автореферат диссертации по энергетике, 05.14.01, диссертация на тему:Разработка и обоснование водородного энергетического комплекса влажнопаровых АЭС с установкой дополнительной турбины

На правах рукописи

ЕГОРОВ Александр Николаевич

РАЗРАБОТКА И ОБОСНОВАНИЕ ВОДОРОДНОГО ЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО КОМПЛЕКСА ВЛАЖНОПАРОВЫХ АЭС С УСТАНОВКОЙ ДОПОЛНИТЕЛЬНОЙ ТУРБИНЫ

Специальность 05.14.01 - Энергетические системы и комплексы

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание учёной степени кандидата технических наук

005536937

Саратов -2013

005536937

Работа выполнена в Федеральном государственном бюджетном образовательном учреждении высшего профессионального образования «Саратовский государственный технический университет имени Гагарина Ю.А.»

Научный руководитель: доктор технических наук, профессор

Аминов Рашид Зарифович

Официальные оппоненты: Николаев Юрий Евгеньевич

доктор технических наук, профессор, ФГБОУ ВПО «Саратовский государственный технический университет имени Гагарина Ю.А.», профессор кафедры «Теплоэнергетика»

Малое Валерий Тимофеевич кандидат технических наук, доцент, ФГОУ ВПО «Саратовский государственный аграрный университет имени Н.И. Вавилова», доцент кафедры «Теплотехника, теплогазоснабжение и вентиляция»

Ведущая организация: ОАО «Всероссийский Научно-исследовательский

институт по эксплуатации атомных электростанций», г. Москва

Защита состоится «19» сентября 2013 г. в Ю00 часов на заседании диссертационного совета Д 212.242.07 при ФГБОУ ВПО «Саратовский государственный технический университет имени Гагарина Ю.А.» по адресу: 410054, г. Саратов, ул. Политехническая, д. 77, корп. 1, ауд.

С диссертацией можно ознакомиться в научно-технической библиотеке ФГБОУ ВПО «Саратовский государственный технический университет имени Гагарина Ю.А.».

Автореферат разослан « ^ » августа 2013г.

Ученый секретарь

диссертационного совета

кандидат технических наук, профессор

Ларин Е.А.

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность работы. В соответствии с энергетической стратегией развития энергетики России до 2030 г. доля атомных электрических станций (АЭС) в европейских энергосистемах будет увеличиваться. При этом основной задачей национальной научно-инновационной программы «Водородная энергетика» на период до 2050 г. является обеспечение ускоренного и крупномасштабного освоения и развития в России водородной энергетики как одного из базисных направлений шестого технологического уклада и условий обеспечения энергобезопасности страны, а одним из приоритетных направлений научно-технических исследований является разработка научных основ производства, хранения, транспорта и использования водородного топлива в энергетике.

Использование водородных энергетических комплексов в интеграции с АЭС может обеспечить эффективную работу АЭС при покрытии пиков электрических нагрузок в энергосистеме, а также надежную и безопасную работу во внепиковой части графика электропотребления за счет исключения переменных режимов работы реакторной установки. Кроме того, использование водородного энергетического комплекса в качестве аккумулирующей системы позволяет преодолеть возникающие трудности, связанные с диверсификацией первичных источников энергии, усложнением систем регулирования, стремлением обеспечить более высокое качество электроэнергии и надежность энергоснабжения.

Целью исследования является разработка и обоснование эффективности водородного энергетического комплекса влажно-паровых АЭС с установкой дополнительной турбины и оценка его конкурентоспособности с учетом системных факторов.

В соответствии с целью определены основные задачи исследования:

• Разработка способа осуществления водородного перегрева пара в циклах влажно-паровых АЭС с использованием дополнительной турбины, работающей на вытесненном паре.

• Разработка методики оценки термодинамической эффективности дополнительного подвода тепла в цикле влажно-паровой АЭС на основе дифференциальных уравнений.

• Оценка термодинамической и технико-экономической эффективности использования водородного топлива во влажно-паровых циклах АЭС в зависимости от схемно-параметрических решений реализации водородного энергетического комплекса.

• Определение оптимальной продолжительности работы электролизных установок в ночные часы графика электрических нагрузок энергосистемы.

• Определение показателей конкурентоспособности водородного энергетического комплекса на базе влажно-паровой АЭС с использованием дополнительной турбины, работающей на вытесненном паре.

Научная новизна диссертации заключается в следующем:

1. Разработаны варианты схемно-параметрических решений построения водородных энергетических комплексов на базе влажно-паровой АЭС с оценкой их термодинамической и технико-экономической эффективности.

2. Разработан способ осуществления водородного перегрева пара в циклах влажно-паровых АЭС с использованием дополнительной турбины, работающей на вытесненном паре.

3. Разработана методика оценки термодинамической эффективности дополнительного подвода тепла в цикле влажно-паровой АЭС на основе дифференциального метода.

4. Определена оптимальная продолжительность работы электролизных установок в ночные часы графика электрических нагрузок энергосистемы.

5. Определены показатели конкурентоспособности водородного энергетического комплекса на базе влажно-паровой АЭС с использованием дополнительной турбины, работающей на вытесненном паре.

Практическая ценность результатов диссертационной работы следует из актуальности исследуемой проблемы.

Разработанная методика оценки термодинамической эффективности дополнительного подвода тепла в циклах влажно-паровых АЭС позволяет выявить пути повышения эффективности паросилового цикла за счет водородного перегрева рабочего тела. Данная методика может быть применена при оценочных расчетах при проектировании новых или модернизации существующих энергоблоков АЭС.

Разработанное и запатентованное техническое решение по повышению мощности и эффективности влажно-паровой АЭС может служить одним из рассматриваемых вариантов при разработке и проектировании перспективных энергоблоков АЭС. Кроме того, использование дополнительной турбины позволяет без существенной модернизации оборудования турбинного отделения и без изменения тепловой нагрузки реактора вырабатывать пиковую электроэнергию, тем самым повышая маневренность энергоблока. Разработанное решение может быть одним вариантов модернизации существующих АЭС.

Проведенный сравнительный анализ термодинамической эффективности и технико-экономических показателей в условиях неравномерности графиков электрических нагрузок позволяет судить о конкурентоспособности разработанного водородного энергетического комплекса в сравнении с освоенной, на сегодняшний день, гидроаккумулирующей электростанцией. Полученные результаты могут быть использованы при разработке программ по модернизации и развитию энергосистем в условиях широкомасштабного строительства АЭС и реализации программы по развитию водородной энергетики.

Разработанные схемы повышения мощности и экономичности энергоблока АЭС, а также методика термодинамического анализа дополнительного подвода тепла во влажно-паровом цикле АЭС за счет водородного перегрева могут использоваться в учебном процессе аспирантами, в научно-исследовательских работах и студентами при дипломном проектировании.

Основные результаты диссертационной работы были использованы в отчётах по научно-исследовательским работам Отдела энергетических проблем Саратовского научного центра РАН, выполненных по приоритетным направлениям научно-исследовательских работ, связанных с повышением эффективности АЭС в энергосистемах на базе водородных циклов.

На защиту выносятся:

1. Результаты сравнительной оценки термодинамической эффективности схемно-параметрических решений построения водородных энергетических комплексов на базе влажно-паровой АЭС.

2. Способ осуществления водородного перегрева пара в циклах влажно-паровых АЭС с использованием дополнительной турбины, работающей на вытесненном паре.

3. Методика оценки термодинамической эффективности дополнительного подвода тепла в цикле влажно-паровой АЭС на основе дифференциального метода.

