Тема 7: Экономика электростанций как основных элементов энергосистем.

7.1. Классификация электростанций.

I. По видам использования первичных энергоресурсов:

1. органическое т-во – все ТЭС (КЭС).

2. ядерное т-во (АЭС).

3. гидроэнергия (ГЭС, гидроаккумулирующие станции).

4. приливные эл. станции - ПЭС.

5. солнечная энергия. СЭС.

6.ветровая энергия. ВЭС.

7. подземное тепло (гидротермальные ЭС).

II. По применяемым пр-сам преобразования энергии.

III. По кол-ву и виду используемых энергоносителей:

1. с 1 энергоносителем (КЭС, ТЭЦ).

2. с 2 разными по фазному состоянию энергоносителями (парогазовые ЭС, ПГЭС).

3. с 2 разными энергоносителями одинакового фазного состояния (бинарные ЭС).

IV. По видам отпускаемой энергии:

1. 2 вида энергии – э/э и тепло.

2. 1 вид энергии (КЭС, АЭС, СЭС) – выпускает э/э.

V. По кругу охватываемых потребителей:

1.районные ЭС, ГРЭС.

2. местные ЭС (для электроснабжения отдельных населенных пунктов).

3. блок станции (для электроснабжения отдельных потребителей).

VI. По режиму работы в электроэнергосис-мы:

1. базовые.

2. пиковые.

3. маневременные или полупиковые.

7 .2. Экономика конденсационных электростанций и динамика их развития.

Основные пар-ры пара и соответствующие им мощ-ти турбины (блоков) используемые на ЭС.

Для повышения эффективности использования КЭС применяют

газовые надстройки. Коэф. использования т-ва при этом доходит

до 42 – 45% против 36 – 39%. Т.к. КЭС работают в базовом графике нагрузки на практике принято применять пар-ры критические и сверх критические. Зависимость удельного расхода т-ва и КПД от мощ-ти единичного блока.

МПа	МВт
2.0 – 10.0	50 – 125
13.0 – 14.0	125 – 250
16.0 – 17.0	250 – 500
24	500 - 1200

7.3. Показатели использования органического т-ва на кэс.

Т.к топливная составляющая в себест-ти э/э составляет около 70% (на КЭС), коэф. использования т-ва, а так же его повышения явл-ся актуальной задачей.

, На – адиабатический перепад. Т.к. qо – кол-во тепла, затрачиваемого на 1 кг пара, и qк – кол-во тепла, отдаваемого 1 кг пара в конденсаторе, на сегодняшний день имеют ограничения по технико-экономическим соображениям, то реальные термические КПД будут определятся пар-ми пара для каждой единичной мощ-ти блока. КПД турбоагрегата по выработке э/э: .

О тносительный внутренний КПД турбины: ,

Ноi и Но – действительный и адиабатический теплоперепад на турбину. Т.к. относительный внутренний КПД определяется проточной частью, что практически влиять на повышение КПД, можно влиять только этим пар-ром , совершенствование проточной части, приводит к повышению КПД.

1. удельный расход тепла на выработку 1 кВтч. , при переходе от начальных пар-ров с 3.5 МПа и т-ры 435 ºС к пар-рам 9 МПа и т-ре 535 ºС, величина удельного расхода снижается на 16-18%.

2. удельный расход т-ва на 1 кВтч. , .

Чем выше единичная мощ-ть турбоагрегата, тем ниже удельный расход тепла и т-ва на отпускаемый кВтч. Кроме того на эффективность работы конденсационных блоков влияют следующие факторы:

1. начальные пар-ры пара.

2. конечное давление в конденсаторе.

3. т-ра питательной воды.

4. кол-во регенеративных отборов.

5. т-ра уходящих газов котлоагрегата.

6. тепловая схема блока и др.

Критерием определяющим выбор блока, явл-ся минимизация приведенных затрат, определяемая по выражению:

, где .