«Курчатовский институт»
страницы: 1 2
вернуться в начало| скачать ^ дан анализ возможных потребителей высокопотенциального тепла, который показал, что в различных секторах промышленности существуют достаточно характерные и определяющие основной расход энергоресурсов потребители, на которые и должны ориентироваться стратегии применения ВТГР в поставках индустриальных энергоносителей (табл. 3). Таблица 3. Структура энергопотребления и масштаб потребителей тепла ВТГР
• Низкотемпературный пар (0.8-l.0MПa) и горячая вода. † С учетом только технологических нагрузок ‡ Эффективность энергоисточника с учетом передачи и распределения энергии принята равной 0,4 § Синтетический природный газ (теплота сгорания 30–40 MДж/кг). || Оценки сделаны для термохимического цикла разложения воды (типа IS) I По данным статистики энергозатрат для пара и горячей воды с коэффициентом 1,3-1,5, учитывающим потребление высокотемпературного тепла ^ представлены результаты выбора основных технико-экономических показателей энерготехнологического комплекса МГР-Т, рекомендуемые в качестве проектных ориентиров, которые приведены таблице 4. Таблица 4. Основные технико-экономические показатели Наименование Значение * 1. Тип реактора Модульный гелиевый высокотемпературный реактор с графитовым замедлителем 2. Цикл преобразования энергии Газотурбинный, прямой рекуперативный, с промежуточным охлаждением 3. Варианты технологического процесса в ХТЧ
4. Тепловая мощность АС, МВт 4  6005. Тепловая мощность, передаваемая в ХТЧ-ПКМ / ХТЧ-ВТЭ, МВт 4 160 / 42116. Температура гелия на выходе из а.з реактора в варианте ^ 7. КПД производства электроэнергии (брутто),% 47 8. Энергопотребление собственных нужд, МВт: - АС для варианта ХТЧ-ПКМ / ХТЧ-ВТЭ; 4 10 / 415- ХТЧ-ПКМ / ХТЧ-ВТЭ 4 2,5 / 459. Средняя энергонапряженность активной зоны, МВт/м3, не более 6,5 10. Топливо активной зоны: - тип; На основе UO2 с многослойными покрытиями - обогащение по изотопу U-235, %, не более; 20 - выгорание среднее, МВт·сут/кг; 125 - кампания, эфф.сут, не менее; 900 - кратность перегрузок 3 11. Перегрузка активной зоны на остановленном реакторе 12. Средняя длительность перегрузки, сут, не более 35 13. Базовый режим работы МГР-Т 100 % Nном 14. Средний за срок службы коэффициент использования тепловой мощности, не менее 0,8 15. Назначенный срок службы, год 60 16. Производительность по водороду, т/ч (м3/ч), не менее: - ХТЧ-ПКМ; 4 12,5 (138,75·103)- ХТЧ-ВТЭ 4 1,83 (20,5·103)
Проект энерготехнологического комплекса МГР-Т разрабатывается в соответствии с требованиями ТЗ и с учетом источников разработки, а также в соответствии с федеральными нормами и правилами в области использования атомной энергии, другими нормативными документами и государственными стандартами РФ, применяемыми в атомной энергетике и химической промышленности (в дальнейшем НД). Требуемая тепловая мощность ВТГР при реформинге метана составляет в расчете на 5 млн. т водорода в год около 9 ГВт, то есть примерно в 15 раз меньше, чем в случае электролиза воды на базе LWR или примерно в 8-9 раз меньше, чем в случае цикла I-S, что отражается, естественно, и на экономических показателях. В перспективе, когда стоимость природного газа превысит 350-500 долл./103 нм3, доля получаемого из воды водорода, производимого с помощью термохимического цикла паровой конверсии метана, может быть доведена до 100% за счет дополнительных стадий замыкания цикла путем электрохимического восстановления метана из промежуточного продукта-метанола (так называемый метанольно-йодидный термохимический цикл) или путем перехода на описанный выше метан-сернокислотный цикл или путем получения метана (синтетического газа) из угля. Устранение подпитки сырьевого метана из процесса получения водорода, например, при использовании цикла I-S, потребует увеличения мощности ВТГР примерно на порядок для выпуска того же объема водорода. ^ представлены результаты разработки эффективных систем передачи ВТТ. В разработанной схеме производства водорода предусматривается: утилизация тепла реактора с гелиевым теплоносителем на нагрев реакционной парогазовой смеси перед адиабатическим реактором конверсии природного газа; утилизация тепла конвертированного газа на получение технологического пара давлением 8.0 и 0.7 МПа. В разделе 3.4 представлено обоснование системы прямой передачи ВТТ по факторам безопасности. Рассмотрены результаты расчетов аварии разгерметизации ТКА, размещаемого в первом контуре ЯЭУ, с разрывом отдельной трубки 1ой секции сотового технологического теплообменника (СТТ) ТКА, размещаемого в первом контуре. В соответствии с параметром β = Р2 / Р1 , где Р2 - давление окружающей среды; P1 - начальное давление: β = 7.3/7.8 ~0,93, l> β > β Kp, (15) истечение газов происходит в дозвуковой области: β Kp ~ (2/(К+1))1/(К-1) ~0.546, перегретый пар. Для дозвуковой области, пренебрегая начальной скоростью и трением газа о стенки сопла, расход из неограниченного объема