4. Результаты расчетов оптимальной продолжительности работы электролизных установок в ночные часы графика электрических нагрузок энергосистемы.

5. Конкурентоспособность водородного энергетического комплекса на базе влажно-паровой АЭС с использованием дополнительной турбины, работающей на вытесненном паре.

Достоверность результатов н выводов подтверждается использованием апробированных и широко распространенных в энергетике методик расчета термодинамической эффективности циклов влажно-паровых АЭС, системного технико-экономического анализа энергокомплексов, дифференциального метода оптимизации теплоэнергетических установок, а также приемлемой сопоставимостью основных результатов данной работы с результатами других авторов.

Апробация работы. Основные материалы и результаты, вошедшие в диссертацию, докладывались и обсуждались на:

1. Международная научная конференция «Математические методы в технике и технологиях», Саратов, 2011-2012.

2. Всероссийская научная конференция молодых учёных, проводимая концерном «Росэнергоатом», Москва, 2010.

3. Международная научная конференция «Современные научно-технические проблемы теплоэнергетики. Пути решения», Саратов, 2010.

4. Международная научная конференции «Молодые ученые за инновации: создавая будущее», Саратов, 2011.

5. Научный семинар Саратовского научного центра РАН, Саратов, 2009-2013.

Публикации. Основное содержание диссертации опубликовано в 10 печатных работах, из них 6 статей в изданиях по рекомендуемому списку ВАК РФ. Получен патент Российской Федерации на изобретение №2459293.

Структура и объем работы. Диссертация состоит из введения, четырех глав, заключения и списка использованной литературы. Общий объем 125 страниц, включая 35 рисунков и 15 таблиц. Список использованной литературы содержит 87 наименований, в том числе 18 иностранных и 6 электронных адресов сайтов сети Интернет.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность диссертационной работы, определены объект, цель и задачи исследования, сформулированы научная новизна и практическая ценность. Указаны методические положения, выносимые на защиту, конференции, где проходила апробация материалов, вошедших в диссертацию.

В первой главе «Анализ современного состояния водородной энергетики» представлен анализ современного состояния водородной энергетики в России и за рубежом. Даны основные энергетические характеристики водорода в сравнении с другими видами топлива, сферы его применения. Проведен анализ развития технологий, необходимых для создания водородного энергетического комплекса: электролизного метода производства водорода, систем хранения, водородных камер сгорания, необходимых для водородного перегрева. Проанализированы известные схемно-параметрические решения реализации водородного энергетического комплекса на базе ТЭС и АЭС, выявлены их недостатки. Приведены некоторые альтернативные методы аккумулирования электроэнергии, применяемые в России и за рубежом.

Вопросом создания водородных энергетических комплексов занимались такие видные ученые как: Шпильрайн Э.Э., Пономарёв-Степной H.H., Столярев-ский А.Я., Сарумов Ю.А., Попель О.С., Малышенко С.П., Кулешов Г.Г. и другие. Но несмотря на это, некоторые вопросы, связанные с оптимизацией схемно-параметрических решений реализации водородных энергетических комплексов, не решены. В частности, отсутствуют исследования термодинамической и технико-экономической эффективности водородных энергетических комплексов влажно-паровых АЭС с установкой дополнительной турбины, работающей на вытесненном паре.

Во второй главе «Выбор схемных решений и обоснование их термодинамической эффективности» на основе анализа известных схемно-параметрических решений впервые предложена и запатентована схема водородного энергетического комплекса на базе влажно-паровой АЭС с учетом термодинамической эффективности и надежности повышения мощности за счет водородного перегрева рабочего тела паросилового цикла. Приведены общие положения безопасности производства, хранения и использования водорода.

Предлагаемая схема повышения мощности и эффективности энергоблока АЭС позволяет обеспечить надежный режим работы паротурбинной установки энергоблока при повышении её мощности за счет водородного перегрева. Варианты реализации предлагаемого технического решения показаны на рис. 1 и 2, позиции на которых обозначают следующее: 1 - цилиндр высокого давления (ЦВД) паровой турбины; 2 - цилиндр низкого давления (ЦНД) паровой турбины; 3 - сепаратор; 4 - промежуточный перегреватель; 5 - электрический генератор; 6 - конденсатор; 7 - конденсатный насос; 8 - подогреватели низкого давления;

9 - узел отбора добавленной доли рабочего тела при промежуточном перегреве;

10 - паро-водородный перегреватель; 11-13 - задвижки; 14 - устройство парораспределения; 15 - трубопровод вытесненного пара; 16 - сателлитная паротурбинная установка; 17 - паро-водородный перегреватель вытесненного пара.

Более надёжное повышение мощности энергоблока АЭС достигается за счет того, что высокотемпературный пар, смешиваясь с основным паром в паро-водородном перегревателе, перегревая его до заданной температуры, вытесняет свежий и отборный пар, предназначенный для осуществления перегрева основного пара.

Рис. 1. Схема повышения эффективности и мощности влажно-парового энергоблока АЭС (первый вариант)

Рис. 2. Схема повышения эффективности и мощности влажно-парового энергоблока АЭС (второй вариант)

Таким образом, весь вытесненный пар, предназначенный для осуществления промежуточного перегрева, поступает в сателлитную паротурбинную установку, что позволяет избежать переменного расхода рабочего тела основной турбины, а также осуществить вытеснение пара, даже в том случае, если по каким-либо причинам увеличение расхода рабочего тела в основную турбину оказывается недопустимым. При этом вытесненный пар может быть перегрет (рис. 2) в паро-водородном перегревателе вытесненного пара до заданной температуры, что повысит общую эффективность комбинированной установки.

Проведен сравнительный анализ термодинамической эффективности возможных схемных и параметрических решений при осуществлении водородного перегрева в цикле влажно-паровой АЭС. Для этого рассмотрены представленные на рис. 3-7 схемы и процессы расширения пара в циклах с дополнительным подводом тепла за счет водородного перегрева, использующие в качестве базового освоенный влажно-паровой цикл с промежуточным паро-паровым перегревом. На рисунках приняты следующие условные обозначения: С - сепаратор; ПП -

промежуточный пароперегреватель; 1 и 2 - цилиндры высокого и низкого давления турбины соответственно; 3 - генератор; 4 - конденсатор; 5 - конденсат-ный насос; 6 - регенеративные подогреватели низкого давления; 7 - узел отбора добавленной доли рабочего тела при промежуточном перегреве; 8, 11 - узел па-ро-водородного перегрева; 9 - устройство парораспределения; 10 - сателлитная турбина.

Рис. 3. Схема энергоблока АЭС с использованием сателлитной турбины (а) и процесс расширения пара (б). ----процесс расширения пара в сателлитной турбине

Рис. 4. Схема энергоблока АЭС с использованием сателлитной турбины с дополнительным водородным перегревом вытесненного пара (а) и процесс расширения пара (б). ----процесс расширения пара в сателлитной турбине

Ру/

/ ''

--------

/р,

\ \

7.00 б

7,50 8,00 8, кДлЛсгк

Рис. 5. Схема энергоблока АЭС с использованием сателлитной турбины с водородным перегревом острого пара (а) и процесс расширения (б). ----процесс расширения пара в сателлитной турбине

Пар от ППУ АЭС

•X

1], кДжу'кг 3500

ТПТ

яг

3300 3100 2900 2700 2500 2300 2100

V г

\

в электролизёр

7.00 б

7.50 8.00 Э, кДж/кг-к

Рис. 6. Схема энергоблока АЭС с водородным перегревом острого пара (а) и процесс расширения пара (б)

Ь. кДж/кг 3500

ззоо

31 оо 2900 2700 2500 2300 2100

р' у/

^-

\ ''

5,50 6.00 6.50 7,00 7,50 8,00

кДж/кг-к

б

Рис. 7. Схема энергоблока АЭС с водородным перегревом пара перед ЦНД (а) и процесс расширения (б)

Для сравнительной оценки описанных выше схемных решений реализации водородного энергетического цикла проведены расчеты их термодинамической эффективности. В качестве примера рассмотрен энергоблок влажно-паровой

АЭС с турбиной К-1000-60/1500 с промежуточной сепарацией и перегревом пара. Как видно из табл. 1, с точки зрения термодинамической эффективности целесообразно использовать сателлитную турбину с водородным перегревом вытесненного пара, однако в этом случае прирост мощности будет ниже, чем в традиционных схемах без использования дополнительной турбины.

