Хемотермические технологии аккумулирования энергии ядерных энергоисточников

Размещено на http://www.allbest.ru/

РОССИЙСКИЙ НАУЧНЫЙ ЦЕНТР «КУРЧАТОВСКИЙ ИНСТИТУТ»

Специальность: 05.14.03 Ядерные энергетические установки,

включая проектирование, эксплуатацию

и вывод из эксплуатации

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание научной степени доктора технических наук

Хемотермические технологии аккумулирования энергии ядерных энергоисточников

СТОЛЯРЕВСКИЙ АНАТОЛИЙ ЯКОВЛЕВИЧ

МОСКВА, 2009 г.

Работа выполнена в Российском научном центре «Курчатовский институт»

Официальные оппоненты:

доктор технических наук, Сметанников Владимир Петрович

доктор физико-математических наук, Малышенко Станислав Петрович

доктор физико-математических наук, Гагаринский Андрей Юрьевич

Ведущая организация: ОАО «ОКБМ имени И.И. Африкантова».

Защита состоится 2009 г. на заседании диссертационного совета Д520.009.06 при РНЦ «Курчатовский институт» по адресу Москва, пл. И.В.Курчатова.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке РНЦ «Курчатовский институт».

Автореферат разослан 2009 г.

Ученый секретарь Специализированного Совета д.т.н., профессор В.Г. Мадеев

Актуальность темы. Дальнейшее развитие ядерных энерготехнологических установок предполагает создание совершенных систем производства энергоносителей на основе хемотермических технологий аккумулирования тепловой энергии ядерных энергоисточников, условно разделённых на два класса: к первому относятся хемотермические технологии преобразования тепловой энергии высокотемпературных ЯЭИ для производства из воды и метана водорода и содержащих его энергоносителей с последующим их использованием для энергоёмких процессов и хемотермического транспорта тепловой энергии, ко второму классу можно отнести хемотермические энерготехнологии в составе ЯЭИ различного типа для аккумулирования и передачи тепловой энергии с помощью термохимических материалов и возможностью преобразования этих материалов в электроэнергию пиковой нагрузки.

Диссертационная работа направлена на повышение эффективности ядерных энерготехнологических установок, надежности их функционирования, обеспечение требований энергосистем и промышленности за счет использования наиболее эффективных и экономичных хемотермических систем и технологий аккумулирования энергии ядерных реакторов и разработки наиболее совершенных схем и параметров таких систем и технических решений для их реализации.

Цель работы заключалась в научном обосновании технических разработок хемотермических систем и технологий аккумулирования энергии ядерных реакторов, имеющих существенное значение для расширения сферы применения и повышения эффективности ядерных энергоисточников на базе производства водорода, энергообеспечения энергоёмких промышленных потребителей и транспорта, а также работы в разуплотнённых графиках электрической нагрузки.

Для ее достижения были разработаны экспериментальные и расчётные методы определения термодинамических и кинетических параметров, энергетической эффективности отдельных элементов хемотермической технологии и энерготехнологической системы в целом.

Научная новизна. Для системного решения задач исследования автором создана и впервые представлена концепция энерготехнологических систем аккумулирования и транспорта энергии с применением хемотермических технологий, позволяющая существенно поднять эффективность использования ЯЭИ.

Автором впервые представлены теоретические положения по выбору эффективной хемотермической технологии с применением адиабатической паровой конверсии метана, также путей её практического применения в энерготехнологических системах.

Впервые предложены и обоснованы по технологии и выбору оборудования хемотермических установок теплоэнергоаккумулирования, в том числе с применением в качестве рабочего тела диоксида углерода сверхкритических параметров с сорбционной и криогенной системой запасения рабочего тела, защищённые патентами на изобретения.

Впервые приведено расчётно-экспериментальное обоснование предложенной автором системы передачи тепла от ВТГР к технологическому контуру с применением технологического пара, перегреваемого вместе с водородосодержащей средой в первом контуре, выполненное применительно к разработанной схеме передачи тепла для установки МГР-Т мощностью 600 МВт (тепл) с учётом выявленных факторов радиационной и пожаровзрывобезопасности, найдены и рекомендованы технологические решения по их обеспечению применительно к атомно-водородному комплексу производительностью более 400 тыс. т водорода/год.

Практическое значение работы. Разработанные в диссертационной работе новые положения систем производства водорода и хемотермического аккумулирования энергии ядерных энергоисточников, на основе которых впервые представлен выбор эффективной технологии производства водорода с помощью высокотемпературного ЯЭИ, позволяют провести комплексную разработку и создание крупномасштабного производства водорода, повысить эффективность создаваемых новых образцов ЯЭИ, усовершенствовать и расширить применение ядерно-энергетических объектов отрасли, повысить качественные результаты разработок.

Полученные автором решения задач аккумулирования и транспорта тепловой энергии и моделирования устройств для их осуществления позволяют существенно сократить объем экспериментальных исследований или полностью их исключить, что дает возможность значительно снизить затраты материальных ресурсов, денежных средств и времени на отработку изделий. Кроме этого, отдельные теоретические результаты являются определенным вкладом в общую теорию таких наук, как термодинамика и теплофизика ядерных энергоустановок.

Разработанные и запатентованные схемы, параметры, составы рабочих тел и проектные решения по технологии и техническим средствам электро- и теплогенерации с ЯЭИ различного типа на основе высокоэффективных аккумулирующих углекислотных циклов высокого давления с сорбционным накоплением позволяют поднять качественные показатели известных устройств на основе низкотемпературных ЯЭИ, повысить их эффективность и энерговыработку. Идеи некоторых оригинальных устройств могут быть использованы при проектировании новых технических систем машиностроения.

