1. На главную
  2. Электронные версии
  3. Известия РАН. Энергетика
  4. № 1, 2019

Известия РАН. Энергетика, 2019, № 1, стр. 70-81

Оценка системной эффективности АЭС в комбинировании с водородным энергетическим комплексом

Р. З. Аминов 1, *, А. Н. Байрамов 1

1 Отдел энергетических проблем Саратовского научного центра РАН
Саратов, Россия

* E-mail: oepran@inbox.ru

Поступила в редакцию 11.07.2017

Полный текст (PDF)

Аннотация

В статье предложены варианты схем комбинирования атомной электростанции (АЭС) с водородным энергетическим комплексом с целью обеспечения базовой электрической нагрузкой станции, повышения номинальной мощности энергоблока с выработкой пиковой электроэнергии, а также повышения надежности электроснабжения собственных нужд в условиях крупной системной аварии. По одной из предложенных схем водород и кислород, выработанные в ночные внепиковые часы электрической нагрузки с потреблением электроэнергии от АЭС, используются для перегрева свежего пара перед цилиндром высокого давления паровой турбины. По второму варианту рассматривается установка дополнительной паровой турбины с вытеснением греющего пара для промперегрева за счет окисления водорода кислородом. При этом вытесненный греющий пар срабатывает в дополнительной паровой турбине. Оба варианта сравниваются по конкурентоспособности с ГТУ по затратам на производство пиковой электроэнергии при прогнозных ценах на ядерное и газообразное топливо.

Ключевые слова: водородный энергетический комплекс, атомная электростанция, паро-водородный перегрев, дополнительная паровая турбина, системная эффективность

Программой развития атомной энергетики России предусмотрено существенное увеличение доли АЭС в энергосистемах европейской части страны. Так, согласно Энергетической стратегии России на период до 2035 г. [1], развитие атомной энергетики и ядерного топливного цикла является стратегической целью. Наряду с продолжением строительства атомных электростанций с традиционными реакторами на тепловых нейтронах сооружаются атомные электростанции с реакторами на быстрых нейтронах и соответствующие предприятия замкнутого топливного цикла. Так, например, продолжается строительство девять новых энергоблоков на имеющихся и новых площадках АЭС: один блок на Белоярской АЭС, два блока на Ростовской АЭС, два блока на Нововоронежской АЭС-2 и четыре блока на Ленинградской АЭС-2, а также модернизация действующих энергоблоков атомных станций в рамках программы продления эксплуатационного ресурса [1].

Традиционно атомные электрические станции используются в базисной части графика нагрузок, этому способствуют два важных обстоятельства [2, 3]:

1. Высокий уровень капиталовложений, более низкая по сравнению с прочими тепловыми электростанциями себестоимость производимой электроэнергии вследствие низкой доли топливной составляющей.

2. Технические сложности разгрузки и последующего набора мощности, возникающие в некоторые периоды топливного цикла на АЭС, обусловленные ксеноновым отравлением активной зоны реактора. К тому же, работа в базовом режиме стабилизирует показатели надежности АЭС на достаточно высоком уровне и способствует обеспечению длительности ресурса дорогостоящего оборудования. В этой связи вопросы повышения безопасности и эффективности их работы по условиям обеспечения базисной электрической нагрузкой, а также вопросы эффективного аккумулирования ночной внепиковой электроэнергии приобретают особую актуальность.

Однако увеличение доли АЭС в энергосистемах может привести к необходимости их разгрузки в связи с чем это обуславливает поиск необходимых потребителей. Так, прогнозируется увеличение доли выработки электроэнергии на АЭС до 21% [1].

Традиционно для выравнивания нагрузки АЭС предполагается использование гидроаккумулирующих электростанций (ГАЭС) с целью потребления внепиковой и выработки пиковой электроэнергии. Но поскольку их сооружение требует специальных природных условий и, как правило, “вблизи” АЭС невозможно, то это предполагает их зарядку из энергосистемы. В этом случае ночной тариф на электроэнергию заметно превышает себестоимость электроэнергии АЭС, что существенно влияет на стоимость производимой пиковой электроэнергии ГАЭС. В этой связи необходима разработка конкурентоспособных альтернативных технологий аккумулирования электроэнергии. Одной из таких технологий может оказаться использование водородного энергетического комплекса, преимуществом которого является возможность потребления электроэнергии непосредственно от АЭС по себестоимости в часы ночного минимума электропотребления с выработкой водорода и кислорода посредством электролиза воды и их аккумулированием в системе хранения. В часы пиковой электрической нагрузки водород и кислород при помощи дожимных компрессорных установок поршневого типа подаются в камеру сгорания и затем полученный водяной пар в цикл паротурбинной установки с повышением номинальной мощности энергоблока [4–17].

