Курчатовский институт столяревский анатолий яковлевич хемотермические технологии аккумулирования энергии ядерных энергоисточников

Вид материала

Автореферат

Содержание В разделе 2.3

Подобный материал:

• Мониторинг Средств массовой информации по теме: Подписание Соглашения между Международной, 411.74kb.
• М. В. Ковальчук (ниц «Курчатовский институт», ик ран), 85.56kb.
• Рнц «Курчатовский институт», 462.37kb.
• Рабочей программы дисциплины Нетрадиционные и возобновляемые источники энергии (наименование), 32.41kb.
• Конституцией Российской Федерации, Федеральным закон, 282.96kb.
• Химические преобразователи солнечной энергии, 89.06kb.
• Исследования выходов нейтральных пионов в реакции Au +Au при энергии 200 ГэВ/нуклон, 253.88kb.
• Программа формируется на основе докладов, заказанных программным комитетом. Планируется, 17.64kb.
• Фазовые равновесия и физико-химические свойства пятикомпонентной системы LiF – LiCl, 36.96kb.
• Бакалов Валерий Пантелеевич. Основы теории цепей: учебник, 143.88kb.

Для реакции (1) свободная энергия ΔG становится равной нулю (при атмосферном давлении) для температуры ~890 К. С увеличением давления характеристическая температура T* проведения реакции увеличивается. При заданных температуре и давлении в системе степень конверсии метана или соответ­ствующее остаточное содержание метана в сухом конвертиро­ванном газе резко изменяется с увеличением отношения Н₂О/СН₄ (рис. 1). Так, одна и та же степень конверсии метана (0,99), которой соответствует остаточное содержание метана в сухом конвертированном газе ~ 0,336%, может быть достиг­нута при температуре ~855°С для отношения пар/метан, равного 3 : 1, и при температуре -1670° С для отношения, равного 1 : 1 (давление в системе в обоих случаях составляет ~2 ат). Увеличение расхода пара необходимо также и для предотвра­щения выпадения углерода в катализаторном объеме (в соот­ветствии с реакциями С_пН_2п+2→nС+ (п+ 1)Н₂ -Q; СО + Н₂→C + H₂O + Q; 2СО→С + СО₂ + Q). Кроме того, значительно улучшается теплопередача в реакционном объеме, что позволяет увеличить объемную скорость подачи сырья (производитель­ность) до пределов, обусловленных активностью катализатора (кинетикой процесса) или теплогидравлическими ограничения­ми, например мощностью на прокачку. В то же время при воз­растании отношения пар/метан увеличивается (по сравнению со стехиометрическим) количество тепла, подводимого к про­цессу, что должно быть скомпенсировано регенеративным возврaтом тепла конвертированного газа. Таким образом, для хемотермических систем аккумулирования тепловой энергии существуют свои оптимальные параметры проведения процес­сов конверсии. Предварительные проработки показали, что от­ношение пар/метан для паровой конверсии метана, протекаю­щей при давлении 3.0—5.0 МПа и температуре - 1100 К, состав­ляет (3—4) : 1.

При создании хемотермических систем аккумулирования тепловой энергии важно определение КПД цикла конверсии. Теоретический КПД цикла может быть определен из системы - термодинамических соотношений, описывающих прямую и об­ратную реакции паровой конверсии метана:

Q₁ =T^P₁ ΔS - T^P₁ ΔS¹_i (9)

W₁ = ΔH - T^P₁ ΔS + T^P₁ ΔS¹_i (10)

Q₂ = T^P₂ ΔS + T^P₂ ΔS²_i (11)

W₂ = ΔH - T^P₂ ΔS + T^P₂ ΔS²_i (12)

где Q₁ и W₁ — тепло и работа соответственно, подведенные к циклу от первичного источника энергии, например от ВТГР при температуре T_t определяемой как

T_t = _Tвх ∫ ^Tвых C_рdT (_Tвх ∫ ^Tвых (cp/T)dT)^-1 (13)

где Т _вых и Т _вх — температура теплоносителя на выходе и входе в аппарат конверсии; Q₂ и W₂ — тепло и работа, отведенные из цикла; ΔH и ΔS — изменения энтальпии и энтропии между состояниями, соответствующими продуктам прямой и обратной реакций конверсии метана (1); ΔS_i — увеличение энтропии в результате необратимости протекающих реакций; с_р — тепло­емкость теплоносителя.