можно записать как : GH2O =Fψi √(P1/V1) φ (φ =1); (16) ψi =√(2К/(К-1){( P2/P1)2/R –( P2/P1)R+1/R }, (17) где К — показатель адиабаты истекающего газа; V1 — удельный объем (величина, обратная плотности газа в выходном сечении); F — площадь поперечного сечения сопла. Для принятых параметров GН2О = 3,89 кг/с. Выполнены расчеты изменения массы водяного пара, находящегося в активной зоне, со временем для двух моделей — линейной и дискретной. В дальнейшем использовались результаты, полученные для дискретной модели, как наиболее полно отражающей физику процесса. Расчеты аварийных эффектов реактивности при попадании ПГС в активную зону реактора должны быть выполнены в предположении однородного гомогенного распределения водяного пара по объему активной зоны. Выполнен параметрический анализ предполагаемых диапазонов загрузки урана, обогащения и диаметров кернов. Принимая скорость срабатывания всей цепочки отсечной арматуры-сброс на факел-инертизация контура равной 60 с, за первые 60 с аварийного процесса в первый контур попадает приблизительно 233 кг водяного пара, из которых собственно в пределах активной зоны будет находиться около 4-5%, т.е. около 10 кг, что, как показали ранее выполненные анализы, пренебрежимо мало в сравнении с массами основного замедлителя – графита и, в силу этого, при различных ядерных соотношениях топлива и графита и различных диаметрах керна не приведет к сколь-нибудь значительному выбегу положительной реактивности, который будет невелик и не приведет к заметному росту мощности. В активной зоне температура твэлов увеличится за 60 с процесса незначительно (менее чем на 5-10 градусов). Рост температуры твэлов в активной зоне, благодаря наличию отрицательных обратных температурных связей, приведет к введению отрицательной реактивности, в результате чего будет наблюдаться некоторое уменьшение мощности реактора. Таким образом, на данной стадии разработки показано, что радиационные последствия, связанные с попаданием парогазовой смеси из аварийного ТКА, размещенного в первом контуре, не выходят за допустимые пределы, что позволяет обеспечить ядерную безопасность данного проектного варианта. Важный вопрос, связанный с рассмотрением возможности размещения ТКА в первом контуре, — предотвращение загрязнения технологической продукции (конвертированного газа) радионуклидами, генерируемыми в первом контуре. Наиболее важным радионуклидом с этой точки зрения является тритий вследствие его относительно большого периода полураспада (12.46 года), генетической значимости и высокой диффузионной проникающей способности. Для МГР-Т приняты следующие параметры, определяющие потоки трития: Общая масса графитовых конструкций реактора составляет ~ 860 т, из них: ~ 400 т составляют блоки графитовой кладки, срок службы которых 60 лет; ~ 460 т составляют графитовые блоки активной зоны (блоки ТВС и заменяемого отражателя), включая блоки ТВС типа 1 (без отверстия для ПС СУЗ или ПЭЛ РСО) - 88,27 т, блоки ТВС типа 2 (с отверстием для ПС СУЗ или ПЭЛ РСО) – 27,6 т (срок пребывания в реакторе – 900 сут); блоки заменяемого отражателя с различным сроком службы: 3 года – блоки ЦЗО массой 40,89 т; 6 лет – блоки НЗО и часть блоков БЗО массой 87,2 т; 15 лет – для блоки ЦЗО массой 78,4 т; 30 лет – для блоки ВЗО и часть блоков БЗО массой 136,96 т. Ориентировочное содержание Li6 в реакторном графите составляет от 0,1 ppm до 1 ppm при точности измерения нейтронно-активационным методом 0,04 ppm. Воздействию нейтронного потока в реакторе подвергается В-10, содержащийся в материале поглотителя В4С в ТВС, ПС СУЗ, верхнем слое блоков а.з., блоках графитовой кладки, а также в виде примесей в графитовых конструкциях. Содержание В-10 в указанных элементах конструкции составляет: в ТВС а.з. 3 кг; в верхнем слое блоков а.з. 160 кг; в виде примесей в графитовых блоках 0,2 кг; во всех ПС СУЗ 300 кг; в блоках графитовой кладки 260 кг. Масса гелия в первом контуре (реактор, ВТО, БПЭ, газоходы) ~ 5000 кг. Расход теплоносителя на систему очистки (СО) ~ 700 кг/ч (включение СО по мере необходимости). Генерация Т в первом контуре МГР-Т проходит по следующим основным каналам : деление (тройное) ядерного топлива 23S U (~10-4 ат.Т/дел); реакция 3Не (п, р) Т при облучении гелия нейтронами (σа ~ 5,400 б); реакции 6Li(п, а)Т и 7Li(и, п,а)Т (при взаимодействии с примесями лития в реакторном графите); за счет 10В, облучаемого тепловыми и быстрыми нейтронами (стержни СУЗ, пэлы, примеси в графите); за счет 9Ве, 12С и других нуклидов. Вклад Т по третьему каналу определяется в основном содержанием Li в реакторном графите и темпом перегрузки активной зоны. Содержание Li в реакторном графите лежит на уровне технически достижимой чистоты 10-6 – 10-5 %. В результате при темпе перегрузки графитовых элементов активной зоны ~ 155 кг ТВС в сутки расход Li составит около 16.10-3 г, или в пересчете на 6Li (σа ~ 930 б) примерно 1.10-3 г. При полной конверсии этого изотопа, в