателя 16, где за счет тепла горения газообразного или жидкого органического топлива в смеси с атмосферным воздухом подогревается до температуры, соответствующей более высоким и потому экономичным сопряженным начальным параметрам (например, до 540°С при 240 ата, см. линию "b-с" на диаграмме фиг.2). Из обогреваемой стороны пароперегревателя 16 высокотемпературный сжатый водяной пар поступает для совершения работы в цилиндр высокого давления (ЦВД) 8 паровой турбины, где в результате потери части своей внутренней энергии расширяется (например, до 40 ата) и охлаждается, например, до 330°С (см. линию "c-d" на диаграмме фиг.2).

После выхода отработавшего пара из ЦВД 8 данный водяной пар поступает для промежуточного перегрева в обогреваемую сторону второго пароперегревателя 15, в котором за счет тепла горения газообразного или жидкого органического топлива подогревается при давлении 40 ата опять до сопряженной этому промежуточному давлению температуры - 540°С (см. линию "d-e" на диаграмме фиг.2).

Образующийся в конденсаторе 23 водяной конденсат забирается оттуда конденсатным насосом 24 и затем направляется в обогреваемые стороны поверхностных регенеративных подогревателей низкого давления питательной воды (ПНД) 25, 26, откуда подогретая питательная вода поступает в деаэратор 29. При этом в ПНД 25, 26 питательная вода подогревается теплом уже произведшими в ЦСД 9 турбины электроэнергию частичными отборами пара, конденсат которого под действием перепада давлений поступает в водяную полость конденсатора 23.

Кроме того, для экономичного получения тепловой энергии отборы пара из ЦСД 9 аналогично подогревают сетевую воду теплоснабжения в сетевых теплообменниках 32 и 33, через обогреваемые стороны которых воду прокачивает сетевой насос 34. Из питательного бака деаэратора 29 питательная вода забирается питательным насосом 30 и сжимается при этом до максимального давления, обеспечивающего ее превращение в пар в парогенераторах 4. Далее через регулирующий мощность энергоустановки питательный клапан 31 сжатая вода в отопительный сезон может направляться в парогенераторы 4 мимо закрытого запорного устройства 52 по байпасному трубопроводу 53 через открытое запорное устройство 54 и через обогреваемую сторону экономайзерного подогревателя 55, в греющую сторону которого подают для горения через запорно-регулирующее устройство 56 газообразное или жидкое органическое топливо. При этом запорные устройства 52 и 57 закрыты и поэтому через открытые запорные устройства 58 и 59 сетевым насосом 60 в обогреваемые стороны ПВД 27 и 28 направляют сетевую воду теплоснабжения, которая за счет тепла отработанного в ЦСД 9 пара паровой турбины обеспечивает теплом потребителей. За счет такого комбинированного, а не раздельного производства электрической и тепловой энергии удельная экономия условного топлива составит 35-40 кг/МВт·ч дополнительной тепловой энергии теплоснабжения.

В неотопительный сезон работы теплоэлектроцентрали запорные устройства 54, 56, 58 и 59 закрывают, а запорные устройства 52 и 57 открывают, в результате чего питательную воду направляют в парогенераторы 4 энергоустановки через обогреваемые паром стороны ПВД 27 и 28 по штатной схеме при выключенном экономайзерном подогревателе 55.

Для экономичной утилизации тепла газообразных пароперегревателей 15, 16, а также экономайзерного подогревателя 55 выходы указанных газов из греющих сторон пароперегревателей 15, 16 и подогревателя 55 направляют в греющую сторону котла-утилизатора 19. В результате циркулирующая по трубной системе 20 обогреваемой стороны котла-утилизатора сетевая вода воспринимает тепло высокотемпературных продуктов сгорания и с помощью насоса 21 и запорно-регулирующего устройства 22 передает полученную тепловую энергию потребителю.

