Содержание к диссертации
Введение
Глава 1. Современный уровень и перспективные пути повышения безопасности энергоблоков АЭС с ВВЭР 17
1.1 Классификация и анализ аварийных ситуаций на АЭС с ВВЭР 17
1.2 Краткий обзор современных и перспективных систем отвода остаточного тепловыделения из активной зоны реакторов типа ВВЭР 24
Глава 2. Разработка систем отвода остаточного тепловыделения реакторов ВВЭР-1000, на основе комбинирования АЭС с многофункциональными установками 44
2.1 Система активного отвода остаточного тепловыделения реактора ВВЭР-1000 на базе дополнительной паровой турбины 44
2.2 Система активного отвода остаточного тепловыделения реактора ВВЭР-1000 на базе дополнительной паровой турбины и водородного комплекса 52
2.3 Система активного отвода остаточного тепловыделения реактора ВВЭР-1000 на базе парогазовой установки 61
2.4 Система активного отвода остаточного тепловыделения реактора ВВЭР-1000 на базе парогазовой установки с использованием паро водородного перегрева 66
Глава 3. Обоснование эффективности систем отвода остаточного тепловыделения реакторов ВВЭР-1000 на основе вероятностного анализа 69
3.1 Методика предварительного вероятностного анализа на примере 3-х
канальной системы аварийного электроснабжения с дизель-генераторами 69
3.2 Вероятностный анализ САОТ на базе дополнительной паротурбинной установки 75
3.3 Вероятностный анализ САОТ на базе парогазовой установки 79
3.4 Сравнительный вероятностный анализ предлагаемых САОТ с известными схемами 83
Глава 4. Обоснование экономической эффективности разработанных систем отвода остаточного тепловыделения реакторов ВВЭР-1000 88
4.1 Экономический эффект от введения САОТ с дополнительной ПТУ при комбинировании с водородным комплексом 88
4.2 Экономический эффект от введения САОТ с дополнительной ПТУ 94
4.3 Экономический эффект от введения САОТ с ПТУ 96
4.4 Сравнительный анализ известных и разрабатываемых систем отвода остаточного тепловыделения реакторов ВВЭР-1000 99
Выводы 103
Список сокращений и условных обозначений 105
Список использованных источников
- Краткий обзор современных и перспективных систем отвода остаточного тепловыделения из активной зоны реакторов типа ВВЭР
- Система активного отвода остаточного тепловыделения реактора ВВЭР-1000 на базе дополнительной паровой турбины и водородного комплекса
- Вероятностный анализ САОТ на базе дополнительной паротурбинной установки
- Экономический эффект от введения САОТ с дополнительной ПТУ
Краткий обзор современных и перспективных систем отвода остаточного тепловыделения из активной зоны реакторов типа ВВЭР
Одной из наиболее частых причин возникновения аварийных ситуаций на АЭС является обесточивание. Причиной полного обесточивание могут служить как внутренние отказы, так и крупные аварии в энергосистеме, когда обесточиваются потребители электроэнергии, а мощные электростанции вынуждены полностью останавливать свою работу. Если на других типах электростанций останов агрегатов происходит без негативных последствий, то на атомных электростанциях для предотвращения плавления активной зоны необходимо расхолаживать реактор, что требует использование системы аварийного энергоснабжения, которая также имеет свою вероятность отказа.
По данным [3] преобладающая часть аварий недоотпуска электроэнергии (80-90%) приходится на аварии в электрических сетях. Аварии на электростанциях вносят значительно меньший вклад (10-20% суммарного недоотпуска). Основная часть аварийных ситуаций вызывает небольшой недоотпуск электроэнергии или проходит без нарушения электроснабжения потребителей. Только порядка четвертой части общего количества аварий сопровождается значительным недоотпуском, превышающим 50 тыс. кВт#ч. Недоотпуск электроэнергии потребителям в результате крупных аварий составляет 80 - 95% суммарного недоотпуска из-за всех учтенных как аварии нарушений режима.
Классификация крупных аварий по их причинам возникновения и развития показывает, что 50 - 60% ситуаций, происходит из-за стихийных явлений; аварии, развитие которых произошло по вине персонала энергосистем, составляют 10 -25%; по вине других организаций (строительных, монтажных, ремонтных, наладочных, проектных) 4 - 10%; по вине посторонних организаций (таких как заводы-изготовители оборудования и аппаратуры) 8 - 18%; по прочим причинам происходит 4 - 15% всех крупных аварий [3].
