Повышение системной эффективности АЭС на основе высокопотенциального теплового аккумулирования

Во введении обоснована актуальность темы исследования, представленного в диссертации. Отражена степень разработанности темы исследования, сформулированы основные цели и задачи исследования. Представлена научная новизна, предложенная автором в рамках данной работы, а также подчеркнута теоретическая и практическая значимость полученных результатов.
В первой главе представлен обзор существующих способов решения проблемы регулирования нагрузки энергосистем с АЭС. Выявлено текущее состояние развития исследований теплового аккумулирования в России и мире в различных технологических сферах. Определены основные типы исполнения теплообменной ячейки АФП. Представлен обзор существующих теплоаккумулирующих материалов, удовлетворяющих температурному режиму работы системы теплового аккумулирования в энергокомплексе с АЭС.
Во второй главе предложены схемные решения комбинирования системы теплового аккумулирования с АЭС. Единый энергокомплекс позволяет обеспечить эффективное участие АЭС в регулировании неравномерностей графика энергопотребления и первичном регулировании частоты тока в энергосистеме по требованию СО ЕЭС. Все схемные решения включают установку дополнительной(-ых) ПТУ, в том числе маломощную многофункциональную, что позволяет отказаться от дорогостоящей модернизации основной паротурбинной установки АЭС с сохранением требуемого уровня надежности. Кроме того, многофункциональная ПТУ будет являться дополнительным активным резервом собственных нужд АЭС при аварийном обесточивании.
Схемное решение комбинирования системы теплового аккумулирования с АЭС для нагрева питательной воды
С учетом вышеизложенных проблем и сформулированных задач разработана и запатентована схема комбинирования двухконтурной АЭС сВВЭР с системой теплового аккумулирования, включающей АФП и маломощную ПТУ (см. рис. 1).
2 1
С ПП
4 6
с ПП
3
Рис. 1. Схемное решение комбинирования энергоблока АЭС с ВВЭР и системы теплового аккумулирования для подогрева питательной воды: 1 – реактор;
2 – парогенераторы; 3 – АФП; 4 – основная ПТУ; 5 – дополнительная ПТУ; 6, 7 – подогреватели низкого / высокого давления
В эксплуатационном режиме в ночные часы спада электрической нагрузки часть свежего пара из парогенераторов 2 направляется на зарядку АФП 3, конденсат пара направляется в тракт питательной воды. Дополнительная(-ые) ПТУ 5 при этом работает в режиме холостого хода посредством отбора свежего пара, за счет чего происходит некоторое снижение мощности основной ПТУ. При этом за счет подмешивания конденсата к питательной воде повысится ее температура, и при постоянной мощности реактора сгенерируется дополнительный расход свежего пара, который частично компенсирует расход пара на зарядку АФП. В режиме пиковых нагрузок при разрядке теплового аккумулятора часть питательной воды после подогревателей высокого давления 7 поступает в АФП 3, где она догревается, а после подмешивается к основному тракту питательной воды. За счет повышения температуры питательной воды на входе в парогенераторы 2 при той же мощности реактора 1 генерируется избыток свежего пара, направляемый на дополнительную(-ые) ПТУ 5. Учтено, что мощность основной ПТУ из-за увеличения расхода питательной воды незначительно снизится, т. к. увеличится количество пара, отбираемого на ее регенеративный подогрев. В аварийных ситуациях с полным обесточиванием АЭС дополнительная(-ые) ПТУ 5 может быть использована для электроснабжения собственных нужд станции посредством использования энергии остаточного тепловыделения реактора 1.
Схемное решение комбинирования системы теплового аккумулирования с АЭС с целью дополнительного парообразования
Проведенный анализ существующих конструкций и схем теплоаккумулирующих установок позволил выявить, что при увеличении количества запасенной тепловой энергии станет возможным не только нагрев теплоносителя, но и его парообразование. Аналог такой установки расположен на испытательном комплексе электростанции Endesa Litoral в Карбонерасе, Испания. Установка состоит из трёхступенчатого сегментного нагревателя, где в первой ступени протекает нагрев, во второй – парообразование, а в третьей – перегрев рабочего тела. На этой основе была модернизирована конструкция АФП, которая позволит в часы пиковой нагрузки не только нагревать питательную воду, но и генерировать свежий пар, проведена соответствующая модернизация схемы комбинирования системы теплового аккумулирования с АЭС. Такое исполнение позволяет минимизировать участие основного оборудования АЭС, создавая при этом единый замкнутый энергокомплекс. Принципиальная схема такой установки приведена на рис. 2.
