WWW.DISSERS.RU

БЕСПЛАТНАЯ ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА

   Добро пожаловать!

 

РОССИЙСКИЙ  НАУЧНЫЙ  ЦЕНТР «КУРЧАТОВСКИЙ ИНСТИТУТ»

СТОЛЯРЕВСКИЙ АНАТОЛИЙ ЯКОВЛЕВИЧ

Хемотермические технологии аккумулирования энергии ядерных энергоисточников

Специальность: 05.14.03 Ядерные энергетические установки,

включая проектирование, эксплуатацию

и вывод из эксплуатации

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание научной степени доктора технических наук

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. в _____часов 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:

  1. 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.
  2. 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.
  3. 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.
  4. 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.

Н 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+НС1С2Н5Сl

(6) CO+ClCOCl

450—700

420—770 550—1000

75,0

13,4

26,9

(7) so3 +h2oh2so4

600—1000

64,6

(8) Н2О(ж)+h2so4(ж) h2so4.Н2О(ж)

350—400

15

Для реакции (1) свободная энергия G 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+2nС+ (п+ 1)Н2 -Q; СО + Н2C + H2O + Q; 2СОС + 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  S - TP1 S1i                                                (9)

W1 = H - TP1  S + TP1 S1i                                         (10)

Q2 = TP2  S + TP2 S2i                                                 (11)

W2 = H - TP2  S + TP2 S2i                                 (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; H и S — изменения энтальпии и энтропии между состояниями, соответствующими продуктам прямой и обратной реакций конверсии метана (1); Si — увеличение энтропии в результате необратимости протекающих реакций; ср — тепло­емкость теплоносителя.

В соответствии со вторым законом термодинамики Si 0. В случае Si = 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 т в цикле будет определяться как

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

т. е. 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 TP2T* 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 (к=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

170

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: =(NГТУ  + NПТ)/(1000 +_  Qакк).

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 ( = QTQр-1) до = 0,3 минимальные приведенные затраты имеет наиболее сложная схема с регенератором и двумя ступенями сжатия с промохлаждением; при 0,3 < < 0,47 предпочтительнее схема с регенератором и одной ступенью сжатия, а при > 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 =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 оС 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:

  1. 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;
  2. состав конвертированного газа: Н2 – 71 %; СО – 9 %; СО2 – 11 %; СН4 – 11 %;
  3. теплотворная способность конвертированного газа – 0,592 кВт⋅Чч/нм3 (510 ккал/нм3);
  4. мощность высокотемпературного реактора, расходуемая для конверсии 1000 нм3/ч метана – 3,308 МВт;
  5. 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/МВт⋅Чч (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 кВт⋅Чч/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 таблице 4.

Таблица 4. Основные технико-экономические показатели

Наименование         Значение *

1. Тип реактора        Модульный гелиевый высокотемпературный реактор с графитовым замедлителем

2. Цикл преобразования энергии        Газотурбинный, прямой рекуперативный, с промежуточным охлаждением

3. Варианты технологического процесса в ХТЧ        

  • 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 = Р2 / Р1  , где Р2 - давление окружаю­щей среды; P1 - начальное давление:

= 7.3/7.8 ~0,93, l> > Kp,                 (15)

истечение газов происходит в дозвуковой области:

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 =Fi (P1/V1)   ( =1);          (16)        

i =(2К/(К-1){( P2/P1)2/R –( P2/P1)R+1/R },                       (17)

где К — показатель адиабаты истекающего газа; V1 — удельный объем (величина, обратная плотности газа в выходном сечении); F — площадь поперечного сечения сопла. Для принятых параметров GН2О = 3,89 кг/с.

Выполнены расчеты изменения массы водяного пара, находящегося в активной зоне, со временем для двух моделей — линейной и дискрет­ной. В дальнейшем использовались результаты, полученные для дискрет­ной модели, как наиболее полно отражающей физику процесса.

Расчеты аварийных эффектов реактивности при попадании ПГС в активную зону реактора должны быть выполнены в предположении однород­ного гомогенного распределения водяного пара по объему активной зоны. Выполнен параметрический анализ предполагаемых диапазонов загрузки урана, обогащения и диаметров кернов. Принимая скорость срабатывания всей цепочки отсечной арматуры-сброс на факел-инертизация контура равной 60 с, за первые 60 с аварийного процесса в первый контур  попадает приблизительно 233 кг водяного пара, из которых собственно в пределах активной зоны будет находиться около 4-5%, т.е. около 10 кг, что, как показали ранее выполненные анализы, пренебрежимо мало в сравнении с массами основного замедлителя – графита и, в силу этого, при различных ядерных соотношениях топлива и графита и различных диамет­рах керна не приведет к сколь-нибудь значительному выбегу положительной реактивности, который будет невелик и не приведет к заметному росту мощности. В активной зоне температура твэлов увеличится за 60 с процесса незначительно (менее чем на 5-10 градусов). Рост температуры твэлов в  актив­ной зоне, благодаря наличию отрицательных обратных температурных связей, приведет к введению отрицательной реактивности, в результате чего будет наблюдаться некоторое уменьшение мощности реактора.

Таким образом, на данной стадии разработки показано, что радиационные последствия, связанные с попаданием парогазовой смеси из аварийного ТКА, размещенного в первом кон­туре, не выходят за допустимые пределы, что позволяет обеспечить ядерную безопасность данного проектного варианта.

Важный вопрос, связанный с рассмотрением возможности размеще­ния ТКА в первом контуре, — предотвращение загрязнения технологи­ческой продукции (конвертированного газа) радионуклидами, генери­руемыми в первом контуре.

Наиболее важным радионуклидом с этой точки зрения является три­тий вследствие его относительно большого периода полураспада (12.46 года), генетической значимости и высокой диффузионной проникающей способности.

Для МГР-Т приняты следующие параметры, определяющие потоки трития:

Общая масса графитовых конструкций реактора составляет ~ 860 т, из них:

~ 400 т составляют блоки графитовой кладки, срок службы которых 60 лет; ~ 460 т составляют графитовые блоки активной зоны (блоки ТВС и заменяемого отражателя), включая блоки ТВС типа 1 (без отверстия для ПС СУЗ или ПЭЛ РСО) - 88,27 т, блоки ТВС типа 2 (с отверстием для ПС СУЗ или ПЭЛ РСО) – 27,6 т (срок пребывания в реакторе – 900 сут); блоки заменяемого отражателя с различным сроком службы: 3 года – блоки ЦЗО массой 40,89 т; 6 лет – блоки НЗО и часть блоков БЗО массой 87,2 т; 15 лет – для блоки ЦЗО массой 78,4 т;

30 лет – для блоки ВЗО и часть блоков БЗО массой 136,96 т.

Ориентировочное содержание Li6 в реакторном графите составляет от 0,1 ppm до 1 ppm при точности измерения нейтронно-активационным методом 0,04 ppm.

Воздействию нейтронного потока в реакторе подвергается В-10, содержащийся в материале поглотителя В4С в ТВС, ПС СУЗ, верхнем слое блоков а.з., блоках графитовой кладки, а также в виде примесей в графитовых конструкциях. Содержание В-10 в указанных элементах конструкции составляет: в ТВС а.з. ~ 3 кг; в верхнем слое блоков а.з. ~ 160 кг; в виде примесей в графитовых блоках ~ 0,2 кг; во всех ПС СУЗ ~ 300 кг; в блоках графитовой кладки ~ 260 кг.

