УДК
621.039:62-622
Обоснование эффективности режимных условий
использования водородного топлива в паротурбинном цикле АЭС (на примере
турбоустановки К-1000-60/1500 с реактором типа ВВЭР-1000)[1]
А.Н.Байрамов
Отдел энергетических проблем Саратовского научного
центра РАН
Намеченные
высокие темпы развития атомной энергетики России обусловливают проблемы
обеспечения АЭС базисной электрической нагрузкой в периоды прохождения ночных
минимумов электропотребления в энергосистеме. Традиционно для выравнивания
загрузки АЭС предполагается использование гидроаккумулирующих электростанций (ГАЭС),
но поскольку их сооружение требует специальных природных условий и, как
правило, в незначительной дальности от
АЭС невозможно, то это предполагает их зарядку из энергосистемы. В этом случае
ночной тариф на электроэнергию заметно превышает себестоимость электроэнергии
АЭС, что существенно влияет на стоимость производимой пиковой электроэнергии
ГАЭС. В этой связи необходима разработка конкурентоспособных альтернативных
технологий аккумулирования электроэнергии. Одной из таких технологий может
оказаться использование водородного энергетического комплекса, преимуществом
которого является расположение его вблизи АЭС с возможностью зарядки по
себестоимости её электроэнергии.
Водородный
энергетический комплекс включает систему электролизных установок повышенной
мощности, работающих под давлением, систему компримирования газов до и после
ёмкостей хранения, систему хранения водорода и кислорода на основе металлических
ёмкостей [1-6].
На рис.1
представлена принципиальная схема водородного энергетического комплекса в
интеграции с АЭС на примере паротурбинной установки К-1000-60/1500.
В часы
ночного минимума электропотребления осуществляется выработка водорода и
кислорода посредством электролиза воды и их аккумулирование в системе хранения.
В часы пиковой электрической нагрузки водород и кислород используются в
паротурбинном цикле АЭС с целью повышения её мощности. Электроэнергию на привод
дожимных компрессорных установок предполагается потреблять от АЭС. Промежуточные
емкости позволяют сгладить пульсации при подаче газов в устройство
паро-водородного перегрева [1-8].
Рисунок 1 – Принципиальная схема интеграции АЭС с водородным энергетическим комплексом: 1 – система электролиза воды; 2 – система компримирования водорода и кислорода; 3 – система хранения водорода и кислорода на основе ёмкостей; 4 – концевые охлаждающие теплообменники; 5 – промежуточные ёмкости водорода и кислорода; 6 – устройство паро-водородного перегрева свежего пара паропроизводящей установки АЭС; 7 – устройство отбора добавленной доли пара после водород-кислородного сжигания; 8 – бак-аккумулятор
Эффективное
использование водородного топлива в цикле АЭС с целью выработки дополнительной
(пиковой) мощности может осуществляться за счёт паро-водородного перегрева
свежего пара на основе двухступенчатого окисления водорода кислородом. [1-3].
При этом имеется возможность отказаться от использования охлаждающего
компонента, что сопряжено с фазовым переходом и, тем самым, наиболее эффективно
использовать подведенную теплоту водородного топлива. При этом предполагается,
что высокотемпературный водяной пар образуется в системе, охлаждаемой свежим
паром, перегревая его, и не движется по какому-либо подводящему трубопроводу.
Полученный
высокотемпературный пар в устройстве паро-водородного перегрева смешивается со свежим
паром турбоустановки АЭС. Это может существенно повысить температуру рабочего
тела перед паровой турбиной, что потребует модернизации паротурбинного
оборудования и, в первую очередь, цилиндров высокого давления, а также электротехнической
части. В результате такой перегрев приводит к выработке дополнительной пиковой
электроэнергии (мощности). При этом нагрузка реакторной установки и парогенераторов
остаются неизменным [1,2].
Отбор
подмешанной доли рабочего тела из цикла АЭС в результате паро-водородного
перегрева свежего пара с целью его возврата в процесс электролиза целесообразно
осуществлять в виде подогретого конденсата (после подогревателей низкого
давления). Таким образом, это будет способствовать повышению эффективности
процесса электролиза воды в условиях его осуществления под давлением [9, 10].
При таком замкнутом цикле поставка и потребление химически очищенной воды со
стороны может не учитываться.