Результаты экспериментальных исследований по водородопроницаемости и равновесию парогазовых смесей, явлений и процессов, приведенные в работе, представляют практический интерес при проектировании новых и модернизации известных устройств и механизмов в энерготехнологических системах, позволяют уточнить представление о протекающих процессах, сопутствующих процессам преобразования тепловой энергии в химические энергоносители.

Автор выносит на защиту:

Системный анализ отечественных и зарубежных разработок систем производства водорода и хемотермического аккумулирования энергии ядерных энергоисточников, на основе которых впервые представлен выбор эффективной технологии производства водорода с помощью высокотемпературного ЯЭИ, позволяющей провести комплексную разработку и создание крупномасштабного производства водорода на основе предложенной и обоснованной автором технологии адиабатической паровой конверсии метана, также путей её практического применения в энерготехнологических системах.

Созданные и защищенные авторскими свидетельствами и патентами новые устройства и способы хемотермического аккумулирования энергии ядерных энергоустановок, позволяющие существенно расширить сферу применения и поднять эффективность использования ЯЭИ.

Разработанные теоретические положения: концепция атомно-водородной энергетики, математические модели схем и параметров ядерных энерготехнологических установок, методические подходы к определению эффективности комбинированных ядерно-энергетических систем производства тепловой и электрической энергии с неравномерными графиками их потребления, предложенные автором решения по технологии и выбору оборудования хемотермических установок теплоэнергоаккумулирования с применением в качестве рабочего тела диоксида углерода сверхкритических параметров с сорбционной и криогенной системой запасения рабочего тела.

Расчётно-экспериментальное обоснование предложенной автором системы передачи тепла от ВТГР к технологическому контуру с применением технологического пара, перегреваемого вместе с водородосодержащей средой в первом контуре, выполненное применительно к разработанной схеме передачи тепла для установки МГР-Т мощностью 600 МВт (тепл) с учётом выявленных факторов радиационной и пожаровзрывобезопасности, найдены и рекомендованы технологические решения по их обеспечению применительно к атомно-водородному комплексу производительностью более 400 тыс. т водорода/год.

Личное участие автора состоит в постановке и организации всех исследований, участии в создании экспериментальных установок, разработке методик и участии в проведении экспериментов, обработке, обсуждении и изложении результатов, разработке технических решений. Ряд вопросов изложенных в диссертации, разработан в соавторстве с сотрудниками РНЦ «Курчатовский Институт».

Публикации. Основное содержание диссертации отражено в двух монографиях, в статьях опубликованных в журналах “Атомная энергия”, «Наука и техника в газовой промышленности», «Российский химический журнал», «Тяжелое машиностроение», «Теплоэнергетика», «International Scientific Journal for Alternative Energy and Ecology», "Kerntechnik”, "International Journal of Hydrogen Energy”, “Transactions of American Nuclear Society”, в сборнике “Вопросы атомной науки и техники”, в трудах Всероссийских и Международных конференций.

Апробация работы. Основные положения диссертационной работы докладывались и обсуждались на Всесоюзных семинарах «Атомно-водородная энергетика и технология» (Москва, 1978-1988 гг.); Международной конференции «50 лет атомной энергетике», Обнинск, 2004 г.; Международных конференциях по водородной энергетике (Москва, 1988; Стамбул, 2005), Международном Форуме «Водородная энергетика для 21 века», Пекин, 2004 г.; Международном симпозиуме «Безопасность и экономика водородного транспорта», г. Саров, Россия, 2003г.; Европейской Ядерной Конференции, Версаль, Франция, 2005 г.; Международных конференциях «Альтернативные источники энергии для транспорта и энергетики больших городов», Москва, 2005 г.; Москва, 2007 г.; Второй Российской научно - технической конференции "Материалы ядерной техники" (МАЯТ-2) 2005 г., Агой (Краснодар. край); Первом Всемирном конгрессе «Альтернативная энергетика и экология», Н.Новгород, 2006 г.; Втором Международном форуме «Водородные технологии для развивающегося мира», Москва, 2008 г.; Конференции Американского ядерного общества, Бостон, 2007 г.; Международном симпозиуме по водородной энергетике, Москва, 2007 г.; Международном семинаре Росатом-Евратом по научно-техническому сотрудничеству в области реакторных технологий, Москва, 2007 г.; IV Международной конференции «Физико-технические проблемы атомной энергетики и промышленности», Томск, 2007 г.; заседании Комитета по энергетике, транспорту и связи Государственной Думы РФ, г.Москва, 2007 г. Полностью работа доложена и обсуждена на заседании Ученого совета Института ядерных реакторов РНЦ «Курчатовский институт». По материалам диссертации опубликовано более 50 работ в отечественных и зарубежных изданиях, список публикаций приведен в конце автореферата.

Структура и объем работы. Диссертация состоит из Предисловия, введения, четырех глав, заключения и списка цитированной литературы. В основных разделах работы рассмотрены технологии конверсии высокотемпературного тепла в высокоэффективные энергоносители (первая глава), технологии аккумулирования энергии ядерных реакторов (вторая глава), системы передачи высокотемпературного тепла (третья глава), сорбционные системы утилизации низкопотенциального тепла (четвертая глава).

Все разделы диссертации связаны между собой единством объектов исследования и целенаправленной систематикой их выбора, определяемой решением поставленных задач, общностью свойств систем обсуждаемых в работе, единой точкой зрения и подхода к объяснению наблюдаемых явлений и единством цели, которой посвящена работа - созданию физических и химических основ для осуществления высокотемпературных процессов с участием хемотермических систем с учетом требований, выдвигаемых при разработке ядерно-энергетических систем для новой технологической базы России. Общий объем диссертации составляет 365 страницы, включая 34 таблиц, 84 рисунков, библиографический список из 90 наименований.



