Теплоэнергетика, 2022, № 8, стр. 5-13

СОСТОЯНИЕ ВОПРОСА

В отечественной практике одним из эффективных направлений повышения экономичности АЭС признано создание уже на стадии их конструирования систем аккумулирования тепловой энергии (САТЭ) путем накопления горячей воды в период провала электропотребления и повышения мощности турбоагрегата в период максимума электропотребления при отключении нескольких регенеративных отборов [4, 5].

В последние годы широкое распространение в мире получило аккумулирование тепловой энергии путем использования скрытой теплоты фазового перехода рабочего тела. Оно осуществляется при генерировании мощности на возобновляемых источниках энергии [6–8], в автомобилестроении [9, 10], при строительстве зданий [11]. Интерес к данному направлению накопления тепловой энергии поддерживается и применительно к ядерной энергетике [12, 13].

Схема комбинирования двухконтурной АЭС с водо-водяным энергетическим реактором с САТЭ, включающей в себя аккумулятор фазового перехода и маломощную многофункциональную паровую турбину, представлена на рис. 1.

В эксплуатационном режиме в ночные часы внепиковой нагрузки в энергосистеме осуществляется зарядка АФП путем подачи в него свежего пара из парогенераторов. Далее конденсат направляется в тракт питательной воды основной ПТУ после подогревателей высокого давления. В процессе смешения конденсата с питательной водой ее температура на входе в парогенераторы повышается, в результате чего при той же мощности реактора генерируется дополнительное количества пара, которое частично компенсирует расход пара на зарядку АФП. При этом дополнительная(-ые) ПТУ останавливается или работает в режиме холостого хода, используя отбор свежего пара после парогенераторов.

В режиме пиковых и полупиковых нагрузок часть питательной воды после подогревателей высокого давления поступает в АФП, где при использовании накопленного тепла происходит ее нагрев, а также генерация пара, который направляется на дополнительную(-ые) ПТУ. Конденсат пара поступает в систему регенерации основной ПТУ. Необходимо учесть, что при увеличении расхода питательной воды через систему регенерации произойдет некоторое снижение мощности основной ПТУ, так как увеличится количество пара, направляемого в отборы на регенеративные подогреватели.

В аварийных ситуациях с полным обесточиванием атомной станции дополнительная(-ые) ПТУ может быть использована для электроснабжения собственных нужд станции. С этой целью производится переключение подачи свежего пара из парогенератора в дополнительную турбину, которая будет осуществлять выработку электроэнергии для привода устройств, обеспечивающих собственные нужды АЭС. В этот период пар будет генерироваться автоматически благодаря остаточному тепловыделению аварийно остановленного реактора. Кроме того, часть генерируемого пара может направляться в АФП для его дозарядки.

На основе опытных данных, полученных на реакторах Балаковской АЭС, было показано, что остаточного тепловыделения одного реактора типа ВВЭР-1000 оказывается достаточно для привода устройств собственных нужд, необходимых для расхолаживания двух реакторов типа ВВЭР-1000 в течение 72 ч с использованием дополнительной турбины мощностью 12 МВт [14–16].

Вполне очевидно, что такая схема имеет и недостатки. Во-первых, рабочие параметры пара, генерируемого в АФП, определяются температурой плавления теплоаккумулирующего материала (ТАМ), которая, в свою очередь, должна быть ниже температуры насыщения греющего пара. Таким образом, рабочие параметры пара перед дополнительной турбиной будут заведомо ниже параметров пара на выходе из парогенератора. Во-вторых, необходимость проведения переключений подачи пара в момент наступления аварий вызывает определенные сомнения по поводу надежности проведения такой операции. При этом нужно учитывать, что для целого ряда систем АЭС – потребителей первой группы (систем управления и защиты реактора, аварийного освещения) – перерывы в электроснабжении не допустимы.

С участием автора данной статьи разработана и запатентована структурная схема комбинирования АЭС с аккумулятором фазового перехода (рис. 2), лишенная тех недостатков, что имеются у традиционной схемы (см. рис. 1) [17].

В ночные часы спада электрической нагрузки часть свежего пара из парогенераторов направляется на зарядку АФП. Конденсат свежего пара после АФП поступает в тракт питательной воды основной ПТУ. Дополнительная(-ые) ПТУ при этом работает в режиме холостого хода за счет отбора малой части свежего пара.