Таблица 1

Некоторые показатели термодинамической эффективности реализации

водородного цикла на влажно-паровой АЭС

Схемы Показатели

Суммарный расход Н2-го пара, кг/с Мощность турбины, МВт Ч 'и %

основная сателлитная общая

Использование сателлитной турбины (рис. 3) 5.644 977 89 1066 36.25

Использование сателлитной турбины (вытеснение острого пара) (рис. З1) 3.342 984 54 1038 36.21

Использование сателлитной турбины (вытеснение отборного пара) (рис. 3) 2.354 997 35 1032 36.38

Использование сателлитной турбины (перегрев вытесненного пара) (рис. 4) 7.739 976 120 1097 36.49

Перегрев пара перед ЦНД турбины (рис. 7) 7.739 1118 0 1118 37.21

Использование сателлитной турбины (перегрев острого пара) (рис. 5) 18.201 1000 277 1277 38.36

Перегрев острого пара (рис. 6) 18.201 1288 0 1288 38.68

В третьей главе «Методика оценки и анализ термодинамической эффективности дополнительного подвода тепла в цикле влажно-паровой АЭС» разработана методика оценки термодинамической эффективности дополнительного подвода тепла в цикле влажно-паровой АЭС на основе дифференциального метода. На основе разработанной методики проведена сравнительная оценка термодинамической эффективности подвода тепла в различные точки паросилового цикла влажно-паровой АЭС.

В настоящее время широко применяется метод системного подхода, разработанный Андрющенко А.И., Понятовым В.А. и Хлебалиным Ю.М. и получивший название «дифференциального метода оптимизации теплоэнергетических установок». Данный метод базируется на выведенных его авторами дифференциальных уравнениях термодинамики в частных производных эксергии, энтальпии и температуры для различных реальных термодинамических процессов. Внедрение водородных технологий на АЭС предполагает возможность повышения температуры свежего пара или пара перед промежуточным перегревом путем подвода дополнительного тепла dq. При этом увеличивается полезная рабо-

1 В этом случае водород-кислородный пароперегреватель устанавливается в рассечку между ступенями промежуточного пароперегревателя.

та цикла на величину М, производная — будет характеризовать собой долю по-

¿д

лезно используемого тепла, или, другими словами, будет определять КПД дополнительного цикла. Чем выше будет эта доля (выше КПД дополнительного цикла), тем эффективнее будет использоваться дополнительно подведенное тепло и выше КПД комбинированного цикла. Для оценки величины полезно используемого тепла при подводе его в различные точки паросилового цикла впервые предложены и решены дифференциальные уравнения. Ниже приводятся

дифференциальные зависимости — для простых и сложных обратимых и необ-

ф

ратимых влажно-паровых циклов.

Простейший обратимый процесс:

= 0+0

//л,

А„-А,

-+г„

(1)

где СК„ ~ относительный расход высокотемпературного водородного пара; с"р -

Т

изобарная теплоемкость пара, кДж/кг-К; т25 =1—\ - номинальное значение

энтальпии пара, 2783 кДж/кг; Ит - энтальпия высокотемпературного водородного пара, 13271 кДж/кг; Л, - энтальпия острого пара после смешения с высокотемпературным водородным паром, кДж/кг; Я„ = Л, -Л2, - теплоперепад, кДж/кг; тсж - работа сжатия водородных и кислородных компрессоров, кДж/кг. Простейший реальный процесс:

я,

К,-К

+^■>¿•(1+0.

(2)

гле г)ы - относительный внутренний КПД турбины, определяемый расчетным способом. Для оценки относительного внутреннего КПД турбины применялась «Детальная методика предварительной оценки экономичности паровых турбин». Сложный обратимый процесс с вытеснением сепарации:

о+о

£1 с1д

1 7\

1+0+0- +

1 Т

* 1 л*

г т, и^-и,

■йп,

(3)

где г - скрытая теплота парообразования, кДж/кг; х - степень сухости пара; Ч - теоретическая работа цилиндра среднего давления, кДж/кг; цпп - тепло, подводимое к 1 кг пара в промежуточном пароперегревателе, кДж/кг.

Сложный реальный процесс с вытеснением сепарации:

/• У \\

(П_

(I + <0- \Т1ы +

с'г'Пы

к„-к

(1+о

) 9 к-к

р-О-^-

где /,;сд - действительная работа цилиндра среднего давления, кДж/кг.

Сложный реальный процесс с вытеснением первой ступени промежуточного перегрева:

К77-

1+

(<?»„ +А.-А)2 (Л..-А,)2

(5)

(<?»,.+*.-А)

"Г ('ад +'»,)-«„ -По,

1+

+ К -А)2

где 1от - недовыработка пара, отбираемого на первую ступень промежуточного пароперегревателя, кДж/кг; 1Ш,Л - действительная работа цилиндра высокого давления, кДж/кг; аот - доля отбора пара на первую ступень промежуточного пароперегревателя; Л, - энтальпия пара после первой ступени промежуточного пароперегревателя, кДж/кг; дот - тепло, подводимое к 1 кг пара в первой ступени промежуточного пароперегревателя, кДж/кг.

Сложный реальный процесс с вытеснением второй ступени промежуточно-

го перегрева:

¿1 А (1-м1

{1,к» -".К, ■ Ъ

<¡4

(6)

1+4.

/, |

где Лл - энтальпия пара после второй ступени промежуточного пароперегревателя, кДж/кг; ап - доля отбора пара на вторую ступень промежуточного пароперегревателя; цп — тепло, подводимое к 1 кг пара во второй ступени промежуточного пароперегревателя, кДж/кг.

Дополнительный подвод тепла к пару промперегрева с вытеснением отбора пара на первую ступень промежуточного пароперегревателя:

¿4

-а.

ІКя+х-Іцсд)+<іт^

! Хс*

Ысд 9

(7)

0-«й-<?,„,••*)

Дополнительный подвод тепла к пару промперегрева с вытеснением отбора пара на вторую ступень промежуточного пароперегревателя:

а _ -<\1цт+х-1цсд)+<„ -Ц

¿Г

(8)

На рис. 8 и 9 представлены расчетные зависимости, построенные по полученным дифференциальным уравнениям подвода тепла к свежему пару и пару промеперегрева. с11Л1(1

0,78 0,76 0,74 0,72 0,70 0,68 0,66 0,64 0,62 0,60 0,58 0,56 0,54 0,52 0,50 0,48 0,46 0,44 0,42 0,40 0,38 0,36 0,34 0,32

— ! ! ...4-іі.

і і

і і І і ¿4

V Ч, щ

5 ш-Г

!

я

-6 — і

І

—

;

____4___

— — — ____ —... .... — — -----

— — — —

і 4

р Ж!