пренебрежении реакцией 7Li (п, п’, α) Т, образуется 5.10-4 г Т активностью 725 Ки (в пересчете на год). Активность Т, генерируемого за счет 10В, составит 138- 127 Ки/год. Принято, что в контуре ВТГР на вклад деления приходится 51%, лития – 34% и теплоносителя – 15%. Bсе расчеты проводились в консервативном допущении о содержании 3Не в теплоносителе (брался состав гелия, получаемого из воздуха, а не из природного газа, являющегося основным природным промышленным сырьем производства гелия, в котором изотопа 3Не на порядок меньше). Из результатов работы опытных реакторов типа ВТГР в США и ФРГ известно, что большая часть (~ 65 %) Т, генерируемого в топливе, выходит из микротвэлов и перераспределяется в графите, несмотря на малую долю (менее 1 %) микрочастиц, получивших повреждение покрытия. В то же время исследование балансов Т в контурах ВТГР (с учетом адсорбции в графите) показало, что, например, в реакторе "Форт-Сент-Врейн" в теплоносителе и в системе очистки около 85 % трития определяется реакцией 3Не (n, р) Т, остальное количество: реакцией 6 Li (n, α ) Т (~ 4 %); тройным делением 23S U (~ 10%); генерацией из 10В (~ 1 %). Соответствующий баланс для ВТГР типа МГР-Т мощностью 600 МВт (тепл.) дает выход Т в контур (RI) на уровне 250-300 Ки/год. В дальнейшем используется верхняя оценка (300 Ки). В величину удельной активности первого контура (CI), как было показано, даже при весьма завышенной диффузионной утечке Т из первого контура основной вклад вносит баланс "источник—система очистки". В связи с этим CI = RI /G 1CO = 12.10-5 Ки/кг (18) В расчете принята система очистки с расходом G 1CO 0.1 кг/с (r=0.072). В пересчете на удельную активность СI= 35.10-5 Ки/м3, при этом парциальное давление Т составит около 1.3.10-9 МПа. Это значение примерно соответствует экспериментально полученному значению для реактора AVR, что можно считать далее консервативной оценкой в связи с существенно более низкой кратностью очистки на реакторе AVR (r = 0,025). В то же время расчетная объемная концентрация Т в первом контуре сопоставима с опытом работы АЭС с ВТГР «Пич-Боттом», характерные концентрации трития в теплоносителе которой составляли 10-6 –10-5 Ки/м3 /GEFR-00602/. Интересно отметить, что утечка Т в парогенератор и атмосферу на этой АЭС не превышала 0.4-0.67 Ки/МВттепл.год. Соответствующий выброс трития с гелием, утекающим из первого контура, составит для МГР-Т (при средней скорости утечки гелия, включающей перегрузки, неорганизованные протечки, профилактику и замену оборудования, уплотнения и т.д., на уровне 0.5 кг гелия /ч ) не более 6. 10-5 Ки/ч. Удельный поток трития в ТКА определен как: IT=2.04 exp(-7450/Tэфф).1/2.56 ~7.5 мкКи.мм/(м2.ч) (19) Для условий стационарного установившегося потока трития IΣ=3.75.10-3 Ки/ч. В расчете на производимый влажный конвертированный газ концентрация трития составит: СКГ=3.75. 10-3 /0.15.106 =2.5.10-8 Ки/м3 ; (20) принимая, что весь тритий связан в газе в СН3Т, НТО, НТ и единственный канал его выхода – вместе с производимым водородом. Полученное значение удельной активности не превышает международных и национальных норм по ПДК в воздухе для населения, поэтому с учетом неизбежного разбавления водорода при его утечке в атмосферу следует признать рассчитанный уровень активности вполне безопасным. Оксидные пленки, образующиеся на теплообменных поверхностях, диффузионный поток трития, как показал автор, снижают, что подтвердили эксперименты на стенде МИКСЕР в РНЦ «Курчатовский институт», в которых присутствие оксидной пленки на металле снизило при температурах выше 600 оС диффузионный поток изотопов водорода примерно на 3-4 порядка. Допустимой концентрации содержания трития в атмосферном воздухе CА=7 Бк/л соответствует массовая концентрация 1.9·10-8 мг/м3. Содержанию трития в воде CВ=6.3·104 Бк/л соответствует массовая концентрация 1.7·10-10 г/л. В соответствии с НРБ-99 ДОАнас по тритию для воздуха составляет 1.9 Бк/л или 5.1.10-11Ки/л или 5.1.10-8 Ки/м3. Коэффициент пересчета принят равным 2.7х10-10 Зв/Бк. Поскольку даже консервативная концентрация трития в газовом продукте составляет 2.5.10-8 Ки/м3 следует считать, что при производстве водорода на ЯТК с МГР-Т в варианте ПКМ с прямой передачей тепла без использования промежуточного контура критерии, предъявляемые НРБ-99, выполнены. Возможность утечки конвертированного газа потребует создания в закрытых помещениях усиленной вентиляции, мер по пожаровзрывобезопасности (например, использования каталитических окислителей) и т.