СПОСОБ ЭКСПЛУАТАЦИИ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ УСТАНОВКИ И УСТАНОВКА ДЛЯ ЕГО ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ Российский патент 1999 года по МПК F02C1/05 

Изобретение относится к области теплоэнергетики (в том числе атомной техники) и может быть использовано в энергетических установках или энерготехнологических комплексах, в которых одновременно производятся электрическая и тепловая энергия заданных параметров.

Одна из наиболее важных проблем топливно-энергетического комплекса - проведение активной энергосберегающей политики, обеспечивающей достижение необходимого эффекта при минимальных затратах энергии и минимальной металлоемкости. В промышленности простейший пример энергосбережения - использование низкопотенциального тепла, являющегося отходом большого числа технологий (теплоснабжения и т.п.). Кроме того, весьма эффективно рациональное использование средне- и высокотемпературного тепла, прежде всего в металлургии, химической промышленности, газификации угля, нефтепереработке и промышленности строительных материалов.

Современная структура потребления топливно-энергетических ресурсов в России характеризуется следующими приближенными данными: освещение - 0,5%, силовые процессы - 25%, высокотемпературные процессы (свыше 400^oC) - 25%, средне- и низкотемпературные процессы (соответственно 100 - 400^oC и 100 - 150^oC) - 49,5% (см. , например, книгу "Теплотехника", ред. В.И.Крутов, М, "Машиностроение", 1986 г., стр. 392). Одним из наиболее действенных средств повышения эффективности потребления топлива является переход к комплексным энерготехнологическим методам использования топлива: к извлечению всех ценных составляющих топлива при обязательном комбинировании процесса сжигания части топлива для производства тепловой и электрической энергии с различными технологическими процессами.

Расход энергии на освещение и приводы механизмов и машин (электродвигатели) определяют потребность в электроэнергии. Затраты энергии на высокотемпературные процессы формируют необходимый расход топлива, электроэнергии и пара. Затраты энергии на среднетемпературные процессы определяют расход топлива и пара. Для низкотемпературных процессов в качестве теплоносителя используются, как правило, горячая вода.

Известен способ эксплуатации энергетической установки (ЭУ), производящей электрическую и тепловую энергию заданных параметров (см., например, книгу "Техническая термодинамика". В.Д.Кириллин и др., М, Энергоатомиздат, 1983 г. , стр. 323 - 325, рис. 11.34), по которому жидкую фазу рабочего тела установки, (например, воду) сжимают в циркуляторе установки (насосе) и направляют в источник тепла, где нагревают, в результате чего вода превращается в рабочее тело установки - сухой насыщенный или перегретый пар, который затем расширяют в турбине, приводящей в действие электрогенератор, после чего отработавший в турбине пар подают в поверхностный теплообменник-конденсатор, где пар конденсируют при величине давления насыщения, обеспечивающей нагрев до необходимой температуры охлаждающей воды конденсатора, которая передает потребителю тепловую энергию, например, для теплоснабжения, далее образующийся конденсат рабочего тела установки опять сжимают в циркуляторе и подают в источник тепла установки.

Вместе с тем, данному способу эксплуатации ЭУ присущ недостаток, свойственный известным паротурбинным теплоэлектроцентралям (ТЭЦ), производящим электроэнергию и тепловую энергию. Тепловая энергия, выдаваемая потребителю от паротурбинных ТЭЦ, характеризуется ограничением по максимальной температуре теплоносителя (около 200^oC), что соответственно сдерживает мощность выдаваемой тепловой энергии, а также препятствует ее использованию в высокотемпературных промышленно-технологических процессах. В связи с изложенным особенно актуальной является задача разработки систем высокотемпературной теплофикации. Данная задача может быть решена с помощью газотурбинных энергетических установок, положительными особенностями которых по сравнению с паротурбинными являются: 1) незначительная потребность в охлаждающей воде, 2) возможность применения более высоких температур рабочего тела, 3) меньшие вес установки и расход металла, приходящиеся на единицу мощности, 4) возможность быстрого пуска и форсирования мощности.

Указанным преимуществам отвечают следующие известные способы эксплуатации энергетических установок, производящих электрическую и тепловую энергию заданных параметров. Например, известен способ эксплуатации ЭУ, по которому газообразное рабочее тело (для газотурбинных установок с открытым циклом - атмосферный воздух) сжимают в одном компрессоре или по меньшей мере в двух компрессорах с промежуточным охлаждением и затем подают в источник тепла, где нагревают до максимальной рабочей температуры, и далее с выделением части внутренней энергии рабочего тела расширяют в турбине, приводящей в действие электрогенератор, затем отработавший в турбине газ охлаждают в теплообменнике, обеспечивающем нагрев сетевой воды, поступающей к потребителю тепла, и потом выпускают в дымовую трубу или сухую градирню (см., например, книгу "Теплофикационные системы", Л.С.Хрилев, М, Энергоатомиздат, 1988 г., стр. 237), а также книгу "Теплотехнический справочник", ред. В.И.Юренев и П. Д.Лебедев, М, Энергия, 1975 г., том. 1, стр. 495).

Кроме того, известен способ эксплуатации ЭУ, по которому, в отличие от вышеуказанного, передача тепловой энергии потребителю (для технологических процессов химических, нефтеперерабатывающих и металлургических производств) обеспечивается за счет отбора части расхода рабочего тела более высоких параметров из газовой турбины между ее ступенями (см. , например, книгу "Теплотехника", ред. В.И.Крутов, М, Машиностроение, 1986 г., стр. 193, рис. 4.15д).

Для обеспечения передачи потребителю тепловой энергии высоких параметров (при одновременной выработке электрической энергии) служит также известный способ эксплуатации энергетической установки, по которому газообразное рабочее тело установки закрытого цикла (например, инертный газ - гелий) сжимают в компрессоре, затем подают в источник тепла (активную зону высокотемпературного газоохлаждаемого ядерного реактора) и далее охлаждают в поверхностном теплообменнике, обогреваемая сторона которого (например, с таким же теплоносителем - гелием) обеспечивает передачу тепловой энергии потребителю, после чего расширяют в турбине, приводящей в действие электрогенератор, и затем направляют опять для сжатия и циркуляции рабочего тела в компрессор (см. , например, книгу "Теплотехника", ред. В.И.Крутов, М, Машиностроение, 1986 г., стр. 389, рис. 12.9).

Вместе с тем указанным способам эксплуатации энергетических установок, основанных на газотурбинных установках разомкнутого (открытого) или замкнутого циклов присущи следующие общие недостатки, снижающие экономичность и приводящие к снижению их экологической эксплуатации:
1) достаточно низкая для современного уровня энергетики величина абсолютного электрического коэффициента полезного действия (КПД) установок,
2) большие потери тепловой энергии (и соответственно топлива) в периоды эксплуатации производящих электроэнергию установок с минимальной (уменьшенной) выдачей потребителю тепловой энергии, что заметно снижает общий (годовой) коэффициент использования тепла топлива установок и соответственно увеличивает тепловое "загрязнение" внешней среды.

Первый из вышеназванных недостатков связан с тем, что абсолютный электрический КПД используемых в вышеуказанных энергоустановках газотурбинных двигателей с подводом тепла в цикле при постоянном давлении и с адиабатным сжатием рабочего тела в компрессорах при промежуточном охлаждении газа не достаточно велик и составляет для ныне освоенных максимальных температур рабочего тела величину ≈30 - 36%, что практически близко к величине электрического КПД известных паротурбинных энергоустановок (см., например, книгу "Техническая термодинамика", В.А.Кириллин и др., М, Энергоатомиздат, 1983 г. , стр. 276 - 277, а также книгу "Термодинамика", М.П.Вукалович и И.И.Новиков, М, Машиностроение, 1972 г., стр. 549 - 552 и книгу "Парогазовые установки электростанций", А. И. Андрюшенко и В.Н.Лапшов, М, Энергия, 1965 г., стр. 233, рис. 7.5).

Второй из вышеуказанных недостатков известных способов эксплуатации ЭУ вытекает из достаточно низкой величины абсолютного электрического КПД установок, а также связан с тем, что потребителю тепла не всегда, а только периодически, требуется максимальная мощность или высокий потенциал получаемой от ЭУ тепловой энергии, а производство при этом электроэнергии (особенно передаваемой в региональную или во всероссийскую электросистему) должно быть практически постоянным, то есть близкой к номинальной мощности. В связи с этим энергоустановки, эксплуатируемые по вышеуказанным способам и производящие практически постоянно в течение года электроэнергию на уровне мощности, близком к номинальному, в периоды минимальной выдачи потребителю тепловой энергии (например, для теплофикационных энергоустановок - в летний, неотопительный сезон, а для промышленно-технологических энергоустановок - во время плановых и т.п. перерывов в технологических процессах, потребляющих тепловую энергию установок) вынуждены практически сбрасывать не нужную в это время потребителю работоспособную тепловую энергию в окружающую среду, не рационально сжигая при этом исходное топливо, а также нанося соответствующий экологический ("тепловой") вред природе.

Так, например, длительность отопительного сезона в большинстве регионов России колеблется в пределах от 199 (г. Воронеж) до 251 (г. Архангельск) суток в год (см., например, книгу "Теплотехнический справочник", М, Энергия, 1976 г., ред. В.Н.Юренев и П.Д.Лебедев, стр. 568 - 569). Это говорит о том, что вышеуказанные энергоустановки, производящие электрическую и тепловую энергию для теплоснабжения, будучи вынуждены почти 5 мес. в году (когда также, как и в течение года производится электроэнергия) весьма непроизводительно сбрасывать во внешнюю среду значительное количество тепловой энергии сжигаемого топлива. При этом потребителю выдается уменьшенное (примерно в 4 - 5 раз) количество тепловой энергии, необходимое для функционирования горячего водоснабжения.

Следовательно, энергоустановки, эксплуатируемые по вышеуказанным способам, неэкономичны для условий их эксплуатации с достаточно длительными (плановыми или вынужденными) перерывами в потреблении производимой ими тепловой энергии.

Вышеотмеченных недостатков лишен известный способ эксплуатации энергетической установки, по которому газовое рабочее тело сжимают в одном или, преимущественно, в двух и более компрессорах с промежуточным охлаждением газа в газоохладителе, выполненном с возможностью обеспечения отбора теплоты на теплофикацию, и/или в холодильнике путем передачи теплоты внешней среде, далее сжатый газ пропускают в качестве обогреваемой среды через по меньшей мере один нагреватель, где газ нагревают до рабочей температуры, после чего рабочее тело расширяют в приводящей в действие компрессоры и электрогенератор турбине, потом отработавший в турбине газ направляют в греющую сторону вышеуказанного теплообменника, после которого в качестве греющей среды пропускают через газоохладитель, выполненный с возможностью передачи потребителю тепловой энергии, а затем еще больше охлаждают путем передачи теплоты внешней среде, после чего охлажденное рабочее тело установки опять сжимают (см. , например, книгу "Теплотехника", ред. В.И.Крутов, М.: Машиностроение, 1986 г., стр. 350, рис. 9.14).

Энергетическая установка для осуществления указанного способа эксплуатации может содержать объединенные, например, трубопроводами циркуляции рабочего тела установки, по меньшей мере два компрессора с установленными между ними газоохладителем, выполненным с возможностью обеспечения отбора теплоты на теплофикацию, и/или холодильником, обеспечивающим передачу теплоты рабочего тела внешней среде, обогреваемую сторону по меньшей мере одного теплообменника, по меньшей мере один нагреватель газа, выполненный, например, в виде камеры сгорания органического топлива и соединенный с установленной за ним трубой, выход газа из которого соединен с атмосферой, при этом обогреваемая сторона последнего газоохладителя присоединена к циркуляционному теплообменному контуру потребителя тепловой энергии.

Абсолютный электрический КПД указанной известной установки существенно повышен (до ≈44 - 48%) в основном за счет введения в термодинамический цикл исходного газотурбинного двигателя установки регенерации теплоты внутри цикла (см., например, книгу "Термодинамика", М.П.Вукалович и И.И.Новиков, М, Машиностроение, 1972 г., стр. 554 - 559). При этом введенный в состав установки теплообменник-регенератор передает часть тепловой энергии рабочего тела, вышедшего из единственной или последней турбины цикла, сжатому компрессором газу до его нагрева в нагревателе. Отсюда следует, что при достигнутом увеличении абсолютного электрического КПД и, соответственно, мощности производимой электроэнергии потенциал и мощность тепловой энергии, которую можно передавать с указанной энергоустановки потребителю соответственно уменьшаются. Следует также упомянуть, что мощность выдаваемой тепловой энергии должна существенно уменьшаться в период эксплуатации энергоустановки (при сохранении производительности электроэнергии) в режимах с минимальной (или уменьшенной) выдачей тепловой энергии потребителю (например, в период неотопительного сезона и т.п.). При этом для безусловного обеспечения параллельного производства электроэнергии ненужные потребителю "излишки" тепловой энергии охлаждаемого в цикле рабочего тела должны быть переданы в итоге во внешнюю среду.