Масса гелия в первом контуре (реактор, ВТО, БПЭ, газоходы) ~ 5000 кг. Расход теплоносителя на систему очистки (СО) ~ 700 кг/ч (включение СО по мере необходимости).

Генерация Т в первом контуре МГР-Т проходит по следующим основным каналам : деление (тройное) ядерного топлива 23S U (~10-4 ат.Т/дел); реакция 3Не (п, р) Т при облучении гелия нейтронами (а ~ 5,400 б); реакции 6Li(п, а)Т и 7Li(и, п,а)Т (при взаимодействии с примеся­ми лития в реакторном графите); за счет 10В, облучаемого тепловыми и быстрыми нейтронами (стержни СУЗ, пэлы, примеси в графите); за счет 9Ве, 12С и других нуклидов.

Вклад Т по третьему каналу определяется в основном содержанием Li в реакторном графите и темпом перегрузки активной зоны. Содер­жание Li в реакторном графите лежит на уровне технически достижимой чистоты 10-6 – 10-5 %. В результате при темпе перегрузки графитовых элементов активной зо­ны ~ 155 кг ТВС в сутки расход Li составит около 16.10-3 г, или в пересчете на 6Li (а ~ 930 б) примерно 1.10-3 г. При полной конверсии этого изотопа, в пренебрежении реакцией 7Li (п, п’, ) Т, образуется 5.10-4 г  Т активностью 725 Ки (в пересчете на год).

Активность Т, генерируемого за счет 10В, составит 138- 127 Ки/год. Принято, что в контуре ВТГР на вклад деления приходится 51%, лития – 34% и теплоносителя – 15%.

Bсе расчеты проводились в консервативном допущении о содержании 3Не в теплоносителе (брался состав гелия, получаемого из воздуха, а не из природного газа, являющегося основным природным промышленным сырьем производства гелия, в котором изотопа 3Не на порядок меньше).

Из результатов работы опытных реакторов типа ВТГР в США и ФРГ известно, что большая часть (~ 65 %) Т, генерируемого в топливе, вы­ходит из микротвэлов и перераспределяется в графите, несмотря на ма­лую долю (менее 1 %) микрочастиц, получивших повреждение покры­тия. В то же время исследование балансов Т в контурах ВТГР (с учетом адсорбции в графите) показало, что, например, в реакторе "Форт-Сент-Врейн" в теплоносителе и в системе очистки около 85 % трития опреде­ляется реакцией 3Не (n, р) Т, остальное количество: реакцией 6 Li (n, ) Т (~ 4 %); тройным делением 23S U (~ 10%); генерацией из 10В (~ 1 %).

Соответствующий баланс для ВТГР типа МГР-Т мощностью 600 МВт (тепл.) дает выход Т в контур (RI) на уровне 250-300 Ки/год. В дальней­шем используется верхняя оценка (300 Ки).

В величину удельной активности первого контура (CI), как было по­казано, даже при весьма завышенной диффузионной утечке Т из первого контура основной вклад вносит баланс "источник—система очистки". В связи с этим

CI = RI /G 1CO = 12.10-5 Ки/кг                                                (18)

В расчете принята система очистки с расходом G 1CO  0.1 кг/с (r=0.072). В пере­счете на удельную активность СI= 35.10-5 Ки/м3, при этом парциаль­ное давление Т составит около 1.3.10-9 МПа. Это значение примерно соответствует экспериментально полученному значению для реактора AVR, что можно считать далее консервативной оценкой в связи с существенно более низкой кратностью очист­ки на реакторе AVR (r = 0,025). В то же время расчетная объемная концентрация Т в первом контуре сопоставима с опытом работы АЭС с ВТГР «Пич-Боттом», характерные концентрации трития в теплоносителе которой составляли 10-6 –10-5 Ки/м3 /GEFR-00602/. Интересно отметить, что утечка Т в парогенератор и атмосферу на этой АЭС не превышала 0.4-0.67 Ки/МВттепл.год.

Соответствующий выброс трития с гелием, утекающим из первого контура, составит  для МГР-Т (при средней скорости утечки гелия, включающей перегрузки, неорганизованные протечки, профилактику и замену оборудования, уплотнения и т.д., на уровне 0.5 кг гелия /ч ) не более 6. 10-5 Ки/ч.

Удельный поток трития в ТКА определен как:

IT=2.04 exp(-7450/Tэфф).1/2.56 ~7.5 мкКи.мм/(м2.ч)                        (19)

Для условий стационарного установившегося потока трития I=3.75.10-3 Ки/ч.

В расчете на производимый влажный конвертированный газ концентрация трития составит:

СКГ=3.75. 10-3 /0.15.106  =2.5.10-8 Ки/м3 ;                                        (20)

принимая, что весь тритий связан в газе в СН3Т, НТО, НТ и единственный канал его выхода – вместе с производимым водородом.

Полученное значение удельной активности не превышает международных и национальных норм по ПДК в воздухе для населения, поэтому с учетом неизбежного разбавления водорода при его утечке в атмосферу следует признать рассчитанный уровень активности вполне безопасным.

Оксидные пленки, образующиеся на теплообменных поверхностях, диффузионный поток трития, как показал автор, снижают, что подтвердили эксперименты  на  стенде МИКСЕР в РНЦ «Курчатовский институт», в которых присутствие оксидной пленки на металле снизило при температурах выше 600 оС диффузионный поток изотопов водорода примерно на 3-4 порядка.

Допустимой концентрации содержания трития в атмосферном воздухе CА=7 Бк/л соответствует массовая концентрация 1.9·10-8 мг/м3. Содержанию трития в воде CВ=6.3·104 Бк/л соответствует массовая концентрация 1.7·10-10 г/л.

В соответствии с НРБ-99 ДОАнас  по тритию для воздуха составляет 1.9 Бк/л или 5.1.10-11Ки/л  или 5.1.10-8 Ки/м3. Коэффициент  пересчета принят равным 2.7х10-10 Зв/Бк.

Поскольку даже консервативная концентрация трития в газовом продукте составляет 2.5.10-8 Ки/м3 следует считать, что при производстве водорода на ЯТК с МГР-Т в варианте ПКМ  с прямой передачей тепла без использования промежуточного контура критерии, предъявляемые НРБ-99, выполнены.

Возможность утечки конвертированного газа потребует создания в закрытых помещениях усиленной вентиляции, мер по пожаровзрывобезопасности (например, использования каталитических окислителей) и т.д., что дополнительно обеспечит защиту от тритиевого загрязнения.

Аналогичные оценки, сделанные для утечки НТО, образующейся в метанаторах ХТС, подтвердили, что в этом случае ПДК соблюдаются с достаточным запасом даже при консервативных оценках.

Анализ показывает, что все другие варианты энерготехнологического использования ЯТК (дальнее теплоснабжение, получение метанола, металлургия и т. д.) также удовлетворяют требованиям чистоты техно­логического продукта по тритию. Это позволяет сделать вывод о том, что при принятии конструктивно-технологических мер по предотвраще­нию прямого (не диффузионного) попадания радионуклидов первого контура в технологический продукт возможно включение СТТ (ТКА) в первый контур без использования промежуточного контура со своей системой очистки. Аналогичный вывод можно сделать и по результатам исследований возможного диффузионного загрязнения теплоносителя первого контура водородом, поступающим через теплообменные повер­хности ВТТ.

