Содержание к диссертации
Введение
Глава 1. Анализ работ, выполненных по теме исследования в России и за рубежом 13
1.1 Перспективы атомной энергетики 13
1.2 Краткий обзор по использованию парогазовых технологий на атомно-энергетических комплексах 16
1.3 Краткий обзор схемно-параметрических данных по системам аккумуляции теплоты 23
1.4 Основные экономические характеристики тепловых аккумуляторов 33
Глава 2. Разработка методик термодинамического и схемно-параметрического анализа энергокомплексов на основе комбинирования энергоблоков АЭС с ВВЭР и ГТУ 41
2.1 Обоснование целесообразности аккумулирования теплоты на энергокомплексах с АЭС и ГТУ 41
2.1.1 Схемно-параметрический анализ условий аккумулирования теплоты в энергокомплексах на базе АЭС и ГТУ 41
2.1.2 Учет пускоостановочных особенностей энергетических ГТУ 58
2.2 Разработка методики термодинамического анализа эффективности комбинирования АЭС и ГТУ с аккумуляцией теплоты 64
2.3 Оценка эффективности вытеснения ПВД в схеме паротурбинной установки АЭС 70
2.4 Учет требований маневренности при вводе энергокомплексов в развивающихся энергосистемах 83
Глава 3. Разработка методики оценки технико-экономических показателей энергокомплекса на базе АЭС и ГТУ с аккумуляцией теплоты 94
Глава 4. Системная эффективность энергокомплекса на базе АЭС и ГТУ с аккумуляторами фазового перехода 109
4.1 Технико-экономическое сопоставление эффективности регулирования графиков нагрузки энергокомплекса АЭС и ГТУ с альтернативными вариантами 109
4.2 Преимущества энергокомплекса на базе АЭС и ГТУ с САФП по противоаварийному регулированию в энергосистемах 126
Выводы 130
Направления дальнейших исследований 132
Список принятых сокращений 133
Список использованных источников 135
- Краткий обзор по использованию парогазовых технологий на атомно-энергетических комплексах
- Оценка эффективности вытеснения ПВД в схеме паротурбинной установки АЭС
- Разработка методики оценки технико-экономических показателей энергокомплекса на базе АЭС и ГТУ с аккумуляцией теплоты
- Преимущества энергокомплекса на базе АЭС и ГТУ с САФП по противоаварийному регулированию в энергосистемах
Введение к работе
Актуальность работы Одним из перспективных направлений повышения маневренности и надежности энергоблоков атомных станций является комбинирование схем АЭС и ГТУ. Энергокомплекс на базе АЭС и ГТУ позволяет вырабатывать дополнительную пиковую мощность при высокой экономичности работы турбоустановок АЭС и ГТУ без изменения тепловой мощности реакторной установки. Комбинирование схем обеспечивает возможность участия АЭС в регулировании неравномерностей суточного графика нагрузки, а также в первичном и противоаварийном регулировании частоты в энергосистемах. Однако такой энергокомплекс неэффективен в бездефицитные периоды, так как требуются останов ГТУ и разгрузка реакторной установки АЭС, особенно в часы ночного провала графика нагрузки.
Недостатком такой комбинированной схемы является также невозможность автономной работы ГТУ без резервного источника утилизации теплоты уходящих газов. Эти проблемы могут быть частично или полностью исключены, если в состав энергокомплекса на базе АЭС и ГТУ включить систему аккумуляторов энергии.
Целью исследования является повышение системной эффективности энергокомплекса на базе АЭС и ГТУ с системой аккумуляторов фазового перехода.
В соответствии с целью определены основные задачи исследования:
-
Разработка и обоснование перспективных новых комбинированных схем АЭС и ГТУ с системой аккумуляторов теплоты.
-
Разработка методики и расчетной блок-схемы термодинамического и схемно-параметрического анализа энергокомплекса на базе АЭС и ГТУ с тепловой аккумуляцией.