Кроме того, теплообменник-рекуператор 42 ГТУ 37 экономично обеспечивает в отопительный сезон энергоустановку заметным количеством дополнительной тепловой энергии следующим образом. В период эксплуатации ЭУ в режиме с максимальной выдачей тепловой энергии в отопительный сезон или во время, например, отключения сцепной муфтой 39 вала ГТУ 37 от вала парового компрессора 7 при остановке (например, при перегрузке а.з.) реактора сжатое компрессором 40 рабочее тело ГТУ направляют при закрытых запорных устройствах 41 и 43 через открытое запорное устройство 46 в камеру сгорания 44 ГТУ, мощность которой увеличивают соответственно расширившемуся диапазону температур (энтальпий) нагреваемого рабочего тела ГТУ 37. При этом обогреваемую сторону теплообменника-рекуператора 42 подключают через открытые запорные устройства 48 и 49 и насос 50 к отбору теплоты от выхлопных газов потребителю.

В период эксплуатации установки в режиме с минимальной выдачей потребителю тепловой энергии или во время отключения соединительной муфтой 39 вала ГТУ 37 от вала парового компрессора 7 сжатое компрессором 40 рабочее тело ГТУ 37 при закрытых запорных устройствах 46, 48, 49 и открытых запорных устройствах 41 и 43 пропускают в качестве обогреваемой среды через греющую сторону теплообменника-рекуператора 42, а тепловую мощность установленной за компрессором 40 камеры сгорания 44 уменьшают в соответствии с сократившимся диапазоном температур нагреваемого рабочего тела ГТУ 37.

В результате вышеуказанной рекуперации тепла в цикле ГТУ электрический КПД ГТУ 37 и вместе с ним и электрический КПД всей энергетической установки в этот период времени соответственно возрастут.

Положительной особенностью данного варианта исполнения ЭУ (как и первого варианта) является то, что основная (свыше 100% тепл. мощности реактора) электрическая мощность энергоустановки регулируется не за счет изменения мощности реактора, а главным образом, за счет изменения расхода газообразного или жидкого органического топлива, подаваемого в пароперегреватели 15, 16, подогреватель 55 и в камеру сгорания 44 ГТУ 37.

Предлагаемый второй вариант исполнения заявляемого изобретения обладает высокой надежностью с точки зрения обеспечения непрерывности производства в той или иной количественной степени электрической и тепловой энергии предлагаемой энергоустановки в следующих возможных случаях эксплуатации ЭУ:

В периоды прекращения подачи органического топлива в пароперегреватели 15, 16 запорные устройства 6 и 14 закрываются, а запорное устройство 13 открывается. Тогда вышедший из парогенераторов 4 реакторной установки 1 водяной пар относительно низких параметров (например, 65 ата и 290°С) непосредственно поступает, минуя компрессор 7 и ЦВД 8, в ЦСД 9 и далее в ЦНД 10 паровой турбины. При этом для снижения лишних механических потерь сцепная муфта 12 разъединяет валы остановленного ЦВД 8 и ЦСД 9 и ЦНД 10, вращающих электрогенератор 11 (см. линию "a-f" на диаграмме фиг.2).

Также обеспечивается возможность производства несколько большего количества электрической и тепловой энергии в периоды, например, остановки политропного парового компрессора 7 и/или ЦВД 8. В этом случае запорные устройства 6 и 13 закрываются, а запорное устройство 14 открывается. Тогда вышедший из парогенераторов 4 пар с давлением 65 ата и температурой 290°С может быть догрет в пароперегревателе 15 до сопряженной давлению 65 ата температуры 450°С и затем поступить для совершения более экономичной работы в ЦСД 9 ЦНД 10 паровой турбины (см. линию, "a-h-f" на диаграмме фиг.2). При этом, как и в 1-м варианте исполнения ЭУ, для снижения лишних механических потерь необходимо, чтобы сцепная муфта 12 отсоединила вал стоящего ЦВД 8 от вала ЦСД 9, вращающего вместе с ЦНД 10 электрогенератор 11.