По принятой классификации к системным авариям относятся: - нарушение устойчивости и разделение энергосистемы (ОЭС, ЕЭС), вызвавшие отключение потребителей суммарной мощностью свыше 5% нагрузки отделившейся части; - длительная работа энергосистемы (ОЭС, ЕЭС) с частотой ниже установленного предела (в обычных условиях ниже 49,5 Гц продолжительностью более 1 ч.); - вызванные стихийными явлениями массовые повреждения линий электропередач, которые привели к отключению потребителей общей мощностью свыше 10% нагрузки всей энергосистемы.
Установка дополнительных электрогенерирующих установок для резервирования собственных нужд атомных станций дает наибольший выигрыш при размещении станции в зоне со слабой энергосистемой и недостатком мощностей резервирования, а также в обладающих сильными связями энергосистемах, основную часть времени работающих практически не имея резерва пропускной способности. В этих случаях возможны системные аварии с каскадным (цепочечным) развитием аварийных процессов.
Анализ возникновения и развития системных аварий показывает, что они являются следствием ряда утяжеляющих аварийные процессы факторов. Из которых к основным относятся: ограничение резерва мощности; недостаточная пропускная способность электрических связей; нарушения в работе устройств релейной защиты и автоматики; недостаточная оснащенность энергообъектов средствами автоматической противоаварийной защиты; ошибочные действия персонала; недостаточно надежная работа оборудования.
В ходе анализа аварийных ситуаций имевших место на атомных станциях ряда стран, были выявлены наиболее крупные системные аварии и показаны в Таблице 1. Таблица 1- Краткий перечень крупных системных аварий с фунционирующими АЭС, их причины и уровень развития [4] 2003СШАКанада 14 августа на восточном побережье США и Канады в ряде крупнейших городов произошла техногенная катастрофа, которая впоследствии получила название "Блэкаут 2003". Девятисекундная авария произошла в 16.00 по нью-йоркскому времени, она привела к веерному отключению электроэнергии вследствие перегрузки сетей. В результате ЧП так или иначе пострадали свыше 50 млн. человек в восьми штатах США и канадской провинции Онтарио. Были остановлены более 100 электростанций, в том числе 22 атомных реактора. На полное восстановление энергоснабжения понадобилось более суток. Продолжение Таблицы 2003 Италия Порывом ветра вырвало с корнем дерево, которое закоротило ЛЭП мощностью 380 кВ в швейцарских Альпах. Итальянская энергосистема не смогла справиться с перегрузкой, в результате чего полуостров Апеннины остался без света на 5 - 16 часов. 2004 Россия 16 июля в ОАО "Иркутскэнерго" мощный ураган разрушил 2 ЛЭП мощностью 500 кВ. 2005 Россия 25 мая 2005 произошла крупная авария в энергосистеме, в следствии чего на несколько часов была прекращена подача электроэнергии в ряде районов Москвы, Подмосковья, а также Тульской, Калужской и Рязанской областей. Несколько тысяч человек оказались заблокированы в поездах московского метро и лифтах, была парализована работа ряда коммерческих и государственных организаций. Техногенная авария, от которой, началась на электроподстанции Чагино, расположенной на юго-востоке Москвы, в районе Капотня. Почти все трансформаторы были уничтожены в результате возгорания, оставшийся не выдержал перегрузки. 2007 Испания 23 июля на подстанциях Барселоны произошла авария, причиной которой было резкое падение напряжения на одной из линий электропередачи. Это привело к выходу из строя сразу двух подстанций города, еще на двух произошло возгорание. Электроснабжения были лишены жилые дома, больницы, госучреждения, метро, пригородные поезда, отключены светофоры. 2007 Румыния 8 января в результате сбоя электроснабжения без электричества остались несколько центральных районов столицы Румынии Бухареста. Почти на час тысячи пассажиров были заблокированы в поездах бухарестского метрополитена. Жилые дома остались без света, остановился общественный транспорт. Сбой произошел на одной из городских подстанций. 2008 США 13 июня в центральных районах Вашингтона произошло массовое отключение электроснабжения. Около 11 тысяч жителей столицы США остались без электричества, в центре города перестали работать светофоры. Отключения электричества стало следствием аварии на одной из подстанций города. Правительственные учреждения, оказавшиеся на территории отключения электроснабжения, перешли на резервные аварийные генераторы. Продолжение Таблицы 2009 Россия 17 августа на Саяно-Шушенской ГЭС произошла авария, в результате которой разрушению подверглись третий и четвертый водоводы, произошло подтопление машинного зала. Из десяти гидротурбин девять полностью вышли из строя, и станция была остановлена. В результате было частично нарушено энергоснабжение сибирских регионов; сокращена подача электричества в Томске. Веерные отключения затронули ряд промышленных предприятий, в том числе сибирские алюминиевые заводы. Авария унесла жизни 75 человек, 13 пострадали.
