ГлавнаяСтатьи → Ядерный парогазовый цикл – путь экономии углеводородных энергоресурсов

Ядерный парогазовый цикл – путь экономии углеводородных энергоресурсов

Походяев Сергей Борисович – Генеральный директор – Главный конструктор

Походяев Сергей Борисович – Генеральный директор – Главный конструктор Общества с ограниченной ответственностью «Анод - Теплообменный Центр»

Истощение энергоресурсов, в первую очередь углеводородных, и глобальное изменение климата требует поиска новых научных и конструктивных решений в эффективности использования энергоресурсов, в первую очередь органических, таких как нефть и природный газ, которые не возобновляются и все более истощаются.

В настоящей статье рассмотрена возможность объединения в единый комплекс ядерной установки с паровой турбиной и газотурбинной установки, которые будут дополнять друг друга. Идея в принципе не нова и высказывалась еще на заре создания ЯЭУ, но тогда по ряду причин не нашла применения. В настоящее время, когда экономия энергоресурсов и проблема повышение энергоэффективности становится все более актуальной, а конструктивные возможности возросли, эта тема выходит на первый план. Похожая ситуация сложилась в автомобильной промышленности где создают экономный гибрид привода из двигателя внутреннего сгорания и электродвигателя.

Рис. 1. График температурных напоров ЯПГУ

И ядерная энергетическая установка, и газотурбинная установка имеют свои преимущества и недостатки. Рассмотрим их с учетом современных требований к обеспечению надежности, эффективности и экологической безопасности.

Во всех водяных реакторах типа ВВЭР, которые считаются самыми надежными и получили наибольшее распространение, давление в корпусе поддерживают при работе не менее 150…160 атм. и температуру теплоносителя на входе в парогенератор не более 340?С, что ограничивает давление и температуру пара паровой турбины, а значит и ее КПД. По такой схеме работают современные водо-водяные реакторы, например, давление в ПГ ВВЭР-1000 составляет 64 атм., а температура насыщенного пара 278,5°С.

В последнее время большое развитие получили парогазовые установки (ПГУ), когда на выхлопе газовой турбины устанавливается котел-утилизатор тепла для получения пара на дополнительную паровую турбину. Температура продуктов сгорания в ПГ на участке испарения падает быстро и приближается к температуре испарения. Это уменьшает температурный градиент и приводит либо к завышению поверхности ПГ, либо уменьшению снимаемой мощности.

Рис. 2. Одна петля схемы ЯПГУ с реактором ВБЭР 300

Анализируя условия работы ЯЭУ, ПТУ и ГТУ можно придти к выводу, что наиболее рациональна с термодинамической точки зрения организация испарителя в составе ЯЭУ, так как он работает там при небольших изменениях температуры, а пароперегревателя и экономайзера – в составе ГТУ на выхлопе газовой турбины (рис. 1). Это повысит температуру перегрева пара и КПД паровой турбины. На рис. 2 приведена схема предлагаемой ядерной парогазовой установки (ЯПГУ), которая размещается в корпусе сухой градирни (Рис. 3).

Объединение ядерной и газотурбинной установок позволяют решить много из перечисленных проблем. Для примера рассмотрим работу ЯПГУ с современными реактором ВБЭР-300, параметры которого приведены в таблице 1. Оценочные расчеты проводились с использованием сведений полученных из рекламных источников и могут уточняться на дальнейшей стадии проектирования.

Рис. 3. Ядерная парогазовая установка

Анализ параметров ЯПГУ приведенных в таблице показывает:

  1. КПД паровой турбины увеличивается с 30 % до 41%, что соответствует современным мировым требованиям энергомашиностроения.
  2. При сохранении мощности ядерного реактора электрическая мощность ЯПГУ увеличивается более чем в 3 раза и составляет 1120 МВт, что наиболее оптимально для единичной мощности энергоустановки.
  3. Относительные выбросы тепловой энергии с паровой турбины в окружающую среду сократились на 35 % , а использование «сухой градирни» и обеспечение тяги внутри ее за счет газовыхлопа с ГТУ сократит потребность в водяном охлаждении до минимума.
  4. Для повышения КПД ПТУ предлагается ввести промежуточный перегрев пара после цилиндра высокого давления, но при этом давление пара не должно быть ниже 10…15 атм. иначе возникают трудности в обеспечении требуемого гидравлического сопротивления по пару.
  5. Для снижения затрачиваемой работы компрессор ГТУ выполнен двух ступенчатым с промежуточным теплоотводом, при этом для отвода тепла используется котловая вода после конденсатора ПТУ, что позволяет отводимое высокотемпературное тепло не выбрасывать, загрязняя окружающую среду, а использовать в термодинамическом цикле ЯПГУ.
  6. Введение независимого источника электроэнергии от ГТУ повысит надежность функционирования ЯПГУ, при этом появляется возможность аварийного расхолаживания ядерного реактора через теплообменники расположенные в выхлопе газовой турбины.

Одним из наиболее ответственных видов оборудования в данной схеме являются теплообменные аппараты, обеспечивающие эффективную и надежную работу всей установки. Они должны удовлетворять высоким требованиям, предъявляемым в атомной промышленности.

Рис. 4. Пример конструктивного исполнения парогенератора

Поэтому требуется применение теплообменников с использованием компактной, эффективной и надежной теплообменной поверхности. По нашему мнению в полной мере данным требованиям отвечает теплообменная поверхность, набранная из змеевиков с малым радиусом гиба (ЗМРГ), разработанная на предприятии "Анод - теплообменный центр". Данные работы ведутся на предприятии уже более 15 лет, при этом накоплен большой опыт в проектировании и изготовлении теплообменного оборудования для различных отраслей промышленности: регенераторов для РАО «Газпром», аппаратов воздушного охлаждения для нефтеперерабатывающей промышленности, котлов-утилизаторов для энергетики и др.

Разработанные методики расчета геометрических и теплогидравлических характеристик позволяют получать оптимальные массогабаритные и стоимостные показатели теплообменного оборудования для различных сред и условий эксплуатации.

Рис. 5. Выхлоп газовой турбины со встроенным котлом-утилизатором

Новизна конструкции теплообменной поверхности защищена патентами РФ на изобретение.

Преимущества нового типа поверхности это минимальные масса и габариты при обеспечении максимальной надежности, а именно:

  • интенсивность теплообмена при высокой турбулентности сред;
  • минимальное гидравлическое сопротивление по контурам за счет выбора оптимальных скоростей теплоносителей;
  • высокая компактность при использовании труб небольшого типоразмера объединенных в модули;
  • использование принципа противотока теплообменных сред;
  • самокомпенсация змеевиками температурных расширений;
  • ремонтопригодность, которая обеспечена секционированием теплообменной поверхности.

Таблица 1. Значение параметров ядерных парогазовых установок

тип ЯР Существующий цикл ядерных установок Ядерная парогазовая установка
ПТУ ПТУ ГТУ ΣNэл
Nэл Тпаранас Pпаранас КПД Nэл Тпара ТВД Т пара ТНД КПД Nэл КПД
  МВт °С МПа % МВт °С °С % МВт % МВт
КЛТ-40 40 250,3 4 24 70 435 —* 32 50 36,5 120
ВБЭР-300 300 278,5 6,4 30 480 480 250 42 360 36 840

*Для установок малой мощности не эффективно использование промышленного перегрева

Большое количество однотипных змеевиков и модулей позволило применить агрегатную технологию и максимально автоматизировать процесс изготовления. На нашем предприятии был организован специализированный цех по выпуску теплообменных модулей, что позволило повысить качество и снизить трудоемкость выпускаемой продукции.

Рис. 6. Промежуточный охладитель воздуха

В таблице 2 приведены массогабаритные характеристики теплообменников ЯПГУ с ядерной установкой ВБЭР-300 рассчитанных в качестве примера, а также выпускаемые в настоящее время в «Анод-ТЦ» аналогичные теплообменники. При расчетах теплообменников использовалась широко применяемая в атомной энергетике теплообменная труба ? 16 х 1,5 мм, длиной 12 м. из стали 12Х18Н10Т.