Это обусловливает возможность участия АЭС с водородным энергетическим комплексом в покрытии пиковой электрической нагрузки. В этой связи выполнена оценка системной эффективности и конкурентоспособности такого варианта.

Эффективно выработка пиковой электроэнергии на АЭС за счет паротурбинного водородного цикла может осуществляться при использовании паро-водородного перегрева свежего пара (рис. 1 на примере энергоблока К-1000-60/1500) [7, 8, 16, 17, 26].

Рис. 1.

Принципиальная схема паротурбинного водородного цикла на АЭС: (1) система электролиза воды; (2) система компримирования водорода и кислорода; (3) система хранения водорода и кислорода на основе емкостей; (4) концевые охлаждающие теплообменники; (5) промежуточные емкости водорода и кислорода; (6) “узел” паро-водородного перегрева свежего пара паропроизводящей установки АЭС; (7) бак-аккумулятор; (8) рециркуляция добавленного рабочего тела.

Для этого высокотемпературный пар, полученный в результате окисления водорода в кислородной среде, смешивается со свежим паром из парогенераторов АЭС. Это приводит к повышению температуры рабочего тела перед паровой турбиной, а также расхода рабочего тела, что на действующих электростанциях может потребовать модернизацию паротурбинного оборудования и, в первую очередь, цилиндров высокого давления, а также электротехнической части. Применение паро-водородного перегрева на существующих турбоагрегатах К-1000-60/1500 возможно только в пределах их перегрузочной способности11.

Возможен также вариант с установкой постоянно действующей дополнительной паровой турбины, что позволяет не только увеличить маневренность атомной станции, получить дополнительную пиковую мощность, но и повысить надежность электроснабжения собственных нужд АЭС в условиях крупных системных аварий. В случае аварийной остановки реактора и обесточивания АЭС пар, получаемый за счет остаточных тепловыделений будет направлен в дополнительную паровую турбину для выработки электроэнергии на поддержание собственных нужд [18–20].

На рис. 2 приведена принципиальная схема комбинирования АЭС с водородным энергетическим комплексом и дополнительной паровой турбиной [21].

Рис. 2.

Принципиальная схема комбинирования энергоблока АЭС с водородным энергетическим комплексом и дополнительной паротурбинной установкой: (1) – система электролиза воды; (2) – система компримирования водорода и кислорода; (3) – система хранения водорода и кислорода на основе металлических емкостей; (4) – концевые охлаждающие теплообменники; (5) – промежуточные емкости водорода и кислорода; (6, 7) – камера сгорания водорода с кислородом для перегрева пара перед дополнительной паровой турбиной и перед промежуточными пароперегревателями соответственно; (8) – цилиндры высокого и низкого давления соответственно дополнительной паротурбинной установки; (9) – рециркуляция добавленного рабочего тела; (10) – бак-аккумулятор; БА – бак-аккумулятор; ПП – промежуточный пароперегреватель; С – сепаратор; ЭУ – электролизная установка.

Дополнительная паровая турбина всегда находится в работе.

В номинальном режиме работы за счет использования камеры сгорания 7 путем двухступенчатого окисления водорода кислородом с последующим смешением полученного высокотемпературного пара с основным [10] вытесненный греющий пар, предназначенный для промперегрева поступает в дополнительную паровую турбину. Камера сгорания 6 при этом не задействована в работе. Возможны варианты, когда вытеснение греющего пара происходит как частично, так и полностью в зависимости от мощности, которую необходимо получить на дополнительной паровой турбине.

В пиковом режиме осуществляется паро-водородный перегрев свежего пара перед цилиндром высокого давления дополнительной паровой турбины до температуры 540°С, что существенно повышает термодинамическую эффективность дополнительной паровой турбины и энергоблока АЭС в целом. Камеры сгорания 6 и 7 задействованы в работе.