236
сП 1R3 СПП57
1413 68
АФП 8
10 7
1211 9
Рис. 2. Системное решение повышения маневренности двухконтурной АЭС с ВВЭР путем комбинирования с системой теплового аккумулирования, при получении пара
в АФП, где 1 – реактор; 2 – парогенераторы; 3 – устройство парораспределения; 4 – основная ПТУ; 5 – дополнительная(-ые) ПТУ; 6 – электрический генератор; 7 – конденсатор; 8 – конденсатный насос; 9 – подогреватели низкого давления; 10 – деаэратор; 11 – питательный насос; 12 – подогреватели высокого давления; 13 – АФП; 14 – главные циркуляционные насосы
В эксплуатационном режиме в ночные внепиковые часы нагрузки в энергосистеме осуществляется зарядка АФП 13 путем подачи в него свежего пара из парогенераторов 2. В режиме пиковых и полупиковых нагрузок часть питательной воды после подогревателей высокого давления 12 поступает в АФП 13 где посредством использования накопленного тепла, происходит ее нагрев и генерация пара, который направляется на дополнительную(-ые) ПТУ 5. Учтено, что при увеличении расхода питательной воды через систему регенерации произойдет некоторое снижение мощности основной ПТУ, т. к. увеличатся отборы на регенеративные подогреватели. В аварийных ситуациях с полным обесточиванием АЭС дополнительная(-ые) ПТУ 5 может быть также использована для электроснабжения собственных нужд станции.
Модернизация разработанных схем комбинирования, путем внедрения термоизолированных гидроёмкостей, по типу БГВ и БХВ
АФП являются сложными и дорогостоящими установками. Для снижения капиталовложений в разработанную систему теплового аккумулирования сгенерацией пара в АФП была предложена установка дополнительных термоизолированных баков хранения горячей и холодной воды. Такое комбинирование позволит сэкономить часть денежных средств на закупку дорого ТАМ, энергия которого тратится на нагрев теплоносителя до точки насыщения, а также будет отсутствовать недовыработка основной ПТУ в пик электрической нагрузки, т. к. вместо отбора питательной воды рабочее тело на АФП будет браться из бака горячей воды. Разработанная схема системы теплового аккумулирования, состоящая из АФП, дополнительной(-ых) ПТУ и двух термоизолированных баков, представлена на рис. 3.
8

13 1
86
Подвод пара
11
3 875
10 8
Рис. 3. Структурная схема комбинирования системы теплового аккумулирования с двухконтурной АЭС с ВВЭР: 1 – парораспределительное устройство; 2 – аккумулятор
фазового перехода; 3 – дополнительная(-ые) ПТУ; 4 – электрогенератор;
5 – конденсатор; 6 – конденсатный насос; 7, 10 – бак холодной / горячей воды; 8 – дожимной насос; 9 – высокотемпературный теплообменник;
11, 12 – первый и второй поток пара на зарядку
В часы снижения электрической нагрузки свежий пар из парогенераторов основной ПТУ направляется в парораспределительное устройство, где разделяется на три потока. Первая часть потока 12 направляется на зарядку АФП 2. Вторая часть потока 11 свежего пара поступает ввысокотемпературный подогреватель 9 для догрева питательной воды системы теплового аккумулирования, направленной после нагрева в системе регенерации основной ПТУ из БХВ 7, на хранение в БГВ 10. Сконденсировавшийся пар подмешивается к регенеративному контуру основной ПТУ перед парогенераторами, тем самым повышая температуру питательной воды на входе в них. При постоянной мощности реактора генерируется избыток свежего пара, частично компенсирующий отбор свежего пара на зарядку системы аккумулирования. Третья часть потока 13 свежего пара направляется на холостой ход дополнительной(-ых) ПТУ 3. В режиме повышенной нагрузки питательная вода направляется из БГВ 10 в АФП 2. При этом температура питательной воды близка к температуре насыщения. Сгенерированный пар из АФП 2 направляется в дополнительную(-ые) ПТУ 3. Конденсат поступает в БХВ 7 для хранения. В аварийных ситуациях с полным обесточиванием атомной станции дополнительная(-ые) ПТУ 3 может быть также использована для электроснабжения собственных нужд станции. Такая схема комбинирования АЭС с АФП позволяет не только максимально эффективно использовать невостребованную энергию в ночной период времени, но и отказаться от использования дополнительного подогрева конденсата дополнительной(-ых) ПТУ в основной схеме регенерации, тем самым увеличивая максимальную выработку в пик электрической нагрузки.
