Многоканальное общестанционное резервирование собственных нужд АЭС на основе комбинирования с автономным водородным энергокомплексом

   Авторами разработан автономный водородный энергокомплекс, проведен анализ его экономической эффективности. Разработанный энергокомплекс является многофункциональным. Основным результатом работы является производство и отпуск электроэнергии в энергосистему в часы повышенной нагрузки. Кроме того, входящие в энергокомплекс маломощные паровые турбины могут обеспечивать общестанционное резервирование собственных нужд АЭС на случай обесточивания станции: на основе опытных данных Балаковской АЭС ранее было показано, что один энергоблок с маломощной турбиной с использованием энергии остаточного тепловыделения реактора может при разрыве связи АЭС с энергосистемой длительное время обеспечивать электроэнергией несколько энергоблоков. Благодаря установке маломощных турбин в составе водородного энергокомплекса будет обеспечено их постоянное прогретое состояние и самоокупаемость за счет выработки электроэнергии в энергосистему или на собственные нужды в штатном режиме. В работе рассмотрены варианты установки автономного водородного энергокомплекса с и без замещения дорогостоящих внешних теплообменников системы пассивного отвода тепловыделения активной зоны реактора. Также рассчитана эффективность альтернативного варианта без установки системы аккумулирования с продажей в энергосистему внепиковой электроэнергии, которая в варианте с АВК используется для выработки водорода/кислорода методом электролиза, в зависимости от тарифа на внепиковую электроэнергию. Ввиду отсутствия действующих аналогов водородного энергокомплекса, было рассмотрено несколько вариантов предполагаемых капиталовложений. Результаты исследования выявили, что замещение дорогостоящего оборудования системы пассивного отвода тепловыделения значительно повышает экономическую эффективность предлагаемой системы резервирования. Для принятых вариантов капитальных вложений показаны граничные значения внепикового отпускного тарифа на электроэнергию, при которых использование аккумулирующей системы эффективнее в сравнении с продажей ночной электроэнергии в энергосистему.

1. Энергетическая стратегия России на период до 2035 г. Москва: Правительство Российской Федерации, 2020. 79 с.

2. Головин Р.А. Стратегия деятельности Госкорпорации «Росатом». М.: Росатом, 2018.

3. Samet J., Seo J. The Financial Costs of the Chernobyl Nuclear Power Plant Disaste r: A Review of the Literature. 2016. www.greencross.ch/uploads/media/2016_chernobyl_costs_report.pdf. (дата обращения 25. 05. 2023)

4. Committee for Reforming TEPCO and Overcoming 1F Challenges (TEPCO Committee), “TEPCO’s Reform Plan” of 14 December 2016 (in Japanese) accessed on 7 February 2017 at. http://www.meti.go.jp/committee/kenkyukai/energy_environment/touden_1f/pdf/007_01_00.pdf. (дата обращения 25. 05. 2023)

5. Green J. The economic impacts of the Fukushima disaster // World Information Service on Energy. Nuclear Monitor Issue: 836. Number 4609. 2016. https://wiseinternational.org/nuclear-monitor/836/economic-impacts-fukushima-disaster. (дата обращения 25. 05. 2023)

6. Yurin V.E., Egorov A.N., Bashlykov D.O. Cooldown of a water-cooled reactor during the natural circulation mode using decay heat of the core and a low-power steam turbine // Nuclear Engineering and Design. V. 409. 2023. 112364.

7. Aminov R.Z., Egorov A.N. Comparison and analysis of residual heat removal systems of reactors in station blackout accidents // Atomic Energy. 2017. V. 121. № 6. pp. 402-408.

8. Аминов Р.З., Юрин В.Е., Кузнецов Д.Ю. Исследование процессов расхолаживания водо-водяных реакторов на основе использования энергии остаточного тепловыделения для выработки электроэнергии в аварийных ситуациях с обесточиванием // Атомная энергия. Т. 128. № 4. С. 197-203.

9. Аминов Р.З., Юрин В.Е., Егоров А.Н. Комбинирование АЭС с многофункциональными энергетическими установками. М.: Наука, 2018. 240 с.

10. Hafele W., Sassin W. Applications of nuclear power other than for electricity generation // European Nuclear Conference on Nuclear Energy Maturity. 1975. 126 p.

11. Шпильрайн Э.Э., Малышенко С.Л., Кулешов Г.Г. Введение в водородную энергетику / М.: Энергоатомиздат, 1984. 264 с.

12. Малышенко С.П., Назаров О.В., Сарумов Б.А. Термодинамические аспекты использования водорода для решения некоторых задач энергетики // Теплоэнергетика. 1986. № 10. С.43-47.

13. Forsberg C.W., Kazimi M.S. Nuclear hydrogen using high-temperature electrolysis and light-water reactors for peak electricity production // MIT-NES-TR-10. 2009.

14. Levene J.I. Production of Hydrogen at the Forecourt Using Off-Peak Electricity // USA National Renewable Energy Laboratory. 2005. 45 p.