Система активного отвода остаточного тепловыделения реактора ВВЭР-1000 на базе дополнительной паровой турбины и водородного комплекса
В рассматриваемом в данной главе способе отводе остаточного тепловыделения реакторов электроснабжение потребителей 1-й, 2-й категорий и циркуляционного насоса, можно обеспечить за счет дополнительной парогазовой установки. В аварийной ситуации, входящая в состав ПТУ паровая турбина, может работать на паре, генерируемом за счет остаточного тепловыделения активной зоны реактора (Глава 2.1). В случае отказа паровой турбины или нехватки рабочего тела, в работу включается одна из газотурбинных установок [57]. Вторая ГТУ работает на минимальной нагрузке, чтобы в случае необходимости принять нагрузку на себя.
В штатном режиме работы АЭС предлагаемая установка может использоваться для выработки дополнительной мощности. Оборудование парогазовой установки может быть выведено за территорию площадки АЭС. Принципиальная технологическая схема САОТ на базе комбинирования АЭС с ПТУ приведена на Рисунке 11. При этом ПТУ выступает в роли общестанционного резерва, выполнена такой мощности, чтобы обеспечить электроснабжение всей станции в случае максимальной проектной аварии.
В штатном режиме работы АЭС газовая турбина 10 вырабатывают дополнительную мощность. За счет тепла уходящих газов в котле-утилизаторе 77 генерируется пар и направляется на дополнительную паровую турбину 72, которая так же работает на выработку дополнительной мощности.
В ночные внепиковые часы электрической нагрузки ГТУ отключаются. Паровая турбина, входящая в состав ПГУ, находится на минимальной нагрузке в работе, за счет пара, отбираемого после промежуточного перегревателя 4 основной турбоустановки.
На первом этапе расхолаживания в первом контуре поддерживается естественная циркуляция, путем отвода тепла через парогенератор. Из него часть пара, генерируемого за счет энергии остаточного тепловыделения активной зоны реактора, поступает на паровую турбину 12. Излишек генерируемого пара сбрасывается через БРУ-К в конденсатор основной турбины. Паровая турбина работает от остаточного тепловыделения одного из реакторов, в остальных трех генерируемый пар направляется через БРУ-К в конденсатор. Давление на входе в турбину посредством БРУ поддерживается равным штатному.
Остаточного тепловыделения одного реактора ВВЭР-1000 хватает для генерации в паровой турбине, входящей в состав ПГУ электроэнергии, необходимой для отвода остаточного тепловыделения четырех реакторов в течение времени порядка 1 часа. За это время приводятся в рабочее состояние и принимают на себя нагрузку газотурбинные установки. По прошествии еще 9 часов (около 10 часов с момента начала аварии) температура теплоносителя первого контура опускается ниже 150 С и включается система аварийного охлаждения активной зоны низкого давления. Аварийный питательный и циркуляционные насосы 2-го контура отключаются. В работу включаются насосы САОЗ НД: насос аварийного расхолаживания ЦНР-800-230 и насос ЦВА 1350-35 подачи технической воды, используемой для отвода тепла от теплообменника САОЗ. В Таблице 6 приведены наиболее значимые показатели работы основного оборудования [58].