В составе среды ХТБ водород занимает домини­рующее положение лишь на выходе из ТКА, именно он будет определять химический состав газа, диффузионно проникающего через металли­ческие поверхности ТКА в первый контур ЯЭУ, что обусловлено низкими коэффициентами диффузии всех остальных газовых компонен­тов среды ХТБ. Наиболее близкую к водороду проницаемость в металле имеет азот, однако его содержание в среде ХТБ невелико, что с учетом соотношения коэффициентов диффузии (Di) азота и водорода (для железа, например, при T= 1173 К Dh2/Dn2 = 2,74.102) позволяет ог­раничиться в дальнейшем рассмотрении одним водородом.

Экспериментально автором были определены значения коэффициента диффу­зии водорода D по методике (см. Журн. ФХММ, 1972, № 1. С. 95 - 99), заключающейся в определении D из зависимости I(), где -время, на основании уравнения Беррера:

D = 2/6 3.                (21)

Здесь - толщина образца; 3 - время "запаздывания" при выходе потока на установившееся значение. Приведем полученные значения параметра D (средние):  3.61.10-10 м2/с  при Т =823 К; 3.80. 10-10 м2/с при  Т = 873К.

Сопоставляя эти значения с результатами экспериментального изуче­ния диффузии водорода через керамические материалы, можно прийти к выводу об относительно слабом влиянии окисной пленки на резуль­тирующее значение коэффициента диффузии, приведенное выше. Так, для А12О3 при Т = 873 К ,D= 10-14 - 10-16  м2 .с-1 , что обусловлено молекулярным характером диффузии водорода через керамические материалы, в которых он не растворяется.

Таким образом, толщина окисной пленки, образовавшейся за счет окисления образца примесями гелия, не превысила нескольких микро­метров.

Образование в среде влажного конвертированного газа окисных пленок приводит к снижению водородопроницаемости на 3-4 порядка. Новое значение водородопроницаемости устанавливается за период 0.5 - 30 сут в зависимости от материала, среды и температуры. Аналогичные значения (снижение на 2-3 порядка диффузии для окисленных поверхностей) приняты и в разработках, проводимых Центром в Юлихе, в частности, применительно к условиям стыковки аппарата ПКМ на реакторе НТТR.

Основным источником водорода в первом контуре ЯЭУ МГР-Т является СТТ (при отсутствии промежуточного контура передачи тепла от актив­ной зоны к СТТ). В связи с этим, а также с учетом того, что водород — одна из основных примесей теплоносителя первого контура, ответствен­ных за массоперенос и коррозионное повреждение материалов активной зоны, оценка возможных значений диффузионных потоков водорода из СТТ в первый контур приобретает важное значение для выбора пер­спективных схем и параметров ЯТК.

Для п труб СТТ с длиной "активной части" L радиусом Rтр и толщи­ной тр интегральный диффузионный поток водорода I можно запи­сать в виде

I = 2 Rтр  n K0 / тр  0L  ехр [- Q a/RT(x)] PH2(x)/dx,                (22)

Переходя к новой переменной х = х/L и учитывая, что зависимости Т(х) иРH2 (х) для CТТ удовлетворительно аппроксимируются формулами

T(x)= То + (T1 - То) x,                      (23)

PH2(x) = Pвых x,                                                                (24)

где То - минимальная температура стенки CТТ; Т1 - максимальная температура стенки CТТ; Pвых - давление водорода на выходе из ВТТ, получаем

I = 2 Rтр  n K0 Pвых / тр  01  ехр {- Q a/R[T0 +(T1 – T0) x]}x 0.25dx,        (25)

Для ориентировочных конструктивных параметров СТТ (n, тр , Rтр ), приведенных в предыдущих разделах для диаметра трубки 30 мм, толщины трубки 2 мм и выходном парциальном давлении водорода во влажном конвертированном газе около 3.0 МПа при общей поверхности СТТ 103 м2, задавая среднюю длину трубки в спиральном змеевике 30м, суммарное количество трубок равно около 360. Поток I  составит для условий окисленного металла типа ХН55МВЦ около 0.025. 10-3 м3/с или около 8 г/ч. 

Уравнение баланса водорода в 1ом контуре может быть записано как:

I= RHe/RH2 . CH2 . GCO,                                                        (26)

Для CH2 , заданной в ТЗ на разработку на уровне 35 vpm:

GCO =0.12 кг/с, т.е. 432 кг/ч, что означает, что принятая в МГР-Т система очистки с расходом 700 кг/ч обеспечит непревышение заданной концентрации водорода в первом контуре.

В схеме ЯТК МГР-Т нет парогенератора и  кроме диффузии водорода в первый контур из реакцион­ных объемов CТТ  другими источниками поступления водорода в первый контур могут стать только, в частности, окисление графита активной зоны приме­сями водяного пара, за счет протечек воды из системы водяного охлаждения (СОВ) гелиевых потоков в БПЭ. Более жесткие требования может накладывать на систему очистки необходимость снижения концентрации трития в первом контуре. В этой связи следует, по-видимому, признать, что наличие  системы очистки суммарной производительностью около 1 кг гелия в секунду (типа ОГ-1-50) будет достаточно для поддержания концентрации водо­рода и трития в реакторном контуре на требуемом уровне (~ 0,005 %), даже при размещении ТКА в первом контуре АС.

Для ХТБ в составе АЭТС с МГР-Т применительно к производству водорода методом ПКМ возможность образования взрывоопасных концентраций возникает только в отделении выделения водорода методом КБА, которое располагается обычно на расстояниях 25-35 м от ТКА. В этой связи должен учитываться возможный процесс выхода метана или водорода из аппарата и образование ГВС с последующим ее взрывным сгоранием.

Согласно диаграмме горючести смесей «водород-водяной пар-воздух» при наличии водяного пара в концентрации более 60% пределы начала возгорания не достигаются в рассматриваемых условиях возможного образования смесей.

Таким образом, не возникает дополнительных требований к включению в состав системы передачи тепла к ХТБ промежуточного контура по соображениям удаления ТКА, поскольку формирование ГВС, опасных с точки зрения детонации, возникает только в отделениях ХТЧ, не связанных по передаче тепла с РУ, что позволяет отнести их на необходимое расстояние (100-200 м) от Главного здания АЭТС.

В Главе 4 представлены результаты исследования и разработки сорбционных систем утилизации низкопотенциального тепла.

В разделе 4.1 рассмотрены низкотемпературные циклы накопления энергии. Автором предложены и разработаны технологии и технические средства электро- и теплогенерации в модульном исполнении на основе высокоэффективных аккумулирующих углекислотных циклов высокого давления с сорбционным накоплением рабочего тела (САУ – сорбционных аккумулирующих установок), утилизирующих сбросное тепло основной энергоустановки., основанные на синтезе технологических решений, отработанных для проектов теплонасосных установок (ТНУ), геотермальных электростанций (ГТЭС) и углекислотных турбоблоков.

Следует отметить, что в отличие от зарубежной практики, в последнее десятилетие накопители ни одного из рассмотренных типов в России не только не строятся, но и не проектируются. Отсутствие проектного и строительного задела приведет к значительным проблемам в ближайшем будущем, для смягчения которых необходимо форсировать работы по этому направлению энергетического строительства.

Разработанная энергоустановка САУ с высокоэффективным аккумулирующим углекислотным циклом высокого давления с сорбционным накоплением рабочего тела, утилизирующим сбросное тепло основной энергоустановки  основана на концепции хемотермических системы (ХТС) накопления и передачи энергии, непосредственно сопрягаемых с теплоисточниками различного типа по  теплоносителю умеренной температуры. Рассмотрены различные инженерные решения для САУ с целью обеспечения профилированного профиля температур теплоносителя, проходящего через слой свободной засыпки сорбента аккумулятора рабочего тела (АРТ).