15. Forsberg C.W. Nuclear hydrogen for peak electricity production and spinning reserve // Oak Ridge National Laboratory. 2005. 54 p.

16. Тарасов Б.П., Лотоцкий М.В. Водород для производства энергии: проблемы и перспективы // Международный научный журнал Альтернативная энергетика и экология АЭЭ. № 8(40). 2006. С.72-90.

17. Malyshenko S.P. JIHT RAS research and development in the field of hydrogen energy technologies // International Scientific Journal for Alternative Energy and Ecology. №3(95). 2011. pp. 10-34.

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

19. Аминов Р.З., Егоров А.Н. Проблемы и пути обеспечения неравномерного электропотребления в условиях растущей доли АЭС в энергосистемах. Саратовский научный центр РАН. М.: Наука, 2020. 271 с.

20. Aminov R.Z., Egorov A.N., Yurin V.E. Hydrogen cycle based backup for NPP internal needs during a blackout // Atomic Energy. 2013. V. 114. I. 4. pp. 289-292.

21. Yurin V.E., Egorov A.N. Predictive economic efficiency of combining nuclear power plants with autonomous hydrogen power complex // International Journal of Hydrogen Energy. 2021. V. 46. I. 63, pp. 20-27.

22. Официальный сайт о размещении заказов на закупки товаров, работ и услуг для нужд Госкорпорации «Росатом» http://zakupki.rosatom.ru (дата обращения 25. 05. 2023).

23. Свириденко И.И., Тимофеев В.А., Шевелев Д.В. Исследование характеристик пассивной тепловой защиты конечного поглотителя СПОТ реакторной установки c ВВЭР-1000 // Вісник СевНТУ. Севастополь. Вид-во СевНТУ. 2009. № 97. С. 69-74.

24. Кордон М.Я., Симакин В.И., Горешник И.Д. Теплотехника. Учебное пос. Пенза, 2005. 167 с.

25. Справочное пособие к СНиП 23-01-99 «Строительная климатология». НИИ строительной физики РААСН. Москва, 2006. 261 с.

26. Открытое акционерное общество «Администратор торговой системы оптового рынка электроэнергии» https://www.atsenergo.ru (дата обращения 25. 05. 2023).

27. Прогноз долгосрочного социально-экономического развития Российской Федерации на период до 2030 года http://economy.gov.ru/minec/activity/sections/macro/prognoz/doc20130325_06 (дата обращения 25. 05. 2023).

28. Egorov A.N., Shaituro M.I., Moskalenko A.B. Current state and development trends of hydrogen technologies // IOP Conference Series: Earth and Environmental Science. 2023. 1154. 012038.

29. Aminov R.Z., Bairamov A.N., Garievskii M.V. Assessment of the performance of a nuclear-hydrogen power generation system // Thermal Engineering. 2019. V. 66. I. 3. pp. 196-209.

30. Stewart W.R., Shirvan K. Capital cost estimation for advanced nuclear power plants // Renewable and Sustainable Energy Reviews. 2022. V. 155. 111880.

31. Байрамов А.Н. Разработка научных основ повышения эффективности АЭС при комбинировании с водородным комплексом. Саратов: СГТУ им. Гагарина Ю.А., 2022. 397 с.

32. Тахтамышев А.Г. Примеры расчета стальных конструкций. М.: Стройиздат, 1978. 239 c.

33. Аминов Р.З., Байрамов А.Н. Оценка удельных капиталовложений в цилиндрические емкости для хранения газообразного водорода // Известия Высших учебных заведений. Проблемы энергетики. 2007. №5-6. С.69-77.

34. Столяревский А.Я. Хемотермические циклы и установки аккумулирования энергии // Альтернативная энергетика и экология. 2005. № 3 (23). С.45-58.

35. Текущий ремонт газотурбинных установок ГТУ ст.№ 6-9 СП «Майская ГРЭС». Центр электронных торгов. www.b2b-center.ru. (дата обращения 25. 05. 2023)

36. Grigoriev S. A. [et al.] Current status, research trends, and challenges in water electrolysis science and technology // International Journal of Hydrogen Energy. 2020. V. 45. I. 49. pp. 26036-26058.

37. Zhao G. [et al.] Life cycle assessment of H₂O electrolysis technologies // International Journal of Hydrogen Energy. 2020. V. 45. I. 43. pp. 23765-23781.

38. Fragiacomo P., Genovese M. Developing a mathematical tool for hydrogen production, compression and storage // International Journal of Hydrogen Energy. 2020. V. 45. I. 35. pp. 17685-17701.

39. Xu P. Enhancing hydrogen storage performance via optimizing Y and Ni element in magnesium alloy // Journal of Magnesium and Alloys. 2022. V. 10. I. 3. pp. 821-835.

40. Elberry A.M. Large-scale compressed hydrogen storage as part of renewable electricity storage systems // International Journal of Hydrogen Energy. 2021. V. 46. I. 29. pp. 15671-15690.