д., что дополнительно обеспечит защиту от тритиевого загрязнения. Аналогичные оценки, сделанные для утечки НТО, образующейся в метанаторах ХТС, подтвердили, что в этом случае ПДК соблюдаются с достаточным запасом даже при консервативных оценках. Анализ показывает, что все другие варианты энерготехнологического использования ЯТК (дальнее теплоснабжение, получение метанола, металлургия и т. д.) также удовлетворяют требованиям чистоты технологического продукта по тритию. Это позволяет сделать вывод о том, что при принятии конструктивно-технологических мер по предотвращению прямого (не диффузионного) попадания радионуклидов первого контура в технологический продукт возможно включение СТТ (ТКА) в первый контур без использования промежуточного контура со своей системой очистки. Аналогичный вывод можно сделать и по результатам исследований возможного диффузионного загрязнения теплоносителя первого контура водородом, поступающим через теплообменные поверхности ВТТ. В составе среды ХТБ водород занимает доминирующее положение лишь на выходе из ТКА, именно он будет определять химический состав газа, диффузионно проникающего через металлические поверхности ТКА в первый контур ЯЭУ, что обусловлено низкими коэффициентами диффузии всех остальных газовых компонентов среды ХТБ. Наиболее близкую к водороду проницаемость в металле имеет азот, однако его содержание в среде ХТБ невелико, что с учетом соотношения коэффициентов диффузии (Di) азота и водорода (для железа, например, при T= 1173 К Dh2/Dn2 = 2,74.102) позволяет ограничиться в дальнейшем рассмотрении одним водородом. Экспериментально автором были определены значения коэффициента диффузии водорода D по методике (см. Журн. ФХММ, 1972, № 1. С. 95 - 99), заключающейся в определении D из зависимости I(τ), где τ -время, на основании уравнения Беррера: D = δ 2/6 τ 3. (21) Здесь δ - толщина образца; τ 3 - время "запаздывания" при выходе потока на установившееся значение. Приведем полученные значения параметра D (средние): 3.61.10-10 м2/с при Т =823 К; 3.80. 10-10 м2/с при Т = 873К. Сопоставляя эти значения с результатами экспериментального изучения диффузии водорода через керамические материалы, можно прийти к выводу об относительно слабом влиянии окисной пленки на результирующее значение коэффициента диффузии, приведенное выше. Так, для А12О3 при Т = 873 К ,D= 10-14 - 10-16 м2 .с-1 , что обусловлено молекулярным характером диффузии водорода через керамические материалы, в которых он не растворяется. Таким образом, толщина окисной пленки, образовавшейся за счет окисления образца примесями гелия, не превысила нескольких микрометров. Образование в среде влажного конвертированного газа окисных пленок приводит к снижению водородопроницаемости на 3-4 порядка. Новое значение водородопроницаемости устанавливается за период 0.5 - 30 сут в зависимости от материала, среды и температуры. Аналогичные значения (снижение на 2-3 порядка диффузии для окисленных поверхностей) приняты и в разработках, проводимых Центром в Юлихе, в частности, применительно к условиям стыковки аппарата ПКМ на реакторе НТТR. Основным источником водорода в первом контуре ЯЭУ МГР-Т является СТТ (при отсутствии промежуточного контура передачи тепла от активной зоны к СТТ). В связи с этим, а также с учетом того, что водород — одна из основных примесей теплоносителя первого контура, ответственных за массоперенос и коррозионное повреждение материалов активной зоны, оценка возможных значений диффузионных потоков водорода из СТТ в первый контур приобретает важное значение для выбора перспективных схем и параметров ЯТК. Для п труб СТТ с длиной "активной части" L радиусом Rтр и толщиной δтр интегральный диффузионный поток водорода IΣ можно записать в виде IΣ = 2 π Rтр n K0 / δтр 0∫L ехр [- Q a/RT(x)] √ PH2(x)/dx, (22) Переходя к новой переменной х = х/L и учитывая, что зависимости Т(х) иРH2 (х) для CТТ удовлетворительно аппроксимируются формулами T(x)= То + (T1 - То) √x, (23) PH2(x) = Pвых √x, (24) где То - минимальная температура стенки CТТ; Т1 - максимальная температура стенки CТТ; Pвых - давление водорода на выходе из ВТТ, получаем IΣ = 2 π Rтр n K0 √Pвых / δтр 0∫1 ехр {- Q a/R[T0 +(T1 – T0) √x]}x 0.25dx, (25) Для ориентировочных конструктивных параметров СТТ (n, δтр , Rтр ), приведенных в предыдущих разделах для диаметра трубки 30 мм, толщины трубки 2 мм и выходном парциальном давлении водорода во влажном конвертированном газе около 3.0 МПа при общей поверхности СТТ 103 м2, задавая среднюю длину трубки в спиральном змеевике 30м, суммарное количество трубок равно около 360. Поток IΣ составит для условий окисленного металла типа ХН55МВЦ около 0.025. 10-3 м3/с или около 8 г/ч. Уравнение баланса водорода в 1ом контуре может быть записано как: IΣ= RHe/RH2 . CH2 . GΣCO, (26) Для CH2 , заданной в ТЗ на разработку на уровне 35 vpm: GΣCO =0.12 кг/с, т.