Аннотация результатов, полученных в 2025 году
Разработаны новые схемно-параметрические решения для аккумулирования внепиковой энергии в виде электролизного водорода и позволяющие реализовать различные способы выработки пиковой электроэнергии с использованием как основной, так и дополнительной паротурбинной установки (ПТУ) с использованием разработанной трехступенчатой системы охлаждения продуктов сгорания замкнутого водородного цикла. Обоснована возможность и целесообразность реализации предлагаемых схемно-параметрических решений при комбинировании с АЭС. Проведена серия физических экспериментов. При охлаждении с ~3000 до ~500 ºС происходит интенсивная рекомбинация водорода с кислородом, что приводит к снижению доли непрореагировавшего водорода по экспоненте. На основе полученных данных определен средний удельный показатель рекомбинации, который составил 0,00233 %масс./ºС. Определен показатель рециркуляции водорода в зависимости от давления в водород-кислородной камере сгорания. В диапазоне давлений в водород-кислородной камере сгорания 0,2-7 МПа показатель рециркуляции водорода составил 98,65-27,37 %. Установлено, что с ростом давления снижается количества теплоты, передаваемое основной нагреваемой среде. Показано, что увеличение давления выше 1 МПа нецелесообразно. При этом успешно испытано применение сбросной линии в пусковых режимах. Определены капитальные вложения и эксплуатационные затраты в основные элементы замкнутого водородного цикла. При различных вариантах использования второй и третьей ступени системы охлаждения продуктов сгорания при давлении менее 1 МПа потребуется чрезмерно большая площадь поверхности теплообмена, что затруднит реализацию замкнутого водородного цикла. При использовании второй ступени для подогрева питательной воды до температуры близкой к температуре насыщения в парогенераторах АЭС при увеличении давления продуктов сгорания с 3 до 7 МПа достигается снижение суммарных капвложений в теплообменное оборудование с 91,1 до 59,4 млн. руб. При этом наибольшее снижение суммарных капвложений при переходе на повышенное давление 7 МПа составляет 70,9 млн. руб. (41,2%) и наблюдается при использовании второй ступени для перегрева свежего пара из парогенераторов АЭС. Наименьшей теплообменной площадью, соответственно и стоимостью, обладают варианты замещения ПВД с суммарными капвложениями 85 млн. руб. При давлении 7 МПа, потребуется 12 компрессорных установок, обеспечивающих конечное давление в системе аккумулирования на уровне 4 МПа, стоимость такого компрессорного агрегата составляет 3,58 млн. руб. На режиме разрядки необходимо 7 дожимных компрессоров единичной стоимостью 2,4 млн. руб. Итоговая стоимость системы компрессорных агрегатов составляет 59,76 млн. руб. Капвложения в перспективные электролизные установки составляют 4725 млн. руб. В вариантах частичного замещения ПВД суммарные капиталовложения в модернизацию К-1200-6,8/50 с учетом генератора и конденсатора составят 580,6 млн. руб. с учетом инфляции. В вариантах повышения температуры питательной воды после ПВД суммарные капиталовложения в дополнительной ПТУ составят 2722 млн. руб. с учетом генератора и конденсатора. В случае перегрева свежего пара необходимо использование дополнительной ПТУ более высоких параметров стоимостью 5523 млн. руб. Во всех вариантах потребуется модернизация электрохозяйства и АСУТП станции стоимостью 58,06, 272,2 и 552,3 млн. руб. для варианта замещения ПВД, подогрева питательной воды и перегрева свежего пара соответственно. Показано, что при замещении ПВД себестоимость производства электроэнергии без учета дисконтированная составляет 16,64 руб./(кВт·ч). Перегрев пара позволяет получать больше дополнительной мощности, при этом достигается самая низкая себестоимость производства электроэнергии (8,48 руб./(кВт·ч)), несмотря на более высокие суммарные капиталовложения. Себестоимость производства электроэнергии в случае использования водородного энергокомплекса для подогрева питательной воды после ПВД составляет 10,23 руб./(кВт·ч). На основе адаптированной методологии анализа эффективности показаны условия (исходная величина недожога водорода), при которых реализация мероприятий по его снижению (замкнутого водородного цикла) экономически целесообразна. Увеличение показателя комплексной эффективности (с учетом мероприятий по снижению недожога) достигается при исходной величине недожога водорода в диапазоне от 2,25, 1,97 и 1,83 % при стоимости внепиковой электроэнергии 0,5, 1,0 и 1,5 руб./кВтч соответственно и стоимости мероприятий по снижению недожога 2% от общей стоимости водородного энергокомплекса. При увеличении стоимости мероприятий по снижению недожога до 10% минимальный исходной недожог водорода, при котором целесообразна реализация мероприятий по его снижению, увеличивается до 10, 8,89 и 8,17 %. При стоимости мероприятий по снижению недожога на уровне 2 и 10 % от общих капвложений в водородный энергокомплекс минимальное значение исходного недожога водорода, при котором эти мероприятия целесообразны, должно составлять не менее 2,25 и 10 % при стоимости внепиковой электроэнергии 0,5 руб./кВтч. Определены зоны (диапазон платы за мощность), в которых водородный энергокомплекс (ВЭК) эффективнее в сравнении с ГАЭС. При стоимости внепиковой электроэнергии 0,5 руб./кВтч ВЭК эффективнее при плате за мощность более 1153 и 2276 тыс. руб./МВт·мес при стоимости мероприятий по снижению недожога 2% и 10% соответственно. При стоимости внепиковой электроэнергии 1,5 руб./кВтч плата за мощность, при которой эксплуатация ВЭК эффективнее, составляет от 1610 и 3565 тыс. руб./МВт·мес. С учетом возможного удорожания капвложений ВЭК на 50% обеспечивается конкурентное преимущество в сравнении с ГАЭС. При стоимости внепиковой электроэнергии 0,5 руб./кВтч эксплуатация ВЭК оказывается целесообразной (т.е. достигается положительный накопленный чистый дисконтированный доход (НЧДД)) при плате за мощность более 1633 тыс. руб./МВт·мес. Равная эффективность сравниваемых способов прохождения минимумов графика электропотребления достигается при плате за мощность 926 тыс. руб./МВт·мес. При стоимости внепиковой электроэнергии 1,0 и 1,5 руб./кВтч эксплуатация ВЭК целесообразна при значительно меньшей плате за мощность, которая составляет от 1193 и от 761 тыс. руб./МВт·мес соответственно. Равная эффективность сравниваемых способов – при плате за мощность 1208 и 1570 тыс. руб./МВт·мес при 1,0 и 1,5 руб./кВтч за внепиковую электроэнергию соответственно. Преимущество ВЭК в сравнении с продажей электроэнергии в сеть достигает 3086, 2657 и 2227 млн. руб. НЧДД при стоимости внепиковой электроэнергии 0,5, 1,0 и 1,5 руб./кВтч соответственно. Для всех рассматриваемых вариантов тарифов на электроэнергию, плата за мощность, при которой достигается окупаемость ВЭК за 25 лет входит в диапазон, который соответствует плате за мощность на действующих АЭС в РФ, в том числе при удорожании капвложений в ВЭК на 50%.