— ____ ____\____1____1_____,

: : і і —

/Л ! і і і

Я 5 і

280290300310320330340350360370380390400410420430440450460470480

1Ь °С

Рис. 8. Зависимости, характеризующие эффективность дополнительного подвода тепла к острому пару: 1,2 — вытеснение отбора пара на первую и вторую ступень промежуточного

пароперегревателя соответственно; 3,4 — обратимый и реальный простейший цикл соответственно; 5,6- вытеснение сепарации в обратимом и реальном цикле соответственно

Из рис. 8 видно, что наименьший эффект от дополнительного подвода тепла достигается в простейшем цикле без сепарации и промежуточного перегре-

ва. В сложном цикле значение критерия возрастает и соответственно более эффективно используется дополнительно подводимое тепло.

<Шя

0.530 0.520 0.510 0.500 0,490 0.480 0,470 0,460 0,450 0,440 0,430 0,420 0,410 0,400

Рис. 9. Зависимости, характеризующие эффективность дополнительного подвода тепла к пару промперегрева: ПП2, ПП1 - вытеснение отбора пара н вторую и первую ступень промежуточного пароперегревателя соответственно

Учет реальности процесса расширения пара в цилиндрах приводит к увеличению критерия эффективности подвода дополнительного тепла за счет роста КПД ЦВД, но по мере уменьшения влажности пара на выходе из ЦВД рост критерия снижается и в зоне, близкой к состоянию насыщения пара практически не изменяется. Наибольшие значения критерий достигает в случае, когда конечная точка процесса расширения пара в ЦВД находится выше линии насыщения, т.е. пар перегретый. В этом случае при подводе тепла происходит вытеснение отборного пара, а затем и острого пара, отбираемого на промежуточный перегрев. Соответственно максимальное значение критерий будет достигать при полностью вытесненном свежем паре, т.к. в этом случае максимальное количество пара срабатывает весь теплоперепад ЦВД и ЦСД.

Из рис. 9 видно, что вытеснение пара больших параметров, в данном случае это острый пар, позволяет достичь наибольшей эффективности использования дополнительно подводимого тепла, при этом значения критерия близки к показателям простейшего цикла. Рост критерия — происходит за счет увеличиваю-

с1д

щегося расхода пара через цилиндры, вследствие его вытеснения из отборов на промежуточный пароперегреватель.

В четвертой главе «Эффективность водородного энергетического комплекса на базе влажно-паровой АЭС с учетом системных факторов» проведена оценка экономической эффективности различных схемных и параметрических решений реализации водородного цикла на базе энергоблока влажно-паровой

9 10

Вариает расчета

АЭС с турбиной К-1000-60/1500, в том числе с использованием дополнительной турбины, работающей на вытесненном паре.

На рис. 10 показана принципиальная схема водородного энергетического комплекса. Водородный энергетический комплекс включает следующие основные производственные элементы: электролизные установки с выпрямителями электрического тока, компрессорные установки для сжатия водорода и кислорода до и после емкостей хранения с необходимыми вспомогательными теплообменниками, емкости хранения водорода и кислорода, узел водородного перегрева рабочего тела паросилового цикла АЭС.

Рис. 10. Принципиальная схема водородного энергетического комплекса: 1 - электролизный цех с электролизными установками; 2 - внепиковые компрессорные агрегаты; 3,6 - теплообменник; 4 - емкости хранения водорода и кислорода; 5 - пиковые компрессорные агрегаты; 7- буферная емкость; 8 - узел водородного перегрева рабочего тела паросилового цикла АЭС

Одним из основных параметров, определяющих режим работы установок для получения водорода и кислорода (электролизные установки), является продолжительность их работы во внепиковый период графика электрических нагрузок в энергосистеме. Для различных энергосистем этот параметр может отличаться как в силу отличия графиков электрических нагрузок энергосистемы, так и с точки зрения эффективности производства водорода и кислорода и дальнейшего его использования на нужды энергоустановок или в других целях. Избыточная внепиковая мощность энергосистемы в зависимости от времени суток может существенно изменяться, поэтому необходимо найти оптимальную с точки зрения эффективности и экономичности продолжительность работы электролизных установок (ЭУ). С целью наглядности и возможности получения конкретных значений расчет произведен для реальной энергосистемы на примере ОЭС Средней Волги (рис. 11).

Из рисунка видно, что в области 1 имеется избыток генерирующих мощностей продолжительностью /„„ до 6 часов и мощностью . В этой части графика возможно использование избыточной электроэнергии на нужды электролизных установок, т.е. на производство водорода и кислорода. Области 2 и 3 - пиковая

часть графика потребления и генерации электрической энергии продолжительностью *„„„. Здесь возможна дополнительная выработка электроэнергии за счет водородного перегрева пара на АЭС.

N, МВт

13300 -12800 12300 11800 11300 10800 10300 9800 9300

1 m \ / I

/ 1 \ /

/ { \ \ /

1 / \

- >

\ i

N

/

ч 1

23 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23

t, часы

- Потребление

"Генерация

Рис. 11. Суточный график электрических нагрузок ОЭС Средней Волги

Таким образом, для данного графика потребления электроэнергии необходимо определить оптимальную продолжительность работы ЭУ. Для этого выбраны следующие варианты использования внепиковой электроэнергии (табл. 2).

Таблица 2

Вариант Параметры внепикового электропотребления

№1 í„„ = 1,5 часа, Nm= 100МВт

№2 + Nm = 100 МВт, ?„„ = 3 часа

№3 + NeH = 100 МВт, tm = 4 часа

№4 + = 100 МВт, í„ = 4,75 часа

№5 + Nm = 100 МВт, tm = 5,4 часа

№6 + Neu = 100 МВт, tm = 5,8 часа

№7 + NÍH = 100 МВт, t„ = 6,1 часа

Зависимости себестоимости вырабатываемой пиковой электроэнергии от принятых вариантов расчета при КПД электролизных установок, равном 0,6, приведены на рис. 12, 13.

Себестоимость ЭЭ, коп/кВт*ч

-»- ПТВЦ -*- Г АЭС -•- ГАЭС* -О- ПТВЦ* -йг- ПТВЦ** Вариант

Рис. 12. Зависимость себестоимости пиковой электроэнергии для принятых вариантов расчета (Г„„„. = 2 часа): ГАЭС - кГЛУ: = 45 тыс. руб./кВт; ПТВЦ - = 50 МВт (кэу = 2542 руб./кВт); ГАЭС* - кГАЭС = 60 тыс. руб./кВт; ПТВЦ* - = 20 МВт (кэу = 4256 руб./кВт); ПТВЦ** -Ы"'у = 100 МВт (к'эу = 1721 руб./кВт) Себестоимость ЭЭ, коп/кВг*ч

-«— ПТВЦ ГАЭС -•— ГАЭС* -6- ПТВЦ* —А— ПТВЦ** Вариант Рис. 13. Зависимость себестоимости пиковой электроэнергии для принятых вариантов расчета (= 4 часа): подрисуночная надпись аналогична рис. 12

Зависимости себестоимости вырабатываемой пиковой электроэнергии от принятых вариантов расчета при КПД электролизных установок, равном 0,75, приведены на рис. 14, 15.