Разработана математическая модель исследования нестационарных термодинамических процессов, возникающих при зарядке и разрядке АФП, которая позволяет определить параметры движения границы фазового перехода ТАМ и определяет состояние ТАМ в определенный промежуток времени, согласно принятым граничным условиям эксплуатации системы теплового аккумулирования и выбранному типу исполнения конструкции теплового аккумулятора.
Поставленная задача исследования процессов теплообмена при принятых граничных условиях аналогична задаче Стефана. Стефан выявил, что условие на подвижной границе раздела фаз ТАМ обусловливает нелинейность задачи из-за ограниченности температурного поля ТАМ, описываемого функцией линейной задачи. Моделирование фазовых переходов ТАМ заключается врешении двух уравнений теплопроводности путем решения двухфазной задачи Стефана по отношению к твердой и жидкой фазе ТАМ.
Путем приравнивания, дифференцирования и интегрирования уравнений теплопередачи, теплопроводности при принятых граничных условиях получим:
плотность теплового потока, Вт/м2:
̇( )= 1 ·(Тпл −Т0) ( )+ ст+ 1
ст тепл
(1)
общее время движения фазового фронта на расстоянии S от теплообменной поверхности начала координат, с;
hф · 2 2 · ( =2· ·(Тпл −Т0)·(1+ · ) (2)
расстояние границы S фазового фронта в зависимости от затраченного времени t, м;
1 −2 · hф · + ( ( )=2· hф · ·[2·√ hф · ·( hф · +2· 2 · ·(Трс −Т0))] (3)
В уравнениях (1), (2) и (3) показано основное влияние Tпл, T0, λ, Δhф и t на изменение плотности теплового потока и положения расстояния границы S фазового фронта по времени. Можно заметить, что чем больше hф, тем больше времени проходит до тех пор, пока фазовый фронт не отойдет на определенное расстояние границы S от теплообменной поверхности начала координат. Поскольку расстояние границы S фазового фронта входит в плотность теплового потока через градиент температуры, hф это также оказывает влияние на плотность теплового потока.
Разработанная многофакторная математическая модель исследования эффективности комбинирования АЭС с системами теплового аккумулирования позволяет учесть достигаемые эффекты, в том числе: выработка дополнительной электроэнергии; участие в ОПРЧ без разгрузки основной паровой турбины; замещение органического топлива; повышение безопасности АЭС.
Определение необходимой мощности энергокомплекса для участия АЭС вОПРЧ без снижения мощности энергоблоков на 2%. Согласно техническим требованиям СО ЕЭС РФ к генерирующему оборудованию участников оптового рынка, при участии генерирующего оборудования в ОПРЧ, мощность реакторных установок энергоблоков АЭС должна поддерживаться на уровне 98 %, для выполнения условий регулировочного диапазона разгрузки – до 8 % и загрузки – до 2 %. В связи с этим мощность дополнительной(-ых) ПТУ подбирается таким образом, чтобы запас набора ее

мощности (с 75 % до 100 %) был равен 2 % суммарной мощности полученного энергокомплекса АЭС + система теплового аккумулирования. Тогда по требованию СО возможно в любой момент времени увеличить мощность дополнительной(ых) ПТУ до 100 % и тем самым обеспечить подъем мощности всего энергокомплекса АЭС + система теплового аккумулирования на 2 %. Благодаря этому достигается возможность работы АЭС на полной нагрузке, не разгружаясь на 2%. Таким образом, достигается экономический эффект, который может быть найден в зависимости от выбранного режима работы и тарифов на электроэнергию.