Данный вариант исполнения предлагаемой ЭУ обеспечивает возможность производства заметного количества электрической и тепловой энергии даже в периоды остановки ядерного реактора 3 (например, во время его перегрузки) и/или во время плановой или другой остановки паровой турбины энергоустановки, а также например, во время аварийного обесточивания циркуляционных насосов 1-го контура РУ.

Указанная возможность производства электрической и тепловой энергии обеспечивается за счет вышеописанной работы ГТУ 37, вращающей дополнительный электрогенератор 38 и вырабатывающей тепло через теплообменник-рекуператор 42. При этом для снижения лишних механических потерь сцепная муфта 39 отсоединила вал стоящего политропного компрессора 7 от вала работающей ГТУ 37.

Количественная оценка вышеописанной работы варианта 2 исполнения предлагаемой энергоустановки

В результате проведенных проектных проработок на первом этапе были созданы три типоразмера блочных реакторных установок на базе освоенной отечественной технологии судовых блочных реакторов. А именно:

Три типоразмера реакторных установок с тепловой мощностью 310, 460 и 735 МВт тепл, обеспечивающих паром с высокими сопряженными начальными параметрами пять различных серийных паротурбинных установок: Т-180/210-12,8; К-210-12,8-3(6); К-310-23,5-3; Т-250/300-23; К-500-17,7 (см., например, книгу "Паровые турбины", А.В.Щегляев, М., Энергоатомиздат, 1993 г., кн.1, стр.74-98). При этом в отопительный сезон обеспечивается производство электрической и тепловой энергии в достаточно широком для заказчика диапазоне мощностей от 190 до 534 МВт эл. и от 180 до 500 (585) Гкал/ч.

Для сравнения с вышеупомянутыми вариантами АТЭЦ ниже в таблице приведены технико-экономические показатели проекта традиционной атомной теплоэлектроцентрали (АТЭЦ), работающей только с водо-водяным двухконтурным ядерным реактором Р-800 с тепловой мощностью 800 МВт.

Меньшие по сравнению с РУ АТЭЦ Р-800 поперечные габариты реакторных блоков предлагаемых комбинированных АТЭЦ I-V обеспечивают возможность выполнения заводской ( а не монтажной, при строительстве АТЭЦ) сварки главных патрубков "труба в трубе" блоков РУ (с наружным диаметром 640-960 мм) и общей термообработки в заводской печи, после чего реакторные блоки корпусов в сборе транспортируются на стройплощадку АТЭЦ надводным и автомобильным транспортом. Указанное преимущество (в дополнение к стальному страховочному корпусу РУ, что особенно важно для теплоэлектроцентрали, располагаемой в непосредственной близости от больших жилых массивов) обеспечит эквивалентность швов главных патрубков остальным корпусным сварным швам реактора, ПГ и т.д., что исключит рассмотрение гипотетического разрыва главных патрубков РУ полным сечением. При этом положительной особенностью предлагаемых блоков корпусов РУ является то, что периферийные двойные блоки корпусов ПГ-ГЦН АТЭЦ I-V унифицированы. Отмечаем также, что в основном регулирование мощности предлагаемых АТЭЦ сверх номинальной мощности их реакторов осуществляется соответствующими изменениями энергозатрат органического топлива только в паровой части термодинамического цикла работы ПТЧ ЭУ.

Отсутствие или сведение к минимуму мощностных и температурных переходов реакторов предлагаемых АТЭЦ, а также использование компактных отработанных конструкторских и технологических решений (серийные ГЦН на базе судовых 360СП ЩК-650Б-3, а также серийные ПТУ и ГТУ), вплоть до использования относительно небольшого (диаметром 7,0-8,5 м) стального страховочного корпуса должно существенно снизить вероятность и уменьшить масштабы аварий и, следовательно, заметно повысить ядерную и радиационную безопасность АТЭЦ при эксплуатации. Используемые для предлагаемых комбинированных АТЭЦ отечественные серийные ГТУ представлены, например, в журнале "Теплоэнергетика", 1992 г., №9, стр.2-6.