№1 №2 №3 №4 №5 №6 №7

-»- ПТВЦ ГАЭС -*- Г АЭС* -в- ПТВЦ* -Л- ПТВЦ** Вариант

Рис. 14. Зависимость себестоимости пиковой электроэнергии для принятых вариантов расчета (1тк = 2 часа): подрисуночная надпись аналогична рис. 12

Себестоимость ЭЭ, коп/кВт* ч

—»— ПТВЦ —ГАЭС —ГАЭС* —О— ПТВЦ* —А— ПТВЦ** Вариант Рис. 15. Зависимость себестоимости пиковой электроэнергии для принятых вариантов расчета = 4 часа): подрисуночная надпись аналогична рис. 12

Увеличение единичной мощности электролизных установок приводит к снижению удельных капвложений и себестоимости пиковой электроэнергии. Увеличение КПД электролизных установок (ЭУ) приводит к увеличению пиковой мощности и выработки водорода за рабочий цикл. Это приводит к необходимости учета дополнительных капвложений в пиковую часть ПТВЦ (модернизация турбоустановки и рост затрат в пиковые компримирующие установки и систему хранения). Для = 2 часа повышение КПД и единичной мощности ЭУ до 100 МВт приводит к тому, что минимум себестоимости пиковой электроэнергии достигается при минимальной продолжительности работы ЭУ (вариант №1). Для /„„ = 1 часа себестоимость пиковой электроэнергии для ПТВЦ оказывается ниже аналогичного показателя для гидроаккумулирующей электростанции

(ГАЭС). В варианте №3 достигается минимум себестоимости пиковой ЭЭ при 7= 60 % и единичной мощности ЭУ равной 100 МВт. Если кглэс = 60 тыс. руб./кВт (~2000$/кВт), то ПТВЦ имеет большую или равную эффективность в сравнении с ГАЭС для всех вариантов при единичной мощности ЭУ более 50 МВт.

Для сравнительного анализа технико-экономической эффективности рассмотрены три варианта реализации водородного энергетического комплекса:

I. ВЭК с дополнительной турбиной, работающей на вытесненном паре и сбросом отработавшего пара в конденсатор основной турбины (см. рис. 3).

II. ВЭК с дополнительной турбиной, с водородным перегревом вытесненного пара и сбросом отработавшего пара в конденсатор основной турбины (см. рис. 4).

III. ВЭК с водородным перегревом острого пара и выработкой пиковой мощности в основной турбине (см. рис. 6). При этом количество потребляемой электроэнергии принято таким же, как в варианте I.

В табл. 4 и 5 приведены результаты расчёта основных показателей технико-экономической эффективности водородного энергетического комплекса на базе влажно-паровой АЭС и ГАЭС соответственно для принятых вариантов расчета.

Таблица 3

Основные технико-экономические показатели ГАЭС

Вариант расчета

I II

Капиталовложения в ГАЭС, тыс. долл./кВт (тыс. руб./кВт) 45000 60000 75000 45000 60000 75000

Годовое потребление внепиковой электроэнергии, кВт-ч 416077749 581201530

Эксплуатационные материальные издержки, тыс. руб./год 580338 709500 838662 812609 993683 1174757

Эксплуатационные издержки на амортизацию основных фондов, тыс. руб./год 376200 501600 627000 527400 703200 879000

Эксплуатационные издержки на все виды ремонтов, тыс. руб./год 376200 501600 627000 527400 703200 879000

Эксплуатационные издержки на заработную плату обслуживающему персоналу, тыс. руб./год 13855 19424

Эксплуатационные издержки на социальные нужды, тыс. руб./год 2946 4129

Общестанционные и прочие эксплуатационные издержки, тыс. руб./год 410834 530716 650599 575757 743822 911886

Годовые эксплуатационные издержки, млн. руб./год 1381 1756 2130 1935 2460 2985

Таблица 4

Основные технико-экономические показатели ВЭК

Показатели Вариант расчета

I 11 III

Капиталовложения в водородный энергетический комплекс, тыс. руб./кВт 18 16 28

Объём (масса) выработанного водорода (1 Мпа), тыс. м /еут. (тыс. кг/сут.) 28,71 (22,96) 40,09 (32,08) 28,71 (22,96)

Объём (масса) выработанного кислорода (1 Мпа), тыс. м3/сут. (тыс. кг/сут.) 14,13(183,71) 32,08 (256,62) 14,13(183,71)

Годовые эксплуатационные издержки, млн. руб./год 1012 1382 1115

Эксплуатационные материальные издержки, тыс. руб./год 418148 583386 477458

Эксплуатационные издержки на амортизацию основных фондов, тыс. руб./год 54365 75314 111950

Эксплуатационные издержки на все виды ремонтов, тыс. руб./год 54365 75314 111950

Эксплуатационные издержки на заработную плату обслуживающему персоналу, тыс. руб./год 11147

Эксплуатационные издержки на социальные нужды, тыс. руб./год 2369

Общестанционные и прочие эксплуатационные издержки, тыс. руб./год 126633 175392 181683

Пиковая мощность (электроэнергия) АЭС, кВт (кВт ч/сут.) 76411 (305642) 115783(463133) 99200(396800)

Расчет замыкающих затрат проведен на примере ПГУ, работающей на природном газе. В табл. 5 и 6 приведены результаты расчёта основных показателей технико-экономической эффективности водородного энергетического комплекса на базе влажно-паровой АЭС и гидроаккумулирующей электростанции соответственно для различных вариантов расчета.

Таблица 5

Основные показатели экономической эффективности ВЭК_

Показатели Варианты расчета

I II III

Годовое производство (отпуск) пиковой электроэнергии, кВТ'Ч/гОД 244112000 342224000 244112000

Результат на 1-м шаге расчёта, млн. руб./год 3373 4729 3373

Затраты на 1-м шаге расчёта, млн. руб./год 1224 1694 1274

Суммарные дисконтированные капиталовложения (с учётом замыкающего энергоисточника), млн. руб. 4133 5584 4945

Чистый дисконтированный доход, млн. руб. 35592 50595 33616

Срок окупаемости, лет 8,29 8,12 9,11

Таблица 6

Основные показатели экономической эффективности ГАЭС_

Показатели Вариант расчета

I 11

Капиталовложения в ГАЭС, долл./кВт (тыс. руб./кВт) 1500 (45000) 2000 (60000) 2500 (75000) 1500 (45000) 2000 (60000) 2500 (75000)

Годовое производство пиковой электроэнергии, кВт-ч/год 244112000 342224000

Результат на 1-м шаге расчёта, млн. руб./год 3373 4729

Затраты на 1-м шаге расчёта, млн. руб./год: 1337 1524 1711 1873 2135 2397

Суммарные дисконтированные капиталовложения, млн. руб. 8559 11411 14264 11998 15998 19997

Чистый дисконтированный доход, млн. руб. 28485 21215 13889 39956 29765 19494

Срок окупаемости, лет 15,63 18,39 21,82 15,62 18,39 21,81

Как видно из табл. 5, наиболее эффективным по совокупности показателей является вариант II - водородный энергетический комплекс с дополнительной турбиной и водородным перегревом вытесненного пара. Наименьшую эффективность имеет ВЭК с перегревом острого пара и выработкой пиковой мощности на основной турбине, так как в этом варианте суммарные капиталовложения оказываются больше, чем у сопоставимого варианта I. Срок окупаемости во всех вариантах оказывается в приемлемых пределах и не превышает 10 лет.

Как видно из табл. 6, при заданном уровне капитальных вложений в ГАЭС (от 1500$/кВт 2500$/кВт) ВЭК по совокупности показателей оказывается экономически эффективнее во всех рассматриваемых вариантах реализации водородного перегрева пара и выработки дополнительной мощности. Увеличение удельных капиталовложений в ГАЭС приводит к существенному снижению ее экономической эффективности и росту срока окупаемости, который более чем в 2 раза превышает аналогичный показатель ВЭК. Если учесть, что сооружение ГАЭС вблизи маломаневренного генерирующего источника зачастую невозможно, то станет еще более очевидным преимущество ВЭК, потребляющего внепиковую электроэнергию фактически по себестоимости от АЭС, когда как ГАЭС будет получать энергию по «ночному» тарифу от энергосистемы.