После окончания работы в пике паро-водородный перегрев свежего пара прекращается и работа дополнительной паровой турбины возвращается к номинальным параметрам с дальнейшим переходом в режим горячего вращающегося резерва в ночной период. В этой связи вопросы прочности ротора дополнительной паровой турбины с учетом циклической усталости вследствие чередования режимов работы рассмотрены в [21].

Для оценки эффективности водородного комплекса осуществлялось сравнение с ГТУ по себестоимости вырабатываемой пиковой электроэнергии при одинаковом ее отпуске. В этой связи годовое количество рабочих циклов (сут), составляет 335 в привязке водородного энергетического комплекса к блоку АЭС с учетом плановых ежегодных ремонтов (30 сут). Продолжительность внепикового периода для выработки водорода и кислорода электролизом воды принята 7 ч. При этом рассматривалась различная продолжительность участия в покрытии пика электрической нагрузки: 3, 5, и 8 ч.

ГТУ рассматривались на примере ГТЭ-110 с КПД по выработке электроэнергии 34.5% и удельным расходом топливного газа на номинальном уровне мощности 0.356 кг у.т./кВт ч [22]. Стоимость данной ГТУ по данным НПО “Сатурн” порядка 33 630 руб./кВт.

В сравниваемых вариантах учтены все необходимые эксплуатационные затраты.

По ГТУ учтены топливные затраты, амортизационные и ремонтные издержки, а также издержки на оплату труда и прочие издержки.

Стоимость газообразного и ядерного топлива взята на основании прогнозов ИНП РАН, а также по данным [23]. Так, согласно ИНП РАН цена газообразного топлива на 2020 г на уровне 115 долл./1000 м3, цена ядерного топлива 8 долл./МВт ч или 64 долл./т у.т. На перспективу до 2035 г. цена газообразного топлива на уровне 195 долл./1000 м3, цена ядерного топлива 10.6 долл./МВт ч или 86.4 долл./т у.т.

Прогнозные равновесные цены на газообразное топливо по данным [23] приведены на рис. 3 для европейской части России по трем сценариям.

Рис. 3.

Прогноз равновесных цен на газ для Европейской части России.

На 2020 г. цена ядерного топлива на уровне 2.5 долл./МВт ч или 20 долл./т у.т. На перспективу до 2035 г. цена ядерного топлива – 3.3 долл./МВт ч или 27 долл./т у.т. [23].

По водородному энергетическому комплексу учтены эксплуатационные затраты на электролиз, компримирование, хранение водорода и кислорода в цилиндрических емкостях подземного расположения [24–26], камеру сгорания, оплату труда обслуживающего персонала. В частности, по электролизу учтены затраты на потребляемую электроэнергию от АЭС по себестоимости на уровне 0.89 – 1.97 руб./кВт·ч при прогнозных ценах ядерного топлива на 2020 г. по данным [23] и ИНП РАН соответственно и 1.06–2.52 руб./кВт ч при прогнозных ценах ядерного топлива на 2035 г. по данным [23] и ИНП РАН соответственно. Перспективный КПД электролизных установок принят на уровне 80% и удельный расход электроэнергии с учетом прерывистого режима работы 39.77 кВт ч/кг Н2 в отличие от непрерывного режима работы 41.66 кВт ч/кг [4, 6, 26]. Также учтены затраты на электролит, продувку азотом, амортизационные и ремонтные издержки. Удельные капиталовложения в энергоблок АЭС приняты 2500 долл./кВт (в ценах 2013 г.) [23, 27].

Учтены затраты на потребляемую электроэнергию, смазывающее масло, амортизационные и ремонтные издержки по компримированию. По хранению водорода и кислорода учтены амортизационные и ремонтные издержки металлических емкостей цилиндрического типа, а также затраты по подземной выработке, бетонированию и гидроизоляции [24–26]. Также учтены амортизационные издержки по камере сгорания.

Удельные капиталовложения в электролизные установки мощностью 50 МВт составили порядка 7000 руб./кВт с учетом автоматики и сооружению крытых помещений [8, 26].

Удельные капиталовложения в водородные и кислородные компрессорные установки поршневого типа на основе данных ООО “Компрессорный завод” (г. Краснодар) порядка 3650–3200 руб./кВт при мощности компрессоров 2600–3400 кВт соответственно [8, 26].