Электростанцию (ЭС), включающую САУ предполагается разместить на площадках, допускающих расширение, соизмеримое по площади  с основной ЭС, в том числе с максимально уплотненной петлевой компоновкой оборудования, при этом использовать отработанные конструктивные решения для углекислотных систем, турбоустановки и АРТ. Принципиальная схема САУ – двухконтурная, с использованием во втором контуре углекислотным циклом высокого давления с сорбционным накоплением рабочего тела для обеспечения высоких значений КПД накопления энергии.

Основные требования, предъявляемые к САУ: повышение мощности ЭУ за счёт углекислотной турбины и общей вырабатываемой пиковой энергии; требуемый расход тепловой энергии, подводимой в пиковом режиме  от стороннего энергоисточника,  не должен превышать 20-30% от тепла, подводимого к рабочему телу от стороннего источника в рассматриваемом техническом решении; повышенная надежность работы установки  и снижение  стоимости производства энергии за счет резкого (на несколько порядков) снижения подпитки рабочего тела в установку, подаваемого со стороны, исключение зависимости от подвозки рабочего тела на площадку размещения установки;  обеспечение полной экологическая безопасность энергоаккумулирующей установки поскольку рабочее тело не выбрасывается в окружающую среду; запасение с помощью  тепловых аккумуляторов установки  любого требуемого количества энергии, достаточного для обеспечения стабильной бесперебойной работы установки даже в периоды перерыва в подводе тепловой энергии от стороннего источника; обеспечение возможности применения данной установки для выработки пиковой электроэнергии и одновременного снабжения различных объектов тепловой энергией и холодом в режиме разуплотненного графика их потребления; обеспечение возможности аккумулирования провальной ночной энергии, отпускаемой по сниженному тарифу; обеспечение возможности эффективной утилизации сбросного тепла различных тепловых двигателей, а также расширение возможности применения возобновляемых природных источников энергии, обладающих значительным ресурсным потенциалом и, в то же время,  высокой неравномерностью поступления их энергии, а также дополнительного повышения эффективности установки в холодные климатические периоды;  повышение надежности работы и снижение стоимости изготовления установки за счет умеренных по температуре и давлению параметров рабочего тела; возможность использования уже существующих материалов, технических решений и оборудования, необходимых для её создания; капитальные затраты на сооружение блока с САУ  должны быть не выше удельных капитальных затрат, характерных для основного энергоблока.

Концепция САУ является принципиально новой, однако основывается на в значительной степени уже отработанных в России и в мире технологиях углекислотных циклов высокого давления, а также сорбционных систем хранения газа.

В разделе 4.2  представлены результаты разработки водоаммиачных регуляторов мощности. Показано, что наибольшая маневренность АЭС при использовании водо-аммиачных систем может быть достигнута при создании водоаммиачных регуляторов мощности (ВАРМ), в которых вся запасенная в период провала нагрузки тепловая энергия срабатывает­ся в периоды увеличения нагрузки АЭС в сателлитной аммиачной тур­бине.

Как показали проектные проработки ВАРМ, выполненные приме­нительно к одному из блоков Ленинградской АЭС (ЛАЭС), возможно частичное совмеще­ние функций абсорбера и генератора в одном конструктивном узле, что сокращает потребное количество колонн и снижает затраты на металл.

Хранение реагентов - аммиака и слабого водоаммиачного рас­твора - осуществляется при близких к нормальным температуре и дав­лении и базируется на отработанной технологии создания и эксплуа­тации сферических емкостей большого объема, в том числе  с жидким аммиаком.

Чтобы использовать аммиак после турбины в абсорбе­ре без дополнительных потерь, давление в абсорбере было выбрано 0,2 МПа, однако относительно низкое давление снижает максимальную температуру абсорбции и это не позволяет перегреть аммиак до нужной температуры. В этой связи в схему включён пароперегреватель,  перегрев аммиака в котором проводится острым паром турбины, что, как показали прове­денные исследования, не является экономически целесообразным. С этой точки зрения более привлекательны турбины, имеющие высо­кое разделительное давление перед цилиндром низкого давления, что позволит отбирать пар, имеющий меньшую эксергетическую ценность и, следовательно, повы­сить общую  эффективность аккумулирования. К таким турбинам для АЭС с ВВЭР относится K-1000-60/1500 (ПОАТ ХТЗ) с разделительным давлением 10.5 ата, а также ее аналог K-1000-60/1500-2, в которой на один недоотпущенный кВт.ч электроэнергии при отборе пара перед цилиндром низкого давления (ЦНД ) запаса­ется около 4 кВт.ч тепловой энергии, подаваемой в десорбер. Для увеличения глубины разгрузки желательно переключение всего расхода пара, идущего на ЦНД (оставив лишь вентиляционный расход), для подогрева воды промежуточного контура, пе­редающего тепло к теплоприемникам (десорберам) установки ВАРМ.

На рис.8 изображена схема накопителя и пикового контура АЭС, в котором перегрев аммиака проводится в дополнительном водо-аммиачном кон­туре, давление в абсорбере которого  1,9 МПа, что позволяет перегреть аммиак до 160°С (а не до 85°С, как в более ранних разработках). В конце 80-х годов ХХ века в соответствии с заданием Минатомэнергопрома СССР по схеме и технологии предложенной автором проведены технико-экономические исследования по ис­пользованию ВАРМ применительно к блоку РБМК-1000 (ЛАЭС).

Основные проектные проработки были нацелены на многовариантные технические решения по теплотехнологическому обо­рудованию ВАРМ.

Таблица 5.Термодинамические характеристики растворов (см. рис.8)

Номера точек

Давление МПа

Температура °С

Концентрация

кг NH3/кг

Энтальпия ккал/кг

Расход,

кг/кг раствора

I

2

3

4

5

6

1

1,0

20

0,433

-34,2

1,0

1

2

3

4

5

6

1’

1,0

73.3

0,438

19,2

1,00

2

1,0

170

0,030

167

0,57

3

19,10

172

0,03

-7,4

0,57

3’

19,10

105

0,41

57,2

0,95

4

19.10

25

0,438

-59,6

1

5

1,0

57,4

0,990

332

0.43

5’

1,0

73.3

0,438

346

0,44

6

1,0

25

1,0

25,8

0, 43

8

19,1

47,4

1,0

309

0,43

9

1.0

73

0,438

19,2

0,01

Разработаны конструкции основного оборудова­ния (генератор - адсорбер, ректификационные колонны, сепараторы, теплообменники, пароперегреватель и т.д.), сделан выбор стандартного оборудования (насосы и т.д.) и проведен сметный расчет.

Несколько больший опыт имеется в стране по разработке тур­бин, работающих на углекислом газе, что заставило рассмот­реть вариант ВАРМ-CO2, в котором в качестве испаряемого компонента и рабочего тела турбины служит не аммиак, а углекислота. В этом варианте в качестве абсорбента используют 20-30% водный раствор аммиака либо твёрдые сорбенты (цеолиты или активированные угли). Хранение и транспорт жидкой углекислоты хорошо освое­ны в промышленности.

Следует отметить, что в связи с низкой теплотой испа­рения СО2 и высокой теплотой поглощения СО2 в аммиачном растворе  в режиме разрядки возникает необходимость утилизации избы­точного тепла абсорбции (около 800-900 кДж/кг СО2 ). Один из вари­антов - отвод этого тепла на нагрев питательной воды в основной турбине (К-600-6,9/50 или КТ-600-6,9/25) при отключении подогревателей низкого давления, увеличении пропуска на выхлоп и соответствующем увеличении мощности на клеммах генератора. По данным заводов, определенный ре­зерв (до 50%) по пропуску пара в ЦНД имеется.