ВЫВОДЫ

1. Разработана методика оценки термодинамической эффективности дополнительного подвода тепла в цикле влажно-паровых АЭС на основе дифференциального метода. По разработанной методике проведена сравнительная оценка термодинамической эффективности дополнительного подвода тепла в различные точки паросилового влажно-парового цикла АЭС.

2. Оценка эффективности подвода дополнительного тепла за счет водородного перегрева показывает, что максимальный эффект достигается при подводе тепла к свежему пару при одновременном вытеснении сепарации и отборов пара на промежуточный пароперегреватель.

3. Проведен анализ схемно-параметрических решений повышения мощности и эффективности влажно-парового энергоблока АЭС, на основе которого разработана и запатентована схема перспективного водородного энергетического комплекса на базе влажно-паровой АЭС с использованием дополнительной турбины. Использование дополнительной турбины, работающей на вытесненном паре, позволяет почти полностью исключить переходные процессы в основной турбоустановке, а расположение водород-кислородной камеры сгорания непосредственно в паропроводе перегреваемого пара позволяет отказаться от промежуточных теплообменников и исключает потери водородного тепла на испарение балластировочного компонента.

4. Проведена сравнительная оценка термодинамической эффективности схемно-параметрических решений повышения мощности и эффективности энергоблока влажно-паровой АЭС с установкой дополнительной турбины. Показано, что наибольшая эффективность достигается при водородном перегреве вытесненного пара перед дополнительной турбиной.

5. Проведена оценка себестоимости производства пиковой электроэнергии на базе ВЭК в сравнении с ГАЭС. При снижении продолжительности отпуска пиковой электроэнергии и увеличении продолжительности работы электролизных установок, а также с ростом их единичной мощности достигается большее преимущество водородного энергетического комплекса и достигается меньшая себестоимость производства пиковой электроэнергии.

6. Конкурентоспособность ВЭК зависит от удельных капвложений в ГАЭС. Для продолжительности отпуска пиковой электроэнергии = 4 часа при кглэс - 45 тыс. руб./кВт (~1500$/кВт), себестоимость пиковой электроэнергии для ВЭК приблизительно равна аналогичному показателю для ГАЭС при относительно небольшом объеме потребляемой внепиковой электроэнергии. При

= 60 тыс. руб./кВт (~2000$/кВт) ВЭК имеет большую или равную эффективность в сравнении с ГАЭС при единичной мощности электролизных установок 50 МВт и более.

7. Проведена оценка технико-экономических показателей разработанной схемы водородного энергетического комплекса на базе влажно-паровой АЭС. Проведено сравнение с известной альтернативной схемой ВЭК, а также с ГАЭС. В результате сравнительной оценки выявлено, что в современных условиях с учетом технических сложностей и рисков при возведении ГАЭС целесообразно сооружение разработанного ВЭК на базе как существующих, так и вновь возводимых энергоблоках влажно-паровых АЭС.

Основные результаты диссертации опубликованы в работах:

Публикации в научных журналах, рекомендованных ВАК РФ

1. Егоров А.Н. Разработка дифференциальных уравнений выработки энергии при дополнительном подводе тепла во влажно-паровых циклах АЭС / А.Н. Егоров, Р.З. Аминов // Вестник Саратовского государственного технического университета. 2011. №1(54). С. 18-25.

2. Егоров А.Н. Методика оценки термодинамической эффективности дополнительного подвода тепла во влажно-паровых циклах АЭС» / А.Н. Егоров,

Р.З. Аминов // Известия высших учебных заведений. Проблемы энергетики. 2011.№ 11-12. С. 20-29.

3. Егоров А.Н. Определение оптимальной продолжительности работы электролизных установок во внепиковой части графика электрических нагрузок при реализации паро-водородного цикла на АЭС / А.Н. Егоров, Р.З. Аминов,

A.Н. Байрамов // Труды Академэнерго. 2012. № 1. С. 113-124.

4. Егоров А.Н. «Сравнительная оценка эффективности АЭС с использованием сателлитной турбины» / А.Н. Егоров, В.Е. Юрин // Вестник Саратовского государственного технического университета. 2012. № 4. С. 145-149.

5. Егоров А.Н. Оценка термодинамической эффективности водородных циклов на влажно-паровых АЭС / А.Н. Егоров, Р.З. Аминов // Теплоэнергетика 2013. №4. С. 27-33.

6. Егоров А.Н. Резервирование собственных нужд АЭС в условиях полного обесточивания на основе водородного цикла / А.Н. Егоров, Р.З. Аминов,

B.Е. Юрин // Атомная энергия. M., 2013. № 4. С. 234-236.

Патент

7. Пат. 2459293 Российская Федерация, МПК G 21D 01/00. Турбинная установка атомной электростанции (варианты) / Аминов Р.З., Байрамов А.Н., Егоров А.Н.; заявители и патентообладатели Аминов Р.З., Байрамов А.Н., Егоров А.Н. -№ 2011123255/07; заявл. 08.06.2011; опубл. 08.06.2011.

Прочие публикации

8. Егоров А.Н. Оценка капвложений в паротурбинный водородный комплекс на базе влажно-паровых АЭС / А.Н. Егоров // Проблемы совершенствования топливно-энергетического комплекса: сб. науч. тр. Вып. 6. Современные научно-технические проблемы теплоэнергетики и пути их решения: материалы Между-нар. науч. конф. Саратов: Изд-во Сарат. ун-та, 2011. С. 80-88.

9. Егоров А.Н. Сравнительная оценка удельных капвложений при реализации различных вариантов паро-водородного перегрева на влажно-паровых АЭС / А.Н. Егоров // Молодые ученые за инновации: создавая будущее: материалы Междунар. науч.-практ. Интернет-конф. в рамках международного Интернет-фестиваля молодых ученых, 27-29 апреля 2011 г. Саратов: Сарат. гос. техн. ун-т, 2011.С. 66-70.

10. Егоров А.Н. Оценка термодинамической эффективности дополнительного подвода тепла во влажно-паровых циклах АЭС / А.Н Егоров., Р.З. Аминов // Математические методы в технике и технологиях - ММТТ-24: сб. тр. XXIV Междунар. науч. конф.: в 10 т. Т. 7. Секция 11 / под общ. ред. B.C. Балакирева- Пенза: пенз. гос. техпол. акад., 2011. С. 35-36.

11. Егоров А.Н. Оценка конкурентоспособности паротурбинного водородного комплекса на базе влажно-паровых АЭС // Математические методы в технике и технологиях - ММТТ-25: сб. тр. XXV Междунар. науч. конф.: в 10 т. Т. 10. Секция 12 / под общ. ред. A.A. Большакова. Волгоград: Волгогр. гос. техн. ун-т, 2012; Харьков: Нац. техн. ун-т «ХПИ», 2012. С. 85-87.

Подписано в печать 29.07.13 Формат 60x84 1/16

Бум. офсет. Усл. печ. л. 1,0 Уч.-изд. л. 1,0

Тираж 100 экз. Заказ 117 Бесплатно

Саратовский государственный технический университет

410054, Саратов, ул. Политехническая, д. 77. Отпечатано в Издательстве СГТУ. 410054, Саратов, ул. Политехническая, д. 77. Тел.: 99-87-39, E-mail: izdat@sstu.ru

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение Высшего профессионального образования Саратовский государственный технический университет имени Гагарина Ю.А.