Указанные обстоятельства в итоге препятствуют достижению высокой тепловой экономичности установки, которая оценивается для энергетических установок (в том числе и для тех установок, которые одновременно производят для потребителей электрическую и тепловую энергию) таким образом универсальным показателем, как (среднегодовой) коэффициент термодинамической эффективности цикла установки (см. , например, книгу "Парогазовые установки электростанции", А.И.Андрюшенко и В.Н.Лапшов, М, Энергия, 1965 г., стр. 176 - 179):
ηт.э.ц

= (L_ц+Eтq)/Q₁,
где
L_ц - полезная работа цикла;
Eтq - работоспособность тепла, отводимого в цикле потребителю;
Q₁ - тепло топлива, подведенное в цикле.

При этом
Eтq

= Q_т•(1-T_o/T_ср),
где
Q_т - отданное потребителю (например, в тепловую сеть) тепло;
T_о - абсолютная температура холодного источника;
T_ор - средняя абсолютная температура отдачи тепла теплоносителем.

Кроме того, для характеристики экономичности теплоэлектроцентралей (ТЭЦ) применяется коэффициент использования тепла топлива K_и.т., определяемый как отношение суммы полезной работы, производимой в цикле, L_э и теплоты q_т, отданной внешнему потребителю, к количеству теплоты q₁, выделившийся при сгорании топлива:
K_и.т. = (L_э + q_т)/q₁
Для современных паротурбинных ТЭЦ K_и.т. = 0,6 - 0,8.

С учетом изложенного известному способу эксплуатации энергетической установки и энергоустановке для его осуществления присущи следующие недостатки:
недостаточная термодинамическая эффективность и соответственно невысокая экономичность энергоустановки, одновременно производящей электрическую и тепловую энергию, в связи с пониженными величинами мощности и потенциала (t_макс. ≈ 250 - 300^oC) тепловой энергии, передаваемой потребителю в периоды эксплуатации в режимах с максимальной (увеличенной) выдачей ему тепловой энергии, а также из-за необходимости сброса заметного количества работоспособной тепловой энергии во внешнюю среду в периоды эксплуатации ЭУ в режимах с минимально (уменьшенной) выдачей потребителю тепловой энергии. Кроме того, ограниченность потенциала тепловой энергии, которая может быть передана потребителю, препятствует использованию подобных известных ЭУ в широко распространенных промышленно-технологических циклах, для которых, кроме электроэнергии, требуется средне - (до 400^oC) и высоко - (свыше 400^oC) потенциальное тепло.

Необходимость устранения вышеназванных недостатков известного способа эксплуатации ЭУ подкрепляется также следующими известными положениями теплоэнергетики (см. , например, книгу "Теплотехника", ред. В.И.Крутов, М, Машиностроение, 1986 г., стр. 334 - 338, 353 - 354, 380 - 387).

Электрические станции вырабатывают электрическую и тепловую энергию для нужд промышленности и коммунально-бытового обслуживания. В зависимости от источника энергии различают тепловые электростанции (ТЭС), гидроэлектростанции (ГЭС), атомные электростанции (АЭС) и др. К ТЭС относятся конденсационные электростанции (КЭС) и теплоэлектроцентрали (ТЭЦ). ТЭЦ в отличие от КЭС наряду с электроэнергией производят тепловую энергию (например, горячую воду и пар для нужд теплофикации). В настоящее время на долю ТЭС (КЭС и ТЭЦ) приходится основная часть (около 71%) нарабатываемой в России электроэнергии. Электрическая и тепловая энергия, производимая ТЭС, должны использоваться потребителями практически в момент их производства. Эта особенность работы электрических станций обуславливают требование высокой надежности из работы. Надежность электроснабжения повышается при объединении электростанций линиями передач в энергетические системы. Переменность графика нагрузок энергосистемы приводит к невозможности работы всех электростанций на полной установленной мощности, которая равна сумме номинальных мощностей электрогенераторов и теплофикационного оборудования отдельно взятой станции или энергетической установки. В этом режиме на полной установленной мощности работают лишь электростанции, покрывающие базовую часть нагрузки, составляющую 0,4 - 0,6 от максимальной мощности энергосистемы. Для обеспечения переменной части графика нагрузки электросистемы предусмотрены полупиковые и пиковые электростанции. Пиковые электростанции эксплуатируются 55 - 1500 ч в году, полупиковые - 3500 - 4500 ч, а базовые - более 5500 ч в году. В настоящее время и ближайшей перспективе базовая часть графика нагрузки общей энергетической системы страны будет покрываться электропередачей электроэнергии от достаточно мощных ТЭС и ГЭС. При этом коэффициент использования установленной мощности (КИУМ) базовых электростанций, производящих только электроэнергию (КЭС и ГРЭС), достаточно высок и составляет 0,62 - 0,74. Дальнейшее увеличение КИУМ (который пропорционален времени обязательной загрузки станции в течение года) может привести к неоправданному росту затрат, связанных с обеспечением требуемой в этих условиях надежности оборудования, и поэтому должно обосновываться для каждого конкретного проекта ЭУ.

В отличие от вышеизложенного график тепловых нагрузок (суточный, годовой), выдаваемых потребителю, характеризуется, как правило, еще большей неравномерностью, чем график электрических нагрузок. Так, например, отопительная тепловая нагрузка имеет сезонный характер и зависит от климатических условий (для большинства регионов России отопительный сезон длится 7 мес. в году). Круглогодичное горячее водоснабжение (доля нагрузки которой от номинальной тепловой нагрузки ТЭЦ составляет всего 20%) определяется днями недели и резко меняется в течение суток.

Более равномерна в течение года промышленная тепловая нагрузка, но в то же время она изменяется в течение суток, в результате для ТЭЦ, обеспечивающих покрытия теплофикационной нагрузки, КИУМ оказывается заметно меньше, чем для КЭЦ и составляет КИУМ = 0,46 - 0,63. Это означает, что генерирующие мощности ТЭЦ (главным образом мощности производства или тепловой энергии) превышают почти в 1,6 - 2,2 раза мощности, необходимые для выработки такого же количества энергии при работе с равномерной номинальной нагрузкой в течение года.

Таким образом, для энергетических установок ТЭЦ, производящих электрическую и тепловую энергию, наличие достаточно длительных периодов (в течение года, например) эксплуатации, как в режиме с максимальной (увеличенной), так и с минимальной (уменьшенной) выдачей потребителю тепловой энергии различных параметров (низкого, среднего и высокого потенциала) - широко распространенная объективная реальность, которую необходимо учитывать при создании новых высокоэкономичных энергетических установок для ТЭЦ.

В связи с изложенным задачей, на решение которой направлено заявляемое изобретение, является повышение термодинамической эффективности и соответственно экономичности, а также расширение областей эффективного применения энергетической установки, одновременно производящей электрическую и тепловую энергию, путем увеличения мощности и потенциала тепловой энергии, передаваемой потребителю в период эксплуатации с максимальной (увеличенной) выдачей ему тепловой энергии, а также путем снижения количества работоспособной тепловой энергии, сбрасываемой во внешнюю среду, в периоды эксплуатации энергоустановки в режимах с минимальной (уменьшенной) выдачей потребителю тепловой энергии при обеспечении возможности высокоэффективного производства (во всех режимах эксплуатации) практически постоянного количества электроэнергии при сохранении номенклатуры и количества основных единиц (элементов) оборудования известной энергетической установки.

Для решения этой задачи в известном способе эксплуатации энергетической установки, по которому рабочее тело установки сжимают в одном или преимущественно в двух и более компрессорах с промежуточным охлаждением в глазоохладителе, выполненном с возможностью обеспечения отбора теплоты на теплофикацию, и/или в холодильнике за счет передачи теплоты внешней среде, далее рабочее тело направляют в по меньшей мере один нагреватель, где нагревают до рабочей температуры, потом рабочее тело расширяют в приводящей в действие компрессоры и, например, электрогенератор турбине, затем отработавшее в последней рабочее тело установки пропускают в качестве греющей среды через по меньшей мере один теплообменник-рекуператор и далее через последний газоохладитель цикла, выполненный, например, с возможностью передачи потребителю тепловой энергии, в период эксплуатации установки в режиме с максимальной или увеличенной выдачей потребителю тепловой энергии сжатое рабочее тело установки направляют в обход теплообменника-рекуператора в нагреватель, мощность которого увеличивают соответственно расширившемуся диапазону температур нагреваемого рабочего тела, при этом теплообменник-рекуператор подключают по обогреваемой стороне к отбору теплоты для энерготехнологических нужд и/или теплоснабжения потребителя, для чего используют по меньшей мере один циркуляционный теплообменный контур, а в период эксплуатации установки в режиме с минимальной или уменьшенной выдачей потребителю тепловой энергии сжатое рабочее тело пропускают в качестве обогреваемой среды через указанный теплообменник-рекуператор, а мощность установленного за ним нагревателя уменьшают в соответствии с сократившимся диапазоном температур нагреваемого рабочего тела.

При этом в период увеличенной выдачи потребитель тепловой энергии при ее отборе от газоохладителя, установленного за первым компрессором, и использовании в качестве рабочего тела атмосферного воздуха, в дополнительном теплообменнике осуществляют подогрев поступающего в компрессор атмосферного воздуха по меньшей мере частью расхода отработавшего в турбине рабочего тела после прохождения его через последний газоохладитель цикла, после чего охлажденное рабочее тело выпускают в атмосферу, при этом оставшуюся часть расхода отработавшего в турбине рабочего тела выпускают в атмосферу, минуя дополнительный теплообменник.

Кроме того, при эксплуатации установки, работающей по закрытому термодинамическому циклу, охлажденное рабочее тело, вышедшее из последнего газоохладителя цикла, направляют на сжатие в первый компрессор установки. При этом в качестве рабочего тела установки могут быть использованы какой-либо инертный газ или азот, который нагревают, например, в ядерном реакторе. Помимо этого в качестве рабочего тела установки может быть использован инертный газ, например, гелий, неон или аргон с ионизирующейся присадкой, выполненной, например, в виде цезия, и который нагревают, например, в ядерном реакторе и затем, перед расширением в турбине, расширяют в производящем электроэнергию магнитогидродинамическом генераторе. Для достижения вышеназванного технического результата предлагается эксплуатируемая по заявляемому способу энергетическая установка, прототипом которой является энергетическая установка, представленная в книге "Теплообменника" ред. В.И.Крутов (М. Машиностроение, 1986 г.) на стр. 350, рис. 9, 14.

При этом в энергетической установке, содержащей объединенные, например, трубопроводами циркуляции рабочего тела установки один или, преимущественно, два и более компрессоров с установленными между ними газоохладителем, выполненным с возможностью обеспечения отбора теплоты на теплофикацию, и/или холодильником, обеспечивающим передачу теплоты внешней среде, обогреваемую сторону по меньшей мере одного теплообменника-рекуператора, по меньшей мере один нагреватель рабочего тела, выполненный, например, в виде камеры сгорания органического топлива и соединенный с установленной за ним турбиной, выход из последней соединен с греющей стороной теплообменника-рекуператора, соединенной затем с греющей стороной последнего газоохладителя цикла, выход из которой соединен с атмосферой, при этом обогреваемая сторона, преимущественно, каждого газоохладителя присоединена к циркуляционному контуру, обеспечивающему потребителя тепловой энергией, соединение греющей стороны последнего газоохладителя цикла с атмосферой выполнено параллельно через трубопровод с запорно-регулирующей арматурой, а также через снабженный запорно-регулирующей арматурой трубопровод, соединенный с греющей стороной дополнительного теплообменника, выполненного с возможностью обеспечения предварительного подогрева атмосферного воздуха, поступающего в первый компрессор установки. Кроме того, обогреваемая сторона теплообменника-рекуператора на входе и выходе из нее рабочего тела может быть присоединена, например, трубопроводами через запорные арматуры к циркуляционному теплообменному контуру потребителя тепловой энергии, а трубопроводы или, например, полости, соединяющие вход и выход из нее рабочего тела с ближайшим компрессором и нагревателем, снабжены запорными арматурами, при этом указанные компрессоры и нагреватель соединены между собой обходящим теплообменник-рекуператор байпасным, например, трубопроводом, который снабжен запорной арматурой.