В этом случае, как и варианте ВАРМ, к.п.д. аккумуляции составит до 80-85%, что даст дополнительную мощность на "пиковой" турбине до 120-150 МВт(эл.) в рас­чете на один блок при снижении ночной нагрузки блока на 8 ч и работе "пиковой" турбины днем в течение  8-10 ч или 250-300 МВт при работе на пиковой мощности в течение 5 ч при зарядке ночью в течение 10-12 ч.

Проработка BAРM-CO2 велась для схемы, приведенной на рис. 9.

На 1 кг СО2 одновременно в генераторе отгоняются 0,386 кг NH3 и по равновесию с крепким раствором (yNH3  =0,32,yco2 =0,63) определяется количество флегмы (2,4 кг/кг), что в конечном счете дает расчетное значение тепловой нагрузки генератора (около 10000  кДж/кг NH3 или 3860 кДж/кг С02).

При этом в расчете на 1 кг СО2 при степени карбонизации К=200% полная теплота абсорбции при 40°С составляет 1350 кДж/кт CО2, что и определяет тепло­вой режим разрядки.

В разрядке тепло абсорбции СО2 в рас­творе аммиака расходуется на испарение и перегрев СО2 перед турбиной 14 и на нагрев воды промежуточного контура, переда­ющего тепло в тракт нагрева питательной воды III (в теплообменник ППВ, см. рис.9).

Рассчитан процесс 4-ступенчато­го близкого к адиабатическому сжатия СО2 со ступенями 0,2; 0,4; 0,6; 0,8 и 1,0 МПа. Соответствующая сумма работ по ступеням равна 140 кДж, тепло отведенное суммарное - 153 кДж (в расчете на 1 кг СО2). Следовательно, для ВАРМ-СО2  с параметрами по табл.5  1ож* = 208-141=67 кДж/кг q=363-153=210 кДж/кг.

Отношение вырабатываемой при разрядке энергии к запасенной (затраченной) при зарядке составит таким образом (31,5+40)/(120+20,2)=0,51, что соответствует характерным значениям альтернативных вариантов энергоаккумуляторов. Важно отметить, что при фиксированных удельных затратах (ценах) прирост к.п.д. должен опережать соответствующий рост капитальных вложений в энергоаккумулятор. Это  один из основных критериев при сопоставлении вариантов.

В качестве сорбента СО2 могут использоваться не только водоаммиачные растворы, но и твердые углеродные и цеолитовые сорбенты (рис. 10).

На основании результатов проектирования углекислотных энергоустановок (ПОАТ ХТЗ, КиевТЭП, ОПИ, ЛФ Оргэнергострой и др.) было показано, что при переходе от больших (500 МВт) к малым (50 МВт) единичным мощностям технико-экономические показатели углекислотных турбин меняются не так резко, как пароводяных установках. Проектная турбина низкого давления установки УКЭУ-50 имеет мощность 44 МВт при к.п.д. 89,5%. Начальное давление турбины низкого давления - 5,76 МПа.

В расчете на дополнительную мощность,  вырабатываемую  АЭС в режиме разрядки САУ-CO2 (71,5 МВт), удельные капиталовложения в уста­новку составят около  73 дол/кВт. Эта цифра лежит существенно ниже соответствующих показателей альтерна­тивных систем энергоаккумулирования и может рассматриваться как от­вечающая требованиям по конкурентоспособности установки со значитель­ным запасом по эффективности.

В разделе 4.3 даны результаты выбора эффективных циклов сорбционного накопления рабочего тела на основе выполненных схемно-конструктивных разработок  энергоустановок с высокоэффективным аккумулирующим углекислотным циклом высокого давления.

Выполнена разработка решений для одного из возможных вариантов исполнения энергоустановке с высокоэффективным аккумулирующим углекислотным циклом для ЭС, конкурентоспособной по безопасности, экономичности и другим параметрам по отношению к альтернативным энергоисточникам, в том числе к перспективным теплоаккумуляторам и электростанциям на органическом топливе.

Основные концептуальные решения рассматриваемого варианта САУ состоят в следующем: а) рабочее тело – диоксид углерода (СО2, R744) высокого давления (4 МПа) с температурой на входе в турбину до 200 оС; б) схема установки двухконтурная, с использованием во втором контуре углекислотного цикла высокого давления с сорбционным накоплением рабочего тела для обеспечения высоких значений КПД накопления энергии; в)  компоновка основного оборудования петлевая; г) аккумулятор рабочего тела  выполнен в ёмкости большого объёма с размещенными внутри теплообменными поверхностями  на основе заполнения сорбентом в виде свободной засыпки с поперечно-осевым течением рабочего тела; д) теплообменники перегрева СО2 размещаются в аппаратах, пристыкованных к источнику утилизируемого тепла; е) парогенераторы СО2 – секционные микроканального сотового типа прямоточного типа с генерацией пара в межпластинчатом пространстве (направление движения рабочего тела снизу вверх).

Энергоустановка САУ использует в качестве источника тепловой энергии сбросное тепло основного энергоисточника, в качестве которого могут быть использованы энергокомплекс с плавучей АЭС (ПАТЭС), установки с возобновляемыми  источниками энергии, а также работает в сочетании с газотурбинными  (ГТУ) установками или энергоустановками на основе двигателей внутреннего сгорания (ДВС).

Использование в качестве рабочего тела  диоксида углерода (СО2, R744) высокого давления (4 МПа), имеющего ряд специфических свойств, создает ряд преимуществ: СО2 не ядовит, не испытывает при работе САУ химических превращений, не диссоциирует, не является пожаро- взрывоопасным,  имеет хорошие теплопередающие свойства, не разрушает озоновый слой, имеет самый низкий среди применяемых рабочих веществ потенциал глобального потепления. СО2 в рабочем диапазоне температур и давлений химически инертен, отсутствуют химические реакции с конструкционными материалами.

Локализация рабочего тела при авариях с разгерметизацией рабочего контура и защита САУ от внешних воздействий не требуются. Даже в случае полной потери СО2 отсутствует необходимость в эвакуации населения, проживающего в районе расположения станции.

Показано, что использование вышеназванных технологий позволяет: увеличить КПД аккумулирования энергии, что определяет резкое снижение тепловых сбросов в окружающую среду на единицу произведенной энергии и улучшает технико-экономические показатели; обеспечить высокий уровень безопасности, исключающий ограничение на размещение САУ вблизи крупных населённых пунктов; продемонстрировать конкурентоспособность энергоустановки с САУ на мировом рынке коммерческого производства электроэнергии с более низкой стоимостью производимой электроэнергии по отношению к альтернативным энергоисточникам (электростанциям на органическом топливе, в том числе и к перспективным, использующим комбинированный парогазовый цикл).

Основные технические характеристики реакторной установки САУ приведены в таблице 6.