В соответствии со вторым законом термодинамики ΔS_i ≥0. В случае ΔS_i = 0 цикл (прямой и обратный процессы) карнотизирован. Для такого цикла справедливы соотношения Карно:

W₂ - W₁ = (T^P₁- T^P₂) Q₁ / T^P₁; Q₂ = T^P₂ Q₁/ T^P₁, (14)

а интересующая нас эффективность передачи тепла ή _т в цикле будет определяться как

ή т =1- ή к =1- (T^P₁- T^P₂) / T^P₁; T^P₁ ≥Т^{* ≥}T^P₂ ;

т. е. ή т = 0,815 для T^P₁= 1073 К и T^P₂ = 873 К.

Теоретически в отсутствие ограничений, накладываемых ки­нетикой протекающих процессов и допустимой температурой катализатора обратной реакции, эффективность передачи тепла в цикле при T^P₂→T*← T^P₁ может сколь угодно приближаться к 1.

Несмотря на то, что установки метанирования конверти­руемого газа широко применяются в технологических произ­водствах водорода и аммиака, условия работы метанаторов си­стемы хемотермического аккумулирования отличаются от усло­вий работы промышленных метанаторов. Различие наблюдается и в требованиях, предъявляемых к таким установкам. Допустимая температура катализаторов, применяемых в метанаторах, равна 650°С, что приводит (с учетом большого теплового выхода реакции метанирования) к потере работоспо­собности катализатора при возрастании объемного содержания окиси углерода в конвертированном газе, направляемом на ка­талитическую метанизационную очистку, выше допустимого на 0,3-0,5%.

При использовании метанаторов в схемах выработки энер­гетического пара для допустимых в отношении теплогидравлических потерь объемных скоростей метанизируемого газа тре­бования по обеспечению предельно допустимой температуры катализатора обеспечены подачей части прореагировавшего газа на рециркуляцию. На рис. 2 приведена возмож­ная схема и на рис. 3 – Q-Т-диаграмма установки метанирования, используемой для выработки пара в энергетическом ре­жиме.

Проведенные расчеты показали, что в системе аккумулиро­вания тепловой энергии может быть получен пар с энергети­ческими параметрами, в частности, 13,0 МПа, 510° С. В этом случае метанируемый газ используется в качестве теплоносителя в экономайзерной (I, II и III ступени) и испарительно-перегревательных секциях вспомогательного парогенератора-метанатора. Доля тепла, выделяемого в I ступени метанатора, составляет 84%, во II ступени - 12,5% и в III ступени - 3,5%.

В связи с этим сделан вывод о возможности созда­ния одноступенчатой установки с некоторой потерей термодина­мической эффективности цикла аккумулирования в целом. Важ­ность решения этой проблемы определяется сильным влиянием капиталовложений в систему аккумулирования на расчетные затраты производства электроэнергии. В то же время учитывается, что проведение реакции метанирования в одну сту­пень увеличивает на 15-20% объем газа, циркулирующего в системе аккумулирования, что, в свою очередь, приводит к со­ответствующему увеличению концевых тепловых потерь в тепло­обменниках аппарата утилизации тепла конвертированного газа, увеличению объемов газохранилищ и мощностей на про­качку газа.

При заданных поверхности ОПГ и температуре питательной воды низкие температуры гелия легче получить при пониженных степенях сжатия, при которых температура за газовой турбиной выше. Поскольку габариты ОПГ определялись размером шахты в железобетонном корпусе реактора, была проведена оптимизация параметров установки применительно к конкретным конструкции и поверхности нагрева парогенератора и выбранной температуре питательной воды (85°С в базовом режиме). Результаты этих расчетов представлены на рис. 5, где линия А—А является геометрическим местом параметров, которые могут быть реализованы при принятых размерах ОПГ. Из рис. 5 видно, что увеличение степени сжатия, хотя и вызывает некоторое повышение температуры гелия перед компрессором, приводит все же к увеличению мощности, а следовательно и к. п. д. установки. В связи с этим повышение степени сжатия оказывается целесообразным. В качестве расчетной принята точка 1 (ε_к=2,22, t_доК=170°С). Дальнейшее повышение степени сжатия нецелесообразно по услови­ям работы в режиме зарядки аккумулятора и из-за возрастающих трудностей проектирования ком­прессора. Параметры и показатели установки на номинальном режиме приведены в первом столбце табл. 2.