Парогазовая установка и газопроводы должны быть построены с учетом требований сейсмостойкости: ПГУ на сейсмоизолирующей платформе, газопроводы должны быть выполнены закольцованными, с разделением их на секции отключающими устройствами. Конструкции опор должны обеспечивать газопроводам возможность перемещений, возникающих во время землетрясения. Таблица 6. Основные характеристики потребителей электроэнергии при отводе остаточного тепловыделения 4-х реакторов (используется остаточное тепловыделение одного реактора и ПГУ) в аварийной ситуации с полным обесточиванием
В рассматриваемом в данной главе способе отводе остаточного тепловыделения реакторов электроснабжение потребителей 1-й, 2-й категорий и циркуляционного насоса, можно обеспечить за счет дополнительной парогазовой установки. Но в отличие от предыдущей главы помимо ГТУ электроснабжение в течение 72 часов также может обеспечить входящая в состав ПТУ паровая турбина, комбинированная с водород-кислородной камерой сгорания, которая в аварийных ситуациях позволит получать недостающее количество пара для выработки электроэнергии.
Парогазовая установка и водородный комплекс, входящие в предлагаемую САОТ (Рисунок 12) эффективно используются для повышения маневренности энергоблока АЭС в эксплуатационных режимах. Оборудование ПТУ и водородного комплекса выведено за территорию площадки АЭС.
Система работет следующим образом: в пиковые часы электрической нагрузки газовая турбина 10 вырабатывает дополнительную мощность. За счет уходящих газов в котле-утилизаторе 11 генерируется пар, перегревается в двухступенчатой камере сгорания с пароводяным охлаждением 14 и направляется на дополнительную паровую турбину 72, которая также работает на выработку дополнительной мощности.
Использование двухступенчатой камеры сгорания с пароводяным охлаждением 14 обеспечивает эффективное использование аккумулированной в виде водорода и кислорода энергии. Полученный в камере сгорания с пароводяным охлаждением высокотемпературный пар смешивается с паром, генерированным в котле-утилизаторе 11 и приводит к повышению его температуры, что обеспечивает увеличение теплоперепада и расхода пара в паротурбинной установке 12. В ночные внепиковые часы электрической нагрузки газовая турбина 10 и камера сгорания с пароводяным охлаждением 14 отключаются. В работе продолжает находиться паровая турбина 12 на минимальной нагрузке, с использованием пара, отбираемого после промежуточного перегревателя 4 основной турбоустановки. Путем электролиза воды происходит аккумулирование невостребованной ночной электроэнергии в виде водорода и кислорода, которые при помощи дожимных водородных и кислородных компрессорных агрегатов поступают в емкости хранения.
В аварийной ситуации, сопровождаемой полным обесточиванием, на дополнительную турбину 12 из парогенератора продолжает поступать пар, генерируемый остаточным тепловыделением активной зоны реактора. По мере расхолаживания количество пара генерируемого в паропроизводящей установке будет снижаться. За это время приводится в рабочее состояние ГТУ, а в случае ее отказа пар генерируется в двухступенчатой камере сгорания с пароводяным охлаждением 14, на которую через резервные ресиверы подаются запасенные в резервной системе хранения водород и кислород, и впрыскивается балластировочная вода, посредством которой обеспечивается охлаждение камеры сгорания и генерация необходимого для обеспечения электроснабжения СН АЭС количества пара [59].
Таким образом, предложенная система активного отвода тепла на базе парогазовой установки с использованием паро-водородного перегрева, способна обеспечить электроснабжение основных потребителей электроэнергии в аварийных ситуациях, связанных с полным обесточиванием станции, в том числе при максимальной проектной аварии. Кроме того система окупается за счет выработки дополнительной электроэнергии в штатном режиме.
Вероятностный анализ САОТ на базе дополнительной паротурбинной установки
В ходе решения системы уравнений были подсчитаны и приведены в Таблице 8 стационарные значения вероятностей состояний для трехканальной САЭ с ДГ. Значения стационарных вероятностей состояний определяются как решение системы алгебраических уравнений, получающейся из системы дифференциальных уравнений Колмогорова приравниванием к нулю производных по времени от вероятностей состояний. Таблица 8. Стационарные значения вероятностей для системы электроснабжения СН АЭС с 3 дизель-генераторами (Рисунок!3)
Итоговая интенсивность отказов определяется как средний параметр потока отказов системы равный сумме произведений вероятностей состояний работоспособности РІ на интенсивности переходов Х системы из области соответствующих действительных состояний в конечные [61]:
Используя данные: V 1 = 3,0-10 , ддгвн = 0,063, Хсвн = 1,44-10, \ъш = 0,064, Х н = 5,0-10"4, цквн = 0,15 (1/час) [62], вероятность запуска дизель-генератора: Р3 = 98 % (паспортные данные), была посчитана итоговая интенсивность отказа трехканальной системы авариного электроснабжения с дизель-генераторами при полном обесточивании: 2,45-Ю"4. 1/реакт.тод
Таким образом, приведенная методика позволяет оценить надежность систем активного отвода остаточного тепловыделения реакторов АЭС в зависимости от количества и технических характеристик входящих в систему установок. По предложенной методике была написана и зарегистрирована программа ЭВМ [65].