Для условий
аккумулирования ночной внепиковой электроэнергии АЭС за счет получения водорода
и кислорода важным является определение эффективных условий выработки и
использования водородного топлива в паротурбинном цикле АЭС при наибольшем
значении коэффициента преобразования аккумулированной электроэнергии в пиковую
(коэффициента полезного использования аккумулированной электроэнергии).
Коэффициент
полезного использования аккумулированной электроэнергии может быть определён по
выражению:
,
где 
– выработка пиковой
(сверхноминальной) электроэнергии нетто (за вычетом мощности на привод дожимных
компрессорных установок), МВт·ч; Эвнеп – ночная внепиковая
электроэнергия, МВт·ч.
При этом
выработка пиковой электроэнергии:
, МВт·ч
где Nпик – пиковая
(сверхноминальная) мощность, МВт; τпик – продолжительность
использования пиковой мощности, ч.
Величина
потребляемой внепиковой электроэнергии от АЭС:
, МВт·ч,
где Nвнеп –
внепиковая мощность для аккумулирования, МВт; τвнеп – продолжительность
периода ночного внепикового аккумулирования электроэнергии, ч.
КПД
энергоблока АЭС составит:
,
где 
– электрическая
мощность энергоблока АЭС, МВт
(брутто, нетто); Qр – тепловая мощность реактора, МВт; 
– теплота,
подведённая с водородным топливом к основному рабочему телу атомной станции, МВт.
Коэффициент
полезного использования водородного топлива в паротурбинном цикле АЭС:
,
где Эпол – полезно
преобразованная электроэнергия в водород и кислород, МВт·ч.
Полезно
преобразованная электроэнергия в водород и кислород может быть оценена по
выражению:
,
где ηЭУ – КПД
электролизной установки;
– относительный расход электроэнергии на собственные нужды
при компримировании водорода и кислорода при их подаче в ёмкости хранения; 
– относительный расход электроэнергии на собственные нужды
электролизного комплекса при выработке водорода и кислорода.
В ходе
выполненных оценок основных показателей эффективности использования водородного
топлива в паротурбинном цикле АЭС при варьировании периодов продолжительности
ночного внепикового электропотребления и продолжительности использования
паро-водородного перегрева рабочего тела атомной станции выявилось, что при
мощности аккумулирования менее 400 МВт коэффициент полезного использования
аккумулированной электроэнергии достигает наибольших значений при τвнеп
≤ 3-4 ч и τпик ≥ 5-6 ч — ηисп.ЭЭ = 28-32 %
при КПД электролизной установки 60 % и ηисп.ЭЭ = 35-40 %
при КПД электролизной установки 80 %. При используемой мощности свыше
400 МВт эффективность использования аккумулированной электроэнергии имеет
наибольшие значения, лежащие в аналогичных пределах, что выше описанные при τвнеп
≥ 7 ч и τпик ≤ 3-4 ч.
В табл. 1-4
приведены расчетные значения основных показателей эффективности использования
водородного топлива в паротурбинном цикле АЭС в зависимости от продолжительности
ночного внепикового электропотребления и продолжительности использования
паро-водородного перегрева рабочего тела атомной станции.
Таблица 1 – Основные показатели эффективности
использования водородного топлива в паротурбинном цикле АЭС при аккумулировании
мощности 200 МВт и КПД электролизной установки 60 %
|
Продолжи- тельность внепик.