Сущность заявляемого изобретения поясняется чертежами, где изображены:
на фиг. 1 - принципиальная тепловая схема энергетической установки по варианту 1 исполнения;
на фиг. 2 - T-S диаграмма идеального цикла работы варианта 1 энергетической установки в период ее эксплуатации в режиме с минимальной (уменьшенной) выдачей потребителю тепловой энергии;
на фиг. 3 - T-S диаграмма идеального цикла работы варианта 1 энергетической установки в период ее эксплуатации в режиме с максимальной (увеличенной) выдачей потребителю тепловой энергии;
на фиг.4 - принципиальная тепловая схема энергетической установки по варианту 2 исполнения;
на фиг. 5 - T-S диаграмма идеального цикла работы варианта 2 энергетической установки в период ее эксплуатации в режиме с минимальной (уменьшенной) выдачей потребителю тепловой энергии;
на фиг. 6 - T-S диаграмма идеального цикла работы варианта 2 энергетической установки в период ее эксплуатации в режиме с максимальной (увеличенной) выдачей потребителю тепловой энергии
на фиг.7 - принципиальная тепловая схема энергетической установки по варианту 3 исполнения;
на фиг. 8 - T-S диаграмма идеального цикла работы варианта 3 энергетической установки в период ее эксплуатации в режиме с минимальной (уменьшенной) выдачей потребителю тепловой энергии;
на фиг. 9 - T-S диаграмма идеального цикла работы варианта 3 энергетической установки в период ее эксплуатации в режиме с максимальной (увеличенной) выдачей потребителю тепловой энергии;
на фиг. 10 - принципиальная тепловая схема энергетической установки по варианту 4 исполнения;
на фиг. 11 - T-S диаграмма идеального цикла работы варианта 4 энергетической установки в период ее эксплуатации в режиме с минимальной (уменьшенной) выдачей потребителю тепловой энергии;
на фиг. 12 - T-S диаграмма идеального цикла работы варианта 4 энергетической установки в период ее эксплуатации в режиме с максимальной (увеличенной) выдачей потребителю тепловой энергии;
Предлагаемый способ эксплуатации энергетической установки, производящей электрическую и тепловую энергию, осуществляется в следующей последовательности. В период эксплуатации энергетической установки в режиме с максимальной или увеличенной выдачей потребителю тепловой энергии сжатое рабочее тело установки направляют в обход теплообменника-рекуператора в нагреватель, мощность которого увеличивают соответственно расширившемуся диапазону температур нагреваемого рабочего тела, при этом теплообменник-рекуператор подключают по обогреваемой стороне к отбору теплоты для энерготехнологических нужд и/или теплоснабжения потребителя, для чего используют по меньшей мере один циркуляционный теплообменный контур, а в период эксплуатации установки в режиме с минимальной или уменьшенной выдачей потребителю тепловой энергии сжатое рабочее тело пропускают в качестве обогреваемой среды через указанный теплообменник-рекуператор, а мощность установленного за ним нагревателя уменьшают в соответствии с сократившимся при этом диапазоном температур нагреваемого рабочего тела.

Кроме того, при эксплуатации энергоустановки по замкнутому или закрытому термодинамическому циклу охлажденное рабочее тело, вышедшее из последнего газоохладителя цикла, направляют на сжатие в первый компрессор установки. При этом в качестве рабочего тела установки может быть использован какой-либо инертный газ или азот, который нагревают, например, в ядерном реакторе. Кроме того, в качестве рабочего тела установки может быть использован инертный газ, например, гелий, неон или аргон с ионизирующейся присадкой, выполненной, например, в виде цезия, и который нагревают, например, в ядерном реакторе и затем, перед расширением в турбине, расширяют в производящем электроэнергию магнитогидродинамическом генераторе.

Вариант 1 исполнения энергетической установки по заявляемому изобретению состоит из следующих основных единиц оборудования, объединенных соответствующими трубопроводами или полостями корпусных конструкций (см. фиг.1). Первый, всасывающий атмосферный воздух компрессор 1 соединен с греющей стороной газоохладителя 2, которая затем соединена с охлаждаемой стороной холодильника 3, по подогреваемой стороне которого циркулирует вода, поступающая в него, например, из градирни. Далее выход рабочего тела из холодильника 3 соединен со входом газа во второй компрессор 4. Выход газа из компрессора 4 соединен через запорную арматуру 5 с обогреваемой стороной теплообменника-рекуператора 6, которая через запорную арматуру 7 соединена с нагревателем - камерой сгорания 8, куда одновременно подается органическое топливо компрессором (если топливо - газовое) или насосом, если топливо - жидкое (не показаны). Кроме того, компрессор 4 и камера сгорания 8 соединены между собой обходящим теплообменник 6 байпасным трубопроводом 9 с запорной арматурой 10. Выход нагретого рабочего тела из камеры сгорания 8 соединен с газовой турбиной 11, приводящей в движение компрессоры 1 - 4, а также электрогенератор 12, который в режиме запуска энергоустановки может работать в качестве пускового электродвигателя для указанных компрессоров и турбины. Выход рабочего тела из турбины 11 соединен с входом газа в греющую сторону теплообменника 6, выход газа из которой соединен с входом в греющую сторону газоохладителя 13. Выход газа из греющей стороны газоохладителя 13 параллельно соединен с атмосферой непосредственно через запорно-регулирующую арматуру 14, а также через запорно-регулирующую арматуру 15 с соединенной затем с атмосферой греющей стороной дополнительного теплообменника 16, выполненного с возможностью обеспечения дополнительного подогрева атмосферного воздуха, поступающего в компрессор 1.

Для обеспечения возможности передачи тепла потребителю обогреваемые стороны газоохладителей 2 и 13 присоединены к циркуляционному контуру потребителя тепла, включающему, кроме них, сетевой циркуляционный насос 17 и регулирующую арматуру 18, предназначенную для регулирования баланса мощностей, выдаваемых газоохладителями потребителю тепла.

Для обеспечения дополнительной передачи тепла потребителю от электроустановки вход и выход газа из обогреваемой стороны теплообменника-рекуператора 6 присоединены через запорные арматуры 19 и 20 к второму циркуляционному контуру потребителя тепла, включающему также сетевой циркуляционный насос 21. Характерные точки изменения физического состояния рабочего тела установки (входы и выходы из основных элементов установки) отмечены на фиг. 1 буквами а, б, в, ... к. Этими же буквами на фиг. 2, 3 отмечены соответствующие характерные точки T - S диаграмм идеальных циклов работы вышеописанного варианта установки в двух основных режимах эксплуатации.

На фиг. 2 изображена T-S диаграмма идеального цикла работы варианта 1 энергоустановки в режиме с минимальной выдачей тепла потребителю, например, в неотопительный сезон (5 мес. в году). При этом на диаграмме указаны следующие обозначения:
тепло (удельное), подводимое к циклу в камере сгорания 8;
Q_рег. - тепло регенерации, передаваемое теплообменником 6 внутри цикла (направление теплопередачи показано стрелкой);
Q_т2 - тепло, выдаваемое потребителю через газоохладитель 13;
Q_ух - тепло, отдаваемое во внешнюю среду (атмосферу) с уходящим газом;
Q_т3 - тепло, выдаваемое потребителю через газоохладитель 2;
Q_х - тепло, отдаваемое во внешнюю среду через холодильник 3;
а, б, в, ... к - характерные точки изменения физического состояния рабочего тела в данном режиме работы установки.

На фиг. 3 изображена T-S диаграмма идеального цикла работы варианта 1 заявляемой энергоустановки в режиме ее эксплуатации с максимальной выдачей тепловой энергии потребителю (например, в отопительный сезон, длящийся около 7 мес. в году). При этом на диаграмме, в отличие от фиг. 2, указаны следующие дополнительные обозначения:
подведенное к циклу (в камере сгорания 8) тепло;
Q_т1 - тепло, выдаваемое потребителю через теплообменник-рекуператор 6.

Изображенный на фиг. 4 вариант 2 энергоустановки, реализуемой по заявленному изобретению, устроен следующим образом. В отличие от изображенного на фиг. 1 варианта 1 данный вариант установки работает по замкнутому термодинамическому циклу с двухступенчатым подводом тепла в двух нагревателях, выполненных в виде газоохлаждаемых ядерных реакторов 22 и 23, выходы рабочего тела из которых соединены соответственно с газовыми турбинами 24 и 25. В конце 1980-х годов такие высокотемпературные газоохлаждаемые ядерные реакторы были признаны в мире, как наиболее перспективные варианты безопасных и эффективных реакторов на ближайшие десятилетия (см. , например, книгу "Ядерные газотурбинные и комбинированные установки", ред. Э.А.Манушин, М, Энергоатомиздат, 1993 г., стр. 262).

Турбина 24 предназначена для привода в действие дополнительного электрогенератора 26. В качестве рабочего тела установки использован, например, одноатомный инертный газ (гелий) или азот. Кроме того, в данном варианте, в отличие от первого, отсутствует газоохладитель 2, выдающий тепло потребителю, а в связи с замкнутостью рабочего цикла перед входом рабочего тела, в компрессор 1 установлен дополнительный охлаждаемый водой холодильник 27, отдающий тепло рабочего тела внешней среде.

Вход и выход газа из обогреваемой стороны установленного вслед за последней турбиной 25 теплообменника-рекуператора 6 присоединены через запорные арматуры 28 и 29 к газовому промежуточному теплообменному контуру, включающему также циркулятор газа, например, газодувку 30 и греющую сторону дополнительного теплообменника 31, обогреваемая сторона которого выполнена в виде составного элемента сетевого циркуляционного теплообменного контура, обеспечивающего потребителя тепловой энергией. Циркулятором сетевого контура может служить насос или газодувка 32. Газовый промежуточный теплообменный контур предназначен также для того, чтобы исключить возможность выхода радиоактивных веществ в сетевой контур потребителя тепла. В качестве теплоносителя этого газового контура использован тот же газ, что и для рабочего тела установки. С этой же целью исключения выхода радиоактивности в сетевой контур, обогреваемая сторона газоохладителя 13 подключена к второму сетевому контуру потребителя тепла через другой, например, газовый промежуточный контур, включающий, кроме газоохладителя 13, циркулятор газа 33 и теплообменник 34, через обогреваемую сторону которого циркулятор 33 прокачивает теплоноситель сетевого контура (например, воду).

Характерные точки изменения физического состояния рабочего тела данного варианта установки отмечены на фиг. 4 буквами а, б, в,... л. Этими же буквами отмечены соответствующие характерные точки T-S диаграмм (см. фиг. 5, 6) идеальных циклов работы данного варианта установки в двухосновных режимах ее эксплуатации. Остальные обозначения, представленные на фиг. 4, - те же, что на фиг. 1.

На фиг. 5 изображена T-S диаграмма идеального цикла работы представленного на фиг. 4 варианта 2 предлагаемой энергоустановки в режиме ее эксплуатации с минимальной выдачей тепла потребителю (аналог см. фиг. 2). При этом на диаграмме указаны следующие обозначения:
тепло, подводимое к циклу в первом нагревателе - реакторе 22;
тепло, подводимое к циклу во втором нагревателе - реакторе 23;
Q_рег. - тепло регенерации, передаваемое теплообменником 6 внутри цикла (направление передачи тепла показано стрелкой);
Q_т2 - тепло, выдаваемое потребителю (например, для горячего водоснабжения) через газоохладитель 13;
Q_х1 - тепло, отдаваемое во внешнюю среду через холодильник 27;
Q_х2 - тепло, отдаваемое во внешнюю среду через холодильник 3;
а, б, в, ... л - характерные точки изменения физического состояния рабочего тела в данном режиме работы установки.

На фиг. 6 изображена T-S диаграмма идеального цикла работы варианта 2 предлагаемой энергоустановки в режиме ее работы с максимальной выдачей тепла потребителю (аналог см. на фиг. 3). При этом на диаграмме указаны следующие дополнительные обозначения, не представленные на фиг. 5:
тепло, подводимое к циклу в первом нагревателе - реакторе 22;
Q_т1 - тепло, выдаваемое потребителю через теплообменник 6.

Представленный на фиг. 7 вариант 3 энергоустановки, реализуемой по заявляемому изобретению, имеет следующие отличия от варианта 2 установки, тепловая схема которого изображена на фиг. 4.

В данном варианте в качестве рабочего тела используется инертный газ, например, гелий, неон или аргон с ионизирующейся присадкой, выполненной, например, в виде цезия. При необходимости установка может быть снабжена известными устройствами для ввода и вывода ионизирующейся присадки (не показаны). Нагрев рабочего тела до максимальной теплоты цикла осуществляется в одном реакторе 22, выход газа из которого соединен, например, трубопроводом с входом в магнитогидродинамический генератор (МГД-генератор) 36, производящий электроэнергию и который можно рассматривать как высокотемпературную газовую турбину. Следует отметить, что по предлагаемому техническому решению возможно создание использующей МГД-генератор энергоустановки, которая работает по открытому термодинамическому циклу (не показано). Выход газа из МГД-генератора 36 соединен с входом в турбину 25. Рабочий цикл установки дополнен третьим компрессором 37, перед входом рабочего тела в который установлен охлаждаемый водой холодильник 38, с помощью которого тепло отдается во внешнюю среду.