В режиме пиковых нагрузок при разрядке аккумулятора часть питательной воды после подогревателей высокого давления поступает в АФП и затем подмешивается к питательной воде в основном тракте. Благодаря повышению температуры питательной воды на входе в парогенераторы при той же мощности реактора генерируется избыток свежего пара, направляемый на дополнительную многофункциональную ПТУ.

В результате увеличения расхода питательной воды в регенеративной схеме основной ПТУ путем подмешивания конденсата дополнительной ПТУ произойдет небольшое снижение мощности основной паровой турбины, так как увеличится количество отбираемого из турбины пара на нагрев питательной воды в регенеративной схеме.

В аварийных ситуациях с полным обесточиванием атомной станции дополнительная ПТУ может быть применена для электроснабжения собственных нужд станции посредством использования энергии остаточного тепловыделения реактора для генерации в парогенераторах свежего пара, служащего рабочим телом в ПТУ.

Увеличение расхода свежего пара на выходе из парогенератора в период разрядки АФП обеспечивается при постоянной мощности реакторной установки и неизменных параметрах теплоносителя I контура. Важное достоинство предложенной схемы – отсутствие необходимости выполнять какие-либо переключения при наступлении исходного события. Более того, такая схема позволяет поддерживать непрерывное электроснабжение собственных нужд при полном аварийном останове всех реакторов АЭС [18]. При этом существенно упрощаются конструкция АФП и его работа в связи с отсутствием в нем процессов парообразования.

Кроме того, начальные параметры пара перед дополнительной турбиной в схеме, показанной на рис. 2, в штатных режимах работы соответствуют параметрам основного цикла, в то время как в схеме, приведенной на рис. 1, они будут заведомо ниже. Так, для АЭС с ВВЭР-1000 при давлении свежего пара 6.0 МПа начальное давление перед дополнительной турбиной в схеме на рис. 1 может соствлять 4.5 МПа.

Для оценки эффективности работы системы теплового аккумулирования может быть использован ее КПД η_ак, равный отношению количества отпущенной электроэнергии ${\text{Э}}_{{{\text{отп}}}}^{{{\text{ак}}}}$ при разрядке аккумулятора к количеству недовыработанной электроэнергии ${\text{Э}}_{{{\text{нед}}}}^{{{\text{ак}}}}$ в связи с отбором пара на зарядку аккумулятора:

где N_пик – средняя мощность дополнительной турбины в режиме разрядки аккумулятора, кВт; ΔN_рег – снижение мощности основной турбины в период разрядки аккумулятора из-за регенеративного подогрева дополнительного расхода питательной воды, кВт; τ_раз, τ_зар – продолжительность разрядки и зарядки аккумулятора, ч; D_зар – средний расход свежего пара на зарядку аккумулятора, кг/с; l_уд – удельная работа в расчете на 1 кг свежего пара, поступающего в основную турбину, кДж/кг; η_м – механический КПД турбины; η_г – КПД электрогенератора.

В формуле (1) косвенно учитываются тепловые потери аккумулятора при хранении тепла, уровень параметров пара на дополнительной турбине и ее относительный внутренний КПД.

Эффективность и КПД аккумулирования энергии могут существенно зависеть от свойств и параметров теплоаккумулирующего материала, важнейшими из которых являются температура и теплота фазового перехода, теплопроводность и теплоемкость обеих фаз, стойкость к многоцикловым процессам, долгосрочная химическая стабильность, коррозионная стойкость, отсутствие взаимодействия с материалами конструкции АФП, нетоксичность, низкая стоимость и доступность.

В литературе имеется информация о большом количестве различных химических соединений и сплавов, обладающих свойствами фазового перехода в очень широком диапазоне температур плавления. При комбинировании АФП с влажно-паровыми циклами двухконтурных АЭС температурный режим фазового перехода ограничивается 260–275°С. Проведя анализ широкого спектра возможных рабочих тел для аккумулирования тепла в принятом диапазоне температур, авторы предлагают воспользоваться данными о температуре плавления и теплоте фазового перехода различных ТАМ, представленными в таблице [19].

Теплоаккумулирующий материал 59% NaOH + + 41% NaNO₃ (первый ТАМ) может использоваться в тепловой схеме с ВВЭР-1000, где температура конденсации свежего пара составляет t_s = 273°С, а ТАМ 65.5% LiOH + 34.5% LiCl – в тепловой схеме с ВВЭР-1200 при t_s = 283°С.