На правах рукописи

ЕГОРОВ Александр Николаевич 04201361 891

РАЗРАБОТКА И ОБОСНОВАНИЕ ВОДОРОДНОГО ЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО КОМПЛЕКСА ВЛАЖНОПАРОВЫХ АЭС С УСТАНОВКОЙ ДОПОЛНИТЕЛЬНОЙ ТУРБИНЫ

Специальность 05.14.01 - Энергетические системы и комплексы

ДИССЕРТАЦИЯ на соискание ученой степени кандидата

технических наук

Научный руководитель: доктор технических наук, профессор Аминов Р. 3.

Саратов -2013

Содержание

Введение............................................................................... 5

Глава 1. Анализ современного состояния водородной энергетики...... 14

1.1 Свойства водорода как топлива и перспективность его применения.. V........................................................................... 14

1.2 Тенденции совершенствования основного «внепикового» оборудования водородного энергетического комплекса на базе влаж-нопаровыхАЭС.................................................................. 17

1.2.1 Производство водорода электролизным методом........... 18

1.2.2 Хранение водорода................................................ 26

1.3 Устройство водородного перегрева пара в циклах ТЭС и АЭС.............................................................................. 32

1.4 Схемные решения повышения мощности и эффективности ТЭС и АЭС...................................................................... 36

1.5 Альтернативные способы аккумулирования электрической энергии........................................................................... 44

Глава 2. Выбор схемных решений и обоснование их термодинамической эффективности....................................................................................................................................................51

2.1 Описание разработанной схемы паротурбинной установки АЭС с водородным перегревом пара...................................... 51

2.2 Сравнительная оценка термодинамической эффективности схемно-параметрических решений реализации водородного перегрева пара в цикле влажнопаровой АЭС................................. 55

2.3 Аспекты безопасности водородного энергетического комплекса на АЭС.................................................................. 66

2.3.1 Общие требования к безопасности использования водорода.......................................................................... 66

2.3.2 Безопасность использования водородного пара в паросиловом цикле энергоблока АЭС...................................... 68

Глава 3. Методика оценки и анализ термодинамической эффективности дополнительного подвода тепла в цикле влажнопаровой АЭС..... 73

3.1 Дополнительный подвод тепла к острому пару.................... 74

3.1.1 Простейший термодинамический процесс без промежуточного перегрева пара и сепарации.................................. 74

3.1.2 Сложный термодинамический процесс с вытеснением сепарации.................................................................. 77

3.1.3 Сложный термодинамический процесс с вытеснением промежуточного перегрева............................................. 81

3.2 Дополнительный подвод тепла к пару промперегрева............ 84

3.3 Анализ результатов расчета термодинамической эффективности дополнительного подвода тепла в цикле влажнопаровой АЭС............................................................................................ 87

Глава 4. Эффективность водородного энергетического комплекса на базе влажнопаровой АЭС с учетом системных факторов................... 91

4.1 Описание расчетной схемы водородного энергетического комплекса....................................................................... 91

4.2 Оценка себестоимости производства пиковой электроэнергии

с учетом неравномерности графика электрических нагрузок........ 93

4.3 Оценка технико-экономической конкурентоспособности водородного энергетического комплекса на базе влажнопаровой АЭС.............................................................................. 105

4.3.1 Основные исходные данные для расчета технико-экономических показателей.......................................... 105

4.3.2 Методика оценки экономической эффективности проектов........................................................................ 109

4.3.3 Анализ технико-экономической эффективности водородного энергетического комплекса в сравнении с ГАЭС..... 111

Выводы................................................................................ 114

Направления дальнейших исследований Список использованных источников

Введение

В соответствии с энергетической стратегией развития энергетики России до 2030г. доля атомных электрических станций (АЭС) в европейских энергосистемах будет увеличиваться [1]. При этом основной задачей национальной научно-инновационной программы «Водородная энергетика» на период до 2050г. является обеспечение ускоренного и крупномасштабного освоения и развития в России водородной энергетики, как одного из базисных направлений шестого технологического уклада и условий обеспечения энергобезопасности страны, а одним из приоритетных направлений научно-технических исследований является разработка научных основ производства, хранения, транспорта и использования водородного топлива в энергетике [2].

Использование водородных энергетических комплексов позволяет отказаться от принудительной разгрузки АЭС по диспетчерскому графику в часы ночного провала электропотребления и, тем самым, обеспечить работу станции с высоким коэффициентом использования установленной мощности. При этом обеспечивается аккумулирование внепиковой электроэнергии в виде водорода и кислорода, которые могут использоваться для выработки дополнительной электроэнергии и повышения общей эффективности работы станции.

Использование водородных энергетических комплексов в интеграции с АЭС может обеспечить эффективную работу АЭС при покрытии пиков электрических нагрузок в энергосистеме, а также надежную и безопасную работу во внепиковой части графика электропотребления за счет исключения переменных режимов работы реакторной установки. При этом становится возможным отказ от использования пиковых энергоустановок, работающих на органическом топливе, что приведет к экономии топлива в энергосистеме и уменьшению выбросов парниковых газов в атмосферу. Кроме того, использование водородного энергетического комплекса в качестве аккумулирующей системы позволяет преодолеть возникающие трудности, связанные с диверсификацией первичных источников энергии, услож-

нением систем регулирования, стремлением обеспечить более высокое качество электроэнергии и надежность энергоснабжения. Исходя из вышесказанного, актуальным является разработка и обоснование перспективного водородного энергетического комплекса на базе влажно-паровой АЭС.

Цель диссертационной работы - разработка и обоснование эффективности водородного энергетического комплекса влажно-паровых АЭС с установкой дополнительной турбины и оценка его конкурентоспособности с учетом системных факторов.

Основные задачи диссертации

1. Разработка способа осуществления водородного перегрева пара в циклах влажно-паровых АЭС с использованием дополнительной турбины, работающей на вытесненном паре.

2. Разработка методики оценки термодинамической эффективности дополнительного подвода тепла в цикле влажно-паровой АЭС на основе дифференциальных уравнений.

3. Оценка термодинамической и технико-экономической эффективности использования водородного топлива во влажно-паровых циклах АЭС в зависимости от схемно-параметрических решений реализации водородного энергетического комплекса.

4. Определение оптимальной продолжительности работы электролизных установок в ночные часы графика электрических нагрузок энергосистемы.

5. Определение показателей конкурентоспособности водородного энергетического комплекса на базе влажно-паровой АЭС с использованием дополнительной турбины, работающей на вытесненном паре.

Методы исследований

Методика оценки термодинамической эффективности циклов теплоэнергетических установок влажно-паровых АЭС; методика оценки технико-

экономических показателей в энергетике; дифференциальный метод оптимизации теплоэнергетических установок.

Связь диссертационной работы с приоритетными НИР

Данная диссертационная работа выполнялась на базе бюджетных тематик фундаментальных научных исследований Отделения энергетики, механики, машиностроения и процессов управления РАН «Разработка научных основ повышения безопасности и эффективности АЭС в энергосистемах на базе водородных циклов» 2009 - 2011гг, «Развитие научных основ построения водородных циклов в интеграции с влажно-паровыми АЭС» в 2012-2014гг.; в рамках ГРАНТов РФФИ: «Обоснование технологических схем и рабочих параметров повышения эффективности и безопасности АЭС путем производства и аккумулирования водорода» в 2009-2010гг., «Развитие методологии системных исследований с поиском эффективных путей обеспечения вновь вводимых блоков АЭС базисной нагрузкой» в 2011-2013гг.; в рамках государственного контракта «Разработка методологии исследования и создание энергоэффективных систем управления потреблением электрической и тепловой энергии в энергоемких промышленных комплексах» в 2009-2012гг. и соглашения «Разработка научных основ адаптации АЭС к переменным графикам электрических нагрузок и повышение их безопасности в условиях системных аварий на основе развития водородных надстроек» в 2012-2013гг.