электропотр., ч |
Продолжи- тельность использо- вания паро-водор. перегрева
раб.тела АЭС, ч |
Темпера- тура перегретого пара перед
ЦВД турбины, °С |
Коэф. полезн. использования
внепиковой электроэн., % |
Коэф. полезн. использования
водородного топлива, % |
КПД АЭС брутто, % |
КПД АЭС нетто, % |
Выработка пиковой
(сверхном.) электроэн. нетто, МВт∙ч |
|
2 |
2 |
288,8 |
27,0 |
49,8 |
34,3 |
32,8 |
107,85 |
|
4 |
281,8 |
27,9 |
51,5 |
33,9 |
32,5 |
111,57 |
|
|
6 |
279,8 |
30,1 |
55,5 |
33,9 |
32,4 |
120,24 |
|
|
8 |
278,8 |
32,1 |
59,4 |
33,8 |
32,3 |
128,58 |
|
|
3 |
2 |
296,8 |
25,1 |
46,4 |
34,4 |
33,0 |
150,67 |
|
4 |
285,8 |
26,3 |
48,5 |
34,1 |
32,6 |
157,69 |
|
|
6 |
281,8 |
27,9 |
51,5 |
33,9 |
32,5 |
167,36 |
|
|
8 |
279,8 |
30,1 |
55,5 |
33,9 |
32,4 |
180,36 |
Таблица 2 – Основные показатели эффективности
использования водородного топлива в паротурбинном цикле АЭС при аккумулировании
мощности 200 МВт и КПД электролизной установки 80 %
|
Продолжи- тельность внепик. электропотр.,
ч |
Продолжи- тельность использо- вания паро-водор. перегрева
раб.тела АЭС, ч |
Темпера- тура перегретого пара перед
ЦВД турбины, °С |
Коэф. полезн. использования
внепиковой электроэн., % |
Коэф. полезн. использования
водородного топлива, % |
КПД АЭС брутто, % |
КПД АЭС нетто, % |
Выработка пиковой
(сверхном.) электроэн. нетто, МВт∙ч |
|
2 |
2 |
288,8 |
34,5 |
47,7 |
34,4 |
33,0 |
137,81 |
|
4 |
284,8 |
35,3 |
48,8 |
34,0 |
32,5 |
141,07 |
|
|
6 |
280,8 |
36,5 |
50,5 |
33,8 |
32,3 |
145,95 |
|
|
8 |
279,8 |
40,1 |
55,5 |
33,8 |
32,3 |
160,32 |
|
|
3 |
2 |
304,8 |
33,9 |
46,9 |
34,8 |
33,3 |
203,26 |
|
4 |
293,8 |
34,5 |
47,7 |
34,4 |
33,0 |
206,71 |
|
|
6 |
284,8 |
35,3 |
48,8 |
34,0 |
32,5 |
211,6 |
|
|
8 |
281,8 |
37,2 |
51,5 |
33,9 |
32,5 |
223,14 |
Таблица 3 – Основные показатели эффективности
использования водородного топлива в паротурбинном цикле АЭС при аккумулировании
мощности 600 МВт и КПД электролизной установки 60 %
|
Продолжи- тельность внепик. электропотр.,
ч |
Продолжи- тельность использо- вания паро-водор. перегрева
раб.тела АЭС, ч |
Темпера- тура перегретого пара перед
ЦВД турбины, °С |
Коэф. полезн. использования
внепиковой электроэн., % |
Коэф. полезн. использования
водородного топлива, % |
КПД АЭС брутто, % |
КПД АЭС нетто, % |
Выработка пиковой
(сверхном.) электроэн. нетто, МВт∙ч |
|
6 |
2 |
447,8 |
28,5 |
52,7 |
39,8 |
38,6 |
1026,5 |
|
4 |
350,8 |
25,3 |
46,8 |
36,4 |
35,0 |
912,45 |
|
|
6 |
322,8 |
23,8 |
44,0 |
35,3 |
33,9 |
857,1 |
|
|
8 |
308,8 |
23,8 |
44,0 |
35,0 |
33,6 |
857 |
|
|
8 |
2 |
514,8 |
29,8 |
55,1 |
42,0 |
40,9 |
1432,52 |
|
4 |
425,8 |
28,1 |
51,9 |
39,1 |
37,9 |
1348,31 |
|
|
6 |
340,8 |
25,1 |
46,4 |
36,0 |
34,7 |
1204,97 |
|
|
8 |
322,8 |
23,8 |
44,0 |
35,3 |
33,9 |
1142,77 |
Таблица 4 – Основные показатели эффективности
использования водородного топлива в паротурбинном цикле АЭС при аккумулировании
мощности 600 МВт и КПД электролизной установки 80 %
|
Продолжи- тельность внепик. электропотр.,
ч |
Продолжи- тельность использо- вания паро-водор. перегрева
раб.тела АЭС, ч |
Темпера- тура перегретого пара перед
ЦВД турбины, °С |
Коэф. полезн. использования
внепиковой электроэн., % |
Коэф. полезн. использования
водородного топлива, % |
КПД АЭС брутто, % |
КПД АЭС нетто, % |
Выработка пиковой
(сверхном.) электроэн. нетто, МВт∙ч |
|
6 |
2 |
514,8 |
39,8 |
55,1 |
42,0 |
40,9 |
1432,52 |
|
4 |
425,8 |