Содержание работы

В главе 1 (вводной) приведен обзор технологий производства водорода на базе высокотемпературных ЯЭИ.

В разделе 1.1 выполнен анализ показателей электро- и термохимических технологий отечественного и зарубежного производства. Рассмотрены различные схемы выполнения водородного производства, дан анализ потенциала развития и масштабов потребления водорода.

В разделе 1.2 выполнен анализ предлагаемых термохимических методов разложения воды, позволяющий учесть различные факторы, влияющие на их конкурентоспособность. Показана практическая неэффективность применения серно-иодного цикла в ядерно-технологическом комплексе производства водорода.

В разделе 1.3 приведены результаты комплексных исследований по выбору эффективной технологии производства водорода с помощью ядерного энергоисточника, разработана высокоэффективная технология термохимического разложения воды и природного газа в адиабатическом процессе каталитической конверсии.

В разделе 1.4 приведены основные результаты разработки систем на основе адиабатической конверсии метана, определены параметры и схемные решения данной технологии, создана практическая основа по производству различных водородосодержащих продуктов. Применительно к реакторной установке МГР-Т мощностью 600 МВт (тепл) определены технологические решения, схема и параметры процесса производства водорода из воды и природного газа, задачи исследования.

В главе 2 рассмотрены технологические особенности проектирования и эксплуатации систем энергоаккумулирования применительно к ЯЭУ. В начале главы в разделе 2.1 обсуждаются требования, которые необходимо учитывать при проектировании энергоаккумулирующих установок. Проведено комплексное исследование требований и возможностей систем аккумулирования энергии, обеспечивающих увеличение доли АЭС в энергосистемах, показана необходимость создания накопителей энергии с низкими удельными капитальными затратами, суммарная мощность которых для сбалансированности работы энергосистем должна составлять 10-15 % суммарной установленной мощности АЭС и ТЭС.

В разделе 2.2 обобщены результаты разработки ряда схем маневренных АЭУ с высокотемпературными газоохлаждаемыми реакторами, использующими в качестве аккумулятора тепловой энергии замкнутый контур хемотермического преобразования и аккумулирования тепловой энергии реактора. В табл. 1 приведены основные параметры (диапазон температуры и расчетное изменение энтальпии) возможных хемотермических циклов.

Исследования показали, что такое решение обладает рядом преимуществ по сравнению с известными схемами аккумулирования: высокой удельной энергоемкостью процессов химической конверсии (50--75 ккал/моль; 1--2 ккал/г запасаемого продукта), на один-два порядка превышающей удельную энергоемкость фазовых превращений; высоким уровнем освоения процессов и оборудования химической конверсии в промышленности; простотой хранения аккумулирующего вещества (конвертированного газа), неограниченной продолжительностью аккумулирования; высоким КПД таких систем (~65-75%), а также экономичностью.

Таблица 1 - Возможные хемотермические циклы

* Включая теплоту испарения (конденсации) воды.

		Расчетное
	Диапазон	значение
Замкнутый цикл	температуры.	ДН 0 298.
		ккал/моль
(1) СО+3Н2 >СН4+Н2О	700--1200	59,8*
(2) 2СО+2Н2 >СН4+СО2	700--1200	59,1
(3) С2Н4 +H2 > С3Н6	500--750	49,5
(4) С10Н8 +5H2 > С10Н18 (5) С2Н4+НС1>С2Н5Сl (6) CO+Cl>COCl	450--700 420--770 550--1000	75,0 13,4 26,9
(7) so3 +h2o>h2so4	600--1000	64,6
(8) Н2О(ж)+h2so4(ж) > h2so4.Н2О(ж)	350--400	15

Для реакции (1) свободная энергия ДG становится равной нулю (при атмосферном давлении) для температуры ~890 К. С увеличением давления характеристическая температура T* проведения реакции увеличивается. При заданных температуре и давлении в системе степень конверсии метана или соответствующее остаточное содержание метана в сухом конвертированном газе резко изменяется с увеличением отношения Н2О/СН4 (рис. 1). Так, одна и та же степень конверсии метана (0,99), которой соответствует остаточное содержание метана в сухом конвертированном газе ~ 0,336%, может быть достигнута при температуре ~855°С для отношения пар/метан, равного 3 : 1, и при температуре -1670° С для отношения, равного 1 : 1 (давление в системе в обоих случаях составляет ~2 ат). Увеличение расхода пара необходимо также и для предотвращения выпадения углерода в катализаторном объеме (в соответствии с реакциями СпН2п+2>nС+ (п+ 1)Н2 -Q; СО + Н2>C + H2O + Q; 2СО>С + СО2 + Q). Кроме того, значительно улучшается теплопередача в реакционном объеме, что позволяет увеличить объемную скорость подачи сырья (производительность) до пределов, обусловленных активностью катализатора (кинетикой процесса) или теплогидравлическими ограничениями, например мощностью на прокачку. В то же время при возрастании отношения пар/метан увеличивается (по сравнению со стехиометрическим) количество тепла, подводимого к процессу, что должно быть скомпенсировано регенеративным возврaтом тепла конвертированного газа. Таким образом, для хемотермических систем аккумулирования тепловой энергии существуют свои оптимальные параметры проведения процессов конверсии. Предварительные проработки показали, что отношение пар/метан для паровой конверсии метана, протекающей при давлении 3.0--5.0 МПа и температуре - 1100 К, составляет (3--4) : 1.

