Повышение системной эффективности и маневренных свойств энергоблоков ТЭС и АЭС в энергосистемах

В настоящее время в условиях быстрого развития атомной энергетики и растущего спроса на энергоблоки АЭС российской архитектуры со стороны развивающихся стран следует повышать эффективность энергокомплексов АЭС с ВВЭР путем комбинирования с дистилляционными опреснительными установками для условий жаркого климата и маловодных местностей. Пять опреснительных установок, питаемых паром от АЭС, эффективнее при большем числе часов работы опреснительной установки в провале, чем питаемой паром от КУ, но при меньшем числе часов работы из-за высоких капиталовложений в опреснительную установку, работа установок от КУ эффективнее, чем от АЭС. На базе теории усталостного разрушения разработана новая методика системной оценки ресурсных и эксплуатационных издержек основного оборудования водородного комплекса в условиях напряжённо-циклического режима работы. Построены новые комплексные графические зависимости времени роста усталостной трещины и соответствующих амортизационных затрат от числа циклических нагружений основного оборудования водородного комплекса в сутки. Для принятых исходных данных включение ГТУ в состав пикового контура с АФП и пиковой паровой турбиной является приемлемым решением, имеющим высокие показатели экономической эффективности. Сравнительный анализ показателей схемы ВАГТЭ с использованием бинарной парогазовой установки с другими схемами ВАГТЭ показал следующее. По сравнению со схемой ВАГТЭ с впрыском пара электрическая мощность выше на 7,5 - 20,5%; удельная выработка энергии на единицу расхода аккумулированного воздуха выше на 5,3 - 17,1%. По сравнению со схемой ВАГТЭ с подогревом воздуха и впрыском пара электрический КПД выше на 8,5 - 15,7% в диапазоне 900 - 1100ºС; а при Тг = 1300ºС, по сравнению со схемой ВАГТЭ с впрыском пара, ηэл выше на 22%. Аналогично перечисленному, удельный расход условного топлива, по сравнению со схемой ВАГТЭ с подогревом воздуха и впрыском пара, ниже на 12,5 - 19,4% в диапазоне Тг 900 - 1100ºС; а при Тг = 1300ºС, по сравнению со схемой ВАГТЭ с впрыском пара, bуд ниже на 24,1%. При учете поломок оборудования, с возможными взрывами и пожарами в электролизных цехах, риск по причине пожаров и взрывов оказался в разы ниже риска, связанного с отказами оборудования. Расчеты показали, что наименьший годовой риск приходится на водородную надстройку с четырьмя электролизными цехами, поэтому перевод электролизных установок на повышенную производительность по водороду в случае отказа одного из электролизера оказывается наилучшим вариантом по сравнению со снижением выработки электроэнергии на ПТУ водородной надстройки. При использовании отборного пара паровой турбины АЭС можно увеличить КПД электролиза воды путем снижения удельного расхода электроэнергии на выработку водорода в высокотемпературном электролизере за счет уменьшения топливных затрат на получение высокотемпературного пара. Все это повысит системную эффективность применения водородных технологий при приемлемом уровне безопасности на АЭС. Проведено аналитическое исследование систем теплового аккумулирования для ТЭС на органическом топливе и АЭС. Рассмотрена система аккумулирования АЭС на базе энергокомплекса с САТЭ. Представлены основные расчетные параметры системы. Предложена методика, которая позволяет спрогнозировать изменение температуры воздуха внутри помещения с учетом аккумулированных потоков тепла от внутренних стен и перегородок, а также от наружного ограждения при температурном возмущении на источнике. Предложена комбинированная система аварийного расхолаживания двухблочной АЭС с двумя дополнительными паротурбинными установками и двухканальной САЭ с ДГ. Предложенная система позволяет обеспечить электроснабжение собственных нужд АЭС в случае аварии с обесточиванием на уровне требований МАГАТЭ и отказаться от дорогостоящей системы пассивного теплоотвода и гидроемкостей залива активной зоны второй ступени. Определены: изменение риска возникновения ущерба от аварий с ПАЗ для двух энергоблоков при комбинировании АЭС с дополнительными ПТУ и двухканальной САЭ с ДГ в сравнении со СПОТ + двухканальная САЭ с ДГ; снижение капиталовложений и эксплуатационных издержек за счет замены СПОТ; исключаются издержки на поддержание режима ожидания за счет отказа от воздушных теплообменников-конденсаторов.