Режимы зарядки, на которых в газовую турби­ну поступает охлажденный в системе аккумулиро­вания гелий, рассчитывались с учетом характери­стик турбомашин и теплообменных аппаратов.

Таблица 2. Основные показатели энергоблока

Режим работы Наименование величин базовый зарядка пиковый Тепловая мощность реактора, МВт Температура гелия за реактором,"С Расход гелия через реактор, кг/с Давление гелия перед ГТ, МПа Температура гелия перед ГТ, С Давление гелия за ГТ, МПа Температура гелия за ГТ, °С Расход гелия через ОПГ, кг/с Расход пара на входе в ПТ, т/ч Тепловая мощность ВТТ, МВт Тепловая мощность, отдаваемая в систему аккумуляции, МВт Тепловая мощность, отбираемая из системы аккумуляции, МВт Параметры свежего пара за ОПГ и ВПГ: давление, МПа температура, °С Температура питательной воды, °С Температура гелия за ОПГ, °С Температура гелия на входе в ре­актор, °С Электрическая мощность ГТУ, МВт Электрическая мощность ПТ, МВт Электрическая мощность энергоблока нетто, МВт К.п.д. энергоблока, нетто % Среднесуточный к. п. д. нетто, % 1000 900 355,0 4,90 900 2,271 609,5 300,8 1003 17,63 545 85 170 359,6 153 326,3 460,1 46,0 1000 900 372,0 4,460 710 2,652 509,7 385,9 698,7 347,8 285,6 11,27 500 69 215 383,5 36,8 212,8 239,6 33,5 41,9 1000 900 355,0 4,90 900 2,271 609,5 310,8 1340 278 17,63 515 90 170 350,6 153 428,8 558.5 55,8

Ре­зультаты расчетов представлены в виде диаграм­мы режимов газотурбинной части на рис. 6. По­скольку мощность реактора остается постоянной, а расход гелия определяется из условия охлажде­ния активной зоны, значение этого расхода и дав­ление гелия перед турбиной (в реакторе) могут при принятых характеристиках турбомашин как уменьшаться, так и увеличиваться в зависимости от температуры гелия перед турбиной и компрессором.


Параметры и показатели установки в пико­вом режиме приведены в третьем столбце табл. 2. Приведенные в таблице к. п. д. на каждом режиме рассчитывались по формуле: ή=(N_ГТУ + N_ПТ)/(1000 +_ ΣQ_акк).

В базовом (чисто энерге­тическом) режиме к. п. д. нетто установки состав­ляет 46%. Столь высокое значение к. п. д. объясня­ется использованием бинарного парогазового цикла с подводом теплоты при высокой и отводом при низкой температуре.

При работе с переменной нагрузкой по графику: зарядка аккумулятора 8 ч, базовый режим 8 ч, пиковый режим 8 ч отношение максимальной мощ­ности установки к минимальной составляет 558,5/239,6=2,34. Среднесуточный к. п. д. выработ­ки электроэнергии равен при этом 41,9% и тоже достаточно высок.

Паровая турбина будет состоять из ЦВД и двух ЦНД. Создание такой турбины не представляет трудностей, поскольку в ней может быть использован уже проверенный в эксплуатации ЦНД, применяемый ЛМЗ в турбинах мощностью 300, 500 и 1000 МВт. Длина лопатки последней ступени 960 мм. Цилиндр высокого давления должен быть разработан заново, но при этом может быть использовано серийное облопачивание. Для вспомогательных устройств турбоустановки также могут быть целиком использованы апробированные в эксплуатации элементы и целые системы.