Таблица 2. Характеристики и аналоги теплообменного оборудования ЯПГУ 300

            Вид оборудования Кол- во Nтепл* F* L, B, H* Аналог в Анод-ТЦ
шт. МВт м2 м
1. Парогенератор (I-II контур) 4 212,5 1800 Æ=3 H=8 ХНГ-1,2,3 КХ-1500
2. Пароперегреватель высокого давления 4 238,5 6219 L=6, B=6, H=6,5 КУ-18
3. Пароперегреватель низкого давления 4 95 1840 L=6, B=6, H=3 СТУ-20
4. Подогреватель питательной воды 4 167 4400 L=6, B=6, H=2,5 СТУ-16, СТУ-25
5. Промежуточный охладитель воздуха 2 90 1800 L=2, B=6, H=2 ОВ-15, ОВ-17
6. Подогреватель топливного газа 2 1,2 60 Æ=0,8 H=3 ТМГ-25, ТВГ-400
7. Аппарат воздушного охлаждения общее 784 300 000 - АВО-28, АВО-50

*на один аппарат

Рассмотрим конструкцию и работу ЯПГУ. Все оборудование установки компактно расположено внутри купола «сухой градирни» с ядерным реактором в центре. Тепло от ядерного реактора отводится в вертикальный парогенератор, в котором происходит получение насыщенного пара давлением ~ 6,4 МПа для паровой турбины. Конструкция парогенератора, который вместе с ядерным реактором и главным циркуляционным насосом находится в прочном страховочном корпусе под биологической защитой, выполнена из шестигранных модулей со змеевиками малого радиуса гиба (рис.4). Аналогичная конструкция уже используется нами в кожухотрубчатых теплообменниках для нефтехимического производства. Конструкция отличается высокой надежностью и компактностью, что особенно важно для теплообменников первого контура.

Рис. 7. Трубная система для теплообменной секции котлов-утилизаторов

Далее, насыщенный пар из парогенератора поступает в пароперегреватель высокого давления, который расположен в нижней части выхлопной шахты газовой турбины. Здесь пар перегревается ~ на 200°С и поступает в паровую турбину. Совершив работу, пар возвращается в пароперегреватель низкого давления и перегревается ~ на 100°С. Над пароперегревателями расположен экономайзер, в котором питательная вода подогревается до 180…220°С и подается в парогенератор.

Продукты горения газовой турбины поднимаются по выхлопной шахте рис. 5 снизу вверх отдают тепло в пароперегревателях и экономайзере и с температурой 100…150°С попадают внутрь корпуса градирни. Конструкция теплообменников, расположенных в выхлопной шахте, выполнена из ЗМРГ, объединенных в плоские модуля, - Рис. 6 - используется нами в котлах – утилизаторах и аппаратах воздушного охлаждения.

Рис. 8. Подогреватель топливного газа

При выходе из шахты газ должен совершить еще одну немаловажную миссию – отдать остатки своей тепловой и динамической энергии воздуху для увеличения его циркуляции через аппараты воздушного охлаждения «сухой градирни». Чтобы более полно передать динамическую энергию продуктов горения газовыхлоп заканчивается эжекторным устройством.

Для уменьшения работы совершаемой двухступенчатым компрессором ГТУ на нем устанавливается воздухоохладитель с теплообменной поверхностью из ЗМРГ. Воздухоохладитель состоит из двух корпусов для отвода и подвода воздуха движущегося по межтрубному пространству (рис. 7). Для отвода от воздуха теплоты можно использовать оборотную воду после градирни, но наиболее рационально отводить тепло, нагревая котловую воду после конденсатора ПТУ, которая движется внутри труб. Использование теплоты полученной в охладителе воздуха и экономайзере, расположенном в газоходе позволяет частично отказаться от регенеративных подогревателей питательной воды, в первую очередь от ПВД, которые используют пар высокого давления и необходим для срабатывания в турбине.

