1598005413-fed7095c5cc635c55b82ef4e37ea2648 (811209), страница 34
Текст из файла (страница 34)
более наглядно можно проиллюстрировать дри расчете приз денных затрат на электрическую энергию в энергосистеме, в которой используются электролизеры. Как указывалось ранее, график нагрузок в энергосистемах весьма неравномерен. Применение водорода в энергосистеме может обеспечить выравнивание графика нагрузок в энергосв.
тях. В часы провала графика нагрузки в электролизной установ. ке генерируются водород и кислород, которые заполняют газо. хранилище. В часы пик водородная знергоустановка генериру. ет электроэнергию. В качестве пиковой водородной установки может быть паровая или газовая турбина, ЭХГ и др. РассмотРО. ние схем водородных пиковых электростанций привело авторов работы (1081 к выводу, что большой интерес представляет схемА включающая маневренный атомно-водородный энергоблок« (рис. 3.8). Путем кратковременного повышения температуРы пара перед турбиной до 773 К при давлении б МПа можно ао' высить КПД использования водорода до б0%. Повышение тез' пературы пара можно осуществить путем смешения насыщен"о 184 ркс. 3.8.
Принципиальнал схема маневренного атомно-водородного знергоблока 008Р 1 — ядерный реактор; 2 — турбина; 3 — конденсатор; 4 — насос; 5 злектроли>ср; 6- хранилища водорода и кислорода; 7- казгера сгорания го пара АЭС с высокотемпературным паром, получаемым при сгорании водорода в кислороде. 3.5.1. Сравнение традиционной и атомно-водородной электрогенерируюгциг систем. Сравним две электрогенерирующие системы, схемы которых приведены на рис. З.Я, Приведенные затраты для традиционной энергосистемы рассчитывались по уравнению Х '!(К>>1 + 0111) (3.37) 0 где Ь71 — МОщнОСть Ьй станции; т; — годовое время использования установленной мощности 1-й станции; ~п> Кз>(гзк 1 + Но)> ОЛЕСЬ Км — УДельные капитальные затраты 1-й уСтанОВКи, руб/кВТ1 рзк- вклад капитальных составляющих в эксплуатационные Расходы, см. (2.75), Н, = 0,12, Олесь ь,ш - удельный расход топлива, т'/(кВт ч); з „-замыкаю- дэге расходы на топливо (руб/т").
(3.41) Рнс. ЗЭЬ Стена траднинонной (а) н атомно-водородной (б) злектротенернруплвэт систем Индексомз обозначают типы станций,) — зону работы станции (пиковая, полупиковая, базисная). Удельные приведенные затраты определялись по уравнению зп = Зп/(Х Мч ) = Зп/И'т, (238) 0 где К т — количество энергии, генерируемой системой. Принималось, что энергия генерируется на АЭС (базисная), 'на ТЭС (полупиковая) и ГТУ (пиковая) (рис. 3.9). Число часов использования установленной мощности т; в год составляет 7500 (АЭС), 4000 (ТЭС) и 1000 (ГТУ). Значение Кзр руб/кВт, равно: 200 (ТЭС) и 120 (ГТУ) [110), б,к+ Н = 0,24. Значение Ь,п, г'/(кВт ° ч) составляет: 385 (АЭС), 400 (ТЭС) и 500 (ГТУ), з,п равны (руб/т*)- 50 (уголь) и бб — природный газ [1101.
Атомно-водородная манев. ренная установка включает электролизную установку, газохра. нилище, водородную пиковую надстройку, содержащую камеру сгорания и паровую турбину (рис. 3.8). Приведенные затраты длй атомно-водородной системы определялись по системе уравне. ний: и АЭС( п,АЭС + 0АЭСтАЭС) ™ЭЛУКп,ЭЛУ ™пнкКп,пнкэ ' (3.39) )тт МАЭС тАЭС (М МАЭС)тЭлу(1/Чпнк 1)м (3.40) ГдЕ МАЗС, Мэду> Мп„к - МащиаотЬ АЭС, ЭЛЕКтраЛИЗЕРЕВ И ПИКО. эой водородной установки; Чп„„- КПД водородной пиковой установки; Чпнк = Чзлу ' 0 6; М- общая мощность системы. Принимаем, что К, „= 40 руб/кВт, К, газохранилища— 0,15РУб/мз, значениЯ К,элу и Чэлу пРинимаем из данных табл.
3.8 (варианты 2 и 4). Срок окупаемости новой системы определяем из уравнения ток (Кз,ав Кз,традИЗэк,град Зэк,ав)з где К, — капитальные годовые затраты; З,к — эксплуатационные годовые затраты (включая расходы на топливо) и индексы вавв н втрадв — означают атомно-водородную и традиционную системы. Результаты расчета приведены в табл. 3.11. Как видна из таблицы, приведенные затраты в атомно-водородной системе ниже, чем в традиционной, на 7-10%, срок окупаемости новой системы составляет соответственно 3-5 лет. Новая система обеспечивает замену более 5 млн.
т условного органического топлива на ядерное, топливо. Кроме того, обеспечивается уменьшение вредных выбросов в атмосферу т/год: ЗО — 2 ° 10з, углева. дородов 1,1 ° 10з; МОк = 4 10е; золы -7 ° 10з. В [141 показано, что применение водорода,и кислорода для первичного и промежуточного перегрева пара позволит использовать бслее экономичные турбины, соответственно повысить КПД использования водорода до 75% и увеличить вклад водородной составляющей в генерацию энергии.