Итак, основные технико-экономические показатели пяти вариантов предлагаемых по 2-му варианту исполнения комбинированных АТЭЦ I-V в сравнении с традиционной двухконтурной водо-водяной АТЭЦ Р-800 приведены в нижеследующей таблице.

Из вышеизложенных данных можно сделать следующие основные выводы:

1. По варианту 1 исполнения предлагаемых ЭУ, используемых, преимущественно, для электростанций.

1.1 По сравнению с традиционными водо-водяными АЭС типа ВВЭР-1000 эффективный электрический КПД предлагаемых энергоустановок возрастает на 5,3-6,7% (относит.), а номинальная электрическая мощность ЭУ, включающих ту же реакторную установку с номинальной паропроизводительностью, возрастает в 1,70-1,92 раза.

1.2 По сравнению с известной натриевой АЭС БН -800 эффективный электрический КПД предлагаемых энергоустановок возрастает на 16,9% (относит.), а номинальная электрическая мощность ЭУ, включающей ту же реакторную установку с номинальной паропроизводительностью, возрастает в 1,61 раза.

2. По варианту 2 исполнения предлагаемых ЭУ, используемых, преимущественно, для теплоэлектроцентралей

2.1 По сравнению с традиционными АТЭЦ с водо-водяными ядерными реакторами электрический КПД предлагаемых комбинированных АТЭЦ увеличивается в отопительный сезон с 25% до 27-31%, что практически соответствует величине электрического КПД в отопительный сезон современных чисто органических паротурбинных ТЭЦ, работающих на повышенных сопряженных начальных параметрах пара (см., например, журнал "Теплоэнергетика", №9, 1992 г., стр.4).

2.2 Предлагаемые ЭУ обеспечивают существенное (в 2,6 раза) увеличение производства электрической энергии по сравнению с традиционными АТЭЦ, включающими водо-водяной ядерный реактор такой же тепловой мощности.

2.3 Экономия в отопительный сезон всего (ядерного и органического) эквивалентного (в МДж/кВт эл) топлива составляет от 6,7% до 17,8% по сравнению с традиционной АТЭЦ Р-800.

2.4 Удельное количество электроэнергии в МВт эл., производимой предлагаемыми АТЭЦ в отопительный сезон от одного МВт тепл. РУ, превосходит аналогичный показатель традиционных АТЭЦ с легководными ядерными реакторами в 2,36-3,00 раза.

2.5 Удельное количество тепловой энергии в Гкал/ч, производимой предлагаемыми АТЭЦ в отопительный сезон от одного МВт тепл. РУ, превосходит аналогичный показатель традиционной АТЭЦ с легководными ядерными реакторами в 1,1-2,6 раза.

3. Все предлагаемые энергоустановки имеют существенно меньшие удельные капитальные затраты на их сооружение (см. п.п.1.5 и 2.5 описания, а также п.15 таблицы) по сравнению с традиционными АЭС и АТЭЦ и соответственно меньшие себестоимости производства электрической и тепловой энергии.

Вышеперечисленные производственные и экономические показатели реализации заявляемого технического решения позволяют сделать вывод о его достаточно высокой конкурентоспособности по сравнению с известными аналогами.

1. Способ эксплуатации атомной паротурбинной энергетической установки, по которому в реакторной установке за счет тепла ядерного топлива сжатую питательным насосом воду превращают в парогенераторе в носитель тепловой энергии - водяной пар, который впоследствии подогревают в, по меньшей мере, одном пароперегревателе, в греющую сторону которого подают для горения преимущественно газообразное или жидкое органическое топливо, а также окислитель в виде, например, атмосферного воздуха, а затем перегретый пар сопряженных параметров направляют для совершения работы во вращающую электрогенератор паровую турбину установки, снабженную, в том числе, поверхностными регенеративными подогревателями питательной воды, которую получают в конденсаторе паротурбинной части (ПТЧ) установки, отличающийся тем, что вышедший из парогенератора реакторной установки водяной пар сжимают до более высокого давления в, по меньшей мере, одном, например многоступенчатом, компрессоре преимущественно с промежуточным охлаждением его ступеней питательной водой установки.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что отработавший в цилиндре высокого давления (ЦВД) паровой турбины водяной пар подогревают в обогреваемой стороне, по меньшей мере, одного пароперегревателя, в греющую сторону которого подают для горения преимущественно газообразное или жидкое органическое топливо, а также окислитель в виде атмосферного воздуха, после чего вторично перегретый водяной пар направляют далее по штатному тракту цилиндров паровой турбины энергоустановки.

