- ПОТРЕБИТЕЛИ-РЕГУЛЯТОРЫ В СХЕМЕ И ВНЕ АЭС
Водородные надстройки на АЭС. В условиях опережающего развития АЭС решение проблемы покрытия неравномерной части графика электрической нагрузки может осуществляться не только рассмотренными выше методами, но и созданием системы потребителей энергии — регуляторов нагрузки [111]. График их работы должен быть полностью или частично подчинен интересам энергосистем и способствовать повышению эффективности их работы. В [4] дана подробная характеристика основных видов типов потребителей-регуляторов. Эффективность ряда таких потребителей: тепловых аккумуляторов на АЭС, гидроаккумулирующих электростанций — анализировалась выше. Здесь рассмотрим два иных пути выравнивания графиков нагрузки: электролиз воды с получением водорода и электротеплоснабжение, реализуемые во внепиковый период.
Вопросы внепикового получения водорода на АЭС электролизом воды с последующим его использованием на АЭС или вне ее сегодня являются достаточно хорошо исследованными, но вместе с тем еще не получившими окончательного решения.
В связи с показанной ранее (см. гл. 5) возможностью форсировки энергоблоков АЭС с ВВЭР, применение водородной надстройки в качестве потребителя-регулятора и источника дополнительной пиковой мощности здесь особенно заманчиво.
Под водородной надстройкой обычно понимается специальная общестанционная или индивидуальная блочная система получения во внепиковое время, хранения и сжигания в пиковый период водорода. Различное конструкционное выполнение таких систем и их термодинамические аспекты освещены, например, в работе [111]. Рассмотрим схему [24], представленную на рис. 8.15. В провальные часы графика нагрузки электроэнергия расходуется на электролиз воды в блоке электролизеров.
Рис. 8.15. Схема пиковой водородной надстройки АЭС для вытеснения паропарового перегрева:
1 — электролизная установка; 2 — водородный котел-пароперегреватель; 3 — паровой перегреватель; 4 — элемент системы регенерации; 5 — сепаратор
Полученные и запасенные водород и кислород расходуются в часы пик для сжигания в водородном котле-пароперегревателе, куда направляют пар промежуточной системы турбоустановки и воду, отделившуюся в сепараторе для перегрева, одновременно прекращают подачу свежего пара в паро-паровой перегреватель, в результате чего в турбине вырабатывается дополнительная мощность. Пиковая мощность может быть увеличена, если получаемый в котле водяной пар использовать для вытеснения отборного пара в системе регенеративного или сетевого подогрева воды.
Приведенная выше схема не требует форсировки реактора и стабилизирует режим его использования на околономинальных значениях. При наличии достаточных запасов по пропускной способности в турбинной части пиковая мощность может быть увеличена также форсировкой реактора.
Альтернативой электролиза могли бы явиться низкотемпературные термохимические системы разложения воды. Однако надежные соответствующие циклы в интервале температур ниже 500—600° С пока не разработаны. Вместе с тем для реального в ВВЭР уровня температур следует ожидать низкое значение КПД таких циклов.
При работе только в провалах графиков нагрузки эффективная кампания электролизеров резко сокращается (до 2000 ч/год и менее). Тем не менее их экономическая эффективность мало зависит от загруженности. Это объясняется тем, что около 70% себестоимости водорода, получаемого электролизом, приходится на расходуемую электроэнергию в связи с высокой энергоемкостью этого процесса. К тому же провальная электроэнергия может отпускаться по сниженным ценам при многоставочных тарифах.
Отметим, что мнение об «абсолютной экологичности» процесса электролиза не является строго обоснованным.
Рис. 8.16. Сравнительные затраты на производство пиковой энергии на АЭС с водородной надстройкой (штриховые линии), на АЭС с форсировкой (штрих-пунктирная линия), на ГАЭС; ГТУ и ПТУ
1—Цхр = 0,5 коп/(кВт * ч); 2 — Цхр=1,0 коп/(кВт ч);3 — Цхр=1,5 коп/(кВтч)
Так, многими справедливо отмечено, что наряду с повышенной
взрывоопасностью водорода существуют и попутные вопросы «переноса воды» одновременно с передачей водорода к потребителю и восполнения кислорода атмосферы на месте потребления водорода.
Продуктом сгорания водорода в кислороде является перегретый пар, являющийся рабочим телом турбоустановок АЭС. Из этой важнейшей особенности следует [63, 111], во-первых, что передача тепла от топлива к рабочему телу будет осуществляться наиболее эффективно путем смешения продуктов сгорания (водяного пара высокой температуры) с рабочим телом (водяным паром). При этом температура и давление продуктов сгорания на выходе оказываются равными температуре и давлению в конденсаторе и потери топлива минимальны. Во-вторых, водород, полученный электролизом, как дорогостоящее топливо следует использовать на максимальном температурном уровне — для начального или промежуточного перегрева пара.
Эти общеизвестные положения были учтены при разработке схемы АЭС с ВВЭР и водородной надстройкой [23, 24]. В [111] для наиболее рациональных схем использования водорода проведена приближенная оценка приведенных затрат на электроэнергию, производимую в переменной части графиков нагрузки. Расчеты выполнены при исходных данных: приведенные затраты на производство водорода и кислорода электролизом воды 100 руб/т [1,23 коп/(кВт *ч)]; затраты на хранение водорода и кислорода по различным схемам Цхр равны 0,5; 1,0 и 1,5 коп/(кВт *ч); удельные капиталовложения в установки для производства электроэнергии в переменной части графика (в пиковую водородную надстройку) 65— 75 руб/кВт, КПД использования водорода η = 0,7. Результаты расчетов приведены на рис. 8.16 в сопоставлении с альтернативными источниками пиковой электроэнергии и показывают, что для принятых данных внепиковое производство и использование водорода на АЭС менее эффективны сегодня, чем другие пути регулирования графиков нагрузки.
Отмечают обычно, что дополнительными факторами снижения стоимости электролизного водорода СН2 могут явиться побочные продукты: кислород и тяжелая вода. Реализация кислорода по разным данным способствует снижению СН2 на 5—20 руб/т. Если оценивать реализацию D2О по 160 руб/кг, то Сн2 возможно снизить еще на 35—40 руб/т.
Так, в Канаде выполнены проработки комплекса с ядерным реактором CANDU и униполярными электролизерами для производства водорода и тяжелой воды для тяжеловодных ядерных реакторов. Отмечается, что такой способ извлечения тяжелой воды будет требовать вдвое меньше капитальных затрат, чем установка ионного разделения.
Наличие относительно дешевого водорода открывает путь внедрению электрохимических генераторов (ЭХГ). КПД таких генераторов, теоретически равный 100 %, уже в опытных установках достигал 80%.
Поскольку нет принципиальных ограничений на предельную мощность установок с электрохимическими генераторами, а их КПД слабо зависит от выходной мощности, то перспективным становится модульный принцип построения пиковых станций с ЭХГ.