Свойства и характеристики первого ТАМ изучены довольно хорошо. Согласно литературным данным, состав 59% NaOH + 41% NaNO₃ имеет высокие показатели стабильности даже после 10 000 ч термоциклических нагрузок [20–23]. В экспериментах, проведенных в Электротехнической лаборатории в Японии (Electrotechnical Laboratory, Ibaraki, Japan), наблюдалось незначительное снижение теплофизических свойств ТАМ (на 3–6°С температуры плавления и на 5% теплоты фазового перехода). Такое уменьшение значений показателей обусловлено наличием примесей в компонентах сплава.

Для энергоблока с ВВЭР-1000 выполнены расчеты дополнительной мощности N_доп, получаемой от повышения температуры подогрева питательной воды t_п.в (на входе в парогенератор). На рис. 3 представлены результаты этих расчетов, из которых следует, что итоговая электрическая мощность, отдаваемая в энергосистему (кривая 2), оказывается ниже получаемой на дополнительной турбине из-за подогрева увеличенного расхода питательной воды в основном цикле, а также из-за связанного с этим расхода электроэнергии на собственные нужды. При этом КПД аккумулирования, рассчитанный по формуле (1), для принятой системы составил 0.89–0.90.

ОЦЕНКА ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ СИСТЕМЫ ТЕПЛОВОГО АККУМУЛИРОВАНИЯ

Эффективность использования на АЭС аккумулирующей системы с АФП зависит от большого числа факторов, в том числе и от внешних условий. Определяющей в данном случае будет разность тарифов на электроэнергию, отпускаемую от генерирующего источника в периоды повышенного и пониженного спросов. В пределе тариф на производимую АЭС электроэнергию должен повторять суточный график электропотребления. По такому принципу построена система тарифообразования на отпуск электроэнергии от генерирующих источников в европейских странах. Изменения тарифов следуют за изменениями нагрузки электропотребления, однако при этом численные значения изменений тарифов на отпускаемую электроэнергию в разных условиях оказываются разными. От изменений тарифов на отпускаемую от генерирующего источника электроэнергию в первую очередь будет зависеть эффективность создания систем аккумулирования энергии, они также будут определять достигаемые при этом эффекты и прибыль.

Поскольку предлагаемая система теплового аккумулирования предназначена для участия энергоблока АЭС как в переменной части графика электрических нагрузок, так и в аварийном резервировании собственных нужд, достигаемые эффекты можно определять в виде двух составляющих – Э₁ и Э₂.

Рассматривая Э₁ как накапливаемый чистый дисконтированный доход от участия в обеспечении пиковых и полупиковых нагрузок в энергосистеме, его можно представить в виде

где ${{{\text{К}}}_{{{\text{ак}}}}}$ – капиталовложения в систему теплового аккумулирования, руб.; n – число лет расчетного периода; R_i – результаты реализации дополнительно вырабатываемой электроэнергии, руб/год; З_i – ежегодные затраты на работу системы теплового аккумулирования, руб/год; E – ставка дисконтирования.

В качестве достигаемого эффекта Э₂ от повышения уровня безопасности АЭС в связи с дополнительным аварийным резервированием собственных нужд можно принять снижение риска возникновения ущерба от крупной аварии. Для одного энергоблока

где λ_исх – интенсивность крупной аварии на АЭС в исходном варианте без системы аккумулирования, 1/(реактор ∙ год); λ_ак – интенсивность крупной аварии при дополнительном аварийном резервировании собственных нужд турбоустановки системы аккумулирования, 1/(реактор ∙ год); У – ущерб от крупной аварии на АЭС, руб. В расчетах принят 100 млрд дол. (по курсу 1 дол. = 65 руб. на конец 2019 г.).

Укрупненные расчеты на основе графов состояний интенсивности крупной аварии на примере энергоблока с ВВЭР-1000 в условиях Поволжья с тремя традиционными каналами безопасности показали, что ввод СТА [24, 25 ] улучшает показатели безопасности с 7.4 × 10^–5 до 8.8 × 10^–7 1/(реактор ∙ год). Это обеспечивает установленную МАГАТЭ максимально допустимую интенсивность повреждения активной зоны – 1 × 10^–6 1/(реактор ∙ год).

Таким образом, использование принятой системы аккумулирования позволяет заменить дорогостоящие дополнительные СПОТ на СТА, которая полностью себя окупает в процессе работы в штатных режимах. Исходя из этого, можно определить достигаемые эффекты от замены дополнительной системы пассивного отвода тепла на систему теплового аккумулирования.