Удельные капиталовложения в систему хранения на основе металлических емкостей объемом 800 м3 при их подземном расположении на глубине 100 м с учетом затрат подземной выработки, бетонирования и гидроизоляции на уровне 18 750 руб./м3 при давлении аккумулирования 4 МПа [24–26].

Оценка приведенных удельных капиталовложений в водород-кислородную камеру сгорания выполнялась по выражению, руб./кВт (тепл.):

${{k}_{{{\text{К С }}{{{\text{Н }}}_{{\text{2}}}}}}} = k_{{{\text{К С }}{{{\text{Н }}}_{{\text{2}}}}}}^{{\text{б }}}{{\left( {\frac{{Q_{{{\text{К С }}{{{\text{Н }}}_{{\text{2}}}}}}^{{\text{б }}}}}{{{{Q}_{{{\text{К С }}{{{\text{Н }}}_{{\text{2}}}}}}}}}} \right)}^{{1 - b}}},$
где $k_{{{\text{К С }}{{{\text{Н }}}_{{\text{2}}}}}}^{{\text{б }}}$ – базовое значение удельных капиталовложений в водород-кислородную камеру сгорания, руб./кВт; $Q_{{{\text{К С }}{{{\text{Н }}}_{{\text{2}}}}}}^{{\text{б }}}$ – базовое значение тепловой мощности водород-кислородной камеры сгорания, кВт; $Q_{{{\text{К С }}{{{\text{Н }}}_{{\text{2}}}}}}^{{}}$ – данная тепловая мощность водород-кислородной камеры сгорания, кВт; b – аппроксимирующий показатель степени (принят равным 0.8).

Базовое значение удельных капиталовложений в водород-кислородную камеру сгорания приняты как 20% от удельных капиталовложений в ГТЭ-110 и составили ~6960 руб./кВт. Базовое значение тепловой мощности водород-кислородной камеры сгорания 20 МВт.

Оценка приведенных удельных капиталовложений в дополнительную паровую турбину с учетом электрогенератора и конденсатора выполнялась по аналогичному выражению при базовых значениях удельных капиталовложений на уровне 16 000 руб./кВт и базовом значении мощности 4 МВт и составили 8560 и 7500 руб./кВт при электрической мощности турбины 90 и 175 МВт соответственно. При этом электрическая мощность в 90 МВт соответствует схеме с полным вытеснением греющего пара на первую ступень промперегрева и в 175 МВт – с полным вытеснением греющего пара на первую и вторую ступени промперегрева.

На рис. 4а и 4б приведены результаты оценки себестоимости пиковой электроэнергии для варианта схемы рис. 1 при прогнозной стоимости топлива на 2020 г. и 2035 г. соответственно на примере продолжительности участия в покрытии пиковой нагрузки 3 ч. На рис. 4в и 4г приведены аналогичные результаты оценки себестоимости пиковой электроэнергии для варианта схемы рис. 2 при прогнозной стоимости топлива на 2020 и 2035 г. соответственно. Дополнительно в таблице 1 приведены результаты оценки себестоимости пиковой электроэнергии при продолжительности участия в покрытии пиковой нагрузки рассматриваемых генерирующих источников 5 и 8 ч.

Рис. 4.

Оценка себестоимости пиковой электроэнергии АЭС в комбинировании с водородным энергетическим комплексом и ГТУ на примере продолжительности участия в покрытии пиковой нагрузки 3 ч: рис. (а) и (б) к схеме рис. 1: (1, 3) – АЭС в комбинировании с водородным энергокомплексом при использовании форсировочных возможностей основной турбины; (2, 4) – АЭС в комбинировании с водородным энергокомплексом при мощности основной турбины превышающей форсировочные возможности; (5–8) – ГТУ; рис. (в) и (г) к схеме рис. 2: (1, 2) − АЭС в комбинировании с водородным энергокомплексом; (3–6) – ГТУ; I – полное вытеснение греющего пара на 1-ю ступень промперегрева; II – полное вытеснение греющего пара на 1-ю и 2-ю ступени промперегрева. Условные обозначения: , ⚫ – цены на топливо по данным [23]; , ⚪ – цены на топливо по данным ИНП РАН.

Таблица 1.  

