Добавил:
ivanov666
Опубликованный материал нарушает ваши авторские права? Сообщите нам.
Вуз:
Предмет:
Файл:Инновация энергетики в экономике. Теория, тенденции и перспективы. Монография
.pdf
Первый, для которого объём цилиндра высокого давления равен
объёму цилиндра низкого давления, т.е. DЦВД = DЦНД. При полностью закрытом отборе (Dотб=0) турбина работает по конденсационному режиму, развивая максимальную (установленную) электрическую мощность (Рисунок 2.3.2). В последующем, с увеличением
загрузки отбора теплофикационная мощность турбины растет (Таблица 10), а конденсационная снижается ввиду
сокращения пропус-
ка пара в конденсатор.
Таблица 10.
Изменение электрической мощности турбоагрегата при измене-
нии загрузки отбора. (DЦВД = DЦНД)
ЦВД
, т
D
/час
300 0 300 N
300 100 200 N
300 200 100 N
D
,
отб
т/час
D
ЦНД
т/час
,
NТ,
МВт
1
=0 N
т
2
› N
т
3
› N
т
Т
Т
1
2
NК,
МВт
1
к
2
N
‹ N
к
3
N
‹ N
к
1
к
2
к
При номинальной загрузке отбора (Dном= 200 т\час), развиваемая турбиной мощность (Рисунок 12) меньше установленной мощности
Nт= Dчвд\dт Nк=Dчнд\dк
(17)
где Dчвд, Dчнд – соответственно пропуск пара через цилиндр высокого и низкого давления, т. пара\час;
dт, dк-соответственно удельный расход пара на один мегаватт
теплофикационной и конденсационной мощности, т. пара\МВт.
Поскольку в конденсационном режиме полезно используемый
теплоперепад (i0 – iК) больше, чем в теплофикационном (i0 – iотб),
удельный расход пара на
конденсационный мегаватт меньше чем на
теплофикационный (dк< dт), в результате чего при увеличении загрузки отбора уменьшение конденсационной мощности идёт быстрее по сравнению с увеличением теплофикационной мощности, что
вызывает уменьшение суммарной электрической мощности агрегата
(Рисунок 12). При номинальном отпуске тепла из отбора (Dном)
мощность развиваемая агрегатом (N1) меньше установленной, поэтому
в балансе мощности энергосистемы данные агрегаты учиты-
111
ваются по мощности (N1), развиваемой при номинальной загрузке
отбора.
Рисунок 13.
N-D диаграмма для теплофикационного агрегата, в котором
DЦВД=DЦНД
Для второго типа турбин объём цилиндра высокого давления
больше объёма цилиндра низкого давления, (DЦВД> DЦНД).
Например, у турбины типа Т DЦВД = 500 т /час, DЦНД = 300 т /час,
Dном = 300 т /час. В конденсационном режиме (Dотб=0) мощность
турбины определяется пропуском пара в
ЦНД и составляет Nк1
(Таблица 11).
Таблица 11.
Изменение электрической мощности турбоагрегата при измене-
нии загрузки отбора (DЦВД> DЦНД).
D
, т/час D
ЦВД
300 0 300 N
400 100 300 N
500 200 300 N
500 300 200 N
, т/час D
отб
, т/час NТ, МВт NК, МВт
ЦНД
1
= 0 N
т
2
т
3
т
4
т
› N
› N
› N
1
N
Т
2
Т
3
N
Т
N
1=
к
2
к
3
к
4
к
Nу
= N
= N
‹ N
1
к
1
к
3
к
Рисунок 14 N-D диаграмма для теплофикационного агрегата, в
котором DЦВД>DЦНД.