-
Разработка критериев оценки эффективности энергокомплексов на базе АЭС и ГТУ с аккумуляцией энергии в условиях энергосистем с растущей долей АЭС.
-
Разработка экономико-энергетической модели анализа энергокомплексов на базе АЭС и ГТУ с тепловой аккумуляцией.
-
Расчетная оценка конкурентоспособности энергокомплекса на базе АЭС и ГТУ с тепловой аккумуляцией с учетом неравномерности графиков электрических нагрузок и динамики ценовых показателей.
Научная новизна диссертации заключается в следующем:
-
Разработана приоритетная схема энергокомплекса на базе АЭС и ГТУ с системой аккумуляторов фазового перехода, обеспечивающая повышение технико-экономической эффективности.
-
Разработана методика и расчетная блок-схема термодинамического и схемно-параметрического анализа энергокомплекса на базе АЭС и ГТУ с тепловой аккумуляцией.
-
Разработана методика оценки технико-экономической эффективности энергокомплекса на базе АЭС и ГТУ с системой аккумуляторов фазово-
го перехода в условиях суточной и недельной неравномерностей графика электрических нагрузок.
4. Определены показатели конкурентоспособности энергокомплекса на базе АЭС и ГТУ с тепловой аккумуляцией для ступенчатого суточного графика электрических нагрузок в сравнении с альтернативным энергоисточником.
Практическая ценность результатов диссертационной работы следует из актуальности проблемы.
Разработанная приоритетная схема энергоблока на базе АЭС и ГТУ с системой аккумуляторов фазового перехода (САФП) запатентована (Пат. №2489574 РФ) и является одним из способов решения задачи повышения мощности и маневренности энергоблоков АЭС. Для принятых схемных вариантов проведено обоснование способов зарядки и разрядки аккумуляторов теплоты.
Разработана методика термодинамического и схемно-параметрического анализа энергокомплекса на базе АЭС и ГТУ с тепловой аккумуляцией.
Разработана методика оценки технико-экономической эффективности энергокомплекса на базе АЭС и ГТУ с системой аккумуляторов фазового перехода в условиях суточной и недельной неравномерностей графика электрических нагрузок.
Проведена оценка конкурентоспособности энергокомплекса на базе АЭС и ГТУ с тепловой аккумуляцией для ступенчатого суточного графика электрических нагрузок и динамики ценовых показателей в сравнении с альтернативным энергоисточником.
Полученные результаты могут быть учтены в дальнейших исследованиях по эффективности энергокомплексов на базе АЭС, вводимых в энергосистемах с растущей долей АЭС.
Разработанные комбинированная схема на базе АЭС и ГТУ с САФП и методика термодинамического и схемно-параметрического анализа данного энергокомплекса могут использоваться в учебном процессе, аспирантами в НИР, студентами в дипломном проектировании, бакалаврами и магистрами в выпускных квалификационных работах.
Основные результаты диссертационной работы вошли в отчёты по научно-исследовательским работам Отдела энергетических проблем Саратовского научного центра РАН и кафедры «Тепловые и атомные электрические станции» Саратовского государственного технического университета имени Гагарина Ю.А., выполненные по повышению мощности и маневренности АЭС в энергосистемах.
На защиту выносятся:
-
Приоритетная схема и способы эксплуатации энергокомплекса на базе АЭС и ГТУ с системой аккумуляторов фазового перехода.
-
Методика и расчетная блок-схема термодинамического и схемно-параметрического анализа энергокомплекса на базе АЭС и ГТУ с тепловой аккумуляцией.
-
Методика укрупненной оценки объема теплоаккумулирующих веществ и габаритов системы аккумуляции теплоты для разных условий использования оборудования энергокомплекса.
-
Методика сравнительной оценки технико-экономической эффективности и результаты обоснования конкурентоспособности энергокомплексов на базе АЭС и ГТУ с тепловой аккумуляцией и АЭС с ГАЭС в условиях неравномерности графика электрических нагрузок и изменяющихся тарифов на электроэнергию и стоимости ядерного и газового топлив.