В связи с тем, что первый контур циркуляции рабочего тела установки может быть радиоактивен, особенно при использовании аргона в качестве основного рабочего тела, данный вариант установки снабжен дополнительным защитным промежуточным теплообменным контуром потребителя тепловой энергии, который присоединен к обогреваемой стороне теплообменника 31 и включает в себя также газодувку или компрессор 39 и теплообменник 40. Через теплообменник 40 с помощью циркулятора 41 тепло передается, наконец, потребителю тепла. В качестве теплоносителя промежуточного теплообменного контура использован тот же инертный газ, что в рабочем теле установки.

Характерные точки изменения физического состояния рабочего тела установки (вход и выход газа из основных элементов установки) отмечены на тепловой схеме буквами а, б, в, ... м. Этими же буквами отмечены соответствующие характерные точки T-S диаграмм (см. фиг. 8, 9) идеальных циклов работы вышеописанного варианта 3 установки в двух основных режимах ее эксплуатации. Остальные обозначения, представленные на фиг. 7, - те же, что на фиг. 4.

На фиг. 8 изображена T-S диаграмма работы варианта 3 энергоустановки в режиме с минимальной выдачей тепла потребителю. При этом на диаграмме представлены следующие обозначения:
тепло, подводимое в цикле в реакторе 22;
Q_рег. - тепло регенерации, передаваемое теплообменником-рекуператором 6 внутри цикла;
Q_т2 - тепло, выдаваемое потребителю через газоохладитель 13;
Q_х1, Q_х2, Q_х3 - тепло, отдаваемое во внешнюю среду через холодильники 27, 3 и 38;
а, б, в, ... м - характерные точки изменения физического состояния рабочего тела в данном режиме работы.

На фиг. 9 изображена T-S диаграмма идеального цикла работы варианта 3 энергоустановки в режиме ее эксплуатации с максимальной выдачей потребителю тепловой энергии. При этом в отличие от фиг. 8, на данной диаграмме указаны следующие дополнительные обозначения:
тепло, подводимое в цикле в реакторе 22 (для данного режима эксплуатации);
Q_т1 - тепло, выдаваемое потребителю через теплообменник-рекуператор 6.

Представленный на фиг. 10 вариант 4 энергоустановки, реализуемой по заявляемому изобретению, имеет следующие отличия от варианта 3 установки, тепловая схема которого изображена на фиг. 7.

Выход рабочего тела из МГД-генератора 36 соединен, например, трубопроводом с греющей стороной второго теплообменника 42, выход греющей среды из которого соединен с входом рабочего тела в газовую турбину 25, соединенную затем с греющей стороной первого теплообменника-рекуператора 6, постоянно работающего, например, в качестве рекуператора цикла. Второй теплообменник-рекуператор 42 выполнен с возможностью передачи потребителю высокопотенциальной тепловой энергии через дополнительный циркуляционный теплообменный контур, присоединенный к обогреваемой стороне этого теплообменника через запорные арматуры 43 и 44. Кроме того, трубопроводы соединения входа и выхода обогреваемой стороны теплообменника-рекуператора 42 соответственно с выходом из обогреваемой стороны теплообменника 6 и с входом в реактор 22 снабжены запорными арматурами 45 и 46. При этом выход рабочего тела из обогреваемой стороны первого теплообменника-рекуператора 6 и вход газа в реактор соединены обходящим второй теплообменник-рекуператор 42 байпасным трубопроводом 47, который снабжен запорной арматурой 48. Получаемое от теплообменника-рекуператора 42 высокотемпературное тепло дополнительный теплообменный контур может передавать далее в промежуточный "защитный" теплообменный контур через теплообменник 49. Циркулятор дополнительного теплообменного контура, теплоносителем которого служит тот же газ, что использован в рабочем теле установки, выполнен в виде компрессора или газодувки 50. Вышеуказанный промежуточный "защитный" газовый теплообменный контур включает в себя, кроме обогреваемой стороны теплообменника 49, циркулятор 51 и греющую сторону сетевого теплообменника 52, являющегося источником тепла в контуре потребителя.

Циркулятором контура потребителя служит по меньшей мере одна газодувка или компрессор 53, а теплоносителем может служить газ, обладающий приемлемыми теплофизическими свойствами (например, гелий) или смесь химически реагирующих газов, обеспечивающих дальнюю (больше 100 км) транспортировку по трубопроводу теплоты от источника тепла (известный хемотермический способ передачи тепловой энергии).

Характерные точки изменения физического состояния рабочего тела данного варианта энергоустановки отмечены на фиг. 10 буквами а, б, в, ..., п. Этими же буквами отмечены соответствующие характерные точки T-S диаграмм (см. фиг. 11, 12) идеальных циклов работы данного варианта установки в двух основных режимах ее эксплуатации. Остальные обозначения, представленные на фиг. 10, - те же, что и на фиг. 7.

На фиг. 11 изображена T-S диаграмма идеального цикла работы представленного на фиг. 10 варианта 4 предлагаемой энергоустановки в режиме ее эксплуатации с минимальной выдачей тепловой энергии потребителю. При этом на диаграмме указаны следующие обозначения:
тепло, подводимое в цикле в реакторе 22;
Q_р2, Q_р1 - тепло регенерации, передаваемое теплообменниками-рекуператорами 6 и 42 внутри цикла;
Q_т - тепло, выдаваемое потребителю через газоохладитель 13;
Q_х1, Q_х2, Q_х3 - тепло, отдаваемое во внешнюю среду соответственно через холодильники 27, 3 и 38;
а, б, в, ... п - характерные точки изменения физического состояния рабочего тела в данном режиме работы.

На фиг. 12 изображена T-S диаграмма идеального цикла работы варианта 4 энергоустановки в режиме ее эксплуатации с максимальной выдачей потребителю тепловой энергии. При этом в отличие от фиг. 11 на данной диаграмме указаны следующие дополнительные обозначения:
тепло, подводимое в цикле в реакторе 22 (в данном режима эксплуатации);
Q_вт - высокопотенциальное тепло, выдаваемое потребителю через теплообменник-рекуператор 42.

Четыре вышеописанных варианта реализации энергетических установок (ЭУ), действующих по предлагаемому способу эксплуатации, работают в двух основных режимах эксплуатации следующим образом.

Вариант 1.

Режим эксплуатации варианта 1 ЭУ при минимальной (уменьшенной) выдаче тепловой энергии потребителю (см. фиг. 1, 2)
В период этого режима эксплуатации ЭУ (например, в неотопительный сезон и т. п.) положение арматуры в трактах циркуляции рабочего тела и теплоносителя следующие: запорные арматуры 10, 19, 20 - закрыты; запорные арматуры 14, 15 - обе прикрыты или по меньшей мере одна из них закрыта; запорно-регулирующая арматура 18 - приоткрыта.

Запуск в действие компрессоров 1, 4 и турбины 11 осуществляется электрогенератором 12, работающим в это время пусковым электродвигателем. Таким образом компрессор 1 засасывает атмосферный воздух (например, с температурой Т_д = 30^oC) и сжимает его до некоторого давления, в результате чего температура воздуха повышается до величины (Т_e = 210^oC), достаточной для того, чтобы за счет его охлаждения в газоохладителе 2 до приемлемой температуры (Т_ж = 110^oC) передать тепло потребителю, например, для коммунального теплоснабжения. Далее после выхода из греющей стороны газоохладителя 2 под действием работы компрессора 1 воздух поступает в холодильник 3, где еще более охлаждается (до Т_з ≈30^oC) за счет передачи тепла Q_х внешней среде. Затем охлажденный воздух еще более сжимается в компрессоре 4 (например, до 26,8 ата, нагреваясь при этом до Т_и = 210^oC) и затем через открытую запорную арматуру 5 поступает в обогреваемую сторону (например, в межтрубное пространство) теплообменника-рекуператора 6, служащего в данном режиме эксплуатации установки регенератором. В теплообменнике-рекуператоре 6 за счет теплоты газа, вышедшего из турбины 11, воздух подогревается (например, до Т_к = 510^oC) при температуре вышедшего из турбины газа Т_б = 530^oC) и затем подается через открытую арматуру 7 в камеру сгорания 8, куда одновременно с воздухом подается для горения газообразное или жидкое органическое топливо. Сжигание топлива (подвод тепла Q) происходит в камере сгорания 8 при постоянном повышенном давлении. Газообразные продукты сгорания в результате расширения за счет своей кинетической энергии вращают газовую турбину 11, которая соответственно приводит в действие компрессоры 1, 4, а также электрогенератор 12, производящий электроэнергию, подаваемую потребителям. В результате совершения полезной работы в турбине 11 температура расширения рабочего тела установки понижается (например, с Т_а = 1250^oC до Т_б = 530^oC). Далее вышедшее из турбины 11 газовое рабочее тело поступает в греющую сторону теплообменника 6, где в результате вышеуказанного регенеративного подогрева сжатого в компрессоре 4 газа (Q_рег.) охлаждается до температуры (Т_в = 230^oC), достаточно высокой для использования в теплопотреблении. Таким образом газ с указанной температурой (Т_в) поступает в качестве греющей среды в газоохладитель 13, где охлаждается (отдавая тепло Q_т2) теплоносителем контура потребителя до приемлемой температуры (Т_г = 110^oC). После газоохладителя 13 рабочее тело установки охлаждают (Q_ух.) до минимальной температуры цикла Т_д путем выпуска газа в атмосферу через одну открытую запорно-регулирующую арматуру 14 или через запорно-регулирующую арматуру 15, или через обе приоткрытые соответствующим образом арматуры 14 и 15. Вышеуказанные открытые положения арматуры 15 предусмотрены в случае необходимости увеличения выдачи потребителю (с некоторым уменьшением электрического КПД установки) тепловой энергии через газоохладитель 2, например, в периоды с низкой (Т_д<0^oC) температурой атмосферного воздуха. В этом режиме проходящая через арматуру 15 часть расхода газа (или весь его расход) далее при прохождении через греющую сторону дополнительного теплообменника 16 будет предварительно подогревать засасываемый компрессором 1 полный расход атмосферного воздуха до исходной температуры Т_д, обеспечивающей в результате сжатия температуру воздуха на входе в греющую сторону газоохладителя 2 Т_е = 210^oC, что обеспечит увеличенную мощность передачи тепла потребителю газоохладителем 2. Для охлаждения рабочего тела установки и соответствующего приема тепла (Q_т3 и Q_т2) потребителем через обогреваемые стороны газоохладителей 2 и 13 насосом 17 прокачивается вода с температурой на входе в газоохладители ≥ 70^oC. Для согласования мощностей газоохладителей 2 и 13, в результате чего выходная температура сетевой воды будет составлять заданную величину 150 - 180^oC служит регулирующая арматура 18. В результате теплофикационная система потребителя получает сетевую воду отопительных параметров (см. , например, книгу "Теплофикационные системы", Л. С.Хрилев, М, Энергоатомиздат, 1988 г., стр. 179 - 181).

Учитывая вышеприведенные для примера величины температур рабочего тела цикла (см. фиг. 2) приведем результаты количественной оценки работы данного варианта энергетической установки в рассмотренном режиме ее эксплуатации с минимальной (уменьшенной) выдачей потребителю тепловой энергии (например, в период 5-месячного в году неотопительного сезона, в который потребляется тепло на постоянное в течение года горячее водоснабжение и прочие технологические нужды.

Абсолютный электрический КПД ЭУ - 44%.

Примем тепловую мощность камеры сгорания в этом режиме - 600 МВт (т).

Тогда электрическая мощность ЭУ составляет - 264 МВт (эл).

Выдаваемая потребителю газоохладителями 2 и 13 тепловая мощность - 156 МВт (т).

Коэффициент использования тепла топлива - 70%.

Коэффициент термодинамической эффективности цикла - 53,1%.

Режим эксплуатации варианта 1 ЭУ при максимальной (увеличенной) выдаче тепловой энергии потребителю.

Данный режим (см. фиг. 1, 3) эксплуатации энергетической установки (например, в период отопительного сезона и т.п. наиболее полно отражает сущность заявляемого технического решения. Отличия работа ЭУ в этом режиме от вышеизложенного следующие.

Арматуры 10, 19 и 20 переключаются в положение - "открыто", а арматуры 5, 7 - в положение "закрыто". В результате сжатое в последнем (во втором) компрессоре 4 газовое рабочее тело установки поступает с тем же расходом, что и в предыдущем режиме работы ЭУ, в обход теплообменника-рекуператора 6, в нагреватель - камеру сгорания 8, мощность которой увеличивают (за счет подачи дополнительного топлива) соответственно расширившемуся диапазону температур нагреваемого рабочего тела (то есть для выбранного количественного примера нагревают до Т_а = 1250^oC не с Т_к = 510^oC, а с температуры Т_и = 210^oC). Таким образом через газовую турбину 11 проходит тот же, что и в предыдущем режиме расход рабочего тела с той же входной температурой и давлением, в результате чего электрогенератор 12 вырабатывает и в этом режиме такую же электрическую мощность (N_эл. = const). Как и в вышеописанном режиме эксплуатации вышедший из турбины 11 газ проходит через греющие стороны теплообменника 6 и газоохладителя 13, после чего в итоге выпускается в атмосферу.