е. 432 кг/ч, что означает, что принятая в МГР-Т система очистки с расходом 700 кг/ч обеспечит непревышение заданной концентрации водорода в первом контуре. В схеме ЯТК МГР-Т нет парогенератора и кроме диффузии водорода в первый контур из реакционных объемов CТТ другими источниками поступления водорода в первый контур могут стать только, в частности, окисление графита активной зоны примесями водяного пара, за счет протечек воды из системы водяного охлаждения (СОВ) гелиевых потоков в БПЭ. Более жесткие требования может накладывать на систему очистки необходимость снижения концентрации трития в первом контуре. В этой связи следует, по-видимому, признать, что наличие системы очистки суммарной производительностью около 1 кг гелия в секунду (типа ОГ-1-50) будет достаточно для поддержания концентрации водорода и трития в реакторном контуре на требуемом уровне (~ 0,005 %), даже при размещении ТКА в первом контуре АС. Для ХТБ в составе АЭТС с МГР-Т применительно к производству водорода методом ПКМ возможность образования взрывоопасных концентраций возникает только в отделении выделения водорода методом КБА, которое располагается обычно на расстояниях 25-35 м от ТКА. В этой связи должен учитываться возможный процесс выхода метана или водорода из аппарата и образование ГВС с последующим ее взрывным сгоранием. Согласно диаграмме горючести смесей «водород-водяной пар-воздух» при наличии водяного пара в концентрации более 60% пределы начала возгорания не достигаются в рассматриваемых условиях возможного образования смесей. Таким образом, не возникает дополнительных требований к включению в состав системы передачи тепла к ХТБ промежуточного контура по соображениям удаления ТКА, поскольку формирование ГВС, опасных с точки зрения детонации, возникает только в отделениях ХТЧ, не связанных по передаче тепла с РУ, что позволяет отнести их на необходимое расстояние (100-200 м) от Главного здания АЭТС. В Главе 4 представлены результаты исследования и разработки сорбционных систем утилизации низкопотенциального тепла. ^ рассмотрены низкотемпературные циклы накопления энергии. Автором предложены и разработаны технологии и технические средства электро- и теплогенерации в модульном исполнении на основе высокоэффективных аккумулирующих углекислотных циклов высокого давления с сорбционным накоплением рабочего тела (САУ – сорбционных аккумулирующих установок), утилизирующих сбросное тепло основной энергоустановки., основанные на синтезе технологических решений, отработанных для проектов теплонасосных установок (ТНУ), геотермальных электростанций (ГТЭС) и углекислотных турбоблоков. Следует отметить, что в отличие от зарубежной практики, в последнее десятилетие накопители ни одного из рассмотренных типов в России не только не строятся, но и не проектируются. Отсутствие проектного и строительного задела приведет к значительным проблемам в ближайшем будущем, для смягчения которых необходимо форсировать работы по этому направлению энергетического строительства. Разработанная энергоустановка САУ с высокоэффективным аккумулирующим углекислотным циклом высокого давления с сорбционным накоплением рабочего тела, утилизирующим сбросное тепло основной энергоустановки основана на концепции хемотермических системы (ХТС) накопления и передачи энергии, непосредственно сопрягаемых с теплоисточниками различного типа по теплоносителю умеренной температуры. Рассмотрены различные инженерные решения для САУ с целью обеспечения профилированного профиля температур теплоносителя, проходящего через слой свободной засыпки сорбента аккумулятора рабочего тела (АРТ). Электростанцию (ЭС), включающую САУ предполагается разместить на площадках, допускающих расширение, соизмеримое по площади с основной ЭС, в том числе с максимально уплотненной петлевой компоновкой оборудования, при этом использовать отработанные конструктивные решения для углекислотных систем, турбоустановки и АРТ. Принципиальная схема САУ – двухконтурная, с использованием во втором контуре углекислотным циклом высокого давления с сорбционным накоплением рабочего тела для обеспечения высоких значений КПД накопления энергии. Основные требования, предъявляемые к САУ: повышение мощности ЭУ за счёт углекислотной турбины и общей вырабатываемой пиковой энергии; требуемый расход тепловой энергии, подводимой в пиковом режиме от стороннего энергоисточника, не должен превышать 20-30% от тепла, подводимого к рабочему телу от стороннего источника в рассматриваемом техническом решении; повышенная надежность работы установки и снижение стоимости производства энергии за счет резкого (на несколько порядков) снижения подпитки рабочего тела в установку, подаваемого со стороны, исключение зависимости от подвозки рабочего тела на площадку размещения установки; обеспечение полной экологическая безопасность энергоаккумулирующей установки поскольку рабочее тело не выбрасывается в окружающую среду; запасение с помощью тепловых аккумуляторов установки любого требуемого количества энергии, достаточного для обеспечения стабильной бесперебойной работы установки даже в периоды перерыва в подводе тепловой энергии от стороннего источника; обеспечение возможности применения данной установки для выработки пиковой электроэнергии и одновременного снабжения различных объектов тепловой энергией и холодом в режиме разуплотненного графика их потребления; обеспечение возможности аккумулирования провальной ночной энергии, отпускаемой по