Достоверность результатов и выводов обеспечивается использованием широко известных и апробированных в теплоэнергетике методик термодинамического энтальпийного расчета влажно-паровых АЭС, энергетических ГТУ и традиционных парогазовых установок, системного технико-экономического анализа эффективности энергокомплексов и корреляцией полученных зависимостей и показателей с результатами работ других авторов.
Апробация работы. Основные положения и результаты диссертационной работы докладывались и обсуждались на научных семинарах Саратовского научного центра РАН (Саратов, 2011-2013), Международной научной конференции «Математические методы в технике и технологиях» (Саратов, 2011, 2012), Международной научной конференции «Современные научно-технические проблемы теплоэнергетики и пути их решения» (Саратов, 2011, 2012), Международной научной конференции «Молодые ученые за инновации: создавая будущее» (Саратов, 2011), Национальной конференции «Повышение эффективности, надежности и безопасности работы энергетического оборудования ТЭС и АЭС» (Москва, Институт тепловой и атомной энергетики МЭИ, 2012).
Публикации. Основное содержание диссертации опубликовано в 12 печатных работах, из них 4 статьи в изданиях по рекомендуемому списку ВАК РФ. Получен патент Российской Федерации на изобретение №2489574.
Структура и объем работы. Диссертация состоит из списка принятых сокращений, введения, четырех глав, заключения и списка использованной литературы. Общий объем 145 страниц, включая 30 рисунков и 43 таблицы. Список использованной литературы содержит 95 наименований, в том числе 11 иностранных и 21 электронных адресов сайтов сети Интернет.
Краткий обзор по использованию парогазовых технологий на атомно-энергетических комплексах
В настоящее время исследуются решения проблемы повышения регулировочного диапазона АЭС, как прямые, так и косвенные,- с вводом различных «замещаемых» маневренных мощностей на газотурбинных электростанциях (ГТЭС) [9,10].
В связи с этим представляется необходимым:
уже сегодня решать противоречивые системные и экономические требования использования АЭС (с высоким КИУМ с одной стороны, и их участием в регулировании мощности и частоты - с другой);
оставлять при всех сценариях ввода АЭС и развития ОЭС в целом все атомные энергоблоки в максимально возможном базовом режиме;
одновременно с вводом базовых мощностей АЭС, учитывая уже действующие, в обоснованной доле вводить маневренные мощности на ГТЭС (газотурбинных электростанциях);
при выборе площадок под ГТЭС учитывать взаиморасположение и расстояние до магистральных газопроводов, до линий электропередач с возможностью переменного транзита в обоих направлениях, до узловых трансформаторов, до энергоблоков АЭС; до центров потребления и крупных подстанций;
на вводимых ГТЭС предусматривать утилизацию теплоты уходящих газов, очевидно с простыми системами аккумулирования теплоты для ее использования в сельскохозяйственном производстве и на коммунально-бытовые цели в ближайших поселках и небольших поселениях городского типа.
Вопреки мнению о возможности выполнить всеми российскими энергоблоками АЭС требования по участию в ОПРЧ и НПРЧ (с 2014 г.) без значительных потерь КИУМ отметим, что ОПРЧ принципиально не может обеспечить постоянную частоту при отклонениях нагрузки. Эту задачу может решить только вторичное регулирование частоты специально выделенными для этого станциями. При этом агрегаты АЭС, участвовавшие в первичном регулировании (но не привлекавшиеся к вторичному регулированию) возвращаются к исходному режиму, т.е. всё изменение нагрузки воспринимается только ими. Поэтому эти энергоблоки АЭС необходимо загружать так, чтобы был запас по регулировочному диапазону в обе стороны: нагружения и разгрузки. Однако запас в сторону нагружения противоречит экономической целесообразности использования АЭС в базовой зоне графиков [11-13].