Как было показано ранее (см. табл. 3.9), снижение приведенных затрат может быть обеспечено работой электролизера в переменном режиме. В этом случае режим работы всей энергосистемы целесообразно определять оптимизационным расчетом по минимуму приведенных затрат. 3.5.2. Оптимиэаиия атомно-водородной энергосистемы. Проведем оптимизацию атомно-водородной энергосистемы по минимуму приведенных затрат и сравним приведенные минимальные затраты с приведенными затратами традиционной системы, буричем будем рассматривать лишь переменную часть нагрузки (Рис.
3.7, зона Б). Разобьем переменную часть мощности на зоны, обозначим диапазон изменяемой мощности коэффициентами 71, рз, ..., 1В7 анЕР/п 11/У = К.тЕ1элутзлу1 1Э/ы1 = 1ЭЛу(/зл> лг ~ О ~ 1элу ~ 1 Ыа )ээз аээлу)а~~ж ~ О» (3.42в) та б л и ц а 3. 11. тетникоекоиомическое срввнивнв злвктрщаииэрэчччэлвв систем (3.42г) Показвтещ, (3.42д) с современ- с разрабаты. ными электро- ваемыми литерами электролизе. Рами (3.42е) Мощность, МВт установленная баи сная 10000 5600 3000 1400 10000 7900 2100 2000 10000 7870 2130 1915 55,4 10а 42 10а 12 10а 14 „10а 55,4 10а 62,19 10а 59 10а 3,19 10а 55,4 10 а 62~40 .
10а 59,25 10а 3,16 1Оа 55 4. 10а 21,67 10а 22,7 10а 22,7 10а 22,8 10а 22,8. 10а 16,17 10а 4,8 ° 10а 0,7 ° 1Оа 1158,4 10а 2,1 1058 1. 10а 1,91 1О8О,3 10а 1,95 2,9 4,8 * Масса условного топлива. у; и т.д., длительность его времени в каждой зоне обозначим ЧЕРЕЗ11,12,..., Тз а Различные виды электростанций обозначим индексом г. 11аринимаем, что в атомно-водородной системе электролизная установка работает в режиме переменной мощности, обеспечивая покрытие всей нагрузки в зоне В (рис. 3.7) 'Тогда упрощенная линейная модель для анализа использовз. ния водорода в атомно-водородной изолированной энергосис теме будет описываться уравнениями: ЕМО(Кп[ + ';"0;) + )Э/ЭЛуК „ЭЛу + Е Х„„„К„„„„- Пэт, "(3,428) г/ / (3.420) ЕХО + ЕМ„ 188 полупиковая пиковая Мощность электролизерв, Мвт Годовая выработка электроэнергии, МВт чг АЭС полупиковая установка пиковая установка Годовой отпуск электроэнергии, МВт ° ч Суммарный расход топлива в год, т'.
ядерного угля природного газа Приведенные затраты, руб/г Удельные приведенные затраты, коп/(кВт ч) Срок окупаемости, годы Традиционная Атомно-водородная система система где бн — расход водорода на генерацию 1 кБт ° ч в пиковой установке; К„- электрохимический эквивалент водорода, кг/кА ч; (,',„- напряжение одной электролизной ячейки; 1эл — суммарный ток в электролизной установке, 1злу %злу/(/ ' Хэлу— мощность электролизной установки; 1,„- максимальный допустимый ток на влек тролизере; 1*- время, в которое зтанция! должна эксплуатироваться на полную мощность в зоне графика Б для того, чтобы произвести количество энергии, равное 74'01 Х вЂ” мощность энергосистемы на участке лг кривой нагрузки системы, доступная для электролиза.
Остальные обозначения такие же, как и в (3.37) — (3.39). Уравнение (3.42а) описывает годовые приведенные затраты на систему, (3.42б) — необходимый уровень мощности в каждой зоне1, (3.42в) - баланс производства и потребления водорода, (3.42г) — провальную мощность, доступную для электролиза на каждом из интервалов кривой нагрузки, (3.42д) - ограничивает верхний предел нагрузки электролизера. Для построения линейной модели необходима линейная аппрбксимвция воль-аьаперной кривой электролизера.
Была проведена линейно-кусочиая интерполяция кривой Ш= ЕлШ/1а Ел = 1,л В О. (3.43) Линейная модель для анализа традиционной изолированной системы в условиях переменной нагрузки может быть записана следующим образом: Зп = Е, Х; (Кп/+ 011,9). (З.44) 0 Как показали расчеты по (3.42а) — (3.42е) и (3.43), работа атомно-водородной энергосистемы в оптимальном режиме обеспечивает снижение приведенных затрат на 10-20%, по сравнению.с атомно-водородной неоптнмизированной системой.
Соответственно, экономия приведенных затрат в атомно-водородной, системе по сравнению с традиционной системой достигнет. 0-12То. 189 При дальнейшем развитии модели (3.42) — (3.44) Н.В. Коровин В.П. Тельнов и Н.В. Кулешов рассмотрели энергосистемы мощ. ностью порядка 25 ГВт, включающие базовые АЭС и ТЭП, в которых в качестве конкурирующих путей выравнивания гра.
![](https://s.studizba.com/z.php?f=/templates/si/i/noavatar.png&w=100&h=100&t=1"){kind=avatar}