112
При номинальной загрузке отбора (Dном) развиваемая теплофикационная мощность соответствует установленной (конденсационной) мощности турбины(Nу). Однако этот тип турбин при загрузке
отбора равной Dотб =Dчвд –Dчнд может развивать предельную
электрическую мощность больше установленной. При изменении
загрузки отбора от нуля до Dотб поток пара через конденсатор, лимитируемый объемом цилиндра низкого
давления, остается неиз-
менным, не меняется и развиваемая конденсационная мощность
(Nк1=Nк2=Nк3), в то же время растет теплофикационная мощность
(Nт4Nт3Nт 2), в результате электрическая мощность турбины( N=
Nт + Nк) превышает установленную (отрезок аb). Дальнейшее уве-
личение загрузки отбора уменьшает поток пара через конденсатор и
при номинальном отборе он
достигает своего минимума – вентиляционного пропуска. Электрическая мощность турбины снижается
до установленной (отрезок bc). При увеличении отбора от 0 до 200
тонн пара в час через ЦНД пропускается 300 тонн пара и конденсационная мощность равна Nу (Рисунок 2.3.3). Параллельно на пропуске пара в отбор развивается теплофикационная мощность и в целом мощность агрегата
увеличивается сверх Nу (отрезок ab). В случае когда Dотб становится больше разности (DЦВД – DЦНД), пропуск пара через ЦНД уменьшается, что вызывает сокращение конденсационной мощности (при росте теплофикационной) и снижение
мощности агрегата в целом (Nк4+Nт4) (Nк1 + Nт 3) (Таблица 2.3.2).
Конструктивно данные турбины выполнены таким образом, что
при номинальном пропуске пара
из отбора (Dном) электрическая
мощность агрегата равна Nу, при которой агрегат участвует в балансе мощности системы.
Поскольку мощность ТЭЦ лимитируется тепловой нагрузкой,
теплофикационные агрегаты целесообразно загружать наряду с активной и реактивной мощностью.
На ТЭЦ имеет место переменный режим производства электроэнергии, определяемый отпуском тепла из отборов турбин. Экономичность производства электроэнергии на ТЭЦ зависит от удельного веса выработки электроэнергии по теплофикационному режиму,
измеряемого теплоэлектрическим коэффициентом ТЭЦ (Хтэц):
Х
= ,
тэц
(18)
113
где Этэцт, Этэцк – соответственно выработка электроэнергии на
ТЭЦ по теплофикационному и конденсационному режиму.
Для турбин типа Р ХТЭЦ =1, для Т и ПТ ХТЭЦ < 1.
Чем выше ХТЭЦ, тем больше доля выработки по теплофикационному режиму, тем меньше удельный расход тепла и топлива на
производство электроэнергии и, следовательно, ниже себестоимость
киловатт-часа.
ТЭЦ
способны участвовать в регулировании электрической
нагрузки лишь в узком диапазоне, так как электрическая нагрузка
определяется требованиями потребителей тепловой энергии. Учитывая высокую эффективность теплофикационного цикла, теплофикационная мощность ТЭЦ размещается в базисной зоне суточного графика нагрузки таким образом, чтобы быть полностью использованной при снижении электрической нагрузки энергосистемы.
Конденсационная
мощность ТЭЦ, поскольку она не связана с тепловой нагрузкой, размещается в переменной зоне суточного графика нагрузки.
Энергетическую эффективность комбинированного производства электроэнергии и тепла на ТЭЦ характеризуют следующие основные показатели:
-суммарный энергетический КПД ТЭЦ, характеризующий эффективность использования топлива для производства электроэнергии и отпуска тепла, достаточно
высок – 50-70% и более, для агре-
гатов типа Р, КПД равен 70-80%,
-удельный расход условного топлива на производство электроэнергии на ТЭЦ (200-300 гу.т\кВтч) меньше удельного расхода топлива на производство электроэнергии на КЭС( 320-350гу.т\кВтч).
Удельный расход условного топлива на полезно отпущенную с коллекторов ТЭЦ гигакалорию тепла (155-170 кг.
ут\Гкал) меньше
удельного расхода топлива на отпущенную гигакалорию тепла с
коллекторов котельных. (170-180 кгу.т\Гкал).
Удельные капитальные затраты в ТЭЦ больше удельных капи-
тальных затрат в КЭС по следующим причинам:
-на ТЭЦ присутствует оборудование не характерное для КЭС
(ПВК, бойлеры, сетевые насосы).
-уровень концентрации единичной мощности теплофикацион-
ных
блоков и ТЭЦ в целом ниже по сравнению с КЭС (мощность
блоков КЭС – 500, 800, для ТЭЦ – 100,180, 250 МВт).
