научная статья по теме КЛАССИФИКАЦИЯ СВЕРХПРОВОДЯЩИХ ПРОВОДОВ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО НАЗНАЧЕНИЯ Энергетика

Текст научной статьи на тему «КЛАССИФИКАЦИЯ СВЕРХПРОВОДЯЩИХ ПРОВОДОВ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО НАЗНАЧЕНИЯ»

№ 4

ИЗВЕСТИЯ АКАДЕМИИ НАУК ЭНЕРГЕТИКА

2011

В ПОРЯДКЕ ОБСУЖДЕНИЯ

УДК 621.039:62-622

© 2011 г. АМИНОВ Р.З., БАЙРАМОВ А.Н.

СИСТЕМНАЯ ЭФФЕКТИВНОСТЬ ВОДОРОДНЫХ ЦИКЛОВ НА ОСНОВЕ ВНЕПИКОВОЙ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ АЭС*

Предложена схема водородного энергетического комплекса в комбинировании с АЭС. Оцениваются технико-экономические показатели паротурбинного водородного цикла в зависимости от доли используемой внепиковой мощности энергоблока АЭС для производства водорода и кислорода. Проведена оценка конкурентной эффективности АЭС с водородным энергетическим комплексом в сравнении с гид-роаккумулирующей электростанцией.

Введение. Программой развития атомной энергетики России до 2020 г. предусмотрено существенное увеличение доли АЭС в энергосистемах европейской части страны. В этих условиях актуальны вопросы повышения безопасности и эффективности АЭС. При этом возникает проблема обеспечения АЭС базисной электрической нагрузкой в период прохождения ночного минимума электропотребления.

Традиционным решением этой задачи принято считать использование гидроакку-мулирующих электростанций (ГАЭС). Однако их сооружение связано с техническими, экономическими, энергетическими, экологическими проблемами, с геологическими, сейсмическими и гидрологическими рисками. Поэтому необходим поиск альтернативных решений, одним из них может быть использование водородных технологий для внепикового электропотребления. При исследовании эффективности использования водородного топлива в циклах влажно-паровых АЭС целесообразно определить конкурентную эффективность водородного цикла по сравнению с гидро-аккумулирующей электростанцией.

Принципиальная схема паротурбинного водородного цикла в комбинировании с АЭС

Выработка пиковой электроэнергии может осуществляться в паротурбинном водородном цикле (ПТВЦ) при паро-водородном перегреве рабочего тела [1, 2]. Для этого высокотемпературный пар, полученный в результате сжигания водорода в кислородный или непосредственно в паровой среде смешивается со свежим паром из парогенераторов АЭС. Это может существенно повысить температуру рабочего тела перед паровой турбиной, что потребует модернизации паротурбинного оборудования, в первую очередь цилиндров высокого давления и электротехнической части. Примене-

*Работа выполнена при поддержке РФФИ. Грант 07-08-00079.

11 13 11

Пар от ППУ АЭС

Рис. 1. Принципиальная схема паротурбинного водородного цикла в комбинировании с влажно-паровой АЭС: 1 — цилиндр высокого давления паровой турбины; 2 — сепаратор-пароперегреватель; 3 — цилиндр низкого давления паровой турбины; 4 — электрический генератор; 5 — конденсатор; 6, 7 — конденсатные насосы; 8 — подогреватели низкого давления; 9 — бак-аккумулятор; 10 — электролизная установка; 11 — до-жимная водородная компрессорная установка; 12 — дожимная кислородная компрессорная установка; 13 — емкость хранения водорода; 14 — емкость хранения кислорода; 15 — приемная буферная емкость водорода; 16 — приемная буферная емкость кислорода; 17 — узел паро-водородного перегрева свежего пара паропро-изводящей установки АЭС; ППУ — паропроизводящая установка

ние паро-водородного перегрева на существующих турбоагрегатах возможно только при их работе на сверхноминальной мощности*.

Для производства и использования водорода как топлива актуально проведение оценки и анализа эффективности водородного цикла на АЭС в зависимости от доли используемой внепиковой мощности энергоблока для производства водорода и кислорода на примере водо-водяного энергетического реактора мощностью 1000 МВт (ВВЭР-1000) с паротурбинной установкой К-1000-60/1500.

Паротурбинный водородный цикл (рис. 1) подразумевает производственную схему, включающую электролизные установки повышенной единичной мощности, компрессорные агрегаты для компримирования газов до и после емкостей хранения, емкости хранения газов, узел водородного перегрева свежего пара.

Водородный энергетический комплекс может быть расположен на отдельной площадке вблизи АЭС. Этот вопрос в данной работе не рассматривается, так как требует самостоятельного изучения.

В схеме водородного цикла предложено использование дожимных компрессорных установок после емкостей хранения, что избавляет от необходимости аккумулировать водород и кислород при давлениях, значительно превышающих давление рабочего тела паротурбинной установки.

Существующие электролизные установки имеют невысокую единичную мощность. Их использование для производства водорода и кислорода в больших масштабах будет малоэффективным, поэтому необходимо создание электролизных установок с повышенной мощностью единичных агрегатов [3].

*Для турбоустановок АЭС, выполненных по существующим проектам, предусмотрена возможность увеличения мощности в пределах 100 МВт без переоблопачивания.