Поэтому главным способом участия АЭС с ВВЭР, например, в противоава-рийном регулировании частоты на обозримую перспективу можно считать только экстренную разгрузку турбин (как правило, с полным или частичным восстановлением мощности) и весьма небольшой наброс нагрузки, например, по схеме «-8 % +2 %».
Однако и этого в будущем следует избегать (повысив безопасность и стабилизируя КИУМ АЭС на еще более высоком уровне), вводом новых мощностей ГТЭС, обладающих повышенной маневренностью (сбросы и набросы, нагрузки, пуски и остановы). При этом хозяйствующий субъект энергетического рынка, владеющий подсистемой «ГТЭС+АЭС» должен обеспечивать выполнение всего пакета требований ЦДУ/ОДУ (центральное/объединенное диспетчерское управление) по участию этой подсистемы в регулировании частоты и мощности [9].
Надо упомянуть наиболее ранние работы, где высказывались идеи развития энергосистем с вводом мощностей АЭС как путем обоснованной доли параллельно сооружаемых ГТЭС [14], так и созданием принципиально новых энергокомплексов «АЭС+ГТУ» с комбинированием их схем [10, 13-18]. Подобный симбиоз возможен на основе вытеснения в турбоустановках АЭС паропарового перегрева, подогрева питательной воды, введения легкого перегрева пара перед ЦВД и развития этого перегрева перед ЦНД, причем возможно в сочетании с аккумуляцией и/или утилизацией тепла уходящих газов ГТУ в специальных теплообменниках [11,19].
В настоящее время известны различные установки, основанные на вытеснении теплотой отработавшего рабочего тела газотурбинной установки (ГТУ) различных потоков теплоносителя в схеме турбоустановки АЭС. Например, схемы, предложенные в Саратовском государственном техническом университете имени Гагарина Ю.А. и в Московском энергетическом институте [9, 16-19]. В вышедшей в 1990 г. монографии [11] отмечалось (раздел 8.1 «Комбинирование схем АЭС и пиковых ГТУ»), что:
в энергокомплексе с энергоблоками АЭС с ВВЭР и ГТУ увеличение мощности влажно-паровых турбин возможно за счет вытеснения термодинамически невыгодного паропарового перегрева (1111);
расширение регулировочного диапазона для энергоблока «ГТУ+АЭС» увеличением верхнего «предела» мощности турбоустановки более эффективно для АЭС, чем в традиционных ПТУ «ГТУ+ТЭС», так как происходит без снижения коэффициента использования установленной тепловой мощности реакторной установки (КИУМ (т)), и с некоторым ростом КИУМ (э) - по электрической мощности.
В блоках АЭС, работающих с отпуском тепла, возможности генерирования маневренной мощности оказываются существенно большими, так как определяются отключением не только ПВД, но и сетевых подогревателей, питаемых паром нерегулируемых отборов. Кроме того, увеличение мощности влажнопаровых турбин возможно за счет изменения схемы организации сепарации и паро-парового перегрева (в одно- или двухступенчатом исполнении).
Добавим к этому, что турбины действующих энергоблоков 1000 МВт АЭС (особенно тихоходные — 1500 об/мин) практически работали длительное время на номинальном режиме с исходным дросселированием пара в СРК (стопорно-регулирующих клапанах) и с удельными нагрузками на выходное сечение ниже предельных, проектно-соответствующих мощности РУ - 3200 МВт (т) [19].
В последнее время в рамках программы модернизации у многих турбоустановок К-1000-60 было проведено переоблопачивание для устранения дросселирования в СРК, возникшего в результате рассогласования проектной пропускной способности ЦВД и ограничения по тепловой мощности РУ ВВЭР-1000 до 3000 МВт (т) вместо 3200 МВт (т) после аварии на Чернобыльской АЭС с реакторами РБМК.
В настоящее время опыт повторного («возвратного») переоблопачивания первых ступеней ЦВД и перевод некоторых турбогенераторов на работу с повышенной нагрузкой при QPy = 104% и выше показал отсутствие проблем с пропуском повышенного расхода пара через последнюю ступень. Об этом же можно говорить с учетом новых разработок отечественных турбоустановок в быстро- и тихоходном исполнении с увеличением высоты лопаток последних ступеней (ПОТ ЛМЗ).