Оценка себестоимости пиковой электроэнергии АЭС в комбинировании с водородным энергетическим комплексом по сравнению с ГТУ при продолжительности участия в покрытии пиковой нагрузки 5 и 8 ч

Суточная выработка пиковой электроэнергии, МВт ч/сут Себестоимость электроэнергии АЭС в комбинировании с водородным комплексом, руб./кВт ч Себестоимость электроэнергии ГТУ, руб./кВт ч
Схема рис. 1 Схема рис. 2
по схеме рис. 1 по схеме рис. 2 2020 г. 2035 г. 2020 г. 2035 г. 2020 г. 2035 г.
Прогнозные цены на ядерное и газообразное топливо по данным [23]
τпик 5 ч τпик 8 ч τпик 5 ч τпик 8 ч τпик
5 ч 		τпик
8 ч 		τпик
5 ч 		τпик
8 ч 		τпик
5 ч 		τпик
8 ч 		τпик
5 ч 		τпик
8 ч 		τпик
5 ч 		τпик
8 ч 		τпик
5 ч 		τпик
8 ч
500 800 425 684 6.58 6.32 7.04 6.78 6.2 5.75 6.59 6.13 12.32–15.92/ 12.35–16.08 11.42–15.0/ 10.72–14.44 13.15–17.05/ 13.1–17.14 12.36–16.25/ 11.65–15.69
1100 1760 819 1313 7.55 6.75 7.97 7.17 6.14 5.75 6.53 6.13 14.9–18.52/ 13.42–17.2 22.81–26.42/ 13.2–16.9 15.17–19.69/ 14.36–18.45 23.98–27.9/ 14.2–18.3
1650 2640 – – 7.04 – 7.42 – – – – – 18.59–22.2 – 19.06–23.59 –
2200 – – – 6.83 – 7.2 – – – – – 33.28–36.9 – 34.02–38.55 –
Прогнозные цены на ядерное и газообразное топливо по данным ИНП РАН
500 800 425 684 9.48 9.22 10.95 10.69 8.66 8.2 9.9 9.44 6.58/6.96 5.88/5.4 8.13/8.43 7.55/7.27
1100 1760 819 1313 10.21 9.42 11.57 10.78 8.62 8.2 9.89 9.44 11.28/8.2 19.1/8.1 13.71/10.1 21.69/10.1
1650 2640 – – 9.49 – 10.73 – – – – – 15.69 – 18.42 –
2200 – – – 9.21 – 10.42 – – – – – 32.35 – 36.06 –

* Для варианта с ГТУ значения себестоимости электроэнергии слева от наклонной черты учитывают дополнительные затраты от разгрузки АЭС по схеме на рис. 1, а справа от наклонной черты – по схеме на рис 2.

Следует отметить, что использование ГТУ в качестве пикового генерирующего источника вместо водородного комплекса на базе внепиковой энергии АЭС сопряжено с обязательной разгрузкой атомной станции. Как показано в [23, 4] это не эффективно, т.к., себестоимость электроэнергии АЭС при разгрузке возрастает более, чем на 10% (рис. 5).

Рис. 5.

Себестоимость отпускаемой электроэнергии энергоблоком АЭС электрической мощностью 1000 МВт в зависимости от уровня мощности, отдаваемой в энергосистему: (1) – себестоимость электроэнергии АЭС в режиме разгрузки с использованием ГТУ для прохождения пика электрической нагрузки; (2) – себестоимость электроэнергии АЭС в базовом режиме с учетом выработки водорода и кислорода.

Таким образом, отказ от аккумулирования ночной внепиковой электроэнергии АЭС за счет выработки водорода и кислорода электролизом воды в пользу использования ГТУ в период пиковой нагрузки связан с разгрузкой атомной станции. При этом в варианте с использованием ГТУ учтены дополнительные затраты от разгрузки АЭС, определенные по выражению, руб./год:

$\Delta {\text{З }} = \Delta N_{{{\text{р а з г р }}}}^{{{\text{А Э С }}}}{{\tau }_{{{\text{в н е п }}}}}{{\eta }_{{{\text{а к к }}{\text{.Э Э }}}}}S_{{{\text{Э Э }}}}^{{{\text{Г Т У }}}} - \Delta {{B}_{{{\text{я }}{\text{.т }}{\text{.}}}}}{{\tau }_{{{\text{в н е п }}}}}{{{\text{Ц }}}_{{{\text{я }}{\text{.т }}{\text{.}}}}} + \Delta S_{{{\text{Э Э }}}}^{{{\text{А Э С }}}}\Delta N_{{{\text{р а з г р }}}}^{{{\text{А Э С }}}}\tau ,$
где $\Delta N_{{{\text{р а з г р }}}}^{{{\text{А Э С }}}}$ – мощность, на которую разгружается АЭС, кВт; τвнеп – продолжительность аккумулирования ночной внепиковой электроэнергии АЭС за счет выработки водорода и кислорода, ч/год; τ – годовое число часов работы энергоблока АЭС с базовой нагрузкой, ч/год; ηакк.ЭЭ – коэффициент полезного преобразования аккумулированной ночной внепиковой электроэнергии в пиковую за счет водорода и кислорода; $S_{{{\text{Э Э }}}}^{{{\text{Г Т У }}}}$ − себестоимость электроэнергии ГТУ, руб./кВт ч; ΔBя.т. – абсолютная величина снижения расхода ядерного топлива на АЭС в результате разгрузки, кг у.т./ч; Ця.т. – стоимость ядерного топлива, руб./кг у.т.; $\Delta S_{{{\text{Э Э }}}}^{{{\text{А Э С }}}}$ − прирост себестоимости электроэнергии АЭС в результате разгрузки, руб./кВт ч.

Так, в рассмотренных вариантах комбинирования АЭС с водородным энергетическим комплексом величина разгрузки атомной станции рассмотрена в диапазоне от 130 до 800 МВт. Продолжительность аккумулирования ночной внепиковой электроэнергии на примере 7 ч/сут при общем рабочем числе суток в году равным 335 с учетом останова энергоблока в плановый ремонт. Годовое число часов работы энергоблока с базовой нагрузкой 8040 ч/год. Коэффициент полезного преобразования в пиковую электроэнергию для рассмотренных схем комбинирования АЭС с водородным комплексом при перспективном значении КПД процесса электролиза на уровне 80% находится в диапазоне 31.2–40%. Электрический КПД энергоблока АЭС брутто для рассмотренных схем комбинирования составляет 34.2–39.0%.

Величина химического недожога при окислении водорода кислородом принята на уровне не более 2%. При этом в процессе расширения водяного пара с некоторой долей образовавшихся в результате диссоциации атомарных компонентов таких как ОН, Н, О учитывается их рекомбинация в Н2О [26] с целью недопущения образования в конденсаторе гремучей смеси. Дополнительно может использоваться система магнитной сепарации, установленная перед конденсатором, позволяющая задерживать и удалять из цикла остаточный нерекомбинированный водород [28–30].

Таким образом, как видно из рис. 4 и табличных данных вариант с разгрузкой АЭС с целью прохождения пика электрической нагрузки за счет ГТУ в ряде случаев не эффективен. Более того, данный вариант приводит к росту затрат при использовании ГТУ в зависимости от глубины разгрузки АЭС.

Отдельно следует заметить, что разгрузка АЭС связана с возможностью попадания реактора в “йодную яму”, особенно это относится к конечной стадии очередного топливного цикла, когда запас реактивности минимален, что вызовет дополнительное снижение мощности энергоблока и связанный с этим риск от недовыработки электроэнергии атомной станцией.

ВЫВОДЫ

1. В условиях увеличения доли АЭС в энергосистемах европейской части страны необходим поиск потенциальных возможных потребителей-регуляторов с целью обеспечения станции базисной электрической нагрузкой. Одним из таких потребителей наряду с ГАЭС может являться водородный энергетический комплекс с получением водорода и кислорода методом электролиза воды. При этом работа АЭС в базовом режиме стабилизирует показатели надежности на достаточно высоком уровне, способствует обеспечению длительности ресурса дорогостоящего оборудования, а также позволяет избежать технических сложностей разгрузки и последующего набора мощности, возникающие в некоторые моменты топливного цикла обусловленные ксеноновым отравлением активной зоны реактора.