Замещение высокоманевренных установок, работающих на органическом топливе
В работе учтен достигаемый системный экономический эффект от замещения системами аккумулирования пиковых установок энергосистемы, работающих на органическом топливе, в виде дохода от продажи на экспорт замещаемого природного газа. Согласно распоряжению правительства РФ No705- р от 18 апреля 2016 г., величины отчислений государственных компаний- экспортеров в доход федерального бюджета составляют 50 %. Доля от продажи замещенного природного газа на экспорт может выплачиваться государством в виде стимулирующих выплат на развитие маневренных возможностей АЭС.
Оценка участия комбинированной системы теплового аккумулирования в снижении риска ПАЗ
Для оценки надежности систем аварийного электроснабжения собственных нужд (СН) АЭС воспользовались существующей методикой укрупненного поиска итоговой интенсивности повреждения активной зоны реактора в ситуациях, сопровождаемых полным обесточиванием станции, в зависимости от установленных САЭ. Результаты исследования позволяют принять отказ от теплообменников СПОТ как частичную компенсацию первичных капиталовложений в систему теплового аккумулирования на АЭС при установке многофункциональной маломощной ПТУ.
Проведенный раздельный учет возможных достигаемых экономических эффектов, представленных выше, позволяет определить их долю участия и влияния на общий экономический результат проекта, который можно определить, млн руб.:
∑Эосн =Эт +Эбез +Эзам +ЭОПРЧ. (4)
На основе полученного уравнения 4 можно провести комплексную оценку эффективности комбинирования АЭС с системами теплового аккумулирования.
Разработка конструкции элементов системы теплового аккумулирования на основе АФП, способных обеспечить работу системы в требуемых условиях в едином энергокомплексе с АЭС
Установка барабан-сепаратора 2 в верхней части конструкции теплового аккумулятора позволяет осушить скопившийся пар, сгенерированный втеплообменных трубках 8. При условии только нагрева теплоносителя рационально барабан-сепаратор заменить на верхний распределительной коллектор.

Рис. 4. Конструкция теплового парогенерирующего / водогрейного АФП. 1 – датчики уровня; 2 – верхний барабан- сепаратор / верхний коллектор;
3 – мостовой кран; 4 – трубопровод;
5 – дыхательное отверстие; 6 – трубная доска; 7 – корпус; 8 – пучок металлических теплообменных трубок;
9 – нижний коллектор; 10 – спускной патрубок; 11 – трубопровод;
12 – стеклянные трубки, в которых расположены контролирующие параметры ТАМ датчики
Первый вариант: при генерации пара, свежий пар от ПГ основной ПТУ в процессе зарядки АФП подается по паропроводу 4 в барабан-сепаратор 2. При разрядке скопившийся в барабане-сепараторе 2(а) сгенерированный пар отводится через паропровод 4 в дополнительную(-ые) ПТУ. Внутри корпуса аккумулятора вертикально располагается пучок металлических теплообменных трубок 8, через которые протекает теплоноситель (которым является, конденсат от свежего пара в процессе зарядки или генерируемая пароводяная смесь в процессе разрядки аккумулятора). В отверстии спускного патрубка предусмотрен трубопровод 11, через который в часы зарядки отводится образовавшийся конденсат, а в часы пиковых нагрузок подводится питательная вода.
Второй вариант исполнения предусматривает замену барабан- сепаратора на верхний коллектор 2, это позволит избежать дополнительного сопротивления теплоносителя и использовать установку только для нагрева. Режим работы второго варианта аналогичен первому, но за исключением: свежий пар в процессе зарядки подается по паропроводу 4 в верхний коллектор 2 для дальнейшего равномерного распределения по пучку металлических теплообменных трубок 8. При разрядке поступающая питательная вода по пучку металлических теплообменных трубок 8 поступает и далее собирается в верхнем коллекторе 2, после отводится через паропровод 4 в контур регенерации основной ПТУ перед ПГ.
В третьей главе приведен алгоритм выбора ТАМ. В качестве ТАМ определена бинарная эвтектическая смесь на основе 59 % NaOH+41 % NaNO3 со следующими теплофизическими свойствами (см. табл. 1).