В разделе 2.3 представлен выбор параметров и схем теплофикационных систем на базе ВТГР. Применительно к задачам теплофикации предложена схема АТЭЦ на базе ГТУ с ВТГР, исследования которой определили схемы, параметров и спо­собов компоновки оборудования. Особенности высокотемпературного газоохлаждаемого реактора (ВТГР), дают возможность уменьшить тепловое воздействие на окружающую сре­ду, использовать тепло ВТГР в технологических целях, применять газотурбинный цикл.

Перспективность использования газотурбинной установки (ГТУ) в ЯЭУ связана с уменьшением капиталовложений по сравнению с паротурбинными установками (ПТУ); возможностью применения "сухой градирни", что позволяет снять ограничения при выборе площадок под ЯЭУ по условиям водоснабжения; достижением высоких значений электрического КПД и коэффициента использования тепла; возможностью варьирования величиной отпускае­мого тепла в достаточно широком диапазоне без сни­жения выработки электроэнергии.

Комплексная оптимизация схем, параметров и спо­собов компоновки оборудования АС проводилась в рамках декомпозиции задачи нелинейного непрерыв­но-дискретного программирования с применением мате­матического моделирования на ЭВМ всех основных процессов, происходящих в элементах оборудования ЯЭУ. Минимизируемый функционал — приведенные к году пуска установки суммарные за весь срок службы затраты по АС. Для приведения вариантов к равному экономичес­кому эффекту использовались замыкающие затраты на ядерное топливо, электроэнергию и тепло.

В исследованиях рассматривалась АТЭЦ с ВТГР типа ВГ-400 моноблочного типа тепловой мощностью 1060 МВт с засыпной активной зоной, работающий на уран-плутониевом топливном цикле с однократной циркуля­цией топлива. Установка вводится в эксплуатацию в 2020 г. и работает в трех режимах с выработкой электро­энергии и тепла в виде горячей воды и пара. Температу­ра газа на выходе из реактора принималась равной 1223 К.

Результаты исследований различных видов схем АТЭЦ с ВТГР на базе ГТУ пока­зали, что при коэффициенте использования тепла на теплоснабжение (ζ = Q_TQ_р^-1) до ζ = 0,3 минимальные приведенные затраты имеет наиболее сложная схема с регенератором и двумя ступенями сжатия с промохлаждением; при 0,3 < ζ < 0,47 предпочтительнее схема с регенератором и одной ступенью сжатия, а при ζ > 0,47 становится конкурентоспособной и простей­шая схема без регенератора и с одной ступенью сжатия в компрессоре. Если же в схеме появляется контур с парогенератором, то приходится отказываться от вто­рой ступени сжатия и при малых величинах тепловых нагрузок, так как невозможно обеспечить высокую температуру гелия после регенератора (по стороне низ­кого давления). Интегральная компоновка всего обору­дования первого контура в многополостном прочном корпусе оказывается предпочтительной по сравнению с раздельной компоновкой турбомашины и реактора с теплообменным оборудованием (разница в величине приведенных затрат достигает 1 - 3 млн р./год), Турбомашина при этом одновальная двухпоточная, распола­гается в полости под реактором и теплообменниками. Отмечено, что практически без снижения выработки электроэнергии можно отводить тепло на теплофика­цию в пределах до ζ=0,3.

В разделе 2.4. представлены результаты разработки хемотермических систем дальнего транспорта энергии. По условиям безопасности требуется разделить ядерно-химическое производство (ЯХП) на ядерно-технологическую (ЯТЧ) и химико-технологическую (ХТЧ) часть, расположенные на расстоянии друг от друга. В случае незначительных расстояний между площадками ЯТЧ и ХТЧ (до 2-3 км) экономически более эффективным оказывается вариант без изменения технологической схемы. Однако в этом варианте, в зависимости от расстояний между площадками, более резко нарастают энергетические потери и изменяются параметры технологических потоков, приходящих к площадке ХТЧ, которые ограничены только охлажденным конвертированным газом, паром среднего давления (до 4.5 МПа в основном для привода компрессоров) и электроэнергией. Это, в свою очередь, не может не сказываться на эффективности осуществляемых в ХТЧ технологических процессов.

По оценкам, допустимое изменение параметров технологических потоков (по условиям эффективности и работоспособности всей производственной схемы), приходящих к ХТЧ, соответствует расстояниям между площадками до 2-3 км.