В работах МЭИ, ВНИИАЭС, Саратовского государственного технического университета имени Гагарина Ю.А.[9,16-23] указывалось также на дополнительные преимущества схемы комбинирования «ГТУ+АЭС»:
повышение мощности развиваемой газовой турбиной из-за снижения температуры наружного воздуха, что может положительно сказываться в период осенне-зимних максимумов нагрузки, характерных для большинства энергосистем России;
газотурбинная установка может играть роль дополнительного резерва (наряду с ДЭС) для обеспечения нагрузки собственных нужд при полном обесточивании АЭС. При этом возможен подхват нагрузки ГЦН, что обеспечит более плавный, практически штатный, а не аварийный останов энергоблока и повышенную безопасность.
В настоящее время предложено несколько интересных схем для комбинирования ГТУ и АЭС. Например, известна и заслуживает пристального внимания и технико-экономической проработки предложенная в России энергоустановка с «перекрестным» комбинированием тепловых схем ГТУ замкнутого типа и влажнопарового турбоагрегата, работающего на паре ядерной паропроизводящей установки [24]. В такой комбинированной энергоустановке (рис. 1.1), реализующей паровой и газовый циклы со смешением рабочих тел, пар участвует в каждом из этих циклов. Однако такая установка ориентирована на пароохлаждаемые ядерные реакторы, ввод которых в России в ближайшей перспективе не предусматривается.
Принцип работы комбинированной энергоустановки с ядерным реактором. Пар расширяется в паровой турбине, затем, после выхода из паровой турбины, смешивается с газом и нагревается до высокой температуры в газовой турбине. Пар с газом, выходящие из газовой турбины, являются источником тепла для нагрева жидкости, испарения и перегрева пара, превращаясь в результате регенерации тепла при этом в воду, которая возвращается в паровой цикл, и отделившийся от воды газ, который возвращается в газовый цикл. Такое схемное решение позволяет повысить эффективность установки за счет того, что питательная вода подается в паровой цикл при температуре, близкой к температуре кипения («кипящие» экономайзеры в обычных схемах котлов), а также за счет расширения в газовом цикле не только газа, но и пара. В предлагаемом термодинамическом цикле КПД составляет около 0,65-0,67, т.е. на 10-13% (отн.) выше, чем в циклах существующих комбинированных парогазовых энергоустановок.
Оценка эффективности вытеснения ПВД в схеме паротурбинной установки АЭС
Рассмотрим один из вариантов повышения КПД и мощности второго контура АЭС с ВВЭР вытеснением греющего пара верхнего ПВД с условно полной компенсацией подогрева за счет теплоты уходящих газов ГТУ [83]. Некоторую часть подогрева может обеспечивать, сбрасываемый в верхний ПВД горячий дренаж второй ступени сепаратора-пароперегревателя.
При отключении по греющему отборному пару верхнего ПВД для повышения мощности турбины компенсация подогрева питательной воды (один из вариантов) может осуществляться в низкотемпературной секции САФП, где в качестве теплоаккумулирующего вещества используется нитрат лития (LiNCb). При этом для оценки расхода пара, высвобождаемого из верхнего греющего отбора, необходимо знать температуры подогрева питательной воды в секции САФП. Верхняя температура задается либо нормативным значением: вариант a)tnB=tB, либо повышенным - вариант б) tnB t„B. Вариант б) реализуется, когда имеются возможности по пропуску дополнительного расхода пара в голову и через последние ступени влажнопаровой турбины. Начальной температурой питательной воды в процессе компенсационного подогрева в низкотемпературной секции системы аккумуляторов следует считать температуру t7 (рис. 2.8), устанавливающуюся при сливе в этот подогреватель горячего дренажа из второй ступени СПП (случай вытеснения только отборного греющего пара ПВД). Ниже представлены схема отключения ПВД и включения среднетемпературной секции САФП (рис. 2.8), t-q диаграмма (рис. 2.9) и h-s диаграмма (рис. 2.10) процесса подогрева питательной воды в ПВД горячим дренажем второй ступени СПП (ПП2).