Таблица 1. Теплофизические свойства теплоаккумулирующего материала NaOH-NaNO3
Теплоакку- мулирую- щий материал
59%NaOH+ +41%NaNO3
Темпера- тура плавле- ния, °C
Теплота фазового перехода, кДж/кг
Плотность, кг/м3
Теплоемкость, кДж/кг·К
Тепло- Стои- провод- мость,
ность, Вт/м2·К $/кг
~0,75 0,52
ρж ~1910
ρтв ~2150
Сж ~1,85
Ств ~1,65
Проведен комплексный схемно-параметрический расчёт разработанных схемных решений комбинирования АЭС с АФП при учете ТАМ, конструкции АФП и условий эксплуатации. В ходе расчетов получены основные параметры рабочего тела, теплоносителя и ТАМ при требуемом расходе пара 81,6 кг/с
в пик электрической нагрузки. Определены требуемые тепловые мощности АФП для каждой из разработанных схем: 1 – 2128,5 МВт·ч; 2 – 2238,5 МВт·ч; 3 – 2068,5 МВт·ч, а также для баков горячей 1230,2 МВт·ч к 3 схеме для учета массогабаритных характеристик АФП и требуемых капвложений.
В ходе исследования влияния термоциклических нагрузок на теплообменную поверхность АФП, а именно узла примыкания трубного пучка к нижнему коллектору, определена оптимальная толщина стенки нижнего коллектора в 42 мм при учете минимального значения эквивалентной выработки ресурса элемента.
Проведен анализ возможности участия систем аккумулирования в дополнительном резервировании собственных нужд АЭС с оценкой надежности электроснабжения требуемых потребителей при полном обесточивании. При использовании системы многофункционального резервирования, состоящей из дополнительной маломощной ПТУ с АФП и трехканальной САЭ с ДГ, интенсивность ПАЗ снижается до 8,8∙10-7 1/реакт.∙год.
В четвертой главе проведена комплексная оценка капиталовложений, основанная на суммарной стоимости применяемых материалов и процессов изготовления, используемых для производства существующих аналогов теплообменных аппаратов, схожих по конструкции и функциональным возможностям; стоимости ТАМ; доставки составных частей до места эксплуатации; монтажа всех технических узлов с последующим пуском; налоговых сборов. На основании этого приведена предварительная стоимость основных технических узлов исследуемых систем.
Таблица 2. Основные технические и стоимостные характеристики системы теплового аккумулирования
Схемное решение
Схема Схема Схема нарис.1 нарис.2 нарис.3
Общие показатели функционирования системы теплового аккумулирования
1. Режим работы системы теплового аккумулирования (разрядка/зарядка), ч
2. Суммарная мощность всех дополнительных ПТУ, МВт 3. Суммарный расход пара на зарядку АФП, кг/с
4. Потери выработки электроэнергии основной ПТУ при разрядке АФП и дополнительным подогревом питательной воды доп. ПТУ, МВт
5. Требуемое количество ТАМ для системы теплового аккумулирования, т
15/7
241,2 14,1
105+12 256,9
370,3 14,1 0
25673,4 27004,2 24952,5 Стоимостные характеристики системы теплового аккумулирования
1. Полная стоимость ТАМ с доставкой, монтажом и его заменой, млн руб.
2. Полная стоимость АФП с 20 % надбавкой на доп. оборудование, млн руб.
2.1 Стоимость трубного пучка, млн руб.
2.2 Стоимость бака с теплоизоляцией (корпус АФП), млн руб. 2.3 Стоимость барабана-сепаратора, млн руб.
1251,6 1316,5
882 945,7
1216,4
861,9
690,8 726,7 661 44,1 46,4 42,2
– 15 15

Окончание табл. 2
Схемное решение
3. Доп. оборудование, такое как БХВ, БГВ, азотная станция, млн руб.
3.1 Стоимость азотной станции, млн руб.
3.2 Суммарная стоимость баков холодной и горячей воды, млн руб.
4. Суммарная стоимость основных элементов системы теплового аккумулирования с 20% на доставку и монтаж, млн руб.