2. При обеспечении АЭС базисной электрической нагрузкой за счет выработки водорода и кислорода достигаются наименьшие затраты по сравнению с вариантом ГТУ при прохождении пиков электрической нагрузки в энергосистеме. Это связано с разгрузкой атомной станции, что снижает ее эффективность и приводит к дополнительному увеличению затрат. Как показали выполненные оценки с учетом прогнозов на ядерное и газообразное топливо, в том числе по данным ИНП РАН, себестоимость электроэнергии варианта с установкой ГТУ может превышать в некоторых случаях в 2–3.5 раза себестоимость электроэнергии водородного комплекса.

Список литературы

  1. Энергетическая стратегия России на период до 2035 г. / Министерство энергетики Российской Федерации. Москва, 2014 г. 263 с.

  2. Аминов Р.З. и др. АЭС с ВВЭР: режимы, характеристики, эффективность. М.: Энергоатомиздат, 1990. 264 с.

  3. Кузнецов Н.М., Канаев А.А., Копп И.З. Энергетическое оборудование блоков АЭС. 2-е изд. Л.:Машиностроение, 1987. 279 с.

  4. Aminov R.Z., Bairamov A.N. Performance evaluation of hydrogen production based on off-peak electric energy of the nuclear power plant // International journal of hydrogen energy. 2017. № 42. P. 21 617–21 625.

  5. Aminov R.Z., Schastlivtsev A.I., Bairamov A.N. On the issue of investigating the kinetics of processes in dissociated water steam // International journal of hydrogen energy. 2017. № 42. P. 20 843–20 848.

  6. Аминов Р.З., Байрамов А.Н. Оценка конкурентной эффективности получения водорода методом электролиза воды на основе внепиковой электроэнергии // Известия РАН. Энергетика. 2016. № 4. С. 84–90.

  7. Аминов Р.З., Байрамов А.Н. Системная эффективность водородных циклов на основе внепиковой электроэнергии АЭС // Известия РАН. Энергетика. 2011. № 4. С. 52–61.

  8. Аминов Р.З., Байрмов А.Н., Шацкова О.В. Оценка эффективности водородных циклов на базе внепиковой электроэнергии АЭС // Теплоэнергетика. 2009. № 11. С. 41–45.

  9. Аминов Р.З., Байрамов А.Н. Системные задачи развивающейся атомной энергетики и некоторые пути их решения // Сборник научных трудов по результатам научно-практич. конф. “Национальный конгресс по энергетике”, 8–12 сентября, 2014 г., Казань, КГЭУ. С. 12–23.

  10. Пат. 2 427 048 Российская Федерация, МПК7 F 22B 1/26, G 21D5/16, F 01K3/18. Система сжигания водорода для паро-водородного перегрева свежего пара в цикле атомной электрической станции / Аминов Р.З, Байрамов А.Н.; заявители и патентообладатели Аминов Р.З, Байрамов А.Н. – № 2009117039/06; заявл. 04.05.2009; опубл. 20.08.2011, Бюл. № 23. 8 с.: ил.

  11. Байрамов А.Н. Использование водородных технологий как перспективный путь обеспечения АЭС базисной нагрузкой в условиях неравномерности электрических нагрузок // XI международная научно-практическая конференция “Современные научные исследования: инновации и опыт”, г. Екатеринбург, 16–17 мая 2015 г. С. 5–12.

  12. Байрамов А.Н. Исследование эффективности атомно-водородного энергетического комплекса // II Международная научно-практическая конференция “Технические науки: тенденции, перспективы и технологии развития”, г. Волгоград, 2015. С. 34–44.

  13. Бaйpaмoв A.H. Study of comparative effectiveness of hydrogen production by water electrolysis based on off-peak power of nuclear power plants // VI International Conference “Global Science and Innovation” Chicago. USA. 18–19 november. 2015. V. 2. P. 94–100.

  14. Байрамов А.Н. Обоснование эффективности режимных условий использования водородного топлива в паротурбинном цикле АЭС (на примере турбоустановки К-1000-60/1500 с реактором типа ВВЭР-1000) // Материалы международной конференции “Новости передовой науки”. София 17–25 мая, 2013. С. 8–15.

  15. Аминов Р.З., Егоров А.Н. Методика оценки термодинамической эффективности дополнительного подвода тепла во влажно-паровых циклах АЭС // Известия высших учебных заведений. Проблемы энергетики. 2011. № 11–12. С. 20–29.