Вариант с некоторыми изменениями общей энерготехнологической схемы оказался менее эффективным при разнесении площадок на незначительные расстояния, но сохраняет работоспособность при расстоянии между площадками ЯТЧ и ХТЧ до 15 км, а экономическую конкурентоспособность при расстояниях между этими площадками до 6-7 км.

Особенно большие энергетические потери и технические трудности возникают при транспортировке таких технологических потоков, как перегретый водяной пар и насыщенный пар.

Попыткой преодоления этой проблемы стало построение системы с более свободным разделением ЯТЧ и ХТЧ, но при использовании для теплоэнергоснабжения технологической части хемотермической системы дальней передачи энергии. Места разделения в общей схеме устанавливались с учетом внутренних энерготехнологических взаимосвязей технологии производства и технических возможностей создания атомных энерготехнологических станций (АЭТС), а также сохранения работоспособности всех стадий химического производства. Главной целью этого этапа работы было определение состава и параметров работы оборудования ЯТЧ, превращаемого в ядерно-конверсионный центр, обслуживающий комплекс из нескольких ХТЧ, находящихся от этого центра на значительном расстоянии.

Было разработано четыре сравниваемых варианта схем ядерно-химического производства, в которых ЯТЧ и ХТЧ отделены один от другого, но связаны использованием дальнего транспорта тепла в химически связанном состоянии. Эта связь в каждом варианте осуществлялась газовыми трубопроводными потоками, идущими от ЯТЧ при температуре окружающей среды к ХТЧ (поток конвертированной газовой смеси, используемой ХТЧ в качестве химического сырья, а также возвратный поток системы дальней передачи энергии) для теплоэнергоснабжения технологической части.

В числе оборудования ХТЧ в таком случае появляются метанаторные установки системы дальней передачи тепла вместе с блоком теплоиспользующего оборудования (подогревателя питательной воды, парогенератора для производства насыщенного пара, пароперегревателя для выработки перегретого пара, подогревателей латентного и технологического газовых потоков).

В атомной энерготехнологической установке происходит аккумулирование тепла ядерной реакции в процессе эндотермической химической реакции преобразования смеси метана с водяным паром в смесь газов: СН₄+Н₂О®Н₂+СО₂+СО. Тепло от охлаждения этой смеси используется для подогрева газа, идущего на конверсию, а также для производства технологического пара в конверсии метана. Охлажденный газ по трубопроводам направляется к ХТЧ, где в метанаторах, осуществляется экзотермическое выделение химически связанной энергии путем соединения водорода с оксидами углерода. При определенном начальном температурном режиме (~ 300 ^oC) происходит экзотермическая реакция метанирования в адиабатическом химическом реакторе (с неподвижным слоем катализатора) с одним или несколькими теплообменниками. Уже в первой ступени метанирования можно получить температуру газа на выходе до 800 ^оС в случае, если использовать наиболее эффективные катализаторы. В последней ступени температура газа устанавливается примерно на уровне 300 ^оС¸ при которой практически все компоненты конвертированного газа успевают прореагировать. После конденсации и сепарации водяного пара восстановившийся метан транспортируется по возвратному трубопроводу для подачи в ЯТЧ АЭТС с целью его вторичной конверсии. Цикл многократно повторяется с необходимой незначительной добавкой природного газа в цикл для восстановления потерь и утечек в неплотностях трубопроводов и соединений. Эффективность использования этой транспортно-тепловой системы зависит от качества метанаторов и сокращения утечек газовых и тепловых потоков во всем цикле его оборота и использования в ЯТЧ и ХТЧ и затрат на работу компрессоров для перекачки газа в прямом и обратном направлениях. В то же время при таком способе транспорта тепла отсутствуют потери тепла в транспортных магистралях, которые связывают площадки ЯТЧ и ХТЧ ядерно-химического производства. В силу своих специфических особенностей ЯТЧ может быть ориентирована не только на узко специализированное использование, в данном случае для производства аммиака, а при создании нескольких ЯЭИ с ПКМ на одной площадке образуется ядерно-конверсионный центр (ЯКЦ) для обслуживания конвертированным газом (водород в смеси монооксидом углерода) нескольких отстоящих один от другого производств - потребителей (производства аммиака, метанола, нефтехимические предприятия, в том числе по выпуску моторного топлива, прямое восстановление железа) – точнее, их технологических частей, а также снабжения от единого ЯКЦ пунктов локального теплоснабжения коммерческого и коммунально-бытового сектора низкопотенциальным теплом путем метанирования у этих теплопотребителей конвертированного газа. При увеличении мощности ЯЭИ, образующих ЯКЦ, и увеличении концентрации производства конвертированного газа может быть достигнута экономия инвестиций до 20-40 %.