Таблица 6. Основные технические характеристики энергетической установки САУ (в варианте применительно к одной РУ КЛТ-40 на ПАТЭС)

Наименование

Значение

1. Тип  турбины

Углекислотная с  противодавлением

2. Схема преобразования энергии

Двухконтурная с выработкой газообразного СО2 высокого давления и низких температурных параметров

3. Электрическая мощность установки, максимальная, МВт

26

4. Тепловая мощность, подводимая  от РУ, МВт:

в пиковом режиме

в режиме ночного снижения

30

15

5.  контур подвода тепла

5.1. Теплоноситель первого контура

вода

5.2. Давление контура, МПа

5.3

5.3. Температура пара первого контура на входе

285

5.4. Потери давления, МПа, не более

0,5

5. Углекислотный контур

5.2. Рабочее тело

СО2 высокого давления

5.3. Мощность турбины (детандера), МВт

26

5.3. Давление перегретого СО2 за ПГ, МПа

4.0

5.4. Температура перегретого СО2 за ПГ, С

180

5.5. Температура СО2 на выходе из ХРТ, С

-0.4

5.6. Давление СО2 на входе в АРТ, МПа

0.2

5.7. Температура СО2 на входе / выходе компрессора , С

20/111

6. Базовый режим работы

100%Nном

7. Назначенный срок службы, лет

60

8. Средний за срок службы КИМ, не менее

0,87

Основные выводы

  1. Проведено комплексное системное исследование различных технологий производства водорода, получены оценки их эффективности в приложении к ядерным энергоисточникам, определены ограничения по применимости термохимических циклов разложения воды, в том числе впервые показана практическая неэффективность применения серно-иодного цикла в ядерно-технологическом комплексе производства водорода;
  2. Применительно к реакторной установке МГР-Т мощностью 600 МВт (тепл) определены технологические решения, схема и параметры процесса производства водорода из воды и природного газа.
  3. 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. 
  4. Разработана схема и определены основные технические решения по маневренной АЭС с ВТГР на основе применения бинарного парогазового цикла с хемотермическим аккумулированием, позволяющего не только получить высокую тепловую экономичность, но и обеспечить процесс конверсии метана технологическим паром, утилизировать теплоту охлаждения смеси Н2 и СО и рационально использовать аккумулированную те­плоту. Определены параметры и конструктивные характеристики газовой и паровой турбин.
  5. Показано, что разработанная схема АЭУ позволяет при постоянной мощности реактора в 1000 МВт (тепл) изменять нагрузку блока в диапазоне от 240 до 560 МВт со среднесуточным КПД около 42%.
  6. Применительно к задачам теплофикации предложена схема АТЭЦ на базе ГТУ с ВТГР, исследования которой определили схемы, параметры и спо­собы компоновки оборудования.
  7. Применительно к схеме атомных станций дальнего теплоснабжения с хемотермической передачей тепла определены основные технические решения, схемы и технологические параметры по контуру конверсии метана.
  8. Применительно к разработанной схеме передачи тепла для установки МГР-Т мощностью 600 МВт (тепл) выявлены факторы радиационной и пожаровзрывобезопасности, найдены и рекомендованы технологические решения по их обеспечению применительно к атомно-водородному комплексу производительностью более 400 тыс. т водорода/год..
  9. В результате комплексных исследований найден и рекомендован для практического применения диапазон рабочих параметров сорбционной аккумулирующей установки, обеспечивающих наибольший эффект в режиме аккумулирования низкопотенциального тепла ЯЭИ.

Основное содержание диссертации отражено в следующих рецензируемых публикациях:

  1. Столяревский А.Я. Аккумулирование вторичной энергии.- В сб. Атомно-водородная энергетика и технология.- - М.:Энергоатомиздат,1980.вып.4, С.60-126.
  2. Столяревский А.Я. Ядерно-технологические комплексы на основе высокотемпературных реакторов. / Монография. - М.:Энергоатомиздат,1988, (С.150, 9.3 п.л.).
  3. Столяревский А.Я., Хемотермические циклы и установки аккумулирования энергии. // International Scientific Journal for Alternative Energy and Ecology, IJAEE. -2005.№3(23). С.33-46.
  4. A.Stolyarevskiy, Concept and Status of Efforts to Create Nuclear Hydrogen in Russia. Report to ANS Embedded Topical on “Safety and Technology of Nuclear Hydrogen Production, Control and Management” (ST-NH2). Boston, MA, June 26, 2007
  5. A. Stolyarevskiy, The effective technology of hydrogen production in the transition, Report on II International Forum «Hydrogen technologies for the developing world » held in conjunction with 9th meeting of the Steering Committee of the IPHE. April 22-23, 2008. Moscow, «President Hotel»
  6. A. Stolyarevskiy,  Novel technology for syn-gas and alternative fuel production, GAFF-2005
  7. A. Stolyarevskiy, Innovative natural gas reforming for hydrogen production, Report to Intnl. Forum “Hydrogen  technologies for energy production”, Moscow, 6-10 Febr. 2006.
  8. Столяревский А.Я., Технология получения синтез-газа для  водородной энергетики// International Scientific Journal for Alternative Energy and Ecology, ISJAEE  .-2005.2(22). С.26-32
  9. Столяревский А.Я., Бескислородное производство синтез-газа и альтернативных моторных топлив на его основе с использованием адиабатической конверсии природного газа. В сб. тезисов докл. Межд. Конф. «Альтернативные источники энергии для транспорта и энергетики больших городов», М.,2005:Изд-во Прима-Пресс, С.81-83.
  10. Столяревский А.Я. Технология производства водородо-метановой смеси для автотранспорта.//Наука и техника в газовой промышленности.№3,2008, С.73-80.
  11. Столяревский А.Я. Производство альтернативного топлива на основе  ядерных энергоисточников.//Российский химический журнал.№ 6,2008, т.LII. УДК 661.961:621.039.576.
  12. Пономарев-Степной Н.Н., Столяревский А.Я., Пахомов В.П.. Атомно-водородная энергетика. Системные аспекты  и ключевые проблемы. /Монография.-М.:Энергоатомиздат, 2008. С.108 (вклад автора -4 п.л.)
  13. Патент – 2273742 РФ, МПК6 F 01K25/06. Энергоаккумулирующая установка / А.Я.Столяревский; Центр КОРТЭС.- N 2004126596/06; Заяв. 2004.09.03; Опубл.  2006.04.10, Бюл. N 10.
  14. Патент – 2274600 РФ, МПК6 С 01В3/38. Способ многостадийного получения синтетического газа / А.Я.Столяревский; Центр КОРТЭС.- N 2004126507/15; Заяв. 2004.09.03; Опубл.  2006.04.20, Бюл. N 11.
  15. А. с. 685042 СССР, МПК6 G21D3/12. Ядерная энергетическая установка/ А.Я.Столяревский;- N 2489246; Заяв. 1977.05.24; зарегистр. 1979.05.14, Госреестр изобретений.
  16. Патент - 2214634 РФ, МПК6 G21C9/06. Система послеаварийной инертизации/ А.Я.Столяревский; Центр КОРТЭС.- N 2001122034/06; Заяв. 2001.08.08; Опубл. 2003.10.20, Бюл. N 22.
  17. Патент - 2214633 РФ, МПК6 G21C1/03. ТЕПЛОВЫДЕЛЯЮЩАЯ СБОРКА, АКТИВНАЯ ЗОНА И СПОСОБ ЭКСПЛУАТАЦИИ ВОДО-ВОДЯНОГО ЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО РЕАКТОРА / А.Я.Столяревский; Центр КОРТЭС.- N 2001122033/06; Заяв. 2001.08.08; Опубл. 2003.04.20, Бюл. N 6.
  18. Патент - 2183310 РФ, МПК6 F28D15/02. Устройство термостабилизации/ А.Я.Столяревский; Центр КОРТЭС.- N 2000127255/06; Заяв. 2000.10.31; Опубл. 2002.06.10, Бюл. N 10.
  19. Патент - 2173661 РФ, МПК6 B65D83/14. КАПСУЛА ДЛЯ ХРАНЕНИЯ ГАЗА И УСТРОЙСТВО ЗАПРАВКИ ГАЗОНАПОЛНЯЕМЫХ ИЗДЕЛИЙ / А.Я.Столяревский; Центр КОРТЭС.- N 99124236/13; Заяв. 1999.11.12; Опубл.  2001.09.20, Бюл. N 16.
  20. Патент - 2171765 РФ, МПК6 B65D83/14. КАПСУЛА ДЛЯ ХРАНЕНИЯ ГАЗА И СПОСОБ ЕЕ ЗАПРАВКИ / А.Я.Столяревский; Центр КОРТЭС.- N 2000104684/13; Заяв. 2000.02.29; Опубл.  2001.08.10, Бюл. N 14.
  21. Патент – 2171214 РФ, МПК6 B65D83/14. КАПСУЛА ДЛЯ ХРАНЕНИЯ ГАЗА И СПОСОБ ЕЕ ЗАПРАВКИ / А.Я.Столяревский; Центр КОРТЭС.- N 99124241/13; Заяв. 1999.11.12; Опубл.  2001.07.27, Бюл. N 12.
  22. Патент - 2157780 РФ, МПК6 B65D83/14. КАПСУЛА ДЛЯ ХРАНЕНИЯ ГАЗА И СПОСОБ ЕЕ ЗАПРАВКИ / А.Я.Столяревский; Центр КОРТЭС.- N 99112244/13; Заяв. 1999.06.03; Опубл.  2000.10.20, Бюл. N 14.
  23. Патент - 2157780 РФ, МПК6 F16K15/14. ПЕРЕПУСКНОЕ КЛАПАННОЕ УСТРОЙСТВО  / А.Я.Столяревский; Центр КОРТЭС.- N 94030503/06; Заяв. 1994.08.10; Опубл.  1998.02.20, Бюл. N 2.
  24. Патент - 2157780 РФ, МПК6 B65D83/14. КАПСУЛА ДЛЯ ХРАНЕНИЯ ГАЗА И СПОСОБ ЕЕ ЗАПРАВКИ / А.Я.Столяревский; Центр КОРТЭС.- N 99112244/13; Заяв. 1999.06.03; Опубл.  2000.10.20, Бюл. N 14.
  25. Патент – 6770118 США, B65D83/14. GAS STORAGE CAPSULE AND METHOD FOR FILLING SAID CAPSULE / Anatoly Stolyarevsy; Center CORTES.- N 10/064924; Заяв. 2002.08.29 ; Опубл. 2004.08.03, USPTO.
  26. Столяревский А.Я., Аваков В.Б., Касаткин М.А.,.Хуснутдинов В.А. Регулирующая энергетическая установка для систем промышленного и коммунального электроснабжения на базе электрохимического генератора с замкнутым водородным циклом.//Электросистемы.№4,2007,С.24-28.
  27. Столяревский А.Я., Энергоаккумулирующая установка. // Изобретатели -машиностроению. - 2008.№2(47).-С.48-51.
  28. Столяревский А.Я., Верхивкер Г.П., Кравченко В.П. и др. О схемах хемотермической части АЭТС с высокотемпературными реакторами // Вопросы атомной науки и техники, сер.: Атомно-водородная энергетика и технология, вып.3, М., 1985, с. 22-24.
  29. Столяревский А.Я., Хуснутдинов В.А., Касаткин М.А., Регулирующие энергетические установки на базе электрохимических генераторов и формирование территориальной водородной инфраструктуры. // International Scientific Journal for Alternative Energy and Ecology, ISJAEE, №4, 2007, С.110-118.
  30. Столяревский А.Я., Чабак А.Ф., Прохоров, А.Ф.,Николаевский В.Б. Исследования водородной проницаемости материалов термоконверсионных агрегатов // Вопросы атомной науки и техники, сер.: Атомно-водородная энергетика и технология, вып.3, М., 1980, с. 42-44.        
  31. Столяревский А.Я., Федотов И.Л., Сявриков А.Я. Анализ возможностей создания термоконверсионного агрегата с вынесенным реакционным объемом // Вопросы атомной науки и техники, сер.: Атомно-водородная энергетика и технология, вып.1(8), М., 1981, с. 10-11.
  32. Столяревский А.Я., Костин В.И.,  Кодочигов Н.Г., Васяев А.В., Кузнецов Л.Е., Пономарев-Степной Н.Н., Кухаркин Н.Е. МГР-Т – инновационная ядерная технология для комбинированного производства водорода и электроэнергии. Доклад на Второй Российской научно - технической конференции "Материалы ядерной техники" (МАЯТ-2) : Рос. конф, 19-23 сент. 2005 г., Агой (Краснодар. край). : Тез. докл.. -М.: РИО ВНИИНМ, 2005.
  33. Столяревский А.Я., Проценко А.Н., Маргулис У.Я., Хрулёв А.А. и др. Оценка возможного радиационного воздействия при использовании водорода, получаемого на АЭТУ с ВТГР // Вопросы атомной науки и техники, сер.: Атомно-водородная энергетика и технология, вып.1(5), М., 1979, с. 80-85.
  34. Столяревский А.Я., Пономарев-Степной Н.Н., Проценко А.Н., Кирюшин А.И. Особенности обеспечения безопасности опытно-промышленной атомной энергетической установки ВГ-400// Вопросы атомной науки и техники, сер.: Атомно-водородная энергетика и технология, вып.2, М., 1988, с. 20-38.
  35. Столяревский А.Я., Бескислородное производство синтез-газа и альтернативных моторных топлив на его основе с использованием адиабатической конверсии природного газа. В сб. тезисов докл. Межд. Конф. «Альтернативные источники энергии для транспорта и энергетики больших городов», М.,2005: Изд-во Прима-Пресс, С.81-83.
  36. СтоляревскийА.Я., Кузьмин И.И. Перспективы ядерной энергетики // Энергия: Экономика, техника, экология.- 1985.№4,С.44-51.
  37. Столяревский А.Я., Михайлова С.А., Брун-Цеховой А.Р., Кацобашвили Я.Р. и др. Об одном из перспективных направлений совершенствования процесса паровой конверсии углеводородов // Вопросы атомной науки и техники, сер.: Атомно-водородная энергетика и технология, вып.2(9), М., 1981, с. 96-98.
  38. Столяревский А.Я., Хуснутдинов В.А., Инновационные технологии атомно-водородной энергетики в проекте «Бакчарская сталь», International Scientific Journal for Alternative Energy and Ecology, ISJAEE, №11(55), 2007.рр.114-123.
  39. Столяревский А.Я., Михайлова С.А., Дорошенко Н.А., Проценко А.Н., Алексеев А.М. Возможные пути использования тепловой энергии высокотемпературного газоохлаждаемого реактора ВГ-400 для производства аммиака// Вопросы атомной науки и техники, сер.: Атомно-водородная энергетика и технология, вып.2(7), М., 1980, с. 21-24.
  40. Столяревский А.Я., Верхивкер Г.П., Кравченко В.П. и др. О схемах хемотермической части АЭТС с высокотемпературными реакторами // Вопросы атомной науки и техники, сер.: Атомно-водородная энергетика и технология, вып.3, М., 1985, с. 22-24.
  41. Столяревский А.Я., Митенков Ф.М., Кодочигов Н.Г., Васяев А.В., Головко Г.Ф., Кузнецов Л.Е., Пономарев-Степной Н.Н., Кухаркин Н.Е. Возможность промышленного внедрения РУ с ВТГР для промышленного производства водорода. //Тяжелое машиностроение.- 2007.№3, С.24-28.
  42. Столяревский А.Я., Мелентьев Л.А., Пономарев-Степной Н.Н., Назаров Э.К.,  Перспективы создания хемотермических систем теплоснабжения на базе высокотемпературных ядерных реакторов.- В сб. Атомно-водородная энергетика и технология.- М.:Энергоатомиздат,1983,вып.5,С.44-71.
  43. Столяревский А.Я., Пономарев-Степной Н.Н., Проценко А.Н., Гребенник В.Н. Перспективы комплексного использования энергии ядерных реакторов в черной металлургии// Вопросы атомной науки и техники, сер.: Атомно-водородная энергетика и технология, вып.1, М., 1976, С. 115-134.
  44. Столяревский А.Я., Пахомов В.П., Волощенко Г.П., Мележко Е.В., Атомно-водородная энергетика - энергетика будущего// Бюлл. по атомной энергии. 2003.№5.С.23-32.
  45. Столяревский А.Я., Михайлова С.А., Галактионов И.В., Черняев В.А. и др. Вопросы эффективного дальнего теплоснабжения с помощью хемотермических систем // Вопросы атомной науки и техники, сер.: Атомно-водородная энергетика и технология, вып.1(8), М., 1981, с. 44-47.
  46. Large Scale Nuclear Hydrogen&Power Plant based on Helium Cooled Nuclear Reactor MGR-T/N.N. Ponomarev-Stepnoy, N.E.Kukharkin, AnatolyYa. Stolyarevskiy,F.M. Mitenkov, N.G.Kodochigov,A.V.Vasyaev,V.F.Golovko //The report 2.1 НР201 at the IHEC-2005, Istanbul, 13-15 July 2005.
  47. Столяревский А.Я., Малевский А.Л., Владимиров В.Т., Наумов Ю.В. Выбор состава и параметров оборудования АТЭЦ с ВТГР на базе ГТУ // Вопросы атомной науки и техники, сер.: Ядерная техника и технология, вып.2, М., 1990, с. 12-15.
  48. Столяревский А.Я., Малевский А.Л., Владимиров В.Т. Влияние компановочных решений оборудования первого контура на параметры газотурбинной АТЭЦ с ВТГР// Вопросы атомной науки и техники, сер.: Атомно-водородная энергетика и технология, вып.3, М., 1988, с. 10-12.
  49. Столяревский А.Я., Пономарев-Степной Н.Н., Проценко А.Н., Перспективы создания атомных энергоустановок с хемотермическим аккумулированием тепловой энергии.- В сб. Атомно-водородная энергетика и технология.- М.:Энергоатомиздат,1979,вып.2,С.184-183.
  50. Столяревский А.Я., Проценко А.Н., Шевелев Я.В. Развитие атомной энергетики СССР.// Атомная наука и техника СССР/под общей ред. А.М.Петросьянца. М., Энергоатомиздат, 1987, с. 26-35.
  51. A.Ya. Stolyarevskiy, N.N.Ponomarev-Stepnoy, A.N.Protsenko, E.K.Nazarov et al, Problems of attracting nuclear energy resources in order to provide economical and rational consumption of fossil fuels// Int. J. Hydrogen Energy. 1990. vol.15, No.1.P.45-54.
  52. Столяревский А.Я., Пономарев-Степной Н.Н. Атомно-водородная энергетика// Экономика России-ХХ1 век.-2003. №5(13).
  53. Столяревский А.Я., Назаров Э.К. Энерготехнологическое применение высокотемпературных ядерных реакторов.- В сб. Атомно-водородная энергетика и технология.- М.:Энергоатомиздат,1980.вып.3,С.58-129.
  54. Столяревский А.Я., Ольховский Г.Г., Пономарев-Степной Н.Н., Проценко А.Н., Чернецкий Н.С., Курочкин Ю.П., Афанасьев Б.П., Рублев В.Я., Комаров Е.В. Манёвренный энергоблок с газоохлаждаемым реактором// Теплоэнергетика.- 1981,.№8,С.11-16.