При создании хемотермических систем аккумулирования тепловой энергии важно определение КПД цикла конверсии. Теоретический КПД цикла может быть определен из системы - термодинамических соотношений, описывающих прямую и обратную реакции паровой конверсии метана:

Q1 =TP1 ДS - TP1 ДS1i (9)

W1 = ДH - TP1 ДS + TP1 ДS1i (10)

Q2 = TP2 ДS + TP2 ДS2i (11)

W2 = ДH - TP2 ДS + TP2 ДS2i (12)

где Q1 и W1 -- тепло и работа соответственно, подведенные к циклу от первичного источника энергии, например от ВТГР при температуре Tt определяемой как

Tt = Tвх ? Tвых CрdT (Tвх ? Tвых (cp/T)dT)-1 (13)

где Т вых и Т вх -- температура теплоносителя на выходе и входе в аппарат конверсии; Q2 и W2 -- тепло и работа, отведенные из цикла; ДH и ДS -- изменения энтальпии и энтропии между состояниями, соответствующими продуктам прямой и обратной реакций конверсии метана (1); ДSi -- увеличение энтропии в результате необратимости протекающих реакций; ср -- теплоемкость теплоносителя.

В соответствии со вторым законом термодинамики ДSi ?0. В случае ДSi = 0 цикл (прямой и обратный процессы) карнотизирован. Для такого цикла справедливы соотношения Карно:

W2 - W1 = (TP1- TP2) Q1 / TP1; Q2 = TP2 Q1/ TP1, (14)



а интересующая нас эффективность передачи тепла Ю т в цикле будет определяться как

Ю т =1- Ю к =1- (TP1- TP2) / TP1; TP1 ?Т* ?TP2 ;

т. е. Ю т = 0,815 для TP1= 1073 К и TP2 = 873 К.

Теоретически в отсутствие ограничений, накладываемых кинетикой протекающих процессов и допустимой температурой катализатора обратной реакции, эффективность передачи тепла в цикле при TP2>T*< TP1 может сколь угодно приближаться к 1.

Несмотря на то, что установки метанирования конвертируемого газа широко применяются в технологических производствах водорода и аммиака, условия работы метанаторов системы хемотермического аккумулирования отличаются от условий работы промышленных метанаторов. Различие наблюдается и в требованиях, предъявляемых к таким установкам. Допустимая температура катализаторов, применяемых в метанаторах, равна 650°С, что приводит (с учетом большого теплового выхода реакции метанирования) к потере работоспособности катализатора при возрастании объемного содержания окиси углерода в конвертированном газе, направляемом на каталитическую метанизационную очистку, выше допустимого на 0,3-0,5%.

При использовании метанаторов в схемах выработки энергетического пара для допустимых в отношении теплогидравлических потерь объемных скоростей метанизируемого газа требования по обеспечению предельно допустимой температуры катализатора обеспечены подачей части прореагировавшего газа на рециркуляцию. На рис. 2 приведена возможная схема и на рис. 3 - Q-Т-диаграмма установки метанирования, используемой для выработки пара в энергетическом режиме.

Проведенные расчеты показали, что в системе аккумулирования тепловой энергии может быть получен пар с энергетическими параметрами, в частности, 13,0 МПа, 510° С. В этом случае метанируемый газ используется в качестве теплоносителя в экономайзерной (I, II и III ступени) и испарительно-перегревательных секциях вспомогательного парогенератора-метанатора. Доля тепла, выделяемого в I ступени метанатора, составляет 84%, во II ступени - 12,5% и в III ступени - 3,5%.

В связи с этим сделан вывод о возможности создания одноступенчатой установки с некоторой потерей термодинамической эффективности цикла аккумулирования в целом. Важность решения этой проблемы определяется сильным влиянием капиталовложений в систему аккумулирования на расчетные затраты производства электроэнергии. В то же время учитывается, что проведение реакции метанирования в одну ступень увеличивает на 15-20% объем газа, циркулирующего в системе аккумулирования, что, в свою очередь, приводит к соответствующему увеличению концевых тепловых потерь в теплообменниках аппарата утилизации тепла конвертированного газа, увеличению объемов газохранилищ и мощностей на прокачку газа.

При заданных поверхности ОПГ и температуре питательной воды низкие температуры гелия легче получить при пониженных степенях сжатия, при которых температура за газовой турбиной выше. Поскольку габариты ОПГ определялись размером шахты в железобетонном корпусе реактора, была проведена оптимизация параметров установки применительно к конкретным конструкции и поверхности нагрева парогенератора и выбранной температуре питательной воды (85°С в базовом режиме). Результаты этих расчетов представлены на рис. 5, где линия А--А является геометрическим местом параметров, которые могут быть реализованы при принятых размерах ОПГ. Из рис. 5 видно, что увеличение степени сжатия, хотя и вызывает некоторое повышение температуры гелия перед компрессором, приводит все же к увеличению мощности, а следовательно и к. п. д. установки. В связи с этим повышение степени сжатия оказывается целесообразным. В качестве расчетной принята точка 1 (ек=2,22, tдоК=170°С). Дальнейшее повышение степени сжатия нецелесообразно по условиям работы в режиме зарядки аккумулятора и из-за возрастающих трудностей проектирования компрессора. Параметры и показатели установки на номинальном режиме приведены в первом столбце табл. 2.

Режимы зарядки, на которых в газовую турбину поступает охлажденный в системе аккумулирования гелий, рассчитывались с учетом характеристик турбомашин и теплообменных аппаратов.