Идея и возможности концепции ядерно-конверсионного центра выходят за рамки отраслевого средства для централизованной поставки конвертированного газа и может рассматриваться как основа для создания национальной или международной системы атомных станций дальнего теплоснабжения – АСДТ. В критерии эффективности должен входить и системный эффект от централизации энергоснабжения, то есть возможность концентрации мощности и ресурсов на одной площадке, позволяющая снизить издержки на отпуск вырабатываемой энергии и уменьшить инвестиционные риски.

В частности, применительно к России важно принимать во внимание уже сделанные вложения в инфраструктуру.

Экономические пределы транспортировки тепла в виде горячей воды при двухтрубной системе с учетом возможности повышения температуры воды до 180-200 ^оС составляют до 50-55 км, при однотрубной системе до 70 км. Тепло в виде пара может транспортироваться на расстояние до 10 км. Все это не позволяет обеспечить централизованным теплоснабжением относительно мелких потребителей тепла, удаленных на большие расстояния, типичные, например, для России.

Основная часть пара потребляется при давлении до 2.0 МПа, что может эффективно обеспечиваться энергоисточниками, располагающими температурным потенциалом 450-600С, в том числе - метанаторными установками АСДТ, на которых может оказаться целесообразным в ряде случаев устанавливать теплофикационные турбины.

Переход на параметры острого пара в теплофикационной турбине с 3.3 МПа/435 ^оС на 24 МПа/560 ^оС позволяет почти в 3 раза увеличить эффективность комбинированного производства электроэнергии и пара. Аналогичные результаты могут быть получены и применительно к схеме с газотурбинным циклом, принятым в МГР-Т.

Показатели, характеризующие энергетическую эффективность АСДТ: теплотворная способность конвертированного газа; коэффициент использования тепла ядерного реактора в тепловой схеме теплоаккумулирующей стадии АСДТ (конверсия метана); коэффициент использования тепла метанирования в тепловыделяющей и теплоиспользующей стадии АСДТ; отношение мощности ближних потребителей тепла к мощности, передаваемой дальним потребителям, а также объемное соотношение конвертированного газа, поступающего на метанирование, и обратного метана и количество воды, образующейся в результате метанирования, которое характеризует потребность конверсионного центра в технической воде для подпитки реакции конверсии.

Расчеты теплового баланса химических реакций, происходящих в процессах конверсии метана и метанирования, а также схем теплоаккумулирующей и тепловыделяющей стадий АСДТ определили энергетические показатели АСДТ при следующих традиционных параметрах проведения конверсии:

• давление в термоконверсионном агрегате – 4 МПа;
  
• температура газа на выходе из термоконверсионного агрегата – 800 ^оС;
  
• соотношение пар/метан 4:1;
  
• состав газа на входе в конверсионное производство (об. %) СН₄ – 95 %, СО₂ – 1 %, Н₂ – 4 %.
  

Установлено, что:

• объем сухого конвертированного газа на выходе из теплоаккумулирующей стадии (конверсионной установки) при объеме обратного метана на входе в эту установку 1000 нм³/ч – 3324 нм³/ч;
  
• состав конвертированного газа: Н₂ – 71 %; СО – 9 %; СО₂ – 11 %; СН₄ – 11 %;
  
• теплотворная способность конвертированного газа – 0,592 кВт×ч/нм³ (510 ккал/нм³);
  
• мощность высокотемпературного реактора, расходуемая для конверсии 1000 нм³/ч метана – 3,308 МВт;
  
• тепло, регенерируемое при охлаждении горячего конвертируемого газа, не может быть полностью утилизировано в самой технологической схеме конверсии.
  