Проведя расчет системы уравнений по данным таблицы 2.16 и принятому температурному напору на горячем участке подогрева питательной воды 8tM = 1-5-5 С, найдем для каждого значения te, U и tx. В результате анализа полученных данных, находим единственное верное решение системы уравнений: U 209,4 С, t7 = 212,64 С, t4 = 210,133 С и tx = 213,64 С.
Вышеприведенная методика расчета эффективности «вытеснения» ПВД является общей для случаев полной компенсации подогрева как в газоводяном подогревателе (ГВП), так и в аккумуляторах фазового перехода (АФП).
Выше учтен эффект частичного подогрева питательной воды в корпусе ПВД, отключенного по греющему пару основного отбора за счёт сброса горячего дренажа второй ступени СПП. Перенаправление этого горячего дренажа в деаэратор или ПНД-4 нецелесообразно не только термодинамически, но и в связи с опасностями стояночной коррозии и циклических нагрузок в металле трубчатки и корпуса верхнего ПВД, полностью отключенного по воде и пару. Компенсационный подогрев питательной воды до расчетного значения осуществляется в среднетемпературной секции АФП, где в качестве TAB выбран ЫМЭз с температурой плавления 252 С [29].
По методике п.2.1 и данным таблицы 2.18 проведем расчет среднетем-пературного аккумулятора.
Температура уходящих газов после низкотемпературной секции САФП определяется одной и двух включенных ГТУ (ГТЭ-180) и разных режимах их работы, т.е. данная секция аккумуляторов, может заряжаться теплом уходящих газов сразу после ГТ или же после высокотемпературной секции САФП. Вопросы зарядки последовательно расположенных секций САФП, оптимизация графиков работы ГТУ представляют самостоятельный интерес и в данной работе не анализировались.
Как видно из таблицы 2.20 для зарядки среднетемпературной секции САФП достаточно работы одной ГТУ, работающей в течение 5 часов независимо от режима ее работы. Однако если изначально работали две ГТУ на зарядку высокотемпературных секций САФП, то при tri=544,7 С на зарядку низкотемпературной секции АФП потребуется всего 2 часа. Ниже в таблицах 2.21-2.26 и на рисунке 2.11 представлены данные по эффективности энергокомплекса на базе АЭС и ГТУ с САФП при совмещении схем утилизации отходящих газов ГТУ по вариантам A-FG, т.е. с вытеснением регенеративного подогрева верхнего ПВД
Расчетный эксперимент по предложенным способам эксплуатации энергокомплекса с замещением регенеративного подогрева в ПВД показал, что в зависимости от степени вытеснения паропарового перегрева и перегрева пара перед ЦВД и ЦНД паротурбинной установки АЭС КПД энергокомплекса со 83 ставляет 36,5+41,2 %, а пиковая мощность на АЭС -35,2+262 МВт. При этом с колебанием температуры наружного воздуха от -30 до +30 С изменяется КПД энергокомплекса от 35,7 до 42,15 % и его мощность - от 1361 до 1700 МВт за счет изменения параметров ГТУ.
Разработка методики оценки технико-экономических показателей энергокомплекса на базе АЭС и ГТУ с аккумуляцией теплоты
В главе приводится экономико-энергетическая модель развития энергосистем вводом энергокомплексов АЭС и ГТУ с аккумуляцией теплоты. Выявлены и обоснованы факторы, влияющие на конкурентоспособность АЭС. Проведена оценка технико-экономической эффективности энергокомплекса на базе АЭС и ГТУ с системой аккумуляторов фазового перехода (далее энергокомплекс) в условиях неравномерности графика электрических нагрузок и динамики ценовых показателей.
