Теплофикационный энергоблок с ядерным реактором СВБР-100 и использованием парогазовой технологии

 

Приведены тепловая схема парогазового теплофикационного энергоблока с реактором СВБР-100 и результаты ее расчета. Показана возможность реализации в таком энергоблоке комбинированного цикла с двумя газотурбинными установками (ГТУ) GE 6101FA общей мощностью 140 МВт и паровой турбиной с максимальной мощностью 190 МВт. При этом в котле-утилизаторе генерируется перегретый пар с температурой 560оC, что позволяет исключить из тепловой схемы турбоустановки сепаратор-пароперегреватель (СПП). КПД ПГУ с реактором СВБР-100 составил на конденсационном режиме эксплуатации 45.9 %.

Ключевые слова: энергоблок АЭС, ядерный реактор СВБР-100, газотурбинная и парогазовая установки, паровая турбина, тепловая схема турбоустановки, экономичность и мощность парогазового энергоблока.

В данной статье представлены результаты формирования тепловой схемы теплофикационного энергоблока с ядерным реактором СВБР-100 на основе применения парогазовой технологии с выбором основного оборудования и оценкой показателей экономичности. Ранее в [1] авторы показали эффективность использования современных парогазовых технологий для энергоблоков с ядерными реакторами малой и средней мощности. Речь идет о том, что в настоящее время подразделениями Госкорпорации “Росатом” выполняются работы по созданию опытно-промышленного энергоблока АЭС с ядерным реактором СВБР-100 (г. Димитровград Ульяновской обл.), тепловая мощность которого QР = 280 МВт, и паротурбинной установкой мощностью Nэ = 100 МВт. Модульный реактор СВБР-100 на быстрых нейтронах [2, 3] спроектирован для работы с жидкометаллическим теплоносителем — эвтектическим сплавом свинец–висмут. Данная технология отработана при эксплуатации подобных реакторов на атомных подводных лодках России, а проект СВБР-100 в значительной мере отвечает требованиям, предъявляемым к современным ядерным энергетическим установкам. Важной особенностью установки СВБР-100 является интегральная компоновка I контура, оборудование которого размещается в прочном корпусе, а гидравлические связи формируются без использования трубопроводов и арматуры. Благодаря высокому уровню безопасности строительство АЭС с СВБР-100 возможно в вблизи населенных пунктов, что позволит использовать такие энергоблоки для целей их централизованного теплоснабжения [4, 5]. По оценкам Международного агентства по атомной энергии (МАГАТЭ), потребность в реакторах малой и средней мощности (100–400 МВт) до 2040 г. в мире составит от 500 до 1000 ед. Лидерами в исследованиях и разработке названных реакторов являются Россия, США, Франция и Китай.

Расчеты тепловой схемы конденсационного энергоблока с реактором СВБР-100, построенной по классической схеме с сепаратором-пароперегревателем (СПП) при генерации в реакторе насыщенного пара с давлением перед цилиндром высокого давления турбины (ЦВД) р0 = 6.7 МПа, показали реализацию электрической мощности NЭбр = 101.33 МВт с КПД турбоустановки = 35.5 %. Низкий уровень КПД и проблемы, возникающие при расширении влажного пара в проточной части турбины, заставляют искать решения, позволяющие при сегодняшнем уровне развития энергетики повысить экономичность не только паротурбинной установки, но и в целом атомного энергоблока. Наиболее значимым решением является использование в энергоблоках АЭС парогазовой технологии, особенности применения которой с реактором СВБР-100 представлены в [1]. Показано, что с применением двух газотурбинных установок (ГТУ) GE 6101FA единичной мощностью 70 МВт, простейшего котла-утилизатора (КУ) и паровой турбины, на входе которой имеет место перегретый пар с температурой 560°С, общая мощность энергоблока составляет Nэ = 328.1 МВт. При этом получено значение электрического КПД брутто 45.39 %, что на 10 % выше ранее рассмотренного варианта, а также КПД большинства ныне существующих энергоблоков АЭС.