37,5 |
51,9 |
39,1 |
37,9 |
1348,31 |
|
|
6 |
340,8 |
33,5 |
46,4 |
36,0 |
34,7 |
1204,97 |
|
|
8 |
322,8 |
31,7 |
44,0 |
35,3 |
33,9 |
1142,77 |
|
|
8 |
2 |
602,8 |
41,0 |
56,8 |
44,5 |
43,5 |
1969,35 |
|
4 |
425,8 |
37,5 |
51,9 |
39,1 |
37,9 |
1797,75 |
|
|
6 |
367,8 |
33,3 |
46,1 |
36,6 |
35,4 |
1598,62 |
|
|
8 |
332,8 |
33,0 |
45,8 |
35,8 |
34,4 |
1586,33 |
Заключение
Приведенные
результаты обусловливают эффективные условия использования водородного топлива
в паротурбинном цикле атомной станции. Таким образом, при используемой мощности
для аккумулирования меньше или равной 400 МВт коэффициент полезного
использования аккумулированной электроэнергии имеет наибольшие значения при τвнеп
≤ 3-4 ч и τпик ≥ 5-6 ч. При используемой мощности свыше
400 МВт коэффициент полезного использования аккумулированной
электроэнергии имеет наибольшие значения при τвнеп
≥ 7 ч и τпик ≤ 3-4 ч. Во всех остальных случаях коэффициент
полезного использования аккумулированной электроэнергии принимает
соответственно меньшие значения. В то же время следует отметить, что конкретные
условия относительно уровня используемой мощности для аккумулирования, а также,
продолжительности ночного внепикового электропотребления и продолжительности использования
паро-водородного перегрева рабочего тела атомной станции будет зависеть от
соответствующей конфигурации конкретного графика электрической нагрузки энергосистемы.
Список
использованных источников
1. Аминов
Р.З. Системная эффективность водородных циклов на основе внепиковой
электроэнергии АЭС / Р.З. Аминов, А.Н. Байрамов // Известия РАН. Энергетика.– №
4.– 2011.– С.52-61.
2. Аминов Р. З. Оценка эффективности
водородных циклов на базе внепиковой электроэнергии АЭС / Р.З. Аминов, А.Н. Байрамов,
О.В. Шацкова // Теплоэнергетика.– 2009.– № 11.– С. 41-45.
3. Пат.
2427048 Российская Федерация, МПК7 F 22B 1/26, G 21D5/16, F 01K3/18. Система
сжигания водорода для паро-водородного перегрева свежего пара в цикле атомной
электрической станции / Аминов Р.З, Байрамов А.Н.; заявители и патентообладатели
Аминов Р.З, Байрамов А.Н. – № 2009117039/06 ; заявл. 04.05.2009 ; опубл.
20.08.2011, Бюл. № 23. – 8 с. : ил.
4. Аминов Р.З. Исследование эффективности интеграции АЭС с водородным
энергетическим комплексом / Р.З. Аминов, А.Н. Байрамов// Материалы
конференции «Дни науки». Прага. 27 марта – 5 апреля, 2012. С. 57-66
5 Байрамов А.Н. Разработка и
обоснование схемы подземного расположения металлических ёмкостей хранения
водорода и кислорода в составе водородного энергетического комплекса /
А.Н. Байрамов // Проблемы совершенствования топливно-энергетического
комплекса: сб. научн. тр. / СГУ. – Саратов, 2012. - Вып.7. - С.18 – 27.
7.
Шпильрайн Э. Э. Применение водорода в энергетике и в энерготехнологических
комплексах / Э.Э. Шпильрайн, Ю.А. Сарутов, О.С. Попель // Атомно-водородная
энергетика и технология. М.: Атомиздат., 1982.- Вып. 4.- С. 5-22.
8.
Малышенко С. П. Некоторые термодинамические и технико-экономические аспекты
применения водорода как энергоносителя в энергетике / С.П. Малышенко, О.В. Назарова,
Ю.А. Сарутов // Атомно-водородная энергетика и технология. М.: Энергоатомиздат.,
1986.- Вып. 7.- С.105–126.
9. Якименко
Л. М. Электролиз воды / Л. М. Якименко, И. Д. Модылевская,
З. А. Ткачек. - М.: Химия, 1970. - 263с.
10.
Якименко Л. М. Производство водорода, кислорода, хлора и щелочей/
Л. М. Якименко. - М.: Химия, 1981. - 279 с.