3. Способ по п.1, отличающийся тем, что питательную воду до входа в парогенератор сжимают питательным насосом до максимального давления, которое при номинальных термодинамических параметрах греющего теплоносителя обеспечивает в обогреваемых сторонах парогенератора установки превращение воды в пар, в результате чего, в совокупности с последующим сжатием компрессором полученного пара и его дополнительным подогревом, в одном или двух промежуточных пароперегревателя паровой турбины получают более высокие сопряженные начальные параметры пара, которые обеспечивают более экономичную работу паротурбинной установки и энергоустановки в целом.

4. Способ по п.1, отличающийся тем, что компрессор сжатия водяного пара вращают паровой турбиной энергоустановки или вращающей второй электрогенератор дополнительной газотурбинной энергетической установкой (ГТУ), камера сгорания которой работает на органическом топливе, а выхлопные газы газовой турбины направляют в греющую сторону теплообменника-рекуператора, обеспечивающего в отопительный сезон потребителя горячей водой или паром из обогреваемой стороны теплообменника-рекуператора.

5. Способ по п.4, отличающийся тем, что в периоды остановки (например, при плановой перегрузке ядерного топлива) ядерного реактора и/или остановки паротурбинной части установки электрическую и, при необходимости, тепловую энергию производят за счет работы газотурбинной энергетической установки (ГТУ), вал которой преимущественно отсоединяют при этом от вала компрессора сжатия водяного пара.

6. Атомная паротурбинная энергетическая установка, включающая реакторную установку, производящую носитель тепловой энергии - водяной пар (рабочее тело ПТЧ установки), а также соединенную трубопроводами с реакторной установкой по пару и питательной воде паротурбинную установку, включающую обогреваемую сторону парогенератора, обогреваемую сторону, по меньшей мере, одного пароперегревателя водяного пара, греющая сторона которого соединена через запорно-регулирующие устройства с источником газообразного или жидкого органического топлива, а также, например, через газодувку с атмосферным воздухом для горения топлива, паровую турбину, приводящую в действие электрогенератор, конденсатор, конденсатный насос, деаэратор, питательный насос, а также, преимущественно, поверхностные регенеративные подогреватели питательной воды, отличающаяся тем, что выход водяного пара из обогреваемой стороны парогенератора РУ соединен через запорные устройства одновременно со входом пара в многоступенчатый политропный, охлаждаемый преимущественно питательной водой компрессор, приводимый в действие или паровой турбиной, или газотурбинной энергетической установкой (ГТУ), камера сгорания которой выполнена с возможностью отопления газообразным или жидким органическим топливом, а также соединен со входом пара в рабочий цилиндр среднего давления (ЦСД) паровой турбины и со входом пара в пароперегреватель, который, в свою очередь, соединен с ЦСД паровой турбины, при этом выход сжатого водяного пара из политропного компрессора соединен со входом пара в цилиндр высокого давления (ЦВД) паровой турбины через обогреваемую сторону пароперегревателя, причем выход отработавшего газа из газовой турбины ГТУ, приводящей в действие паровой компрессор и второй электрогенератор установки, соединен с греющей стороной теплообменника-рекуператора, обогреваемая сторона которого одновременно соединена через запорные устройства с выходом сжатого воздуха из компрессора ГТУ, со входом подогретого воздуха в камеру сгорания ГТУ, а также с циркуляционным контуром потребителя тепловой энергии.