Рис.  1. Диаграмма равновесия (сухой конвертированный газ)

Рис. 2. Схема пиковой генерации пара

Рис.  3. Q—Т-диаграмма вспомогательного парогенератора-метанатора

Рис. 4. Принципиальная тепловая схема. 1 - реактор; 2- высокотемпературный теплообменник; 3 - газовая турбина; 4- компрессор; 5- основной парии генератор; 6-паровая турбина; 7 -паровой пароперегреватель; 8 - подогреватель низкого давления; 9- аппарат утилизации теплоты; 10 - парогенератор низкого давления; // - регенератор; 12 - влагоотделитель; 13- газохранилище; 14- метанатор; 15 - вспомогательный парогенератор; 16 - химическая очистка отсепарированной воды; 17-электрический генератор паротурбинной установки; 18 - конденсатор; 19 - питательный насос; 20 - электрический генератор ГТУ; / — гелий; // — вода; /// — пар; IV-СН4; V-CO+3H2.

Рис. 5. Связь параметров и показателей установки в базовом режиме.

Рис.6. Диаграмма режимов установки

Рис. 7. Принципиальная схема АТЭЦ с ВТГР на базе ГТУ: 1 -ВТГР; 2 — турбина; 3 - паровой охладитель газа; 4 - сетевой охладитель газа; 5 - концевой охладитель газа; 6 и 8 - компрес­соры; 7 - промежуточный охладитель газа; 9 - генератор; 10 - насосы; 11 - сухая градирня; 12 - сетевой подогреватель; 13 - парогенератор; 14 - регенератор.

Рис.8. Водоаммиачный накопитель энергии на АЭС: 1 – редукционно-охлаждающее устройство; 2 - теплообменник «пар-вода» промежуточного контура; 3 - насос промежуточного контура; 4 - расширительный бак; 5 - генератор низкого давления;  6 – дефлегматор; 7 - теплообменник «крепкий - слабый раствор»;  8 -  насос крепкого раствора; 9- хранилище крепкого раствора; 10 - конденсатор аммиака; 11 - хранилище аммиака;12 - испаритель аммиака; 13 - абсорбер низкого давления; 14 - аммиачная турбина; 15 - охладитель крепкого раствора; 16 - хранилище слабого раствора; 17 - насос аммиака; 19 – пароперегреватель- абсорбер высокого давления; 20 - генератор высокого давления.

Рис.9. Схема ВАРМ-СО2

1 – редукционно-охлаждающее устройство; 2 - теплообменник пар-вода промежуточного контура; 3 - насос промежуточного контура; 4 - расширительный бак; 5 - генератор высокого давления;  6 – дефлегматор; 7 - теплообменник «крепкий - слабый раствор»;  8 -  насос крепкого раствора; 9- хранилище крепкого раствора; 10 - конденсатор углекислоты; 11 - хранилище СО2; 12 - испаритель углекислоты; 13 - абсорбер низкого давления; 14 - углекислотная турбина; 15 - охладитель крепкого раствора; 16 - хранилище слабого раствора; 17 - насос аммиака; 19 – пароперегреватель.

Рис. 10. Упрощенная принципиальная схема САУ

Турбина 1, приемник - аккумулятор рабочего тела (АРТ) 2, аккумулятор -хранилище сжиженного рабочего тела (ХРТ) 3, основной нагнетатель –главный циркуляционный насос 4, нагревающий теплообменник –парогенератор-пароперегреватель 5, приемник рабочего тела 2, встроенный теплообменник 51, компрессор 6, охлаждающий теплообменник 7.






© 2011 www.dissers.ru - «Бесплатная электронная библиотека»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.