Тепловая схема теплофикационного парогазового энергоблока с ядерным реактором СВБР-100 представлена на рис. 1. В этой схеме также рассматривается возможность применения двух газотурбинных установок GE 6101FA (температура газов на выходе из ГТУ 595оС), котла-утилизатора и паровой турбины. Двухцилиндровая паровая турбина состоит из совмещенного цилиндра высокого и среднего давлений (ЦВСД) и цилиндра низкого давления (ЦНД) с рабочей лопаткой последней ступени длиной 960 мм. Регенеративная установка сформирована из подогревателя низкого давления (ПНД) и деаэратора (Д). Перед реактором подогрев питательной воды осуществляется в экономайзерной секции КУ. В пароперегревательной секция (ППС) котла-утилизатора насыщенный пар после реактора перегревается до температуры 560°С при давлении 7.0 МПа (давление свежего пара перед турбиной 6.7 МПа). Теплофикационная установка выполнена на основе двухступенчатой схемы подогрева сетевой воды в сетевых подогревателях (СП-1 и СП-2 на рис. 1). Обеспечение температуры уходящих из котла-утилизатора на уровне не ниже 100оС в различных по температуре наружного воздуха и мощности ПГУ режимах ее эксплуатации осуществляется с помощью газо-водяного теплообменника (ГВТО).

Рис. 1. Тепловая схема парогазовой установки ПГУ-Т-320-ЯР с использованием ядерного реактора СВБР-100: ГТУ — газотурбинная установка; КУ — котел-утилизатор; ППС — пароперегревательная секция; ЭС — экономайзерная секция; ГВТО — газо-водяной теплообменник; ЦВСД — цилиндр высокого и среднего давлений; ЦНД — цилиндр низкого давления; ЭГ — электрогенератор; К — конденсатор; ПНД — подогреватель низкого давления; Д — деаэратор; ПН — питательный насос; СП — подогреватели сетевой воды; СН — сетевые насосы

 

Результаты расчета для конденсационного режима эксплуатации (давление в конденсаторе рк = 6 кПа) представленного энергоблока, которому присвоена маркировка ПГУ-Т-320-ЯР, следующие: при расходе свежего пара в турбину G0 =153.3 кг/с электрическая мощность паротурбинной установки составила NЭ,ПТУ = 176.3 МВт, а всей ПГУ NЭ,ПГУ = 316.5 МВт. При абсолютном электрическом КПД ПТУ 38.1 % получено значение КПД энергоблока 45.9 %.

Расчет теплофикационного режима ПГУ-Т-320-ЯР выполнен для температуры наружного воздуха tнв = — 25°С с температурным графиком для сетевых подогревателей 110/70°С при расходе сетевой воды Wсв=1967.8 кг/с (тепловая мощность теплофикационной установки 329.8 МВт). При расходе свежего пара в турбину 153.3 кг/с и расходе пара в сетевые подогреватели 137.15 кг/с электрическая мощность ПТУ составила NЭ,ПТУ = 121.3 МВт, а всей ПГУ NЭ,ПГУ = 284.3 МВт. Получено значение коэффициента использования топлива (КИТ) 78.9 %. КПД котла-утилизатора при температуре уходящих газов 100°С равен 78.2 %.

Выводы

1. Результаты расчетов показали, что применение парогазовой технологии в теплофикационном энергоблоке с ядерным реактором СВБР-100 позволит получить электрическую мощность около 320 МВт в конденсационном режиме эксплуатации с КПД выше 45 %, а в теплофикационном режиме NЭ,ПГУ = 284.3 МВт.
2. По мнению авторов статьи, представленная ПГУ для атомной энергетики России имеет большую перспективу в использовании, поскольку обладает высокой экономической и инвестиционной эффективностью. Подобные тепловые схемы ПГУ возможны для реализации и с другими типами ядерных реакторов малой и средней мощности.

 

Литература:

 

1. Касилов В. Ф., Дудолин А. А., Господченков И. В. Эффективность использования парогазовой технологии в энергоблоке АЭС с ядерным реактором СВБР-100. Теплоэнергетика. — 2015. — № 5. — С. 14–20.
2. Зродников А. В., Тошинский Г. И., Степанов В. С. Конверсия свинцово-висмутовой реакторной технологии: от реакторов АПЛ к энергетическим реакторам и пути повышения инвестиционной привлекательности ядерной энергетики на базе быстрых реакторов: Докл. на междунар. конф. МАГАТЭ «Fifty years of nuclear power — the next fifty years». Обнинск. — 2004.
3. Модульные многоцелевые свинцово-висмутовые быстрые реакторы для ядерной энергетики / А. В. Зродников, Г. И. Тошинский, О. Г. Григорьев, Ю. Г. Драгунов, В. С. Степанов, Н. Н. Климов, И. И. Копытов, В. Н. Крушельницкий, А. А. Грудаков // Теплоэнергетика. — 2005. — № 1. — С. 16–24.
4. Кузнецов Ю. Н., Хрилев Л. С., Браилов В. П. Технико-экономические основы и направления развития атомной теплофикации // Теплоэнергетика, 2008. — № 11. — С. 14–25.
5. Курский А. С., Калыгин В. В. Эффективность атомной теплофикации // Энергетическая политика. — 2013. — № 4. — С. 48–57.