Среди освоенных технологий хранения водорода ни одна не увязывается с крупномасштабным его производством в условиях суточного цикла, когда период хранения может составлять несколько часов. Поэтому в качестве системы хранения водорода и кислорода можно рассмотреть цилиндрические емкости объемом 800 м3 при давлении аккумулирования ~4 МПа [4].

В период пиковых нагрузок в энергосистеме производится забор водорода и кислорода из емкостей хранения и сжатие до давления рабочего тела паротурбинной установки (с учетом гидравлических сопротивлений на участке от дожимных компрессорных установок до узла водородного перегрева). Электроэнергию на привод дожимных компрессорных установок предполагается потреблять от АЭС. Приемные буферные емкости позволяют сгладить пульсации при подаче газов в водород-кислородный парогенератор.

Полученный высокотемпературный пар в узле паро-водородного перегрева смешивается с острым паром турбоустановки АЭС, перегревая его, что способствует выработке дополнительной пиковой электроэнергии (мощности). При этом нагрузка реакторной установки и парогенераторов остаются неизменными.

В предлагаемой схеме паро-водородный перегрев свежего пара предполагается осуществлять без охлаждающего компонента, что позволяет наиболее эффективно использовать подведенную теплоту водородного топлива в цикле АЭС. Этот способ основан на двухступенчатом окислении водорода кислородом. Предполагается, что высокотемпературный водяной пар образуется в системе, охлаждаемой свежим паром, перегревает его и не движется по какому-либо подводящему трубопроводу.

Отбор подмешанной доли рабочего тела из цикла АЭС в результате паро-водород-ного перегрева свежего пара для его возврата в процесс электролиза целесообразно осуществлять в виде подогретого конденсата (после системы ПНД). Это способствует повышению эффективности процесса электролиза воды под давлением, например, ~1—5 МПа. При таком замкнутом цикле эксплуатационные издержки на химически очищенную воду не учитывались.

Для предлагаемых к проектированию паротурбинных установок АЭС с паро-водо-родным перегревом исследуются различные условия их работы: для выработки водорода и кислорода в период провала электрической нагрузки 7 ч используется 10, 20, 40, 80 и 100% номинальной мощности энергоблока АЭС с ВВЭР-1000, часть мощности расходуется на компримирование газов при их выработке. Производство водорода и кислорода рассматривается на примере электролизных установок мощностью 50 МВт, работающих под давлением. Число часов использования установленной мощности АЭС в году принято равным 7000 ч.

На рис. 2 показаны электрическая мощность существующих паротурбинных установок АЭС с ВВЭР-1000 при паро-водородном перегреве пара в течение 5 ч в пределах сверхноминальной мощности (не более 100 МВт) и электрическая мощность паротурбинных установок за пределами сверхноминальной мощности, которые могут быть предложены к проектированию (с учетом вычета мощности на привод дожимных компрессорных установок).

При использовании 10% внепиковой мощности энергоблока выработанного количества водорода и кислорода хватает для паро-водородного перегрева свежего пара и выработки пиковой электроэнергии (мощности) в пределах сверхноминальной мощности турбины (не более 100 МВт). При использовании 16% внепиковой мощности энергоблока достигается предел сверхноминальной мощности турбины.

При использовании внепиковой мощности энергоблока >20% необходима модернизация ПТУ.

При использовании внепиковой мощности энергоблока >40% водородный перегрев пара позволяет отказаться от его сепарации после цилиндра высокого давления турбины.

N МВт

1600

1400

1200

1000

— Паротурбинные установки атомных

— электростанций, предложенные

_к проектированию

800

250

Существующие паротурбинные — установки атомных электростанций, — К-1000-60/1500

1 2

3^

4

5 64

350

450

550

„ °С

54 55 67

83 91 т0и0, м3/с

I

Рис. 2. Электрическая мощность существующих и предложенных к проектированию паротурбинных установок АЭС с ВВЭР-1000 в зависимости от температуры перегрева пара и объемного пропуска пара б^Ц) в голову турбины с учетом расхода пара, полученного в результате сжигания водорода и кислорода: 1 — базовая мощность паротурбинной установки К-1000-60/1500; 2 — электрическая мощность паротурбинной установки К-1000-60/1500 с паро-водородным перегревом свежего пара в пределах сверхноминальной мощности при использовании 10% внепиковой мощности для выработки водорода и кислорода; 3—6 — электрическая мощность предлагаемой к проектированию паротурбинной установки с паро-водородным перегревом свежего пара в течение 5 ч при использовании 20, 40, 80 и 100% внепиковой мощности энергоблока для выработки водорода и кислорода

Как видно из рис. 2, температура перегретого пара не превышает освоенного уровня температур, что позволяет использовать имеющиеся стали и материалы при создании новых паротурбинных установок повышенной мощности.

Оценка технико-экономических показателей водородного энергетического комплекса

На основе разработанных принципов оценки стоимостных показателей перспективного оборудования [3, 4] получены технико-экономические показатели водородного энергетического комплекса в зависимости от доли используемой внепиковой мощности энергоблока.

Результаты расчетов приведены в табл. 1.

Для дальнейшего прочтения статьи необходимо приобрести полный текст. Статьи высылаются в формате PDF на указанную при оплате почту. Время доставки составляет менее 10 минут. Стоимость одной статьи — 150 рублей.

Показать целиком