Вероятностный анализ САОТ на базе дополнительной паротурбинной установки Для предварительной оценки вероятности повреждения активной зоны реактора при совместном использовании САОТ на базе дополнительной паротурбинной установки (Глава 2.1) и трех каналов аварийного электроснабжения с дизель-генераторами составлен граф состояний (Рисунок 14). Граф состояний для САОТ с 3-мя каналами САЭ с ДГ и ПТУ: 0 отсутствие нарушений связи с системой; ПТУ - потеря внешних источников электроэнергии, выполнение функций ПТУ; 1 - отказ ПТУ, выполнение функций одним из трех каналов САЭ с ДГ; 2 - отказ 1-го канала, выполнение функций 2-м каналом САЭ с ДГ; 3 - отказ 2-го канала, выполнение функций 3-м каналом САЭ с ДГ; 4 - отказ всех резервных каналов с потерей электроснабжения. При решении учитывалась возможность разгерметизации 1-го контура (Ар), при которой паровая турбина не может обеспечить необходимый уровень электроснабжения и в работу сразу включается дизель-генератор (с учетом вероятности его запуска).
Вероятности каждого из состояний, определяются решением системы дифференциальных уравнений и нормировочного уравнения, которые составлены для графа, изображенного на Рисунке 14. = -(Л +ЯР)-Р0 (о + я [Рягу(0 + / (о + Р2 (о + Р3 (0 + (01
Узел паро-водородного перегрева (запальное устройство) 19000 10 Интенсивности отказов дополнительной паровой турбины и водородного комплекса были сложены для определения общей интенсивности работы установки. С соответствующими изменениями была посчитана система уравнений, описывающая граф состояний САОТ на базе дополнительной турбоустановки (Рисунок 14), и на основе результатов ее решения получена итоговая интенсивность отказа САОТ на базе паротурбинной установки и трехканальной САЭ с ДГ при комбинировании с водородной надстройкой. Она составила 8,49-10"7 1/реакт.тод.
Таким образом, установка дополнительной турбины, использующей остаточное тепловыделение ректора и (или) энергию запасенных водорода и кислорода для выработки электроэнергии, позволяет снизить частоту повреждения активной зоны на несколько порядков по сравнению с базовой САЭ.
Для предварительной оценки вероятности повреждения активной зоны реактора при совместном использовании САОТ на базе парогазовой установки (Глава 2.3) и трех каналов аварийного электроснабжения с дизель-генераторами составлен граф состояний (Рисунок 15). P
Интенсивности отказов и восстановления элементов высчитываются как сумма интенсивностей отказов по внутренним (наработка на отказ) и внешним (климатические условия) причинам: —2 вн А- 2 А- 2
Используя данные: Хгтувн = 2,857-10, іГтувн = 0,02 [69] (І/час), была подсчитана итоговая интенсивность отказа системы активного отвода тепла на базе ПГУ с последующим расплавлением активной зоны при полном обесточивании. В течение первого часа (с момента аварии) первого этапа расхолаживания, когда ПТУ в работе она составила 3,39-10"10 1/реакт.тод. В промежутке со 2-го часа до 10 часов на первом и втором этапе расхолаживания, когда отвод тепла производится с питанием собственных нужд АЭС за счет одной из ГТУ (вторая ГТУ в резерве) интенсивность отказа САОТ составила 1,76-10"9 1/реакт.тод.
На случай максимальной проектной аварии (обесточивание с разрывом ГЦК) мощность одной из ГТУ выбирается превосходящей мощность дизель-генератора (для энергоблока ВВЭР-1000 составляет 5,6 МВт). Исходя из требуемой мощности для 4-х энергоблоков выбираем: газотурбинные установки MS5001RA (26,3 МВт) и LM1600PA (13,98 МВт), паровую турбину К-12-10ПА (11,6 МВт). По параметрам выбранных турбин составлен баланс котла-утилизатора, подтверждающий допустимость выбора данных агрегатов. Общий расход природного газа в номинальном режиме составляет 2,631 кг/с.