Для обеспечения надежной и эффективной работы ГТУ в «Анод-ТЦ» разработаны теплообменники для подогрева топливного газа (Рис. 8). В разработанных ранее теплообменниках подогрев газа осуществлялся за счет теплоты турбинного масла, что позволяло решить сразу несколько задач, однако, учитывая низкую температуру масла и пожароопасность, возникающую при попадании топливного газа в масло, предлагается использовать отбор пара с ТНД и нагревать газ до температуры ~ 100 °С. При этом, газ, двигаясь сверху вниз внутри змеевиков, за счет центробежных сил очищается от примесей, которые затем накапливаются в нижнем коллекторе теплообменника и удаляются.

Рис. 9. Аппарат воздушного охлаждения

Фактически не загрязняя атмосферу СО2 и NХ АЭС выбрасывают большое количество низкопотенциального тепла с конденсатора паровой турбины, что вызвано увеличенным расходом пара ввиду его низких параметров. Мощные тепловые сбросы с АЭС в виде конденсационных градирен или водоемов – охладителей сильно изменяют не в лучшую сторону микроклиматические характеристики прилегающих районов. В тоже время чистой пресной воды на планете Земля становится все меньше и меньше.

Поэтому в последнее время все большее распространение получают «сухие градирни» в которых тепло передается не речной воде, а атмосферному воздуху, что позволяет минимизировать или вообще исключить забор воды для охлаждения конденсата паровой турбины.

Для схемы ЯПГУ предлагается использование сухих градирен (аппаратов воздушного охлаждения), которые размещаются под единым куполом с реактором, паровой, газовой турбинами и вспомогательным оборудованием. Аппараты воздушного охлаждения производства ООО «Анод-ТЦ», внешний вид которых представлен на рис. 8, уже успешно эксплуатируются на нефтеперерабатывающих предприятиях России. Теплообменники АВО (рис. 9) располагаются на двух уровнях, что позволяет более полно и эффективно использовать внутреннее пространство шахты «сухой градирни». Охлаждающий воздух нагреваясь движется вверх, и получая дополнительную динамическую энергию от выхлопных газов ГТУ имеет высокий уровень естественной циркуляции. Для снятия летнего пика температур (Т ≥ 15°С) конструкция АВО предусматривает распыление воды в поток охлаждающего воздуха и на теплообменную поверхность. Однако наиболее естественно это охлаждение атмосферного воздуха до входа в ЯПГУ в природных условиях. Человек и сам летом стремится на природу, в лес, поближе к воде. Занимая относительно небольшую площадь ЯПГУ должен располагаться в парковой зоне с водоемами и высокими репродуктивными свойствами. Это значит, что планировка лесополос, каналов и крупных водоемов должна служить на повышение эффективности получения электроэнергии, а сам ЯПГУ должен своим теплом, увеличением влажности атмосферного воздуха и концентрации СО2 способствовать развитию природы данного региона. Использование ЯПГУ позволит значительно снизить относительные к электрической мощности АЭС выбросы в окружающую среду тепловой энергии, СО2 и NХ, а также радиационную нагрузку.

Для решения задач большой энергетики требуется и большая мощность, с ядерным установками ВБЭР-300 или ВБЭР-600. Это соответствует электрической мощности ЯПГУ: 1000…. 2200 МВт.

При рассмотрении задач малой энергетики, которая может быть интересна РАО ГАЗПРОМ при освоении природных месторождений Севера и Сибири подходит ядерная установки типа АБВ-6 или КЛТ-40,что соответствует мощности ЯПГУ 25- 160 МВт.

Параметры оборудования, приведенные в данном докладе, должны быть оптимизированы в процессе дальнейшего проектирования, но они должны выбираться с учетом общих требований ЯПГУ. Этим должен заняться консорциум предприятий, занимающихся разработкой ЯР, ПТУ, ГТУ, теплообменного и др. оборудования.

В заключение следует отметить, что задача, поставленная нашим президентом о повышении энергоэффективности на 40% невозможна без новаторских певолюционно-иновационных решений, которые позволят сделать рывок в энергетике. Такие решения под силу коллективам единомышленников объединенных и руководимых правительством России. Мы готовы внести свой вклад, используя имеющиеся наработки, в разработку и изготовление теплообменного оборудования, отвечающего самым современным требованиям для ядерной парогазовой установки.

Общество с ограниченной ответственностью «Анод - Теплообменный Центр»