Согласно проектной документации поставки оборудования СПОТ на Курскую АЭС-2 и АЭС “Аккую” принята средняя стоимость воздушных теплообменников 6.85 млн дол. на один энергоблок (по курсу 1 дол. = 65 руб на конец 2019 г.) [26, 27]. При этом дополнительная стоимость систем регулирования и управления затворами и тепловой изоляции составила 3.75 млн дол. Итоговая стоимость оборудования равна 20.6 млн дол. По данным [28] годовые затраты на поддержание СПОТ в состоянии постоянной готовности могут составлять от 49.2 до 269.2 тыс. дол/год в зависимости от климатических условий места сооружения АЭС.

При использовании данных [19] для теплоаккумулирующего материала 59% NaOH + 41% NaNO₃ принята его стоимость 1.8 дол/кг, включающая стоимость самого материала (0.5 дол/кг), а также доставку, таможенные платежи и прочие отчисления, в том числе на загрузку материала в АФП. В расчетах старение ТАМ учитывалось в виде ежегодного снижения дополнительной выработки на 0.3%.

При расчете в стоимость конструкции теплового аккумулятора входили стоимость материалов, стоимость изготовления из них элементов конструкции, а также 100%-ная надбавка за доставку и монтаж. Стоимость паровой турбины мощностью 12 МВт с электрогенераторами на 2020 г. составила 458 дол/кВт, а конденсатора турбины – 7% стоимости турбины [29]. При этом стоимость доставки и монтажа может достигать 25%. Кроме того, потребуется модернизация электротехнического хозяйства и системы автоматического регулирования, стоимость которых может составить 87 дол/кВт [30]. Исходя из норм, для расчета стоимость постройки здания принята равной 20% стоимости СТА.

Основные характеристики АФП с теплоаккумулирующим материалом 59% NaOH + 41% NaNO₃ следующие [31]:

Далее приводятся стоимостные характеристики системы теплового аккумулирования для обеспечения работы турбины мощностью 12 МВт в составе энергоблока с ВВЭР-1000 [31]:

Учитывая итоговые капиталовложения в СТА в размере 15.67 млн дол., а в систему СПОТ – 20.6 млн дол. и ежегодные издержки на поддержание СПОТ в работоспособном состоянии в размере 0.2 млн дол/год, можно видеть, что сооружение СТА будет оправдано даже при близкой к нулю разности максимального и минимального тарифов на электроэнергию [31].

Достигаемые эффекты в виде накопленного чистого дисконтированного дохода от использования принятой системы теплового аккумулирования вместо СПОТ представлены на рис. 4. На рисунке можно увидеть, что НЧДД оказывается положительным во всем рассматриваемом диапазоне разности дневного пикового T_пик и ночного T_н тарифов на электроэнергию.

ВЫВОДЫ

1. Рост числа ядерных реакторов в энергосистемах и участие их в регулировании графика электропотребления приводят к необходимости повышать требования к их безопасности. Решение этой задачи может быть реализовано путем комбинирования энергоблоков АЭС с аккумуляторами фазового перехода и дополнительной маломощной паровой турбиной.

2. Разработанная и предложенная в данной статье схема комбинирования многофункциональной системы теплового аккумулирования с двухконтурной атомной станцией на основе аккумуляторов фазового перехода с подогревом питательной воды в период разрядки АФП выше номинальной температуры дает возможность увеличить расход свежего пара без изменения мощности реакторной установки. Такая схема обладает высокой термодинамической эффективностью. Кроме того, отказ от системы парообразования в АФП значительно упрощает и удешевляет его конструкцию. Например, на энергоблоке с ВВЭР-1000 при повышении температуры питательной воды с 215 до 260°С может быть получено на дополнительной турбине до 140 МВт электрической мощности.

3. В режимах аварийного обесточивания такая установка позволяет поддерживать электропитание собственных нужд остановленных реакторов путем продолжающейся генерации пара на основе остаточного тепловыделения активной зоны. Особенность предложенной схемы – возможность обеспечения непрерывного электроснабжения аварийных собственных нужд при останове всех реакторов. Это позволяет повысить уровень безопасности АЭС и гарантировать выполнение современных требований МАГАТЭ.

4. Расчеты по оценке экономической эффективности предлагаемого решения с учетом его многофункциональных свойств показали, что НЧДД от его реализации имеет положительное значение во всем принятом диапазоне разности дневного и ночного тарифов на электроэнергию.