сниженному тарифу; обеспечение возможности эффективной утилизации сбросного тепла различных тепловых двигателей, а также расширение возможности применения возобновляемых природных источников энергии, обладающих значительным ресурсным потенциалом и, в то же время, высокой неравномерностью поступления их энергии, а также дополнительного повышения эффективности установки в холодные климатические периоды; повышение надежности работы и снижение стоимости изготовления установки за счет умеренных по температуре и давлению параметров рабочего тела; возможность использования уже существующих материалов, технических решений и оборудования, необходимых для её создания; капитальные затраты на сооружение блока с САУ должны быть не выше удельных капитальных затрат, характерных для основного энергоблока. Концепция САУ является принципиально новой, однако основывается на в значительной степени уже отработанных в России и в мире технологиях углекислотных циклов высокого давления, а также сорбционных систем хранения газа. ^ представлены результаты разработки водоаммиачных регуляторов мощности. Показано, что наибольшая маневренность АЭС при использовании водо-аммиачных систем может быть достигнута при создании водоаммиачных регуляторов мощности (ВАРМ), в которых вся запасенная в период провала нагрузки тепловая энергия срабатывается в периоды увеличения нагрузки АЭС в сателлитной аммиачной турбине. Как показали проектные проработки ВАРМ, выполненные применительно к одному из блоков Ленинградской АЭС (ЛАЭС), возможно частичное совмещение функций абсорбера и генератора в одном конструктивном узле, что сокращает потребное количество колонн и снижает затраты на металл. Хранение реагентов - аммиака и слабого водоаммиачного раствора - осуществляется при близких к нормальным температуре и давлении и базируется на отработанной технологии создания и эксплуатации сферических емкостей большого объема, в том числе с жидким аммиаком. Чтобы использовать аммиак после турбины в абсорбере без дополнительных потерь, давление в абсорбере было выбрано 0,2 МПа, однако относительно низкое давление снижает максимальную температуру абсорбции и это не позволяет перегреть аммиак до нужной температуры. В этой связи в схему включён пароперегреватель, перегрев аммиака в котором проводится острым паром турбины, что, как показали проведенные исследования, не является экономически целесообразным. С этой точки зрения более привлекательны турбины, имеющие высокое разделительное давление перед цилиндром низкого давления, что позволит отбирать пар, имеющий меньшую эксергетическую ценность и, следовательно, повысить общую эффективность аккумулирования. К таким турбинам для АЭС с ВВЭР относится K-1000-60/1500 (ПОАТ ХТЗ) с разделительным давлением 10.5 ата, а также ее аналог K-1000-60/1500-2, в которой на один недоотпущенный кВт.ч электроэнергии при отборе пара перед цилиндром низкого давления (ЦНД ) запасается около 4 кВт.ч тепловой энергии, подаваемой в десорбер. Для увеличения глубины разгрузки желательно переключение всего расхода пара, идущего на ЦНД (оставив лишь вентиляционный расход), для подогрева воды промежуточного контура, передающего тепло к теплоприемникам (десорберам) установки ВАРМ. На рис.8 изображена схема накопителя и пикового контура АЭС, в котором перегрев аммиака проводится в дополнительном водо-аммиачном контуре, давление в абсорбере которого 1,9 МПа, что позволяет перегреть аммиак до 160°С (а не до 85°С, как в более ранних разработках). В конце 80-х годов ХХ века в соответствии с заданием Минатомэнергопрома СССР по схеме и технологии предложенной автором проведены технико-экономические исследования по использованию ВАРМ применительно к блоку РБМК-1000 (ЛАЭС). Основные проектные проработки были нацелены на многовариантные технические решения по теплотехнологическому оборудованию ВАРМ. Таблица 5.Термодинамические характеристики растворов (см. рис.8)
Разработаны конструкции основного оборудования (генератор - адсорбер, ректификационные колонны, сепараторы, теплообменники, пароперегреватель и т.д.), сделан выбор стандартного оборудования (насосы и т.д.) и проведен сметный расчет. Несколько больший опыт имеется в стране по разработке турбин, работающих на углекислом газе, что заставило рассмотреть вариант ВАРМ-CO2, в котором в качестве испаряемого компонента и рабочего тела турбины служит не аммиак, а углекислота. В этом варианте в качестве абсорбента используют 20-30% водный раствор аммиака либо твёрдые сорбенты (цеолиты или активированные угли). Хранение и транспорт жидкой углекислоты хорошо освоены в промышленности. Следует отметить, что в связи с низкой теплотой испарения СО2 и высокой теплотой поглощения СО2 в аммиачном растворе в режиме разрядки возникает необходимость утилизации избыточного тепла абсорбции (около 800-900 кДж/кг СО2 ). Один из вариантов - отвод этого тепла на нагрев питательной воды в основной турбине (К-600-6,9/50 или КТ-600-6,9/25) при отключении подогревателей низкого давления, увеличении пропуска на выхлоп и соответствующем увеличении мощности на клеммах генератора. По данным заводов, определенный резерв (до 50%) по пропуску пара в ЦНД имеется. В этом случае, как и варианте ВАРМ, к.