При максимальной проектной аварии, в работе находится ГТУ MS5001RA (выбор оборудования ниже), которая может обеспечить необходимой электроэнергией четыре энергоблока при включении системы аварийного расхолаживания высокого давления, при этом интенсивность отказа САОТ составляет 7,1 Г10" 1/реакт.тод.
Для САОТ на базе дополнительной турбоустановки и водородного комплекса (Глава 2.4), необходимо также учесть надежность оборудования водородной надстройки. Интенсивности отказов и восстановления элементов водородного комплекса по внутренним причинам задаются используя накопленный опыт работы оборудования и показаны в предыдущей главе в Таблице 10.
Интенсивности отказов дополнительной паровой турбины и водородного комплекса были просуммированы для определения общей интенсивности работы установки. С соответствующими изменениями была рассчитана система уравнений, описывающая граф состояний САОТ на базе ПГУ (Рисунок 15), и на основе результатов ее решения и получена итоговая интенсивность отказа САОТ на базе парогазовой установки и трехканальной САЭ с ДГ при комбинировании с водородной надстройкой в условиях полного обесточивания. В течение первого часа первого этапа расхолаживания, когда ПТУ в работе, она осталась без изменений (3,39-10-10 1/реакт.тод), т.к. на этом этапе достаточно энергии остаточного тепловыделения и водородный надстройка не используется. В промежутке со 2-го часа до 10 часов на 1-ми 2-м этапе расхолаживания, когда отвод тепла производится с питанием собственных нужд АЭС за счет одной из ГТУ (вторая ГТУ в резерве) интенсивность отказа САОТ уменьшилась (8,21-Ю"10 1/реакт.тод.), т.к. в этом режиме электроснабжение может обеспечить дополнительная паровая турбина с водородной надстройкой.
При максимальной проектной аварии, в работе находится ГТУ MS5001RA, дополнительная паровая турбина с водородной надстройкой не способна обеспечить требуемый уровень электроснабжения, поэтому интенсивность отказа САОТ осталась без изменений, как для САОТ с ПТУ 7,11-Ю"7 1/реакт.тод.
Таким образом, комбинирование АЭС с парогазовой установкой, с возможностью использования остаточного тепловыделения ректора и (или) энергии запасенных водорода и кислорода для выработки электроэнергии, позволяет снизить частоту повреждения активной зоны на несколько порядков по сравнению с базовой САЭ.
Экономический эффект от введения САОТ с дополнительной ПТУ
В этой главе рассматривается комбинирование АЭС с дополнительной паротурбинной установкой работающая без водородного перегрева. Мощность дополнительной паровой турбины (Рисунок 6), исходя из расчетов обеспечения резерва собственных нужд АЭС на случай полного обесточивания, выбирается равной 12 МВт [Глава 2.1]. Дополнительное количество пара для пиковой работы дополнительной турбоустановки может быть получено за счет увеличения мощности реактора. При этом мощность ЦВД увеличится (около 3 МВт), а ЦНД избежит перегрузки, так как отвод части пара на дополнительную паровую турбину будет происходить после промперегрева. Капиталовложения в паротурбинную установку показаны в Главе 4.1 и составляют 349 млн. руб.
Принято, что ПТУ работает на генерацию пиковой электроэнергии 4 часа в день на полной мощности. Для приведения всех САОТ к равному энергетическому эффекту в ночное время одинаковая доля мощности АЭС направляется на производство водорода и кислорода методом электролиза. Не используемый в цикле водород реализуется как товарная продукция. Таким образом при установке комплекса аналогичного, приведенному в Главе 4.1, капиталовложения водородную надстройку составят 82 млн. руб. Оптовая цена сжатого водорода при крупномасштабном производстве и транспортировке по трубопроводам по оценке американской национальной технической академии (National Academy of Engineering) составляет 2 дол./кг, перспективная — на 40 центов ниже. Принимаем 1,8 дол./кг, что при принятом курсе доллара 40 рублей, равно 72 руб./кг. Значит при условии что водорода производится 1440 кг в день (Глава 4.1) годовая прибыль с продажи водорода составит порядка 30 млн. руб.