114
Расход электроэнергии на собственные нужды ТЭЦ (при всех
прочих равных условиях) выше по сравнению с КЭС, что обусловлено производством двух видов продукции электроэнергии и тепла,
наличием на ТЭЦ не только парогенераторов, турбин, но и пиковых
водогрейных котлов, бойлерных установок, сетевых насосов.
Себестоимость электроэнергии на ТЭЦ при всех прочих равных
условиях
ниже по сравнению с КЭС ввиду меньшего удельного
расхода топлива на выработанный киловатт*час.
На величину себестоимости электроэнергии и тепла влияет метод разнесения затрат на ТЭЦ между электроэнергией и теплом.
ТЭЦ участвует на двух рынках: рынке тепловой энергии, который имеет локальный характер, и рынке электроэнергии. Причём
при вытеснении
ТЭЦ с рынка тепловой энергии неизбежна потеря
конкурентоспособности ТЭЦ на рынке электроэнергии.
7.1.3 Экономические показатели АЭС в энергосистеме
Свобода размещения АЭС по территории объясняется следующими причинами:
размещение АЭС не связано с тепловой нагрузкой, как у ТЭЦ, и
створом реки как у ГЭС, главным преимуществом АЭС перед другими электростанциями является
их практическая независимость от
источников топлива, т.е. от месторождений урана и радиохимических заводов. АЭС более свободны в размещении по сравнению с
КЭС, так как энергетический эквивалент ядерного топлива в миллионы раз больше по сравнению с органическим топливом. Высокая
энергоемкость ядерного горючего обуславливает небольшой годовой расход топлива
на АЭС, что делает ничтожно малыми расходы
на его транспорт. Для блока 1000 МВт годовая потребность в ядерном горючем около 100 тонн обогащенного урана, в то время как
для КЭС годовой расход составляет более миллиона тонн условного
топлива. Учитывая небольшой расход ядерного топлива на АЭС,
его можно транспортировать в любой регион страны
. В первую
очередь АЭС целесообразно размещать в регионах с дефицитным
топливно-энергетическим балансом (в Европейской части России);
кроме того, замена выработки электроэнергии на ТЭС, работающих на природном газе, производством электроэнергии на АЭС
увеличивает экспортные поставки газа;
115
размещение АЭС, также как и КЭС, требует наличия водных ресурсов, необходимых для охлаждения конденсаторов турбин. Расход воды на эти нужды для АЭС больше, чем на КЭС, так как АЭС
работает на насыщенном, а не на перегретом паре и при одинаковой
мощности турбин на КЭС и АЭС, АЭС расходует циркуляционной
воды примерно в 2 раза больше.
Электрическая мощность АЭС может быть постоянной, так как
она не зависит ни от тепловой нагрузки, ни от гидроресурсов, а поэтому ее целесообразно загружать активной мощностью.
АЭС в силу ряда причин не могут работать в маневренных режимах, т.е. участвовать в покрытии переменной части
графика
электрической нагрузки. Выработка электрической энергии атомных станций размещается в базовой зоне суточного графика нагрузки, что объясняется техническими и экономическими причинами.
Технические причины:
Частые разгрузки, остановы реактора невозможны из-за ксенонового и йодного отравления активной зоны, которые не позволяют
в течение нескольких часов осуществить пуск реактора. Уменьшить
отравление
и ускорить ввод в эксплуатацию реакторов возможно
увеличив реактивность реакторов, используя для этого горючее с
большей степенью обогащения, что увеличивает стоимость горючего и себестоимость электрической энергии.
Скорость набора и сброса нагрузки на АЭС не должна превышать 0,4 - 0,7 % от установленной мощности в минуту. При большей скорости набора нагрузки могут
трескаться урановые таблетки,
возникать термические расширения в ТВЭЛах, что приводит к разгерметизации тепловыделяющих элементов и возникновению аварии.
АЭС имеют серьезные ограничения по диапазону изменения
нагрузки: энергоблоки АЭС не могут разгружаться (без резкого
снижения экономичности и надежности) ниже 60-80 % от установленной мощности блока.
Турбины АЭС работают на насыщенном паре и
имеют меньшую
толщину корпуса по сравнению с турбинами, устанавливаемыми на
КЭС, в результате разогрев турбин протекает быстрее. Однако, исходя из условий безопасности, турбины следует разогревать со скоростью 0,3-0,5% от установленной мощности в минуту.
