5.2. Гидроаккумулирующие электростанции (гаэс)

Гидроаккумулирующие электростанции, широко распространенные в энергосистемах Западной Европы и США, представляют собой гидроэнергетические установки с водохранилищами суточного регулиро вания, заполнение которых осуществляется в ночные часы при работе ГАЭС

в насосном режиме (режим заряда). Целью сооружения ГАЭС является получение относительно дешевой маневренной пиковой мощности, которая может быть использована как для покрытия нагрузок в пиковой части суточных графиков нагрузки, так и в качестве оперативного эксплуатационного резерва мощности. Также ГАЭС при работе в режиме заряда обеспечивает выравнивание графиков нагрузки ЭЭС в ночные часы, что имеет важное значение для ликвидации резкопеременных режимов работы оборудования КЭС и АЭС.. Современные ГАЭС, сооружаются на напоры 80-200 м по двух машинной схеме - обратимая турбина – генератор, в которой турбина может работать в насосном режиме. Основными энергетическими показателями ГАЭС являются:

- установленная мощность и располагаемая мощность при работе в турбинном режиме;

- насосная мощность турбин при их работе в режиме заряда. В ряде случаев проектирование турбин ГАЭС осуществляется таким образом, что насосная мощность турбин может превышать их располагаемую мощность при работе в турбинном режиме на 10-15%;

- проектное суточное число часов работы ГАЭС в турбинном режиме

h _{сут.турб.},, определяемое из продолжительности работы ГАЭС в пиковой части суточных графиков нагрузки и составляющее обычно 4-6 часов.

- коэффициент полезного действия ГАЭС J _гаэс, равный 0,68-0,70;

- годовое число часов использования располагаемой мощности ГАЭС T_гаэс_,составляющее в зависимости от продолжительности работы ГАЭС в суточных графиках нагрузки зимних и летних рабочих дней, как отмечалось в разделе 4, от 700 до 1500 часов при расчетном количестве зимних рабочих дней порядка 150 и летних рабочих дней порядка 100.

Суточная энергия, вырабатываемая ГАЭС в пиковой части графиков, связана с объемом потребляемой энергии при работе в насосном режиме в ночные часы, следующим выражением (5.2)

P_расп
*h _{сут.турб}

W _нас_. = --------------- (5.2)

J _гаэс

Как и для ГЭС, удельные капиталовложения на 1 кВт мощности вновь сооружаемых ГАЭС К_удмогут изменяться в весьма широких пределах в зависимости от природных условий их В основном величина удельных капиталовложений для ГАЭС мощностью свыше 300 - 500 МВт находится в диапазоне 900 - 1200 у.е./кВт при 1 у.е. = 30 руб.

Удельные постоянные эксплуатационные издержки аналогично ГЭС составляют 0,5 – 1,0% от К_удна 1 кВт в год.

5.3. Конденсационные электростанции

Конденсационные электростанции (КЭС) представляют собой тепловые электростанции, работающие на органическом топливе – угле, газе, мазуте, торфе сланцах и вырабатывающие электроэнергии в качестве основной продукции. Действующие КЭС, как правило, сооружены по блочной схеме, в которой энергоблок включает котел, турбину и генератор, с установкой 4-6 блоков, работающих независимо друг от друга.

Технические характеристики конденсационных энергоблоков, работающих на КЭС и произведенных в России, представлены в таблице 5.1.

Таблица 5.1

Тип блока	Единичная мощность, МВт	Параметры пара на входе в турбину		Удельный расход топлива при номиналь-ной нагрузке, г.у.т./кВтч *	Срок службы, лет
Тип блока	Единичная мощность, МВт	Давление, ата	Температура, град. Цельсия		Срок службы, лет
К-1200	1200	240	545	303	25
К-800	800	240	545	311	25
К-500	500	240	545	348	25
	500	130	565	348	35
К-300	300	240	545	342	25
К-200	200	130	565	350	35
К-150	150	130	565	373	35
К-100	100	90	510	460	45-50

В качестве расчетного условного топлива в России рассматривается топливо с калорийностью 7000 кал/кг
При работе блоков на угле удельный расход условного топлива калорийностью 7000 ккал/кг возрастает по сравнению с удельным расходом при работе на газе порядка 7%.
постоянные эксплуатационные издержки включают амортизацию оплату труда основного производственного персонала с отчислениями на социальные нужды, затраты на материалы для эксплуатации энергообъектов и их текущий ремонт, цеховые (общепроизводственные и) и управленческие расходы.

Энергоблок К-1200, работающий на природном газе, является единственным и установлен на Костромской ГРЭС. Остальные блоки во всем диапазоне единичных мощностей выпускались для работы как на газомазутном топливе, так и на угле. Крупнейшими КЭС в России являются Сургутская ГРЭС – 2 на газе установленной мощностью 5600 МВт и Рефтинская ГРЭС на угле установленной мощностью 3800 МВт.

В настоящее время на вновь сооружаемых и реконструируемых конденсационных электростанциях могут устанавливаться энергоблоки зарубежного производства с единичными мощностями и параметрами, отличными от данных, приведенных в таблице 5.1.

Технический минимум нагрузки конденсационных блоков на газе составляет 35-40% от номинальной мощности блока и 60-75% на угле в зависимости от системы шлакоудаления (большая величина с жидким шлакоудалением).

Для блоков единичной мощностью 300 МВт и ниже допускается останов на выходные дни при ограничении общего числа остановов для целей регулирования суточных и недельных режимов работы ЭЭС. Для энергоблоков мощностью свыше 300 МВт остановы допускаются только на периоды ремонтов.

Нормативный срок службы для энергоблоков на параметры пара 240 ата составляет 25 лет, 130 ата – 35 лет, 90 ата – свыше 50 лет.

В настоящее время на КЭС, сооружаемых на газе, широкое распространение получила установка парогазовых установок (ПГУ), включающих, как показано на рис. 5.4., паровой конденсационный и газотурбинный энергоблоки. Повышение эффективности использования топлива в ПГУ достигается за счет направления отработавших в газовой турбине газов с температурой 300-450 град.С, в котел конденсационного блока для производства пара, направляемого в паровую турбину.

Показатели работы ПГУ иллюстрируются приведенной ниже таблицей 5.2. по данным [ 29] для блоков ПГУ, работающих на газе.

Таблица 5.2

Энергетические характеристики ПГУ

Указанная схема ПГУ со «сбросом» наряду с повышением коэффициента полезного действия установки до 70-80 % по сравнению с 45-50 % при раздельной работе паровой и газовой частей, обеспечивает высокую маневренность установки за счет возможности независимой работы парового и газотурбинного блоков в соответствии с условиями покрытия переменной части суточных графиков нагрузки и в недельном разрезе..

В качестве примера ПГУ-КЭС может быть указан блок ПГУ 800 на Киришской ГРЭС, включающий действующий блок К-300 и 2 газотурбинных блока мощностью по 280 МВт каждый.

Удельные капиталовложения на 1 кВт мощности по вновь вводимым КЭС на газе составляют порядка 900 – 1100 у.е. (1 у.е. = 30 руб) и по КЭС на угле 1600 – 1800 у.е. Удельные годовые постоянные издержки на 1 кВт мощности КЭС и ПГУ составляют порядка 9-10% от удельных капиталовложений.

конденсатор