Оценка эффективности инвестиционного проекта осуществляется по следующим показателям [85-88,91]:
1. Чистый дисконтированный доход (ЧДД) определяется как сумма текущих (годовых) эффектов за весь расчетный период, приведенная к начальному шагу, или как превышение интегральных результатов (доходов) над интегральными затратами (расходами). ЧДД вычисляется по формуле: 4№(Rt-3t) arK, млн. руб. (3.1) где Rt - результат (доходы), достигаемые на tOM шаге расчета, млн. руб/год; 3t - затраты (без капитальных), осуществляемые на t-том шаге, млн. руб/год; Т - продолжительность расчетного периода или горизонт расчета, лет;
Коэффициент дисконтирования находится по формуле начала осуществления проекта (строительства, монтажа и др.); tT - момент приведения денежных средств; Дисконтированные капиталовложения: где Ks - капиталовложения на t-том шаге, млн. руб./год.
Если интегральный эффект (ЧДД) проекта положителен, проект является эффективным (при заданной норме дисконта). Чем больше ЧДД, тем эффективнее проект.
2. Индекс доходности (ИД) представляет собой отношение суммы приведенных эффектов к величине капиталовложений
Если ИД 1, то проект эффективен, если ИД 1 - неэффективен.
3. Срок окупаемости - минимальный временной интервал (от начала осуществления проекта), за пределами которого интегральный эффект (ЧДД) становится неотрицательным. Иными словами, это - период (измеряемый в годах или месяцах), после которого первоначальные вложения и другие затраты покрываются суммарными результатами (доходами) его осуществления.
При сравнении вариантов энергоснабжения соблюдаются следующие условия сопоставимости:
1. Обеспечение полной энергетической взаимозаменяемости сравниваемых вариантов (принцип равного энергетического эффекта), т.е. обеспечение потребителей требуемыми видами энергии, одинаковыми в количественном и качественном отношениях, причем для собственных промежутков времени.
2. Рассмотрение каждого из сравниваемых вариантов при оптимальных для него условиях.
3. Определение экономических показателей сравниваемых вариантов для одинаковых уровней цен и их динамики, моментов времени, климатических и территориальных условий [89,90]. В процессе расчета показателей эффективности сравниваемых вариантов способов покрытия графиков нагрузки энергокомплексом а) и б) учтено влияние:
изменения стоимости топлива и тарифов на отпускаемую электрическую энергию в течение расчетного периода (рис. 3.1, 3.2);
горизонта расчета, состоящего из общего срока сооружения и службы объекта.
Проведем расчёт основных показателей технико-экономической эффективности энергокомплекса на базе влажно-паровой АЭС и ГТУ с системой аккумуляторов фазового для различных вариантов расчета. Для этой цели разработан и предложен следующий упрощенный алгоритм.
Годовой средневзвешенный коэффициент использования установленной мощности, в обозначениях приведенных выше:
При оценке прибыли от проданной продукции необходим учет дифференцирования во времени суток, а также ожидаемого роста на электроэнергию (рис 3.2). Валовая прибыль:
Результаты расчёта эксплуатационных издержек исследуемого энергокомплекса на момент начала эксплуатации сведены в таблицу 3.3. Технико-экономические показатели энергокомплекса на базе АЭС и ГТУ с тепловой аккумуляцией рассчитаны (табл. 3.6, 3.7) с учетом капвложений и разных темпов роста стоимости топлив (природного газа и U02)H тарифов на электроэнергию (рис. 3.1, 3.2).
Из таблиц 3.4 - 3.7 видно что, энергокомплекс на базе АЭС и ГТУ с САФП окупается в течение 14,5-28,2 лет в зависимости от тарифов и стоимости топлив.