Таблица 2 - Основные показатели энергоблока

		Режим работы
Наименование величин	базовый	зарядка	пиковый
Тепловая мощность реактора, МВт Температура гелия за реактором,"С Расход гелия через реактор, кг/с Давление гелия перед ГТ, МПа Температура гелия перед ГТ, С Давление гелия за ГТ, МПа Температура гелия за ГТ, °С Расход гелия через ОПГ, кг/с Расход пара на входе в ПТ, т/ч Тепловая мощность ВТТ, МВт Тепловая мощность, отдаваемая в систему аккумуляции, МВт Тепловая мощность, отбираемая из системы аккумуляции, МВт Параметры свежего пара за ОПГ и ВПГ: давление, МПа температура, °С Температура питательной воды, °С Температура гелия за ОПГ, °С Температура гелия на входе в реактор, °С Электрическая мощность ГТУ, МВт Электрическая мощность ПТ, МВт Электрическая мощность энергоблока нетто, МВт К.п.д. энергоблока, нетто % Среднесуточный к. п. д. нетто, %	1000 900 355,0 4,90 900 2,271 609,5 300,8 1003 17,63 545 85 10 359,6 153 326,3 460,1 46,0	1000 900 372,0 4,460 710 2,652 509,7 385,9 698,7 347,8 285,6 11,27 500 69 215 383,5 36,8 212,8 239,6 33,5 41,9	1000 900 355,0 4,90 900 2,271 609,5 310,8 1340 278 17,63 515 90 170 350,6 153 428,8 558.5 55,8

Результаты расчетов представлены в виде диаграммы режимов газотурбинной части на рис. 6. Поскольку мощность реактора остается постоянной, а расход гелия определяется из условия охлаждения активной зоны, значение этого расхода и давление гелия перед турбиной (в реакторе) могут при принятых характеристиках турбомашин как уменьшаться, так и увеличиваться в зависимости от температуры гелия перед турбиной и компрессором.

Параметры и показатели установки в пиковом режиме приведены в третьем столбце табл. 2. Приведенные в таблице к. п. д. на каждом режиме рассчитывались по формуле: Ю=(NГТУ + NПТ)/(1000 +_ УQакк).

В базовом (чисто энергетическом) режиме к. п. д. нетто установки составляет 46%. Столь высокое значение к. п. д. объясняется использованием бинарного парогазового цикла с подводом теплоты при высокой и отводом при низкой температуре.

При работе с переменной нагрузкой по графику: зарядка аккумулятора 8 ч, базовый режим 8 ч, пиковый режим 8 ч отношение максимальной мощности установки к минимальной составляет 558,5/239,6=2,34. Среднесуточный к. п. д. выработки электроэнергии равен при этом 41,9% и тоже достаточно высок.

Паровая турбина будет состоять из ЦВД и двух ЦНД. Создание такой турбины не представляет трудностей, поскольку в ней может быть использован уже проверенный в эксплуатации ЦНД, применяемый ЛМЗ в турбинах мощностью 300, 500 и 1000 МВт. Длина лопатки последней ступени 960 мм. Цилиндр высокого давления должен быть разработан заново, но при этом может быть использовано серийное облопачивание. Для вспомогательных устройств турбоустановки также могут быть целиком использованы апробированные в эксплуатации элементы и целые системы.

В разделе 2.3 представлен выбор параметров и схем теплофикационных систем на базе ВТГР. Применительно к задачам теплофикации предложена схема АТЭЦ на базе ГТУ с ВТГР, исследования которой определили схемы, параметров и способов компоновки оборудования. Особенности высокотемпературного газоохлаждаемого реактора (ВТГР), дают возможность уменьшить тепловое воздействие на окружающую среду, использовать тепло ВТГР в технологических целях, применять газотурбинный цикл.

Перспективность использования газотурбинной установки (ГТУ) в ЯЭУ связана с уменьшением капиталовложений по сравнению с паротурбинными установками (ПТУ); возможностью применения "сухой градирни", что позволяет снять ограничения при выборе площадок под ЯЭУ по условиям водоснабжения; достижением высоких значений электрического КПД и коэффициента использования тепла; возможностью варьирования величиной отпускаемого тепла в достаточно широком диапазоне без снижения выработки электроэнергии.

Комплексная оптимизация схем, параметров и способов компоновки оборудования АС проводилась в рамках декомпозиции задачи нелинейного непрерывно-дискретного программирования с применением математического моделирования на ЭВМ всех основных процессов, происходящих в элементах оборудования ЯЭУ. Минимизируемый функционал -- приведенные к году пуска установки суммарные за весь срок службы затраты по АС. Для приведения вариантов к равному экономическому эффекту использовались замыкающие затраты на ядерное топливо, электроэнергию и тепло.

В исследованиях рассматривалась АТЭЦ с ВТГР типа ВГ-400 моноблочного типа тепловой мощностью 1060 МВт с засыпной активной зоной, работающий на уран-плутониевом топливном цикле с однократной циркуляцией топлива. Установка вводится в эксплуатацию в 2020 г. и работает в трех режимах с выработкой электроэнергии и тепла в виде горячей воды и пара. Температура газа на выходе из реактора принималась равной 1223 К.