5. Общая стоимость оборудования паротурбинного цеха, млн руб.
5.1 Паровая турбина 12 МВт, млн руб. 5.2 Паровая турбина 75 МВт, млн руб.
7. Итоговые капиталовложения в систему аккумулирования, млн руб.
Схема на рис. 1
– – –
2133,5
Схема на рис. 2
– – –
2262,1
3684,4
572 2608,4
7135,8
Схема на рис. 3
291,2
105,7
80,2+ 105,4
2369,5
5.3 Дополнительные капиталовложения, связанные с модернизацией электрохозяйства и автоматизированной системы управления технологическим процессом станции, млн руб.
504
6. Дополнительные капиталовложения в строительство помещения, (принимаем 20% от суммарной стоимости капиталовложений в конструкцию системы теплового аккумулирования, без ТАМ), млн руб.
1163,6
1189,3
1210,8
6981,5
7264,7
В табл. 2 можно заметить тенденцию роста начальных капиталовложений от сложности эксплуатации самой системы теплового аккумулирования. Так, минимальные итоговые капиталовложения характерны для системы из рис. 1, так как система теплового аккумулирования предусматривает только нагрев поступающего теплоносителя, а при внедрении процесса парообразования (см. рис. 2 и 3) происходит повышение капиталовложений за счет установки вспомогательного оборудования, необходимого для эксплуатации самой системы.
Определение технико-экономических показателей разработанных схемных решений основывается на разработанной методике многофакторного исследования, в основе которой – учет всех возможных достигаемых экономических эффектов от внедрения новых установок. Проведение многофакторной оценки экономической эффективности внедрения разработанных систем теплового аккумулирования на энергоблоке АЭС позволит определить уровень конкурентоспособности предложенных схем суже существующими аналогичными установками в условиях рыночной экономики и суточной неравномерности графика электропотребления.
Согласно принятым условиям расчета технико-экономических показателей комбинирования энергоблока АЭС с ВВЭР-1000 с системой теплового аккумулирования, включающей АФП и дополнительную(-ые) ПТУ, получены следующие результаты, представленные на рис. 5.
7000 6000 5000 4000 3000 2000 1000
0 0,5 1 1,5 2 2,5 3 3,5 4
Тариф внепиковой электроэнергии, руб/кВт·ч
2000 1800 1600 1400 1200 1000
600
200
0 0,2 0,4
0,6 0,8
Тариф внепиковой электроэнергии, руб/кВт·ч
аб
Рис. 5. Итоговые результаты расчета технико-экономических показателей комбинирования системы теплового аккумулирования на АЭС с ВВЭР-1000 для РФ
при учете экономического эффекта от обеспечения высокого уровня безопасности АЭС (а) и без него (б) и разных вариантах роста полупикового тарифа,
где: ,-·-· ,- – – – результаты экономического расчета согласно схемам, представленным на рис. 1, 2, 3, при этом однотипные линии соответствуют трем вариантам роста отпускного тарифа, начиная сверху с 1-го варианта
Учет экономического эффекта от повышения безопасности АЭС для некоторых станций, где требования МАГАТЭ по безопасности уже выполнены, может быть не актуален, поэтому дополнительно проведено исследование без учета этого эффекта. Все исследуемые схемы при учете экономического эффекта от обеспечения высокого уровня безопасности АЭС и без имеют положительный экономический результат внедрения на АЭС. Замена верхнего коллектора на барабан-сепаратор, согласно схеме (см. рис. 4), увеличивает итоговые капиталовложения в установку (см. табл. 2), что негативно сказывается на НЧДД установки. При этом установка дополнительных термоизолированных баков (см. рис. 3 и табл. 2) имеет еще большую итоговую стоимость, однако ввиду отсутствия недовыработки электроэнергии основной ПТУ в пик электрической нагрузки схема показала лучшие результаты и является при определенных условиях (см. рис. 5) наиболее привлекательным вариантом комбинирования на АЭС. Из рис. 5 при разных прогнозах роста отпускного тарифа в РФ видно, что НЧДД разработанных схемных решений находится в диапазоне от 0 до 1850 / 6600 млн руб. соответственно без / с учетом экономического эффекта от обеспечения повышения уровня безопасности АЭС и снижается при росте отпускного внепикового тарифа.