п.д. аккумуляции составит до 80-85%, что даст дополнительную мощность на "пиковой" турбине до 120-150 МВт(эл.) в расчете на один блок при снижении ночной нагрузки блока на 8 ч и работе "пиковой" турбины днем в течение 8-10 ч или 250-300 МВт при работе на пиковой мощности в течение 5 ч при зарядке ночью в течение 10-12 ч. Проработка BAРM-CO2 велась для схемы, приведенной на рис. 9. На 1 кг СО2 одновременно в генераторе отгоняются 0,386 кг NH3 и по равновесию с крепким раствором (yNH3 =0,32,yco2 =0,63) определяется количество флегмы (2,4 кг/кг), что в конечном счете дает расчетное значение тепловой нагрузки генератора (около 10000 кДж/кг NH3 или 3860 кДж/кг С02). При этом в расчете на 1 кг СО2 при степени карбонизации К=200% полная теплота абсорбции при 40°С составляет 1350 кДж/кт CО2, что и определяет тепловой режим разрядки. В разрядке тепло абсорбции СО2 в растворе аммиака расходуется на испарение и перегрев СО2 перед турбиной 14 и на нагрев воды промежуточного контура, передающего тепло в тракт нагрева питательной воды III (в теплообменник ППВ, см. рис.9). Рассчитан процесс 4-ступенчатого близкого к адиабатическому сжатия СО2 со ступенями 0,2; 0,4; 0,6; 0,8 и 1,0 МПа. Соответствующая сумма работ по ступеням равна 140 кДж, тепло отведенное суммарное - 153 кДж (в расчете на 1 кг СО2). Следовательно, для ВАРМ-СО2 с параметрами по табл.5 1ож* = 208-141=67 кДж/кг q=363-153=210 кДж/кг. Отношение вырабатываемой при разрядке энергии к запасенной (затраченной) при зарядке составит таким образом (31,5+40)/(120+20,2)=0,51, что соответствует характерным значениям альтернативных вариантов энергоаккумуляторов. Важно отметить, что при фиксированных удельных затратах (ценах) прирост к.п.д. должен опережать соответствующий рост капитальных вложений в энергоаккумулятор. Это один из основных критериев при сопоставлении вариантов. В качестве сорбента СО2 могут использоваться не только водоаммиачные растворы, но и твердые углеродные и цеолитовые сорбенты (рис. 10). На основании результатов проектирования углекислотных энергоустановок (ПОАТ ХТЗ, КиевТЭП, ОПИ, ЛФ Оргэнергострой и др.) было показано, что при переходе от больших (500 МВт) к малым (50 МВт) единичным мощностям технико-экономические показатели углекислотных турбин меняются не так резко, как пароводяных установках. Проектная турбина низкого давления установки УКЭУ-50 имеет мощность 44 МВт при к.п.д. 89,5%. Начальное давление турбины низкого давления - 5,76 МПа. В расчете на дополнительную мощность, вырабатываемую АЭС в режиме разрядки САУ-CO2 (71,5 МВт), удельные капиталовложения в установку составят около 73 дол/кВт. Эта цифра лежит существенно ниже соответствующих показателей альтернативных систем энергоаккумулирования и может рассматриваться как отвечающая требованиям по конкурентоспособности установки со значительным запасом по эффективности. ^ даны результаты выбора эффективных циклов сорбционного накопления рабочего тела на основе выполненных схемно-конструктивных разработок энергоустановок с высокоэффективным аккумулирующим углекислотным циклом высокого давления. Выполнена разработка решений для одного из возможных вариантов исполнения энергоустановке с высокоэффективным аккумулирующим углекислотным циклом для ЭС, конкурентоспособной по безопасности, экономичности и другим параметрам по отношению к альтернативным энергоисточникам, в том числе к перспективным теплоаккумуляторам и электростанциям на органическом топливе. Основные концептуальные решения рассматриваемого варианта САУ состоят в следующем: а) рабочее тело – диоксид углерода (СО2, R744) высокого давления (4 МПа) с температурой на входе в турбину до 200 оС; б) схема установки двухконтурная, с использованием во втором контуре углекислотного цикла высокого давления с сорбционным накоплением рабочего тела для обеспечения высоких значений КПД накопления энергии; в) компоновка основного оборудования петлевая; г) аккумулятор рабочего тела выполнен в ёмкости большого объёма с размещенными внутри теплообменными поверхностями на основе заполнения сорбентом в виде свободной засыпки с поперечно-осевым течением рабочего тела; д) теплообменники перегрева СО2 размещаются в аппаратах, пристыкованных к источнику утилизируемого тепла; е) парогенераторы СО2 – секционные микроканального сотового типа прямоточного типа с генерацией пара в межпластинчатом пространстве (направление движения рабочего тела снизу вверх). Энергоустановка САУ использует в качестве источника тепловой энергии сбросное тепло основного энергоисточника, в качестве которого могут быть использованы энергокомплекс с плавучей АЭС (ПАТЭС), установки с возобновляемыми источниками энергии, а