  16. Шпильрайн Э.Э., Сарутов Ю.А., Попель О.С. Применение водорода в энергетике и в энерготехнологических комплексах // Атомно-водородная энергетика и технология. М.: Атомиздат., 1982. Вып. 4. С. 5–22.

  17. Малышенко С.П., Назарова О.В., Сарутов Ю.А. Некоторые термодинамические и технико-экономические аспекты применения водорода как энергоносителя в энергетике // Атомно-водородная энергетика и технология. М.: Энергоатомиздат., 1986. Вып. 7. С. 105–126.

  18. Аминов Р.З., Юрин В.Е. Режимные особенности использования дополнительной паротурбинной установки, выполняющей функцию аварийного резервирования собственных нужд на блоках АЭС // Совершенствование энергетических систем и теплоэнергетических комплексов: сборник научн. тр. по материалам XIII Международной научно-технической конференции. Саратов, 2016. С. 43–47.

  19. Аминов Р.З., Егоров А.Н., Юрин В.Е. Резервирование собственных нужд АЭС в условиях полного обесточивания на основе водородного цикла // Атомная энергия. 2013. № 4 (114). С. 234–236.

  20. Aminov R.Z., Yurin V.E. Nuclear power plant safety improvement based on hydrogen technologies // Nuclear Energy and Technology. 2015. C. 77–81.

  21. Bairamov A.N. Evaluation of the operating resource of the most loaded rotor element of the additional steam turbine with steam-hydrogen overheat of the working fluid at a nuclear power station / J. of Physics: Conference Series. 2017. V. 891. 012252. P. 1–9.

  22. Семенов В.Г. и др. Энергетические газотурбинные установки и энергетические установки на базе газопоршневых и дизельных двухтопливных двигателей – Аналитический отчет. Москва, 2004. 127 с.

  23. Аминов Р.З., Шкрет А.Ф., Гариевский М.В. Тепловые и атомные электростанции: конкурентоспособность в новых экономических условиях // Теплоэнергетика. 2017. № 5. С. 5–14.

  24. Байрамов А.Н. Технико-экономические аспекты подземного расположения металлических емкостей хранения водорода и кислорода в составе водородного энергетического комплекса // Труды академэнерго. 2014. № 2. С. 79–86

  25. Байрамов А.Н. Разработка и обоснование схемы подземного расположения металлических емкостей хранения водорода и кислорода в составе водородного энергетического комплекса // Сб. научн. тр. “Проблемы совершенствования топливно-энергетического комплекса”. 2012. Вып. 7. С. 18–27.

  26. Аминов Р.З., Байрамов А.Н. Комбинирование водородных энергетических циклов с атомными электростанциями. М.: Наука, 2016. 254 с.

  27. Макаров А.А. и др. Стратегические перспективы электроэнергетики России // Теплоэнергетика. 2017. № 11. С. 40–52.

  28. . Пат. 2579849 Российская Федерация, МПК7 B 01D 53/00, B03C 1/02, C01B 3/50 Магнитная сепарация недоокисленного газообразного водорода из среды перегретого водяного пара под давлением с использованием магнитного поля соленоида после системы сжигания в паротурбинном цикле атомных теплоэнергетических установок / заявитель и патентообладатель Байрамов А.Н. № 2015106497/03; заявл. 25.02.2015; опубл. 10.04.2016, Бюл. № 10. 9 с.: ил.

  29. Байрамов А.Н. Разработка схемы улавливания и удаления недоокисленного водорода с использованием магнитного поля соленоида после системы сжигания водорода с кислородом в цикле АЭС // Совершенствование энергетических систем и теплоэнергетических комплексов: сборник научн. тр. по материалам XIII Международной научно-технической конференции. Саратов, 2016. С. 47–53.

  30. Байрамов А.Н. Разработка методических аспектов использования магнитного поля соленоида после системы сжигания водорода с кислородом в цикле АЭС // Проблемы теплоэнергетики: сборник научн. тр. по материалам XII Международной научно-практической конференции. Саратов, 2014. С. 215–220.

Дополнительные материалы отсутствуют.

Инструменты

следующая статья выпуска предыдущая статья выпуска содержание выпуска

Известия РАН. Энергетика

Архивы выпусков Информация о журнале Отправить рукопись в журнал