Отличие работы теплообменника-рекуператора 6 в данном режиме состоит в том, что с помощью открывающихся арматур 19 и 20 через обогреваемую сторону этого теплообменника циркулятором 21 теплообменного контура потребителя прокачивают для соответствующего нагрева теплоноситель, который может быть выполнен в виде воды (пара) или газа. Таким образом, в этом режиме (без необходимости ввода дополнительного теплообменника) потребителю выдается дополнительное значительное количество тепла без высокого потенциала (рабочее тело установки охлаждается при теплопередаче потребителю с Т_б = 530^oC до Т_в = 230^oC). Эти параметры выдаваемой тепловой энергии могут удовлетворить более широкий круг потребителей, чем в первом режиме эксплуатации ЭУ. Так, например, анализ теплопотребления основных отраслей промышленности показывает, что более 60% потребляемой теплоты приходится на долю водяного пара. В зависимости от характера и условий технологического процесса параметры потребляемого пара изменяются в широком диапазоне: давление от 0,2 до 10,0 МПа, температура - от 150 до 500^oC (см., например, книгу "Теплофикационные системы", М, Энергоатомиздат, 1988 г., стр. 223 - 225). При этом в большинстве технологических процессов применяется водяной пар с давлением 0,5 - 4,0 МПа.

Для паровой системы теплоснабжения потребителя могут быть использованы, например, однотрубная и двухтрубная системы с возвратом конденсата, в составе которых предусмотрены: паровые отопительные установки по зависимой схеме; водяные отопительные установки по независимой схеме; установки горячего водоснабжения; технологические аппараты - потребители пара и т.п. (см., например, книгу "Теплотехнический справочник", ред. В.Н.Юренев и П.Д.Лебедев, М, Энергия, 1975 г., т. 1, стр. 578 - 580).

Количественная оценка работы ЭУ в рассмотренном режиме ее эксплуатации и сравнение с показателями предыдущего режима работы установки.

Абсолютный электрический КПД ЭУ - 32%.

За счет расширившегося диапазона температур нагреваемого газа мощность камеры сгорания 8 увеличится с 600 до 824 МВт.

Электрическая мощность ЭУ - 264 МВт (эл) - const.

Выдаваемая потребителю газоохладителями 2 и 13 тепловая мощность - 156 МВт (т).

Выдаваемая потребителю теплообменником 6 дополнительная тепловая мощность более высокого потенциала - 224 МВт (т).

Суммарная тепловая мощность, выдаваемая в этом режиме потребителю - 380 МВт (т).

Коэффициент использования тепла топлива - 78,1%.

Коэффициент термодинамической эффективности цикла - 53,9%.

Таким образом, при переходе энергетической установки с режима эксплуатации с минимальной выдачей тепловой энергии (этому режиму соответствует прототипное техническое решение) в режим эксплуатации при максимальной выдаче потребителю тепловой энергии выявляются следующие положительные факторы заявляемого технического решения.

При сохранении электрической мощности генератора ЭУ коэффициент использования тепла топлива увеличивается с 70 до 78,1% (на 8,1 абс.%); коэффициент термодинамической эффективности цикла возрастает с 53,1 до 53,9% (на 0,8 абс. %), а суммарная тепловая мощность, выдаваемая потребителю, возрастает в 2,43 раза (на 224 МВт).

Следовательно, для удовлетворения потребностей потребителя в периодически увеличиваемой выдаче ему тепловой энергии предлагаемое техническое решение исключает необходимость в проведении достаточно больших затрат на строительство и эксплуатацию дополнительной котельной, производящей необходимое потребителю в периоды максимального потребления среднепотенциальное тепло с температурой > 300 - 400^oC. При этом с учетом того, что КПД современных котельных на органическом топливе составляет 90%, номинальная мощность нагревателя дополнительной котельной должна быть на 11% больше той величины дополнительной тепловой мощности, которая может быть выдана потребителю от единой энергоустановки, производящей электрическую и тепловую энергию по предлагаемому способу. То есть для производства такого же количества дополнительного тепла, как в заявляемой энергоустановке, в нагревателе вышеупомянутой дополнительной котельной должно непроизводительно сжигаться топлива больше, чем в заявляемой ЭУ, на 11% (1/0,9 = 1,11).

Для вышерассмотренного количественного примера ЭУ вышеизложенные факторы определяют следующие производственно-хозяйственные показатели.

Номинальная тепловая мощность дополнительной котельной N_к = 224/0,9 = 249 МВт (т). С учетом современных удельных капитальных затрат при строительстве котельной на органическом топливе стоимость строительства такой котельной составит ≈20 млн. долларов США.

При этом годовой расход дополнительно сжигаемого в течение 5500 ч в году газового топлива в нагревателе котельной (11% от номинального расхода газа) составит ≈20,3 млн. м³/год, что по современным ценам природного газа составит ≈1,1 млн.дол. США/год (статья дополнительных эксплуатационных расходов).

Стоимость строительства основной известной теплоэлектроцентрали (ТЭЦ), производящей электроэнергию мощностью 264 МВт (эл) и тепловую энергию мощностью 156 МВт (см. режим с мин. выдачей потребителю тепловой энергии) составит ≈ 132 млн.дол. США.

Следовательно, суммарные капитальные затраты на строительство основанных на базе известных техрешений дополнительной котельной и энергоустановки на органическом топливе составит 20 + 132 = 152 млн.дол. США.

Вместе с тем, капитальные затраты на строительство создаваемой для реализации предлагаемого способа единой ТЭЦ, обеспечивающей решение задач, поставленных перед вышеуказанными известными котельной и ТЭЦ, составляет меньшую величину, то есть - 135 млн.дол.США.

В связи с изложенным для рассматриваемого варианта 1 предлагаемой энергоустановки экономия только капитальных затрат в результате реализации заявленного техрешения составит (152 - 135/152)•100% = 11,2% от суммы капитальных затрат, требующихся для строительства ТЭЦ и дополнительной котельной, создаваемых по известным техническим решениям.

Кроме того, с учетом вышеуказанной (11%-ной) экономии топлива, нерационально сжигаемого в дополнительной котельной, ежегодная экономия эксплуатационных затрат в результате реализации заявляемого техрешения составит не менее ≈25% от суммы годовых эксплуатационных затрат, требующихся при эксплуатации ТЭЦ и дополнительной котельной, созданных по известным техническим решениям.

Вариант 2.

Режим эксплуатации варианта 2 ЭУ при минимальной (уменьшенной) выдаче тепловой энергии потребителю
В период этого режима (см. фиг. 4, 5) эксплуатации ЭУ (например, в неотопительный сезон и т.п.) положения арматуры на трактах циркуляции рабочего тела и теплоносителя следующие: запорные арматуры 5, 7 - открыты; запорные арматуры 10, 28 и 29 - закрыты. Запуск в действие компрессоров 1, 4, турбины 25, а также турбины 24, производятся соответственно электрогенераторами 12 и 26, работающими в это время в качестве пусковых электродвигателей от внешней сети питания. Таким образом, в процессе работы ЭУ компрессор 1 засасывает охлажденное в холодильнике 27 (до Т_ж = 30^oC) газообразное рабочее тело установки (например, гелий) с исходным давлением, например, 20 ата и сжимает его до давления 31 ата, в результате чего температура гелия повышается до величины Т_з(88^oC). Далее гелий поступает в холодильник 3, где опять охлаждается до Т_и (≈30^oC), и затем поступает в компрессор 4, который сжимает газ, например, до 121,3 ата. В результате указанного сжатия из компрессора 4 выходит газ с температурой Т_к = 250^oC. Далее под действием компрессоров 1 и 4 этот газ через открытую запорную арматуру 5 поступает в обогреваемую сторону теплообменника-рекуператора 6, служащего в данном режиме эксплуатации ЭУ регенератором. В теплообменнике-рекуператоре 6 за счет теплоты газа, вышедшего из турбины 25, гелий регенеративно подогревается (например, до Т_л = 490^oC при температуре вышедшего из турбины газа Т_г - 510^oC) и затем через открытую арматуру 7 поступают в первый нагреватель ЭУ - ядерный реактор 22, где нагревается при постоянном давлении (например, до Т_а = 850^oC). Далее сжатое и нагретое рабочее тело установки поступает в газовую турбину 24 и при этом в результате расширения вращает ее за счет своей кинетической энергии. Свою механическую энергию турбина 24 передает производящему электроэнергию генератору 26. В результате совершения полезной работы в турбине температура расширившегося рабочего тела установки понижается (например, с Т_а = 850^oC до Т_б = 510^oC). Далее вышедшее из турбины 24 рабочее тело с давлением 49 ата поступает для повторного нагрева во второй нагреватель ЭУ - ядерный реактор 23, где нагревается, например, до температуры Т_в = 850^oC. После реактора 23 нагретый гелий аналогично вышесказанному поступает в турбину 25, приводя ее во вращение. В результате турбина 25 приводит в действие, кроме компрессоров 1 и 4, также второй электрогенератор 12. Далее охладившийся (например, до Т_г = 510^oC) и расширившийся до давления 20 ата гелий поступает в греющую сторону теплообменника-рекуператора 6, где в результате вышеупомянутого регенеративного подогрева сжатого в компрессоре 4 рабочего тела охлаждается до температуры (например, до Т_д = 270^oC), достаточной для использования в теплопотреблении. В связи с этим газ с указанной температурой Т_д поступает в качестве греющей среды в газоохладитель 13, где охлаждается теплоносителем промежуточного теплообменного контура до приемлемой температуры (Т_е = 110^oC). После газоохладителя 13 рабочее тело охлаждают в холодильнике 27 до минимальной температуры цикла (например, до Т_ж = 30^oC), после чего газ опять направляется на всас компрессора 1. Таким образом цикл изменения состояния рабочего тела установки замыкается. Для вышеописанного охлаждения рабочего тела от температуры Т_д до Т_е (см. фиг. 5) через обогреваемую сторону газоохладителя 13 циркулятором 33 прокачивают теплоноситель (например, тот же газ, что используется для рабочего тела установки), который в теплообменнике 34 передает полученное от рабочего тела тепло теплоносителю (например, воде) сетевого контура потребителя тепла, по которому упомянутый теплоноситель прокачивают циркулятором 35.

Количественные оценки вышеописанного варианта 2 предлагаемого ЭУ в режиме ее эксплуатации с минимальной выдачей потребителю тепловой энергии.

Абсолютный электрический КПД ЭУ - 46%.

Отношение тепловой мощности, выдаваемой потребителю через газоохладитель 13 (Q_т2), к мощности нагревательной установки
Причем такую же, как в примере для варианта 1 ЭУ максимальную мощность нагревателей ЭУ - 600 МВт (т). Например, известно, что с такой же тепловой мощностью в настоящее время американской фирмой "Дженерал Атомик" совместно с российскими специалистами проектируется однореакторная ядерная газотурбинная установка, предназначенная для производства только электрической энергии (см. , например, журнал "Nuclear Europe Worldocan", N 7/8, 1993, p. 71).

Тогда электрическая мощность, производимая ЭУ, составит - 276 МВт (эл).

Выдаваемая потребителю (через газоохладитель 13) тепловая мощность - 137,2 МВт (т).

Коэффициент использования тепла топлива - 68,9%.

Коэффициент термодинамической эффективности цикла - 54,8%.

Режим эксплуатации варианта 2 ЭУ при максимальной (увеличенной) выдаче тепловой энергии потребителю.

Отличия работы энергетической установки в этом режиме от вышеописанного - следующие (см. фиг.4 и 6).

Запорные арматуры 5 и 7 переключены в положение "закрыто", а арматуры 10, 28 и 29 - в положение "открыто". В результате сжатое в последнем (во втором) компрессоре 4 рабочее тело установки с тем же расходом, что и в предыдущем режиме работы ЭУ, поступает в обход теплообменника 6 по байпасному трубопроводу 9 через открытую арматуру 10 в первый нагреватель ЭУ - ядерный реактор 22. При этом мощность реактора 22 увеличивают соответственно расширенному в данном режиме диапазону температур нагреваемого рабочего тела. То есть для выбранного количественного приема гель нагревают в реакторе 22 до Т_а = 850^oC не с температуры Т_л = 490^oC, а с температуры Т_к = 250^oC. В итоге через газовые турбины 24 и установленную вслед за реактором 23 турбину 25 проходит тот же, что и в предыдущем режиме работы расход рабочего тела с теми же величинами входной температуры и давления, в результате чего электрогенераторы 26 и 12 вырабатывают такую же суммарную электрическую мощность.