Результаты исследований различных видов схем АТЭЦ с ВТГР на базе ГТУ показали, что при коэффициенте использования тепла на теплоснабжение (ж = QTQр-1) до ж = 0,3 минимальные приведенные затраты имеет наиболее сложная схема с регенератором и двумя ступенями сжатия с промохлаждением; при 0,3 < ж < 0,47 предпочтительнее схема с регенератором и одной ступенью сжатия, а при ж > 0,47 становится конкурентоспособной и простейшая схема без регенератора и с одной ступенью сжатия в компрессоре. Если же в схеме появляется контур с парогенератором, то приходится отказываться от второй ступени сжатия и при малых величинах тепловых нагрузок, так как невозможно обеспечить высокую температуру гелия после регенератора (по стороне низкого давления). Интегральная компоновка всего оборудования первого контура в многополостном прочном корпусе оказывается предпочтительной по сравнению с раздельной компоновкой турбомашины и реактора с теплообменным оборудованием (разница в величине приведенных затрат достигает 1 - 3 млн р./год), Турбомашина при этом одновальная двухпоточная, располагается в полости под реактором и теплообменниками. Отмечено, что практически без снижения выработки электроэнергии можно отводить тепло на теплофикацию в пределах до ж=0,3.

В разделе 2.4. представлены результаты разработки хемотермических систем дальнего транспорта энергии. По условиям безопасности требуется разделить ядерно-химическое производство (ЯХП) на ядерно-технологическую (ЯТЧ) и химико-технологическую (ХТЧ) часть, расположенные на расстоянии друг от друга. В случае незначительных расстояний между площадками ЯТЧ и ХТЧ (до 2-3 км) экономически более эффективным оказывается вариант без изменения технологической схемы. Однако в этом варианте, в зависимости от расстояний между площадками, более резко нарастают энергетические потери и изменяются параметры технологических потоков, приходящих к площадке ХТЧ, которые ограничены только охлажденным конвертированным газом, паром среднего давления (до 4.5 МПа в основном для привода компрессоров) и электроэнергией. Это, в свою очередь, не может не сказываться на эффективности осуществляемых в ХТЧ технологических процессов.

По оценкам, допустимое изменение параметров технологических потоков (по условиям эффективности и работоспособности всей производственной схемы), приходящих к ХТЧ, соответствует расстояниям между площадками до 2-3 км.

Вариант с некоторыми изменениями общей энерготехнологической схемы оказался менее эффективным при разнесении площадок на незначительные расстояния, но сохраняет работоспособность при расстоянии между площадками ЯТЧ и ХТЧ до 15 км, а экономическую конкурентоспособность при расстояниях между этими площадками до 6-7 км.

Особенно большие энергетические потери и технические трудности возникают при транспортировке таких технологических потоков, как перегретый водяной пар и насыщенный пар.

Попыткой преодоления этой проблемы стало построение системы с более свободным разделением ЯТЧ и ХТЧ, но при использовании для теплоэнергоснабжения технологической части хемотермической системы дальней передачи энергии. Места разделения в общей схеме устанавливались с учетом внутренних энерготехнологических взаимосвязей технологии производства и технических возможностей создания атомных энерготехнологических станций (АЭТС), а также сохранения работоспособности всех стадий химического производства. Главной целью этого этапа работы было определение состава и параметров работы оборудования ЯТЧ, превращаемого в ядерно-конверсионный центр, обслуживающий комплекс из нескольких ХТЧ, находящихся от этого центра на значительном расстоянии.

Было разработано четыре сравниваемых варианта схем ядерно-химического производства, в которых ЯТЧ и ХТЧ отделены один от другого, но связаны использованием дальнего транспорта тепла в химически связанном состоянии. Эта связь в каждом варианте осуществлялась газовыми трубопроводными потоками, идущими от ЯТЧ при температуре окружающей среды к ХТЧ (поток конвертированной газовой смеси, используемой ХТЧ в качестве химического сырья, а также возвратный поток системы дальней передачи энергии) для теплоэнергоснабжения технологической части.

В числе оборудования ХТЧ в таком случае появляются метанаторные установки системы дальней передачи тепла вместе с блоком теплоиспользующего оборудования (подогревателя питательной воды, парогенератора для производства насыщенного пара, пароперегревателя для выработки перегретого пара, подогревателей латентного и технологического газовых потоков).

В атомной энерготехнологической установке происходит аккумулирование тепла ядерной реакции в процессе эндотермической химической реакции преобразования смеси метана с водяным паром в смесь газов: СН4+Н2О®Н2+СО2+СО. Тепло от охлаждения этой смеси используется для подогрева газа, идущего на конверсию, а также для производства технологического пара в конверсии метана. Охлажденный газ по трубопроводам направляется к ХТЧ, где в метанаторах, осуществляется экзотермическое выделение химически связанной энергии путем соединения водорода с оксидами углерода. При определенном начальном температурном режиме (~ 300 oC) происходит экзотермическая реакция метанирования в адиабатическом химическом реакторе (с неподвижным слоем катализатора) с одним или несколькими теплообменниками. Уже в первой ступени метанирования можно получить температуру газа на выходе до 800 оС в случае, если использовать наиболее эффективные катализаторы. В последней ступени температура газа устанавливается примерно на уровне 300 оСё при которой практически все компоненты конвертированного газа успевают прореагировать. После конденсации и сепарации водяного пара восстановившийся метан транспортируется по возвратному трубопроводу для подачи в ЯТЧ АЭТС с целью его вторичной конверсии. Цикл многократно повторяется с необходимой незначительной добавкой природного газа в цикл для восстановления потерь и утечек в неплотностях трубопроводов и соединений. Эффективность использования этой транспортно-тепловой системы зависит от качества метанаторов и сокращения утечек газовых и тепловых потоков во всем цикле его оборота и использования в ЯТЧ и ХТЧ и затрат на работу компрессоров для перекачки газа в прямом и обратном направлениях. В то же время при таком способе транспорта тепла отсутствуют потери тепла в транспортных магистралях, которые связывают площадки ЯТЧ и ХТЧ ядерно-химического производства. В силу своих специфических особенностей ЯТЧ может быть ориентирована не только на узко специализированное использование, в данном случае для производства аммиака, а при создании нескольких ЯЭИ с ПКМ на одной площадке образуется ядерно-конверсионный центр (ЯКЦ) для обслуживания конвертированным газом (водород в смеси монооксидом углерода) нескольких отстоящих один от другого производств - потребителей (производства аммиака, метанола, нефтехимические предприятия, в том числе по выпуску моторного топлива, прямое восстановление железа) - точнее, их технологических частей, а также снабжения от единого ЯКЦ пунктов локального теплоснабжения коммерческого и коммунально-бытового сектора низкопотенциальным теплом путем метанирования у этих теплопотребителей конвертированного газа. При увеличении мощности ЯЭИ, образующих ЯКЦ, и увеличении концентрации производства конвертированного газа может быть достигнута экономия инвестиций до 20-40 %.