Раздельный учет экономических эффектов позволяет отразить их раздельное влияние на общий результат по проекту. Результаты раздельного технико-экономического расчета приведены на примере схемного решения комбинирования энергоблока АЭС с ВВЭР и системы теплового аккумулирования для подогрева питательной воды (см. рис. 1) при принятых условиях: отпускной тариф – 1,296 руб./кВт·ч, средний вариант роста отпускного тарифа.
НЧДД, млн руб
НЧДД, млн руб
аб
Рис. 6. Промежуточные результаты принятых экономических эффектов.
а) раздельный достигаемый экономический эффект учтенных факторов;
б) доля учтенных факторов в общем достигаемом экономическом результате, где: 1 – общие суммарные результаты по проекту; 2 – экономический эффект от обеспечения высокого уровня безопасности; 3 – выручка от продажи электроэнергии; 4 – экономический эффект от замещения источников на органическом топливе;
5 – экономический эффект от отсутствия недовыработки на АЭС (ОПРЧ);
6 – экономический эффект от платы за мощность
Из рис. 6 видно, что основная доля полученных результатов приходится на величину достигаемого экономического эффекта от повышения безопасности АЭС.
Учет факторов влияния на изменение технико-экономических показателей
Продажа электроэнергии является одним из основных источников дохода для исследуемых установок, и для этого необходимо провести учет возможного повышения отпускного тарифа. Для расчетов принято, что энергоисточники, комбинированные с АЭС, выполняющие требования СО по участию в регулировании неравномерностей графика энергонагрузок, в том числе покрытию часов повышенной нагрузки, будут иметь возможность участия в рыночной поставке электроэнергии по увеличенному средневзвешенному отпускному тарифу – 2.13 руб./кВт·ч. Рост результатов НЧЧД при увеличении тарифа на ЭЭ в первый год расчетного периода с 1,296 руб./ кВт·ч до 2,13 руб./кВт·ч составил порядка 50-60 %.
ВЫВОДЫ
1. Разработаны новые технические решения комбинирования АЭС с системой теплового аккумулирования, состоящей из АФП и дополнительной(-ых) ПТУ (Патент РФ No 2680380), и в том числе с баками горячей и холодной воды.
2. Предложена конструкция АФП, соответствующая требуемым параметрам эксплуатации системы теплового аккумулирования, для функционирования в едином энергокомплексе с АЭС (Патент РФ No 179855).
3. Разработана математическая модель исследования процессов теплообмена. Результаты математической модели отражают продолжительность зарядки и разрядки АФП. Для принятых исходных данных время разрядки одной ячейки ТАМ составляет 5030 с, а зарядки – 1780 с.
Постоянный расход рабочего тела через АФП приводит к некоторому падению температуры на выходе с 260,5 °С до 253,5 °С.
4. Разработана методика исследования эффективности комбинирования АЭС с системами теплового аккумулирования на основе учета достигаемых технико-экономических показателей. Методика отражает долю участия достигаемых эффектов от замещения пиковых установок в энергосистеме, повышения надежности резервирования собственных нужд в аварийных ситуациях с обесточиванием АЭС, участия в общем первичном регулирования частоты тока, соответствующую от 10 % до 40 % каждого, от общего экономического результата проекта.
5. Результаты технико-экономического расчета выявили высокую зависимость достигаемого эффекта от отношения дневного тарифа к ночному. При учете соответствующих эффектов, дневного отпускного тарифа 1,3 руб/ кВт·ч и отношений дневного к ночному тарифу больше 3 эффективна схема комбинирования АЭС с АФП и баками горячей воды (тепловой мощностью АФП 2068,5 МВт·ч и баков горячей 1230,2 МВт·ч), с достигаемым НЧДД 1800 млн руб., однако при снижении отношения ниже 3 эффективна схема только с нагревом питательной воды (2128,5 МВт·ч), с достигаемым НЧДД 400 млн руб. При росте дневного отпускного тарифа до 2,13 руб./ кВт·ч и выявленных выше отношениях тарифов и схем комбинирования АЭС с АФП НЧДД составил 2750 млн руб. и 2000 млн руб. соответственно.