Отличие работы теплообменника-рекуператора 6 в данном режиме эксплуатации от предыдущего состоит в том, что с помощью открывшихся арматур 28 и 29 через обогреваемую сторону этого теплообменника циркулятором 30 газового промежуточного теплообменного контура прокачивают газ, который отдает полученное в теплообменнике-рекуператоре 6 тепло сетевому теплоносителю потребителя тепла через теплообменник 31. В результате циркулятор 32 сетевого контура, прокачивая теплоноситель (например, водяной пар или воду) через обогреваемую сторону теплообменника 31 далее подает нагретый сетевой теплоноситель к потребителям тепловой энергии. Таким образом через теплообменник 31 потребителю может выдаваться тепловая энергия среднего потенциала, то есть с температурой более 400^oC.

Количественная оценка работы варианта 2 ЭУ в рассмотренном режиме ее эксплуатации.

Абсолютный электрический КПД ЭУ - 34,2%.

Отношение величин дополнительной тепловой мощности, выдаваемой потребителю в этом режиме через теплообменник 6 (Q_т1), к суммарной мощности нагревателей установки в предыдущем режиме работы
За счет расширившегося диапазона температур нагреваемого газа суммарная тепловая мощность нагревателей в этом режиме увеличивается с 600 МВт до 808 МВт(т).

Электрическая мощность ЭУ - 276 МВт(эл) - const.

Выдаваемая потребителю через газоохладитель 13 тепловая мощность - 147,2 МВт (т).

Выдаваемая потребителю через теплообменник 6 дополнительная тепловая мощность более среднего потенциала - 206 МВт (т).

Суммарная тепловая мощность, выдаваемая потребителю - 343,2 МВт (т).

Коэффициент использования тепла топлива - 76,8%.

Коэффициент термодинамической эффективности цикла ЭУ - 55,4%.

Таким образом, при переходе варианта 2 ЭУ с режима эксплуатации с минимальной выдачей потребителю тепловой энергии в режим эксплуатации при максимальной выдаче потребителю тепловой энергии реализуются следующие положительные факторы заявляемого технического решения.

При сохранении электрической мощности (276 МВт), производимой электрогенераторами ЭУ, коэффициент использования тепла топлива увеличивается с 68,9 до 76,8% (на 7,9 абс. %); коэффициент термодинамической эффективности цикла ЭУ возрастает с 54,8 до 55,4% (на 0,6 абс. %), а суммарная тепловая мощность, выдаваемая потребителю, возрастает в 2,5 раза (на 206 МВт). При этом потенциал выдаваемого потребителю тепла возрастает в 2 раза.

Следовательно, по аналогии с вышерассмотренным вариантом 1 ЭУ, предлагаемое решение исключает необходимость в строительстве и эксплуатации дополнительной котельной, производящей необходимое потребителю в периоды максимального потребления среднепотенциальное тепло с температурой более 300 - 400^oC.

Величина КПД котельных на ядерном топливе несколько выше, чем у котельных на органическом топливе и составляет величину 0,92 - 0,95. В связи с этим номинальная тепловая мощность дополнительной котельной на ядерном топливе должна быть в 1/0,95 - 1/0,92 = 1,05 - 1,08 раз больше той величины дополнительной тепловой мощности, которая выдается потребителю по предлагаемому способу эксплуатации от единой энергоустановки, производящей электрическую и тепловую энергию.

В итоге для рассматриваемого количественного примера варианта 2 ЭУ вышеизложенные факторы определяют следующие производственно-хозяйственные показатели.

Номинальная тепловая мощность дополнительной атомной котельной, производящей среднепотенциальное тепло, составит N_к = 1,08•206 = 222 МВт (т). Стоимость строительства указанной дополнительной атомной котельной составит 95 млн.дол. США.

Стоимость строительства основной известной атомной теплоэлектроцентрали (АТЭЦ), производящей электроэнергию с номинальной мощностью 276 МВт и низкопотенциальную тепловую энергию мощностью 137,2 МВт (соответствует режиму работы предлагаемой ЭУ с минимальной выдачей потребителю тепловой энергии) составит ≈260 млн.дол.США.

Следовательно, суммарные капитальные затраты на строительство основанных на базе известных технических решений дополнительной атомной котельной и основной АТЭЦ составят 95 + 260 = 355 млн.дол. США.

Вместе с тем капитальные затраты на строительство создаваемой согласно предлагаемому способу единой ТЭЦ, обеспечивающей решение задач, поставленных перед вышеуказанными известными котельной и АТЭЦ, составят ≈ 275 млн.дол. США, то есть меньшую величину, чем 355 млн.дол.

В связи с изложенным для единой АТЭЦ, основанной на рассматриваемом варианте 2 предлагаемой ЭУ, экономия только капитальных затрат в результате реализации заявленного изобретения может составить (355 - 275/355)•100% = 22,5% от суммы капитальных затрат, требующихся для строительства АТЭЦ и дополнительной атомной котельной, создаваемых по известным техническим решениям.

Кроме того, с учетом вышеуказанной (8%-ной) экономии топлива, нерационально "сжигаемого" в дополнительной атомной котельной, ежегодная экономия эксплуатационных затрат в результате реализации заявляемого техрешения составит не менее 25% от суммы годовых эксплуатационных затрат, требующихся при эксплуатации АТЭЦ и дополнительной атомной котельной, созданных по известным техническим решениям.

Следует отметить, что, помимо стационарного использования в промышленности, представляется весьма перспективным использование заявляемого технического решения (на базе варианта 2 ЭУ) для плавучих АТЭЦ, необходимых для электро- и теплоснабжения бассейнов северных рек, побережья северных и дальневосточных морей, а также, например, для опреснения морской воды.

Вариант 3.

Режим эксплуатации варианта 3 ЭУ при минимальной (уменьшенной) выдаче тепловой энергии потребителю.

В период этого режима эксплуатации (см. фиг. 7 и 8) ЭУ положения арматуры в трактах циркуляции рабочего тела и теплоносителей следующие: запорные арматуры 5 и 7 - открыты, а арматуры 10, 28 и 29 - открыты. В качестве рабочего тела установки используется, например, гелий с ионизирующейся присадкой (до 0,1%), выполненной, например, в виде цезия.

Запуск в действие компрессоров 1, 4, 37 и турбины 25 производится электрогенератором 12, который работает в это время пусковым электродвигателем от внешнего источника питания. Таким образом, в процессе работы ЭУ компрессор 1 засасывает охлажденное в холодильнике 27 (например, до Т_е = 30^oC) рабочее тело установки (исходное давление, например, 2 ата) и сжимает его до, например, 2,8 ата, в результате чего температура воздуха повысится до величины (Т_ж = 75^oC. Далее гелий будет последовательно охлаждаться до Т_з = 30^oC в холодильнике 3, сжиматься до давления 4 ата в компрессоре 4 (до Т_и = 75^oC), охлаждаться в холодильнике 38 до Т_к = 30^oC и окончательно сжиматься (до 10,9 ата) в компрессоре 37. Далее под действием работы компрессоров рабочее тело установки через открытую арматуру 5 поступает в обогреваемую сторону теплообменника-рекуператора 6, служащего в данном режиме эксплуатации ЭУ регенератором. В теплообменнике-рекуператоре 6 за счет теплоты газа, вышедшего из турбины 25, гелий подогревается (например, до Т_м = 607^oC при температуре вышедшего из турбины газа Т_в = 627^oC) и затем через открытую арматуру 7 подается в нагреватель ЭУ (ядерный реактор 22), где нагревается при постоянном давлении (например, до Т_а = 1500^oC). Далее сжатое и нагретое рабочее тело установки поступает в магнитогидродинамический генератор (МГД-генератор) 36, производящий электроэнергию в результате прямого преобразования части тепловой энергии рабочего тела в электрическую, при котором температура расширившегося рабочего тела снижается (например, до Т_б = 1027^oC). Далее рабочее тело поступает в турбину 25 и вращает ее в результате своего дальнейшего расширения. При этом свою механическую энергию турбина 25, вращая компрессоры 1, 4 и 37, передает производящему электроэнергию электрогенератору 12. В результате совершения полезной работы в турбине 25 температура расширившегося рабочего тела понижается (например, с Т_б = 1027^oC до Т_в = 627^oC). Далее вышедшее из турбины рабочее тело ЭУ поступает в греющую сторону теплообменника-рекуператора 6, где в результате вышеупомянутого регенеративного подогрева вышедшего из компрессора 37 рабочего тела охлаждается до температуры (например, до Т_г = 200^oC), достаточной для использования в теплоснабжении. В связи с этим газ с указанной температурой Т_г поступает в качестве греющей среды в газоохладитель 13, где охлаждается теплоносителем промежуточного теплообменного контура до приемлемой температуры (Т_д = 110^oC). После газоохладителя 13 рабочее тело установки охлаждают в холодильнике 27 до минимальной температуры цикла Т_е (например, Т_е = 30^oC), после чего газ опять направляется на всас компрессора 1. Таким образом цикл изменения физического состояния рабочего тела энергетической установки замыкается. Для вышеописанного охлаждения рабочего тела от температуры Т_г до Т_д через обогреваемую сторону газоохладителя 13 циркулятором 33 прокачивают теплоноситель (например, тот же что газ, что служит основным составным элементом рабочего тела ЭУ), который в теплообменнике 34 передает полученное от рабочего тела ЭУ тепло теплоносителю (например, воде) сетевого контура потребителя, по которому упомянутый теплоноситель прокачивают циркулятором 35.

Количественные оценки вышеописанного варианта 3 предлагаемой ЭУ в режиме ее эксплуатации с минимальной выдачей потребителю тепловой энергии.

С учетом данных книги "Ядерные газотурбинные комбинированные установки" (ред. Э. А. Манушин, М, Энергоатомиздат, 1993 г., стр. 83 - 84) абсолютный электрический КПД ЭУ для вышеуказанных параметров термодинамического цикла составляет 50%.

Отношение тепловой мощности, выдаваемой потребителю через газоохладитель 13 (Q_т2), к мощности нагревателя ЭУ (Q'₁) - 10%.

Как и для предыдущих вариантов 1 и 2 ЭУ примем максимальную мощность реактора 22 в этом режиме - 600 МВт (т).

Тогда электрическая мощность ЭУ составит - 300 МВт (эл).

Выдаваемая потребителю тепловая мощность (Q_т) - 60 МВт (т).

Коэффициент использования тепла топлива - 60%.

Коэффициент термодинамической эффективности цикла - 53,4%.

Режим эксплуатации варианта 3 ЭУ при максимальной (увеличенной) выдаче тепловой энергии потребителю.

Отличия работы ЭУ в этом режиме от вышеописанного следующие (см. фиг. 7, 9).

Запорные арматуры 5 и 7 переключены в положение - "закрыто", а арматуры 10, 28 и 29 - в положении "открыто". В результате сжатое в последнем (в третьем) компрессоре 37 рабочее тело установки с тем же расходом, что и в предыдущем режиме работы ЭУ, поступает в обход теплообменника-рекуператора 6 по байпасному трубопроводу 9 через открытую арматуру 10 в нагреватель ЭУ - ядерный реактор 22. При этом мощность реактора 22 увеличивают соответственно расширившемуся диапазону температур нагреваемого рабочего тела. То есть для выбранного количественного примера рабочее тело нагревают в реакторе до T_а = 1500^oC не с температуры T_м = 607^oC, а - с температуры T_л = 180^oC. В итоге через МГД-генератор 36 и установленную вслед за ним турбину 25 проходит, совершая полезную работу, тот же, что и в предыдущем режиме работы расход рабочего тела с теми же величинами входных температур и давлений, в результате чего МГД-генератор 36 и турбина 25 вырабатывают такую же суммарную электрическую мощность (const).

Отличие работы теплообменника-рекуператора 6 в данном режиме эксплуатации от предыдущего состоит в том, что с помощью открывшихся арматур 28 и 29 через обогреваемую сторону этого теплообменника циркулятором 30 газового промежуточного теплообменного контура прокачивают газ (например, гелий), который в теплообменнике 31 отдает полученное в теплообменнике 6 тепло теплоносителю дополнительного "защитного" промежуточного теплообменного конура. В указанном контуре с помощью циркулятора 39 полученное в теплообменнике 31 тепло передается в греющую сторону теплообменника 40, являющегося источником тепла сетевого контура потребителя тепловой энергии, по которому сетевой теплоноситель прокачивают циркулятором 41. Таким образом. через теплообменник 40 потребителю может выдаваться тепловая энергия среднего потенциала, то есть с температурой более 300 - 400^oC.

Количественная оценка работы варианта 3 ЭУ в рассмотренном режиме эксплуатации.