Экономические причины:
116
В случае изменения режима работы АЭС топливная составляющая себестоимости электроэнергии при неизменной глубине выгорания ядерного топлива практически не меняется:
нетто
ŋ
нетто
ŋ
S
топл
=
АЭС
АЭС
100\24·G·Ц
= 100\24·Ц
=100\24·G·Ц
топл
топл
топл
\В·J·Т
нетто
\В·ŋ
\ Э
=100\24·Nт·Т
отп
к
АЭС
к
где G – топливная загрузка реактора, т U;
Ц
N
ŋ
Т
– цена ядерного топлива, тенге.\т U;
топл
– тепловая мощность реактора, МВт;
т
нетто
– кампания реактора, годы;
к
– КПД АЭС нетто;
АЭС
В – глубина выгорания ядерного горючего, МВт·сут\т. урана;
J – энергонапряженность ядерного горючего, тыс. МВт(т)\т.
урана.
На АЭС высока доля постоянной составляющей себестоимости
(19)
электроэнергии, которая с уменьшением числа часов использования
установленной мощности АЭС увеличивается. В результате переменный режим работы АЭС ведет к росту себестоимости
электроэнергии и утрате конкурентоспособности АЭС на оптовом рынке
энергии и мощности.
Структура затрат на производство электрической энергии на
АЭС обратна структуре затрат на КЭС:
Поскольку на атомных станциях постоянные затраты значительно выше чем на КЭС, при уменьшении выработки на АЭС и КЭС на
одинаковую величину, себестоимость на АЭС
увеличивается значительнее, и АЭС утрачивает конкурентоспособность по сравнению с
КЭС. Исходя из вышесказанного, атомным станциям в целях сохранения их экономичности следует задавать в графике нагрузки энергосистемы более равномерный режим по сравнению с режимом работы мощных блоков КЭС.
Длительность пребывания ядерного горючего в активной зоне
реактора и принципиальная
невозможность полного использования,
что объясняется особенностями протекающего в реакторе ядерного
117
процесса. Ядерное горючее производят из природного урана, состоящего из смеси неделящегося изотопа урана 238U (более 99 %) и
делящегося изотопа 235U (0,71 %), который соответственно и представляет собой ядерное горючее. Для работы реакторов АЭС требуется обогащенный уран: для реакторов на тепловых нейтронах до 24% по изотопу 238U; для реакторов на быстрых нейтронах до 90%.
Длительность пребывания
ядерного горючего в активной зоне реактора называется кампанией реактора. При обогащении ядерного горючего до 2-4% она составляет 2-4 года.
На АЭС ядерное горючее не только "сжигается", но и воспроизводится. Чтобы тепловая мощность реактора оставалась неизменной, необходимо поглощать излишнее количество нейтронов, образующихся в процессе деления ядерного горючего. Эта функция
выполняется специальными поглотителями, замедлителями и частично
изотопом 238U, в результате получается искусственное ядерное горючее 239Pu, способное делиться под воздействием быстрых
нейтронов. Коэффициент воспроизводства ядерного горючего для
реакторов на тепловых нейтронах - 60-70 %, для реакторов на быстрых нейтронах более 100%. Кроме того, отработавшее в реакторе
ядерное горючее содержит частично невыгоревший 235U, который
после извлечения
на регенерационных заводах снова возвращается
в топливный цикл АЭС, что позволяет предположить, что цена
ядерного горючего должна возрастать в меньшей степени по сравнению с ростом цен на органическое топливо.
По мере выгорания ядерного горючего мощность реактора снижается. Для поддержания постоянной мощности АЭС необходимо производить перегрузку ядерного горючего. На
водографитовых реакторах перегрузка ядерного горючего производится " на ходу " без остановки реактора, на ВВЭР на остановленном реакторе. Свежие тепловыделяющие элементы перегружаются из зоны низких нейтронных
потоков в зоны высоких потоков, где они "дожигаются". За период
компании реактора первоначальная топливная загрузка ядерного горючего полностью заменяется свежими ТВЭЛами.
В
активной зоне реактора и на площадке АЭС в бассейнах выдержки сосредотачивается большая масса ядерного горючего, стоимость которого составляет до 25% от капитальных затрат в электростанцию.