также работает в сочетании с газотурбинными (ГТУ) установками или энергоустановками на основе двигателей внутреннего сгорания (ДВС). Использование в качестве рабочего тела диоксида углерода (СО2, R744) высокого давления (4 МПа), имеющего ряд специфических свойств, создает ряд преимуществ: СО2 не ядовит, не испытывает при работе САУ химических превращений, не диссоциирует, не является пожаро- взрывоопасным, имеет хорошие теплопередающие свойства, не разрушает озоновый слой, имеет самый низкий среди применяемых рабочих веществ потенциал глобального потепления. СО2 в рабочем диапазоне температур и давлений химически инертен, отсутствуют химические реакции с конструкционными материалами. Локализация рабочего тела при авариях с разгерметизацией рабочего контура и защита САУ от внешних воздействий не требуются. Даже в случае полной потери СО2 отсутствует необходимость в эвакуации населения, проживающего в районе расположения станции. Показано, что использование вышеназванных технологий позволяет: увеличить КПД аккумулирования энергии, что определяет резкое снижение тепловых сбросов в окружающую среду на единицу произведенной энергии и улучшает технико-экономические показатели; обеспечить высокий уровень безопасности, исключающий ограничение на размещение САУ вблизи крупных населённых пунктов; продемонстрировать конкурентоспособность энергоустановки с САУ на мировом рынке коммерческого производства электроэнергии с более низкой стоимостью производимой электроэнергии по отношению к альтернативным энергоисточникам (электростанциям на органическом топливе, в том числе и к перспективным, использующим комбинированный парогазовый цикл). Основные технические характеристики реакторной установки САУ приведены в таблице 6. Таблица 6. Основные технические характеристики энергетической установки САУ (в варианте применительно к одной РУ КЛТ-40 на ПАТЭС)
Основные выводы
Основное содержание диссертации отражено в следующих рецензируемых публикациях:
 Рис. 1. Диаграмма равновесия (сухой конвертированный газ) Рис. 2. Схема пиковой генерации пара   Рис. 3. Q—Т-диаграмма вспомогательного парогенератора-метанатора  Рис. 4. Принципиальная тепловая схема. 1 - реактор; 2- высокотемпературный теплообменник; 3 - газовая турбина; 4- компрессор; 5- основной парии генератор; 6-паровая турбина; 7 -паровой пароперегреватель; 8 - подогреватель низкого давления; 9- аппарат утилизации теплоты; 10 - парогенератор низкого давления; // - регенератор; 12 - влагоотделитель; 13- газохранилище; 14- метанатор; 15 - вспомогательный парогенератор; 16 - химическая очистка отсепарированной воды; 17-электрический генератор паротурбинной установки; 18 - конденсатор; 19 - питательный насос; 20 - электрический генератор ГТУ; / — гелий; // — вода; /// — пар; IV-СН4; V-CO+3H2.  Рис. 5. Связь параметров и показателей установки в базовом режиме.  Рис.6. Диаграмма режимов установки  Рис. 7. Принципиальная схема АТЭЦ с ВТГР на базе ГТУ: 1 -ВТГР; 2 — турбина; 3 - паровой охладитель газа; 4 - сетевой охладитель газа; 5 - концевой охладитель газа; 6 и 8 - компрессоры; 7 - промежуточный охладитель газа; 9 - генератор; 10 - насосы; 11 - сухая градирня; 12 - сетевой подогреватель; 13 - парогенератор; 14 - регенератор.  Рис.8. Водоаммиачный накопитель энергии на АЭС: 1 – редукционно-охлаждающее устройство; 2 - теплообменник «пар-вода» промежуточного контура; 3 - насос промежуточного контура; 4 - расширительный бак; 5 - генератор низкого давления; 6 – дефлегматор; 7 - теплообменник «крепкий - слабый раствор»; 8 - насос крепкого раствора; 9- хранилище крепкого раствора; 10 - конденсатор аммиака; 11 - хранилище аммиака;12 - испаритель аммиака; 13 - абсорбер низкого давления; 14 - аммиачная турбина; 15 - охладитель крепкого раствора; 16 - хранилище слабого раствора; 17 - насос аммиака; 19 – пароперегреватель- абсорбер высокого давления; 20 - генератор высокого давления.  Рис.9. Схема ВАРМ-СО2 1 – редукционно-охлаждающее устройство; 2 - теплообменник пар-вода промежуточного контура; 3 - насос промежуточного контура; 4 - расширительный бак; 5 - генератор высокого давления; 6 – дефлегматор; 7 - теплообменник «крепкий - слабый раствор»; 8 - насос крепкого раствора; 9- хранилище крепкого раствора; 10 - конденсатор углекислоты; 11 - хранилище СО2; 12 - испаритель углекислоты; 13 - абсорбер низкого давления; 14 - углекислотная турбина; 15 - охладитель крепкого раствора; 16 - хранилище слабого раствора; 17 - насос аммиака; 19 – пароперегреватель.  Рис. 10. Упрощенная принципиальная схема САУ Турбина 1, приемник - аккумулятор рабочего тела (АРТ) 2, аккумулятор -хранилище сжиженного рабочего тела (ХРТ) 3, основной нагнетатель –главный циркуляционный насос 4, нагревающий теплообменник –парогенератор-пароперегреватель 5, приемник рабочего тела 2, встроенный теплообменник 51, компрессор 6, охлаждающий теплообменник 7.
|
страницы: 1 2
Ваша оценка этого документа будет первой.
Ваша оценка: 