Абсолютный электрический КПД ЭУ - 33,8%.

Отношение величин дополнительной тепловой мощности, выдаваемой потребителю в этом режиме через теплообменник 6 (Q_т1), к максимальной мощности нагревателя ЭУ в предыдущем (исходном) режиме ее работы .

За счет расширившегося диапазона температур нагреваемого рабочего тела ЭУ максимальная тепловая мощность реактора 22 в этом режиме увеличится с 600 МВт до 887 МВт (т).

Тогда электрическая мощность ЭУ в этом режиме - 300 МВт (эл) - const.

Выдаваемая потребителю через газоохладитель 13 тепловая мощность - 60 МВт (т).

Выдаваемая потребителю через теплообменник 6 дополнительная тепловая мощность - 287 МВт (т).

Суммарная мощность, выдаваемая в этом режиме потребителю - 347 МВт (т).

Коэффициент использования тепла топлива - 73%.

Коэффициент термодинамической эффективности цикла ЭУ - 55%.

Таким образом, при переходе варианта 3 предлагаемой энергоустановки с режима эксплуатации с минимальной выдачей потребителю тепловой энергии в режим эксплуатации при максимальной выдаче потребителю тепловой энергии реализуются следующие положительные факторы.

При сохранении электрической мощности (300 МВт. эл.), производимой ЭУ, коэффициент использования тепла топлива ЭУ увеличивается с 60 до 73% (на 13 абс. %); коэффициент термодинамической эффективности цикла ЭУ возрастает с 53,4 до 55,0% (на 1,6 абс. %), а суммарная тепловая мощность, выдаваемая потребителю, возрастает в 4,78 раза (на 287 МВт). При этом потенциал выдаваемого тепла возрастает в 2 раза.

Следовательно, по аналогии с вышерассмотренным вариантом 2 ЭУ, предлагаемое решение варианта 3 ЭУ исключает необходимость в строительстве и эксплуатации дополнительной котельной, производящей необходимое потребителю в период максимального потребления среднепотенциальное тепло с температурой более 300 - 400^oC.

Источник тепла примем для этой дополнительной котельной такой же, как и для основной ЭУ - то есть ядерный, в связи с тем, что КПД атомной котельной составляет 0,92 - 0,95 номинальная мощность дополнительной котельной должна быть больше в 1,05 - 1,08 раз той величины дополнительной тепловой мощности, которая выдается потребителю (через теплообменник-рекуператор 6) по предлагаемому способу эксплуатации от единой энергоустановки, производящей электрическую и тепловую энергию.

Для вышерассмотренного количественного примера вышеизложенные факторы определят следующие производственно-экономические показатели ЭУ.

Номинальная тепловая мощность производящей среднепотенциальное тепло дополнительной атомной котельной N_к = 1,08•287 = 310 МВт (т).

Стоимость строительства указанной дополнительной атомной котельной составит ≈ 135 млн. дол. США.

Стоимость строительства основной известной АТЭЦ, производящей электроэнергию мощностью 300 МВт (соответствует режиму работы предлагаемой ЭУ при минимальной выдаче потребителю тепловой энергии) составит ≈ 280 млн. дол. США.

Следовательно суммарное капитальные затраты на строительство основанных на базе известных решений атомной котельной и АТЭЦ (которые вместе обеспечивают потребителя минимальной и максимальной выдачей тепловой энергии) составят 135 + 280 = 415 млн. дол. США.

Вместе с тем капитальные затраты на строительство создаваемой на основе предлагаемого способа эксплуатации единой АТЭЦ, обеспечивающих решение производственных задач, поставленных перед вышеуказанными известными котельными и АТЭЦ, составят меньшую величину, а именно ≈305 млн.дол. США.

В связи с изложенным для рассматриваемого варианта 3 предлагаемой энергоустановки экономия только капитальных затрат в результате реализации заявляемого техрешения составит (415 - 305/415)•100% = 26,5% от суммы капитальных затрат, требующихся для строительства АТЭЦ и дополнительной атомной котельной, создаваемых по известным техническим решениям.

Кроме того, с учетом вышеуказанного (8%-ной) ежегодной экономии топлива, "сжигаемого" в дополнительной котельной, ежегодная экономия эксплуатационных затрат в результате реализации заявляемого техрешения составит не менее ≈25% от суммы годовых эксплуатационных затрат, требующихся при эксплуатации АТЭЦ и дополнительной атомной котельной, создаваемых по известным техническим решениям.

Вариант 4.

Режим эксплуатации варианта 4 ЭУ при минимальной (уменьшенной) выдаче тепловой энергии потребителю.

В период этого режима эксплуатации энергоустановки (см. фиг. 10 и 11) положения арматуры на трактах циркуляции рабочего тела и теплоносителей установки следующие: запорные арматуры 45 и 46 - открыты; а арматуры 43, 44 и 48 - закрыты.

Запуск в действие компрессоров 1, 4,37 турбины 25 производится электрогенератором 12, который работает в это время пусковым электродвигателем от внешней сети питания. Таким образом, в процессе работы ЭУ компрессор 1 засасывает охлажденное в холодильнике 27 (например, до Т_ж = 30^oC) рабочее тело установки (исходное давление гелия 2 ата) и сжимает его до давления 2,98 ата, в результате чего температура рабочего тела повысится до величины Т_з = 82^oC. Далее гелий будет последовательно охлаждается до Т_и = 30^oC в холодильнике 3, сжиматься до давления 4,41 ата в компрессоре 4 (Т_к = 82^oC), охлаждаться в холодильнике 38 до Т_л = 30^oC и окончательно сжиматься (до 12,05 ата) в компрессоре 37 (Т_м = 180^oC. Далее под действием работы компрессоров рабочее тело установки поступает в обогреваемую сторону первого теплообменника-рекуператора 6, служащего постоянным регенератором установки. В теплообменнике-рекуператоре 6 за счет теплоты газа, вышедшего из турбины 25, рабочее тело подогревается (например, до Т_н = 430^oC при температуре вышедшего из турбины газа Т_г = 450^oC и затем через открытую арматуру 45 поступает в обогреваемую сторону второго теплообменника-рекуператора 42, служащего регенератором установки только в этом режиме ее эксплуатации.

В теплообменнике-рекуператоре 42 за счет теплоты рабочего тела, вышедшего из МГД-генератора 36, газ еще раз подогревается (например, до T_п = 630^oC при температуре вышедшего из МГД-генератора газа T_б = 1000^oC) и затем через открытую арматуру 46 направляется в нагреватель ЭУ (ядерный реактор 22), где нагревается при постоянном давлении (например, до T_а = 1500^oC). Из реактора 22 сжатое и нагретое рабочее тело установки поступает в МГД-генератор 36, производящий электроэнергию в результате прямого преобразования части тепловой энергии рабочего тела в электрическую, при котором температура расширившегося рабочего тела снижается (например, до T_б = 1000^oC). Далее рабочее тело поступает в греющую сторону теплообменника-рекуператора 42, где в результате вышеупомянутого регенеративного подогрева вышедшего из теплообменника-рекуператора 6 газа охлаждается (например, до T_в = 800^oC). Потом рабочее тело установки поступает в турбину 25 и вращает ее в результате своего расширения и соответствующего охлаждения до T_г = 450^oC. При этом свою механическую энергию турбина передает компрессорам 1, 4, 37, а также электрогенератору 12, который также, как и МГД-генератор 36, производит электроэнергию. Затем вышедшее из турбины 25 рабочее тело установки поступает в греющую сторону теплообменника-рекуператора 6, где в результате регенеративного подогрева вышедшего из компрессора 37 рабочего тела охлаждается до температуры (например, до T_д = 200^oC), достаточной для ее использования в теплопотреблении. В связи с этим газ с указанной температурой T_д поступает в качестве греющей среды в газоохладитель 13, где охлаждается теплоносителем промежуточного контура до приемлемой температуры (T_е = 110^oC). После газоохладителя 13 рабочее тало охлаждают в холодильнике 27 до минимальной температуры цикла T_ж, после чего газ опять направляется на всас компрессора 1. Таким образом круговой термодинамический цикл изменения состояния рабочего тела энергоустановки замыкается.

Для вышеупомянутого охлаждения рабочего тела от температуры T_д до температуры T_е через обогреваемую сторону газоохладителя 13 циркулятором 33 прокачивают теплоноситель (например, тот же газ, что служит основным составным элементом рабочего тела установки), который в теплообменнике 34 передает полученное тепло теплоносителю (например, воде) сетевого контура потребителя, по которому этот теплоноситель прокачивают циркулятором 35.

Количественные оценки вышеописанного варианта 4 предлагаемой ЭУ в режиме ее эксплуатации с минимальной выдачей потребителю тепловой энергии.

Абсолютный электрический КПД ЭУ - 48,3%.

Отношение тепловой мощности, выдаваемой потребителю через газоохладитель 13 (Q_т), к мощности нагревателя ЭУ - реактора .

Как и для предыдущих вариантов 1, 2 и 3 ЭУ примем максимальную тепловую мощность реактора 22 в данном режиме - 600 МВт (т).

Тогда электрическая мощность ЭУ составит - 290 МВт (эл).

Выдаваемая потребителю тепловая мощность - 61,8 МВт (т).

Коэффициент использования тепла топлива - 58,6%.

Коэффициент термодинамической эффективности цикла ЭУ - 51,8%.

Режим эксплуатации варианта 4 ЭУ при максимальной выдаче потребителю тепловой энергии.

Отличия работы энергоустановки в этом режиме от вышеописанного следующие.

Запорные арматуры 45 и 46 переключены в положение - "закрыто", а арматуры 43, 44 и 48 - в положение "открыто". В результате вышедшее из теплообменника-рекуператора 6 рабочее тело установки с тем же расходом, что и в предыдущем режиме работы ЭУ, поступает в обход теплообменника-рекуператора 42 по байпасному трубопроводу 47 через открытую арматуру 48 в нагреватель ЭУ - ядерный (или термоядерный) реактор 22. При этом мощность реактора 22 увеличивают соответственно расширенному в данном режиме диапазону температур нагреваемого рабочего тела. То есть для рассматриваемого количественного примера гелий нагревают в реакторе до T_а = 1500^oC не с температуры T_п = 630^oC, а с температуры T_н = 430^oC. В итоге через МГД-генератор 36 и турбину 25 проходит, совершая полезную работу, тот же, что и в предыдущем режиме работы ЭУ расход рабочего тела с такими же величинами входных температур и давлений, в результате чего МГД-генератор 36 и электрогенератор 12 вырабатывают вместе такую же суммарную электрическую мощность (но с несколько меньшим КПД за счет выдачи потребителю дополнительного тепла).

Отличие работы теплообменника-рекуператора 42 в данном режиме эксплуатации ЭУ от предыдущего состоит в том, что с помощью открывшихся арматур 43 и 44 через обогреваемую сторону этого теплообменника циркулятором 50 промежуточного теплообменного контура прокачивают газ (например, гелий), который в теплообменнике 49 отдает полученное тепло теплоносителю дополнительного (защитного) промежуточного теплообменного контура. В указанном защитном контуре с помощью циркулятора 51 полученное в теплообменнике 49 тепло передается в греющую сторону теплообменника 52, являющегося источником тепла сетевого контура потребителя тепла, по которому сетевой теплоноситель прокачивают циркулятором 53. Таким образом через теплообменник 52 потребителю может передаваться тепловая энергия высокого потенциала с температурой 800 - 950^oC, что необходимо для многих энерготехнологических производств. Указанный высокий потенциал выделяемого потребителю тепла можно, например, так же использовать для эффективной транспортировки на большие расстояния (например, более 100 км) теплоты в химически связанном состоянии. Этот так называемый хемотермический способ передачи средне- и высокопотенциальной тепловой энергии на большие расстояния основан на свойстве обратимых химических реакций. Например, CH₄ + H₂O + теплота -> CO + 3H₂ и CO + 3H₂ -> CH₄ + H₂O + теплота (см., например, книгу "Теплофикационные системы", Л.С.Хрилев, М, Энергоатомиздат, 1988 г., стр. 259 - 260). КПД преобразования и транспортировки энергии по такой схеме может достигнуть 70 - 90%.

Количественная оценка работы варианта 4 ЭУ в рассмотренном режиме ее эксплуатации.

Абсолютный электрический КПД ЭУ - 39,3%.

Отношение величин дополнительной тепловой мощности, выдаваемой требованию в этом режиме через теплообменник-рекуператор 42 (Q_вт), к максимальной мощности нагревателя ЭУ в предыдущем (исходном) режиме ее работы - 0,23.

За счет расширившегося диапазона температур нагреваемого рабочего тела ЭУ максимальная тепловая мощность реактора 22 в этом режиме увеличится с 600 МВт до 738 МВт(т).

Тогда электрическая мощность ЭУ в этом режиме составит - 290 МВт(эл) - const.