Идея и возможности концепции ядерно-конверсионного центра выходят за рамки отраслевого средства для централизованной поставки конвертированного газа и может рассматриваться как основа для создания национальной или международной системы атомных станций дальнего теплоснабжения - АСДТ. В критерии эффективности должен входить и системный эффект от централизации энергоснабжения, то есть возможность концентрации мощности и ресурсов на одной площадке, позволяющая снизить издержки на отпуск вырабатываемой энергии и уменьшить инвестиционные риски.

В частности, применительно к России важно принимать во внимание уже сделанные вложения в инфраструктуру.

Экономические пределы транспортировки тепла в виде горячей воды при двухтрубной системе с учетом возможности повышения температуры воды до 180-200 оС составляют до 50-55 км, при однотрубной системе до 70 км. Тепло в виде пара может транспортироваться на расстояние до 10 км. Все это не позволяет обеспечить централизованным теплоснабжением относительно мелких потребителей тепла, удаленных на большие расстояния, типичные, например, для России.

Основная часть пара потребляется при давлении до 2.0 МПа, что может эффективно обеспечиваться энергоисточниками, располагающими температурным потенциалом 450-600С, в том числе - метанаторными установками АСДТ, на которых может оказаться целесообразным в ряде случаев устанавливать теплофикационные турбины.

Переход на параметры острого пара в теплофикационной турбине с 3.3 МПа/435 оС на 24 МПа/560 оС позволяет почти в 3 раза увеличить эффективность комбинированного производства электроэнергии и пара. Аналогичные результаты могут быть получены и применительно к схеме с газотурбинным циклом, принятым в МГР-Т.

Показатели, характеризующие энергетическую эффективность АСДТ: теплотворная способность конвертированного газа; коэффициент использования тепла ядерного реактора в тепловой схеме теплоаккумулирующей стадии АСДТ (конверсия метана); коэффициент использования тепла метанирования в тепловыделяющей и теплоиспользующей стадии АСДТ; отношение мощности ближних потребителей тепла к мощности, передаваемой дальним потребителям, а также объемное соотношение конвертированного газа, поступающего на метанирование, и обратного метана и количество воды, образующейся в результате метанирования, которое характеризует потребность конверсионного центра в технической воде для подпитки реакции конверсии.

Расчеты теплового баланса химических реакций, происходящих в процессах конверсии метана и метанирования, а также схем теплоаккумулирующей и тепловыделяющей стадий АСДТ определили энергетические показатели АСДТ при следующих традиционных параметрах проведения конверсии:

давление в термоконверсионном агрегате - 4 МПа;

температура газа на выходе из термоконверсионного агрегата - 800 оС;

соотношение пар/метан 4:1;

состав газа на входе в конверсионное производство (об. %) СН4 - 95 %, СО2 - 1 %, Н2 - 4 %.

Установлено, что:

объем сухого конвертированного газа на выходе из теплоаккумулирующей стадии (конверсионной установки) при объеме обратного метана на входе в эту установку 1000 нм3/ч - 3324 нм3/ч;

состав конвертированного газа: Н2 - 71 %; СО - 9 %; СО2 - 11 %; СН4 - 11 %;

теплотворная способность конвертированного газа - 0,592 кВтЧч/нм3 (510 ккал/нм3);

мощность высокотемпературного реактора, расходуемая для конверсии 1000 нм3/ч метана - 3,308 МВт;

тепло, регенерируемое при охлаждении горячего конвертируемого газа, не может быть полностью утилизировано в самой технологической схеме конверсии.

Анализ тепловых схем установок метанирования различного назначения показал, что при вышеупомянутых параметрах проведения процесса конверсии общее количество тепла, выделяющегося в процессе метанирования, составляет 1.97 МВт, из которых полезно может быть использовано 1.8 МВт. При этом количество воды, образующееся в процессе метанирования, составляет 0.5 т/МВтЧч (0.68 т/Гкал) тепла, отпускаемого потребителям.

Коэффициент полезного использования тепла в схеме тепловыделяющей и теплоиспользующей стадий АСДТ составляет 91 %, коэффициент использования тепла реактора в полной схеме АСДТ (с учетом потерь тепла в теплоаккумулирующей и тепловыделяющих стадиях) - 83 %.

Тепловая нагрузка ближних потребителей тепла, необходимая для обеспечения максимального коэффициента использования тепла в схеме АСДТ(96 %), составляет 53 % от тепловой нагрузки дальних потребителей, покрываемой АСДТ.

Энергетические показатели АСДТ существенно зависят от параметров проведения процесса конверсии (давления конвертируемого газа, температуры конвертированного газа на выходе из атомной конверсионной печи, соотношение пар/метан). Например, при снижении соотношения пар/метан до двух, коэффициент использования тепла в полной схеме АСДТ возрастает до 85 %, а отношение тепловой нагрузки ближних и дальних потребителей тепла снижается до 48 %. Однако при этом теплотворная способность конвертированного газа также снижается до 0.544 кВтЧч/нм3 (468 ккал/нм3). Это, в свою очередь, при одинаковой нагрузке дальних потребителей тепла потребует увеличения затрат на транспортировку латентного тепла.