В данной главе рассматривается комбинирование АЭС с дополнительной парогазовой установкой. Исходя из расчетов обеспечения резерва собственных нужд АЭС для 4-х энергоблоков на случай полного обесточивания, и баланса котла утилизатора выбираем: газотурбинные установки MS5001RA (26,3 МВт) и LM1600PA (13,98 МВт), паровую турбину К-12-10ПА (11,6 МВт). Общий расход природного газа в номинальном режиме составляет 2,631 кг/с [Глава 3.3].
Удельные капиталовложения в парогазовую установку составляют 1020 долл. США/кВт [77]. Курс доллара принят равным 40 рублям. Длина газопровода рассмотрена на примере Балаковской АЭС и принята равной расстоянию от станции до города, т.е. 12,5 км. С целью обеспечения надежности, газопровод дублируется, и составляет таким образом 25 км. Удельная стоимость принимается равной 10000 руб./м. Таким образом, суммарные капиталовложения в парогазовую установку составят 2325 млн. руб. Принято, что в штатном режиме ПТУ работает на полной мощности на выработку пиковой электроэнергии 4 часа в день. Для приведения всех САОТ к равному энергетическому эффекту в ночное время одинаковая доля мощности АЭС направляется на производство водорода и кислорода методом электролиза. Не используемый в цикле водород выставляется на продажу. При установке комплекса аналогичного, приведенному в Главе 4.1 капиталовложения водородную надстройку составят 82 млн. руб. Оптовая цена сжатого водорода при крупномасштабном производстве и транспортировке по трубопроводам по оценке американской национальной технической академии (National Academy of Engineering) составляет 2 дол./кг, перспективная — на 40 центов ниже. Принимаем 1,8 дол./кг, что при принятом курсе доллара 40 рублей, равно 72 руб./кг. Значит при условии что водорода производится 1440 кг в день (Глава 4.1) годовая прибыль с продажи водорода составит порядка 30 млн. руб.
Ежегодное снижение риска разрушения активной зоны при возникновении аварий связанных с полным обесточиванием (расчет аналогично Главе 4.1) при комбинировании АЭС с дополнительной ПГУ составит 960 млн. руб., капиталовложения в систему хранения резервного водорода и кислорода составят Кхр=490 млн. руб. При этом данная система в отличие от САОТ с ПТУ и водородным комплексом способна обеспечить электроснабжение станции без резервных водорода и кислорода посредством ГТУ.
Применение СПОТ ПГ и СПОТ ЗО [Глава 3.4] на ЛАЭС-2 привело к удорожанию проекта на 365,7 млн. руб. [79]. Кроме больших капиталовложений СПОТ требует значительных затрат на поддержание работоспособного состояния. При этом кроме снижения риска крупных аварий СПОТ никак себя не окупает и в штатном режиме не используется.
Основным недостатком, перекрывающим многочисленные преимущества топливных элементов, является в настоящее время их высокая стоимость. Однако по мере их совершенствования удельные затраты снижаются. За последние 10 лет стоимость ЭХГ снизилась с 15 до 1,5 тыс. дол/кВт, в ближайшем будущем стоимости отечественных разработок может снизиться до 300-500 дол/кВт, а зарубежных образцов - до 200 дол/кВт и менее [80]. Примем для расчета стоимость 1500 дол/кВт. Расход водорода ЭХГ составляет порядка 50 г/кВт ч [81]. Удельные капиталовложения в газотурбинную установку составляют 651 долл. США/кВт [77].
Технико-экономические показатели комбинирования АЭС с ЭХГ и ГТУ [Глава 3.4] рассчитывались аналогично предыдущему параграфу. ГТУ и ЭХГ выбраны мощностью достаточной для обеспечения необходимой электроэнергией четырех энергоблоков при максимальной проектной аварии.
Ежегодное снижение риска разрушения активной зоны при возникновении аварий связанных с полным обесточиванием (расчет аналогично Главе 4.1) при комбинировании АЭС с ЭХГ или ГТУ составит 960 млн. руб. Капиталовложения в систему хранения резервного водорода и кислорода для аварийной работы ЭХГ составят Кхр=882 млн. руб. Основные экономические характеристики и показатели безопасности рассмотренных в ходе работы систем отвода тепла приведены в Таблице Таблица 23.