Выдаваемая потребителю через газоохладитель 13 тепловая мощность - 61,8 МВт(т).

Выдаваемая потребителю через теплообменник 42 тепловая мощность - 138 МВт(т).

Суммарная тепловая мощность, выдаваемая потребителю в этом режиме ЭУ - 200 МВт(т).

Коэффициент использования тепла топлива - 66,4%.

Коэффициент термодинамической эффективности цикла ЭУ - 56,3%.

Таким образом, при переходе варианта 4 предлагаемой ЭУ с режима эксплуатации с минимальной выдачей потребителю тепловой энергии в режим эксплуатации при максимальной выдаче потребителю тепловой энергии реализуются следующие положительные факторы.

При сохранении электрической мощности (290 МВт эл.), производимой электроустановкой, коэффициент использования тепла топлива ЭУ увеличивается с 58,6 до 66,4% (на 7,8 абс. %); коэффициент термодинамической эффективности цикла ЭУ возрастает с 51,8 до 56,3% (на 4,5 абс. %), а суммарная тепловая мощность, выдаваемая потребителю, возрастает в 3,24 раза (на 138 МВт). При этом потенциал выдаваемого тепла возрастает в 3 - 4 раза.

Изложенное позволяет сделать вывод о том, что по сравнению с известными (прототипными) энергоустановками предлагаемое решение (так же, как и для вариантов 1, 2, и 3 ЭУ) позволяет исключить необходимость в строительстве и эксплуатации дополнительной котельной, производящей необходимое потребителю в периоды максимального потребления высокопотенциальное тепло.

Источник тепла для этой дополнительной котельной примем такой же, что и для основной энергетической установки - то есть ядерный. В связи с тем, что КПД атомной котельной с газоохлаждаемым ядерным реактором составит 0,92 - 0,95, номинальная мощность дополнительной котельной должна быть в 1,05 - 1,08 раз больше той величины дополнительной тепловой мощности, которая выдается через теплообменник-рекуператор 42 по предлагаемому способу эксплуатации от единой энергоустановки, производящей электрическую и тепловую энергию заданных параметров.

Для вышерассмотренного количественного примера вышеизложенные факторы определяют следующие производственно-экономические показатели.

Номинальная тепловая мощность дополнительной атомной котельной N_к = 1,08•138 = 150 МВт(т).

Стоимость строительства (капитальных затрат) указанной котельной, производящей высокопотенциальное тепло, составит ≈80 млн.дол. США.

Стоимость строительства основной известной АТЭЦ, производящей электроэнергию мощностью 290 МВт(эл) и низкопотенциальную тепловую энергию мощностью 61,8 МВт (режим эксплуатации при минимальной выдаче потребителю тепловой энергии) ≈270 млн.дол. США.

Следовательно суммарные капитальные затраты на строительство основных на базе известных решений атомной котельной и АТЭЦ составят 80 + 270 = 350 млн. дол.США.

В противовес этому капитальные затраты на строительство создаваемой по предлагаемому способу эксплуатации единой АТЭЦ, обеспечивающей решение производственных задач, поставленных перед вышеуказанными известными атомной котельной и АТЭЦ, составят ≈285 млн.дол. США.

Таким образом, для рассматриваемого варианта 4 предлагаемой ЭУ экономия только капитальных затрат в результате внедрения заявляемого технического решения составит (350 - 285/350)•100% = 18,6% от суммы капитальных затрат, требующихся для строительства АТЭЦ и дополнительной атомной котельной, создаваемых по известным техническим решениям.

Кроме того, с учетом вышеуказанной (8%-ной) годовой экономии топлива, нерационально "сжигаемого" в дополнительной атомной котельной, ежегодная экономия эксплуатационных затрат в результате реализации заявляемого техрешения по варианту 4 ЭУ составит не менее ≈25% от суммы годовых эксплуатационных затрат, требующихся при эксплуатации альтернативных АТЭЦ и дополнительной атомной котельной, создаваемых по известным техническим решениям.

Таким образом, с учетом рассмотренных 4-х вариантов ЭУ реализация заявляемого способа эксплуатации энергетической установки, одновременно производящей электрическую и тепловую энергию обеспечивает в различных отраслях промышленности достижение следующих положительных производственных и экономических показателей.

При сохранении постоянной величины эффективно производимой электрической энергии заявляемые энергоустановки будут экономично работать в режимах с минимальной (увеличенной) выдачей потребителю тепловой энергии заданных параметров (низкого, среднего и высокого потенциала).

Вне зависимости от вида используемого топлива и в соответствии с современными параметрами закрытых или открытых термодинамических циклов для заявляемых вариантов энергоустановок при их переходе в режим эксплуатации с максимальной выдачей потребителю тепловой энергии коэффициент использования тепла топлива ЭУ увеличивается с 60 до 80%; коэффициент термодинамической эффективности циклов установок возрастает с 52 до 56%, а суммарная тепловая мощность, выдаваемая потребителю, возрастает в 2,5 - 5,0 раз (при увеличении потенциала выдаваемого тепла в 2 - 4 раза).

При этом суммарная максимальная тепловая мощность, выдаваемая потребителю, может составлять до ≈ 40 - 50% от максимальной мощности нагревателя (или нагревателей) установки в исходном режиме ее эксплуатации с минимальной (уменьшенной) выдачей тепла потребителю.

Кроме того, по сравнению с известными аналогами заявляемое техническое решение, обеспечивая реализацию задачи одновременного эффективного производства электрической и тепловой энергии заданных параметров при сохранении номенклатуры и количества основных единиц оборудования известных энергоустановок, исключает необходимость в строительстве и соответствующей эксплуатации дополнительной известной котельной, производящей необходимое потребителю в периоды максимального теплопотребления средне - и высокопотенциальное тепло.

В связи с этим обеспечиваются следующие экономические показатели реализации заявляемого "Способа эксплуатации энергетической установки и установок для его осуществления":
- экономия капитальных затрат при строительстве теплоэлектроцентрали (ТЭЦ) на базе предлагаемого техрешения составит не менее 10 - 25% от суммы капитальных затрат, требующихся при строительстве ТЭЦ и дополнительной котельной, создаваемых по известным техническим решениям;
- ежегодная экономия эксплуатационных затрат ТЭЦ, построенной на базе предлагаемых энергоустановок, составит не менее ≈ 25% от суммы годовых эксплуатационных затрат, требующихся при эксплуатации вышеупомянутых ТЭЦ и дополнительной котельной, созданных на базе известных технических решений.

Кроме того, следует также ожидать, что и по сравнению с ТЭЦ, основанными на известных парогазовых энергетических установках, теплоэлектроцентрали, создаваемые на базе предлагаемого технического решения и решающие при этом такие же производственные задачи (по величине производимой электрической и тепловой энергии) будут также более экономичнее по капитальным и эксплуатационным затратам, так как в составе предлагаемых ТЭЦ отсутствуют паротурбинные части энергетических установок и обслуживающие их многочисленные системы.

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

Способ эксплуатации энергетической установки и установка для его осуществления относятся к области теплоэнергетики, в том числе и атомной техники, и могут быть использованы в энергетических комплексах, в которых для потребителя одновременно производятся электрическая и тепловая энергия заданных параметров. При эксплуатации энергетической установки в режиме с максимальной или увеличенной выдачей потребителю тепловой энергии сжатое рабочее тело направляют в обход теплообменника-рекуператора в нагреватель. Мощность нагревателя при этом увеличивают соответственно расширившемуся диапазону температур нагреваемого рабочего тела. Теплообменник-рекуператор подключают по обогреваемой стороне к отбору теплоты для энерготехнических нужд и/или теплоснабжения потребителя. Для этого используют по меньшей мере один циркуляционный теплообменный контур. В период эксплуатации установки в режиме с минимальной или уменьшенной выдачей потребителю тепловой энергии сжатое рабочее тело пропускают в качестве обогреваемой среды через теплообменник-рекуператор. При этом мощность установленного за ним нагревателя уменьшают в соответствии с сократившимся диапазоном температур нагреваемого рабочего тела. Такое осуществление изобретения приводит к росту КПД установки. 2 с. и 5 з.п. ф-лы, 12 ил.

1. Способ эксплуатации энергетической установки, по которому рабочее тело установки сжимают в одном или, преимущественно, в двух и более компрессорах с промежуточным охлаждением в газоохладителе, выполненном с возможностью обеспечения отбора теплоты на теплофикацию, и/или в холодильнике за счет передачи теплоты внешней среде, далее рабочее тело направляют в по меньшей мере один нагреватель, где нагревают до рабочей температуры, потом рабочее тело расширяют в приводящей в действие компрессоры и, например, электрогенератор турбине, затем отработавшее в турбине рабочее тело установки пропускают в качестве греющей среды через по меньшей мере один теплообменник-рекуператор и далее - через последний газоохладитель цикла, выполненный, например, с возможностью передачи потребителю тепловой энергии, отличающийся тем, что в период эксплуатации установки в режиме с максимальной или увеличенной выдачей потребителю тепловой энергии, сжатое рабочее тело установки направляют в обход теплообменника-рекуператора в нагреватель, мощность которого увеличивают соответственно расширившемуся диапазону температур нагреваемого рабочего тела, при этом теплообменник-рекуператор подключают по обогреваемой стороне к отбору теплоты для энерготехнологических нужд и/или теплоснабжения потребителя, для чего используют по меньшей мере один циркуляционный теплообменный контур, а в период эксплуатации установки в режиме с минимальной или уменьшенной выдачей потребителю тепловой энергии сжатое рабочее тело пропускают в качестве обогреваемой среды через теплообменник-рекуператор, а мощность установленного за ним нагревателя уменьшают в соответствии с сократившимся диапазоном температур нагреваемого рабочего тела. 2. Способ по п.1, отличающийся тем, что в период увеличенной выдачи потребителю тепловой энергии при ее отборе от газоохладителя, установленного за первым компрессором, и использовании в качестве рабочего тела атмосферного воздуха в дополнительном теплообменнике осуществляют подогрев поступающего в компрессор атмосферного воздуха по меньшей мере частью расхода отработавшего в турбине рабочего тела после прохождения его через последний газоохладитель цикла, после чего охлажденное рабочее тело выпускают в атмосферу, при этом оставшуюся часть расхода отработавшего в турбине рабочего тела выпускают в атмосферу, минуя дополнительный теплообменник. 3. Способ по п.1, отличающийся тем, что охлажденное рабочее тело, вышедшее из последнего газоохладителя цикла, направляют на сжатие в первый компрессор установки. 4. Способ по пп.1 и 3, отличающийся тем, что в качестве рабочего тела установки используют инертный газ или азот, который нагревают, например, в ядерном реакторе. 5. Способ по пп.1 и 3, отличающийся тем, что в качестве рабочего тела установки используют инертный газ, например гелий, неон или аргон с ионизирующейся присадкой, выполненной, например, в виде цезия, и который нагревают, например, в ядерном реакторе и затем перед расширением в турбине расширяют в производящем электроэнергию магнитогидродинамическом генераторе. 6. Энергетическая установка, содержащая объединенные, например, трубопроводами циркуляции рабочего тела установки один или, преимущественно, два и более компрессоров с установленными между ними газоохладителем, выполненным с возможностью обеспечения отбора теплоты на теплофикацию, и/или холодильником, обеспечивающим передачу теплоты внешней среде, обогреваемую сторону по меньшей мере одного теплообменника-рекуператора, по меньшей мере один нагреватель рабочего тела, выполненный, например, в виде камеры сгорания органического топлива и соединенный с установленной за ним турбиной, выход из последней соединен с греющей стороной теплообменника-рекуператора, соединенной затем с греющей стороной последнего газоохладителя цикла, выход из которой соединен с атмосферой, при этом обогреваемая сторона преимущественно каждого газоохладителя присоединена к циркуляционному контуру, обеспечивающему потребителя тепловой энергией, отличающаяся тем, что соединение выхода рабочего тела установки из греющей стороны последнего газоохладителя цикла с атмосферой выполнено параллельно через трубопровод с запорно-регулирующей арматурой, а также через снабженный запорно-регулирующей арматурой трубопровод, соединенный с греющей стороной дополнительного теплообменника, выполненного с возможностью обеспечения предварительного подогрева атмосферного воздуха, поступающего в первый компрессор установки. 7. Установка по п.6, отличающаяся тем, что обогреваемая сторона теплообменника-рекуператора на входе и выходе из нее рабочего тела присоединена, например, трубопроводами через запорные арматуры к циркуляционному теплообменному контуру потребителя тепловой энергии, а трубопроводы или, например, полости, соединяющие ее вход и выход с ближайшими компрессором и нагревателем, снабжены запорными арматурами, при этом указанные компрессор и нагреватель соединены между собой обходящим теплообменник-рекуператор байпасным, например, трубопроводом, который снабжен запорной арматурой.