Анализ тепловых схем установок метанирования различного назначения показал, что при вышеупомянутых параметрах проведения процесса конверсии общее количество тепла, выделяющегося в процессе метанирования, составляет 1.97 МВт, из которых полезно может быть использовано 1.8 МВт. При этом количество воды, образующееся в процессе метанирования, составляет 0.5 т/МВт×ч (0.68 т/Гкал) тепла, отпускаемого потребителям.

Коэффициент полезного использования тепла в схеме тепловыделяющей и теплоиспользующей стадий АСДТ составляет 91 %, коэффициент использования тепла реактора в полной схеме АСДТ (с учетом потерь тепла в теплоаккумулирующей и тепловыделяющих стадиях) - 83 %.

Тепловая нагрузка ближних потребителей тепла, необходимая для обеспечения максимального коэффициента использования тепла в схеме АСДТ(96 %), составляет 53 % от тепловой нагрузки дальних потребителей, покрываемой АСДТ.

Энергетические показатели АСДТ существенно зависят от параметров проведения процесса конверсии (давления конвертируемого газа, температуры конвертированного газа на выходе из атомной конверсионной печи, соотношение пар/метан). Например, при снижении соотношения пар/метан до двух, коэффициент использования тепла в полной схеме АСДТ возрастает до 85 %, а отношение тепловой нагрузки ближних и дальних потребителей тепла снижается до 48 %. Однако при этом теплотворная способность конвертированного газа также снижается до 0.544 кВт×ч/нм³ (468 ккал/нм³). Это, в свою очередь, при одинаковой нагрузке дальних потребителей тепла потребует увеличения затрат на транспортировку латентного тепла.

В сравнении с тепловой магистралью, передающей потоком нагретой воды тепловую мощность ~1000 МВт и построенной по однотрубной схеме с бесканальной прокладкой, инвестиции в трубопровод равной мощности, передаваемой конвертированным газом (с учетом обратной метановой нитки и затрат на создание необходимых компрессорных станций), сокращаются более чем в 2 раза, а по сравнению с тепловой магистралью, построенной по двухтрубной, наиболее часто используемой схеме с канальной непроходной прокладкой – более чем в 3 раза. При этом металлозатраты и стоимость стальных труб для газопровода и однотрубной тепломагистрали соизмеримы, а при наиболее распространенной двухтрубной схеме передачи горячей воды даже в 1,5-2 раза ниже.

Основной фактор снижения инвестиций в систему транспорта тепла в случае хемотермической передачи тепловой энергии – значительно меньшая трудоемкость создания газопровода. Это обусловлено более простой конструкцией линейной части газопровода и отсутствием необходимости использования мощной трудоемкой теплоизоляции, особенно в северных регионах с большой длительностью стояния низких температур.

Особенно важен этот факт при рассмотрении схем пароснабжения. Существенное увеличение затрат в случае транспортировки тепла паром (в 1.4-1.7 раза по сравнению с передачей горячей воды), а также ограничения по допустимым потерям давления и тепла в таких системах приводят к тому, что дальность передачи пара не превышает 8-10 км. В случае же использования хемотермических систем возможно организовать централизованное паротеплоснабжение потребителей, удаленных на сотни километров. При этом, естественно, возможно теплоснабжение всех возможных потребителей, расположенных вдоль трасс хемотермического трубопровода.

Установки метанирования разрабатываются с достаточно высокой энергонапряженностью (~1,5 МВт/м³), что с учетом возмож­ности создания компактных (~4-6 МВт/м³) парогенераторов позволяет создать конструкции, обладающие относительно не­высокими материалоемкостью и удельными капиталовложе­ниями.

Основываясь на анализе технологии метанирования, предложено для конструкции метанаторов использовать адиабатические реакторы, аналогичные тем, которые выбраны для проведения АКМ.

Размещение метанаторов на площадке теплогенерирующего блока (ТГБ) может быть основано на промышленных установках. Показано, что для ВМС, содержание СО в которой примерно в 4-6 раз ниже, чем в конвертированном газе, производимом установкой с ВТГР, метанирование достаточно проводить в одну ступень, что значительно упрощает организацию процесса и стоимость установки.

В главе 3 обобщены результаты исследования возможных схем и разработки системы передачи высокотемпературного тепла.