В сравнении с тепловой магистралью, передающей потоком нагретой воды тепловую мощность ~1000 МВт и построенной по однотрубной схеме с бесканальной прокладкой, инвестиции в трубопровод равной мощности, передаваемой конвертированным газом (с учетом обратной метановой нитки и затрат на создание необходимых компрессорных станций), сокращаются более чем в 2 раза, а по сравнению с тепловой магистралью, построенной по двухтрубной, наиболее часто используемой схеме с канальной непроходной прокладкой - более чем в 3 раза. При этом металлозатраты и стоимость стальных труб для газопровода и однотрубной тепломагистрали соизмеримы, а при наиболее распространенной двухтрубной схеме передачи горячей воды даже в 1,5-2 раза ниже.

Основной фактор снижения инвестиций в систему транспорта тепла в случае хемотермической передачи тепловой энергии - значительно меньшая трудоемкость создания газопровода. Это обусловлено более простой конструкцией линейной части газопровода и отсутствием необходимости использования мощной трудоемкой теплоизоляции, особенно в северных регионах с большой длительностью стояния низких температур.

Особенно важен этот факт при рассмотрении схем пароснабжения. Существенное увеличение затрат в случае транспортировки тепла паром (в 1.4-1.7 раза по сравнению с передачей горячей воды), а также ограничения по допустимым потерям давления и тепла в таких системах приводят к тому, что дальность передачи пара не превышает 8-10 км. В случае же использования хемотермических систем возможно организовать централизованное паротеплоснабжение потребителей, удаленных на сотни километров. При этом, естественно, возможно теплоснабжение всех возможных потребителей, расположенных вдоль трасс хемотермического трубопровода.

Установки метанирования разрабатываются с достаточно высокой энергонапряженностью (~1,5 МВт/м3), что с учетом возможности создания компактных (~4-6 МВт/м3) парогенераторов позволяет создать конструкции, обладающие относительно невысокими материалоемкостью и удельными капиталовложениями.

Основываясь на анализе технологии метанирования, предложено для конструкции метанаторов использовать адиабатические реакторы, аналогичные тем, которые выбраны для проведения АКМ.

Размещение метанаторов на площадке теплогенерирующего блока (ТГБ) может быть основано на промышленных установках. Показано, что для ВМС, содержание СО в которой примерно в 4-6 раз ниже, чем в конвертированном газе, производимом установкой с ВТГР, метанирование достаточно проводить в одну ступень, что значительно упрощает организацию процесса и стоимость установки.

В главе 3 обобщены результаты исследования возможных схем и разработки системы передачи высокотемпературного тепла.

В разделе 3.1 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

N	Отраслевой потребитель энергоресурсов	Характерный масштаб производства, млн т/ год	Низкотемп. тепло*, ГВт(тепл)	Высоко- и среднетемп. тепло, ГВт(тепл)	Общее потребление тепла, ГВт(тепл)	Расход э/энергии в пересчете на тепловую мощность‡, ГВт(тепл)
1	Крупнотоннажная химия	2-10	--	1,0-5,0	1,0-5,0†	До 1,0
2	Металлургический комбинат	15-30	2,0-4,0	5,0-10,0	7,0-14,0	4,0-8,0
3	Нефтехимический завод	5-20	2,0-8,0	2,0-8,0	4,0-8,0†	1,75-7,0†
4	Производство синтетического топлива	5-10 §	--	6,0-12,0	6,0-12,0	--
5	Ядерно-водородный комплекс	3-5	--	15,0-25,0||	15,0-25,0†	15,0-25,0†
6	Промышленный комплекс	0.1-1.0	0,7-7,0	0,3-3,0	1,0-10,0	2,5-25,0
7	Промышленный регион	-	5,0-25,0	5,0-25,0 I	10,0-50,0	25,0-50,0

* 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

В разделе 3.2 представлены результаты выбора основных технико-экономических показателей энерготехнологического комплекса МГР-Т, рекомендуемые в качестве проектных ориентиров, которые приведены ниже.

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

ПКМ (ближайшая перспектива);

ВТЭ (долгосрочная перспектива)

4. Тепловая мощность АС, МВт 4600

5. Тепловая мощность, передаваемая

в ХТЧ-ПКМ / ХТЧ-ВТЭ, МВт 4160 / 4211

6. Температура гелия на выходе из а.з реактора в варианте

ХТЧ-ПКМ / ХТЧ-ВТЭ,С 950

7. КПД производства электроэнергии (брутто),% 47

8. Энергопотребление собственных нужд, МВт:

- АС для варианта ХТЧ-ПКМ / ХТЧ-ВТЭ; 410 / 415

- ХТЧ-ПКМ / ХТЧ-ВТЭ 42,5 / 45

9. 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)

* Характеристики уточняются при проектировании (в том числе в зависимости от варианта исполнения, с ХТЧ-ПКМ или ХТЧ-ВТЭ)

** Здесь и далее по тексту документа объемы газов приведены для нормальных условий

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.

В разделе 3.3 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 в = Р2 / Р1 , где Р2 - давление окружающей среды; P1 - начальное давление:

в = 7.3/7.8 ~0,93, l> в > в Kp, (15)

истечение газов происходит в дозвуковой области:

в 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 =Fшi ?(P1/V1) ц (ц =1); (16)

шi =?(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.

...