118
АЭС обладают большей экологической чистотой по сравнению с
КЭС, т.к. у них отсутствуют выбросы вредных веществ в атмосферу. С другой стороны, АЭС создают постоянную угрозу радиоактивного загрязнения, имеют проблемы связанные с хранением,
транспортом, переработкой отработавшего ядерного топлива, захоронением радиоактивных отходов, а также с ликвидацией тяжелых
последствий аварий
, вызванных разгерметизацией циркуляционного контура и выбросом радиоактивных веществ в атмосферу. Для
исключения таких угроз и аварий АЭС оснащаются сложными системами безопасности, удорожающими строительство и эксплуатацию станций. Следует заметить, что в атомной энергетике существует приоритет принципов безопасности перед экономичностью.
Параметры пара на энергоблоках АЭС существенно ниже по
сравнению с ТЭС. Температура пара перед турбиной почти в 2 раза,
а давление более чем в 3 раза ниже (турбины АЭС работают на
насыщенном, а не на перегретом паре как на КЭС), в результате ,
КПД реакторных блоков составляет порядка 30-35 % (на КЭС 38-
42%).
Расход электроэнергии на собственные нужды АЭС превышает
аналогичный показатель для КЭС
ввиду более высокого уровня автоматизации производственных процессов, большего числа единиц
основного и вспомогательного оборудования при многоконтурности тепловых схем АЭС. Коэффициент расхода электроэнергии на
собственные нужды АЭС составляет 7-10% от выработки электроэнергии электростанцией.
Удельные капитальные затраты в АЭС больше удельных капитальных затрат КЭС в 1,8÷2 раза в результате использования более
качественных материалов для изготовления оборудования, работающего в радиоактивной зоне, двух или трехконтурного исполнения
системы циркуляции теплоносителя, применения дорогостоящих
противоаварийных систем безопасности и защиты .
Себестоимость электрической энергии на АЭС ниже себестоимости на угольных КЭС, и примерно такая же, как на КЭС, работающих на природном газе, что позволяет электроэнергии,
выработанной на АЭС, конкурировать на оптовом рынке с электроэнергией
конденсационных электростанций.
119
7.1.4 Экономические показатели ГЭС в энергосистеме
ГЭС весьма ограничены в размещении по территории, они "при-
вязаны" к водотоку и створу реки.
ГЭС одновременно является объектом, формирующим энергоресурс в виде запаса воды в водохранилище и установкой, генерирующей электроэнергию.
Мощность ГЭС зависит от параметров водотока – напора и секундного расхода воды
в створе.
NГЭС=9,81·Н·G·ηГЭС, где H – напор [м]
G – секундный расход воды, [м³/с];
ηГЭС – КПД нетто ГЭС по производству электроэнергии.
Поскольку электрическая мощность ГЭС лимитируется водото-
ком их целесообразно наряду с активной загружать реактивной
мощностью, используя гидроагрегаты в режиме синхронного компенсатора.
Эксплуатационные характеристики ГЭС определяются характе-
ром регулирования
стока воды (многолетнее, годовое, сезонное, суточное) и зависят от объема водохранилища, водности года и сезона. Регулирующие способности водохранилищ ГЭС обеспечивают
широкие возможности перераспределения их отдачи в различных
временных разрезах и в сочетании с высокой маневренностью гидротурбин, делают ГЭС высокоэффективными источниками покрытия неравномерности суточных, недельных и годовых графиков
нагрузки и размещения резервной мощности.
На режим работы ГЭС влияет в основном характеристика водотока, поэтому в графике нагрузки мощность ГЭС следует размещать
там, где водоток будет использован наиболее эффективно. Учитывая высокую маневренность ГЭС, их мощность целесообразно использовать в переменной (пиковой и полупиковой) зоне суточного
графика.
ГЭС являются
высокоманевренными электростанциями, т.к. для
них характерны:
-способность в считанные секунды без каких-либо последствий
для оборудования изменять свою нагрузку;
-время пуска и останова агрегатов составляет несколько секунд,
поэтому для них практически отсутствует расход энергоресурса на
пуск агрегата в работу;
120
Соседние файлы в предмете [НЕСОРТИРОВАННОЕ]