Структура, объём и содержание диссертации

Диссертация включает введение, четыре главы, выводы, направления дальнейших исследований, список использованных источников, содержащий 87 наименований. Объём диссертации составляет 125 страниц.

Во введении дана краткая характеристика и обоснована актуальность исследуемой проблемы.

Первая глава посвящена обзору выполненных научно-исследовательских работ по различным аспектам применения водородного топлива как теплоносителя в энергетике, в том числе в атомной энергетике.

Во второй главе на основании проведенного анализа схемно-параметрических решений реализации водородного энергетического комплекса предложен более эффективный и надежный способ с использованием дополнительной турбины, работающей на вытесненном паре. Анализируется термодинамическая эффективность влажно-парового цикла АЭС с водородным перегревом рабочего тела в различных точках паросилового цикла. Дана характеристика безопасности производства, хранения и использования водорода.

В третьей главе приводится описание разработанной методики оценки термодинамической эффективности дополнительного подвода тепла в циклах влажно-паровых АЭС на основе дифференциального метода. По разработанной методике выполнена оценка термодинамической эффективности различных способов подвода дополнительного тепла, выявлен наиболее эффективный.

В четвёртой главе проведена оценка технико-экономической эффективности АЭС с водородным энергетическим комплексом в условиях неравномерности графика электрических нагрузок. Приводятся результаты сравнительной оценки себестоимости производства пиковой энергии. Сформулированы выводы о конкурентоспособности водородного энергетического комплекса влажнопаровых АЭС в сравнении с ГАЭС.

Научная новизна

1. Разработаны варианты схемно-параметрических решений построения водородных энергетических комплексов на базе влажно-паровой АЭС с оценкой их термодинамической и технико-экономической эффективности.

2. Разработан способ осуществления водородного перегрева пара в циклах влажно-паровых АЭС с использованием дополнительной турбины, работающей на вытесненном паре.

3. Разработана методика оценки термодинамической эффективности дополнительного подвода тепла в цикле влажно-паровой АЭС на основе дифференциального метода.

4. Определена оптимальная продолжительность работы электролизных установок в ночные часы графика электрических нагрузок энергосистемы.

5. Определены показатели конкурентоспособности водородного энергетического комплекса на базе влажно-паровой АЭС с использованием дополнительной турбины, работающей на вытесненном паре.

Практическая значимость результатов диссертационной работы следует из актуальности исследуемой проблемы.

Разработанная методика оценки термодинамической эффективности дополнительного подвода тепла в циклах влажнопаровых АЭС позволяет выявить пути повышения эффективности паросилового цикла за счет водородного перегрева рабочего тела. Данная методика может быть применена при оценочных расчетах при проектировании новых или модернизации существующих энергоблоков АЭС.

Разработанное и запатентованное техническое решение по повышению мощности и эффективности влажнопаровой АЭС может служить одним из рассматриваемых вариантов при разработке и проектировании перспективных энергоблоков АЭС. Кроме того, использование дополнительной турбины позволяет без существенной модернизации оборудования турбинного отделения и без изменения тепловой нагрузки реактора вырабатывать пиковую электроэнергию, тем самым повышая маневренность энергоблока. Разработанное решение может быть одним из вариантов модернизации существующих АЭС.

Проведенный сравнительный анализ термодинамической эффективности и технико-экономических показателей в условиях неравномерности графиков электрических нагрузок позволяет судить о конкурентоспособности разработанного водородного энергетического комплекса в сравнении с освоенной, на сегодняшний день, гидроаккумулирующей электростанцией. Полученные результаты могут быть использованы при разработке программ по модернизации и развитию энер-

госистем в условиях широкомасштабного строительства АЭС и реализации программы по развитию водородной энергетики.

Разработанные схемы повышения мощности и экономичности энергоблока АЭС, а также методика термодинамического анализа дополнительного подвода тепла во влажно-паровом цикле АЭС за счет водородного перегрева могут использоваться в учебном процессе аспирантами, в научно-исследовательских работах и студентами при дипломном проектировании.

Основные результаты диссертационной работы были использованы в отчётах по научно-исследовательским работам Отдела энергетических проблем Саратовского научного центра РАН, выполненных по приоритетным направлениям научно-исследовательских работ, связанных с повышением эффективности АЭС в энергосистемах на базе водородных циклов.

Положения, выносимые на защиту

1. Результаты сравнительной оценки термодинамической эффективности схемно-параметрических решений построения водородных энергетических комплексов на базе влажно-паровой АЭС.

2. Способ осуществления водородного перегрева пара в циклах влажно-паровых АЭС с использованием дополнительной турбины, работающей на вытесненном паре.

3. Методика оценки термодинамической эффективности дополнительного подвода тепла в цикле влажно-паровой АЭС на основе дифференциального метода.

4. Результаты расчетов оптимальной продолжительности работы электролизных установок в ночные часы графика электрических нагрузок энергосистемы.

5. Конкурентоспособность водородного энергетического комплекса на базе влажно-паровой АЭС с использованием дополнительной турбины, работающей на вытесненном паре.

Апробация результатов диссертационной работы

Основные результаты, а также главные положения концепции диссертационной работы докладывались на следующих конференциях: Международная научная конференция «Математические методы в технике и технологиях» в г.Саратов, 2011-2012г.; Всероссийская научная конференция молодых учёных, проводимая концерном «Росэнергоатом» в г.Москва, 2010г.; Международная научная конференция «Современные научно-технические проблемы теплоэнергетики. Пути решения» в г.Саратов, 2010г.; Международная научная конференции «Молодые ученые за инновации: создавая будущее» в г.Саратов, 2011г.; Научные семинары Саратовского научного центра РАН в г.Саратов, 2009-2013г.

По теме диссертации опубликованы следующие работы:

Публикации в изданиях, рекомендованных ВАК РФ

1. Егоров А.Н. Разработка дифференциальных уравнений выработки энергии при дополнительном подводе тепла во влажно-паровых циклах АЭС / А.Н. Егоров, Р.З. Аминов // Вестник Саратовского государственного технического университета. 2011. №1(54). С. 18-25.

2. Егоров А.Н. Методика оценки термодинамической эффективности дополнительного подвода тепла во влажно-паровых циклах АЭС / А.Н. Егоров, Р.З. Аминов // Известия высших учебных заведений. Проблемы энергетики. 2011. №11-12. С. 20-29.

3. Егоров А.Н. Определение оптимальной продолжительности работы электролизных установок во внепиковой части графика электрических нагрузок при реализации паро-водородного цикла на АЭС / А.Н. Егоров, Р.З. Аминов, А.Н. Байрамов // Труды Академэнерго. 2012. №1. С.113-124.

4. Егоров А.Н. Сравнительная оценка эффективности АЭС с использованием сателлитной турбины / А.Н. Егоров, В.Е. Юрин // Вестник Саратовского государственного технического университета. 2012. №4. С.145-149.

5. Егоров А.Н. Оценка термодинамической эффективности водородных циклов на влажно-паровых АЭС / А.Н. Егоров, Р.З. Ам