Преимущества энергокомплекса на базе АЭС и ГТУ с САФП по противоаварийному регулированию в энергосистемах
С увеличением доли мощностей АЭС в энергосистемах, в целом, а также при наблюдаемом в мировой практике опережающем росте концентрации мощностей на площадках АЭС в сравнении с другими типами электростанций необходимо усиление роли атомных электростанций в противоаварий-ном управлении энергосистемами. Сегодня становится очевидным, что этот процесс должен быть упреждающим и в определенной мере сопутствующим самой концепции развития атомной энергетики [1]. При этом также имеют значение инерционность и затратность реализации каких-либо технических решений по повышению роли АЭС в регулировании. Имеются экономические противоречия между рядом возможных мероприятий в этом направле-нии и абсолютной экономической выгодой полной загрузки АЭС как источников генерации с малой долей топливных затрат (не считая ГЭС и ГАЭС).
Как известно [12], в процессе «завершающего» третичного регулирования энергосистемы службы оперативного диспетчерского управления перераспределяют нагрузки, увеличивая маневренный диапазон регулирующих станций, который при вторичном регулировании частоты (восстановлении ее на уровне fo , нарушенном после первичного регулирования) обычно уменьшается в одну из сторон (возможных разгрузки или нагружения).
Однако в связи с тем, что блоки АЭС работают преимущественно в базовой части графиков и всемерный рост коэффициента использования установленной мощности (КИУМ) остается сегодня и в обозримой перспективе приоритетной задачей, их участие в аварийном подхвате мощности пока ограничено. Вместе с тем допустимая экстренная (кратковременная) разгрузка турбин, работающих в двухконтурных схемах с ВВЭР вполне допустима.
Поскольку в результате крупных системных аварий возможно полное прекращение внешнего электроснабжения ответственных за безопасность потребителей собственных нужд, задача предотвращения таких аварий для собственно АЭС еще более значима, чем для ТЭС. Это следует из результатов вероятностного анализа безопасности и рисков с учетом сочетанных отказов в системах аварийного питания АЭС и наглядно продемонстрировано анализом развития системной аварии на японской АЭС «Фукусима-1».
Ниже рассмотрим (табл.4.5) четыре типа аварийных исходных нарушений в энергосистемах и соответственные группы требований к энергоблокам ТЭС и АЭС, которые ориентировочно могут быть сформированы для всего разнообразия предаварийных состояний энергосистем и аварийных ситуаций [11,12].
Обратим внимание на требование 4 из таблицы. Такое требование не может быть достигнуто на гидроэлектростанциях, включая также турбогенераторы ГАЭС в связи с высокой инерционностью гидротоков на входе турбины.
Наряду с рассмотренным в данной работе энергокомплексом на базе АЭС и ГТУ с тепловой аккумуляцией предлагаемые в СарГТУ имени Гагарина Ю.А. и СНЦ РАН решения пролемы - это включение энергоблоков АЭС с ВВЭР в энергокомплексы с водородными надстройками с пиковым контуром. Проектирование и ввод в ОЭС энергокомплексов на базе АЭС с ВВЭР и ГТУ с САФП, как показано в данной работе, позволяет сочетать лучшие динамические качества за счет ГТУ, повышенный КПД за счет глубокой утилизации уходящих газов ГТУ в тепловой схеме блока АЭС. Подобная утилизация может включать легкий перегрев свежего пара, вытеснение греющих потоков СПИ и другие решения. Энергокомплекс, являясь единым объектом регулирования, позволит лучшим образом обеспечить сочетание требований Системного Оператора по высокой маневренности, приемистости с экономическими преимуществами наиболее полной загрузки влажнопаро-вой турбоустановки АЭС [95].
В пиковые периоды мощность турбины АЭС может быть выше номинальной, а работа ГТУ на автономном топливе с прямой электрической связью с потребителями собственных нужд АЭС, работающей в составе энергокомплекса, обеспечит повышение безопасности, как данной АЭС, так и снизит вероятность неконтролируемого развития системных аварий по типу 4.
В сценариях развития аварий по этому типу важное значение, кроме допускаемых высоких скоростей наброса нагрузки, имеет также время запуска резерва. Если определенную долю резерва иметь в виде «холодного» резерва на газотурбинных установках в составе энергокомплексов, то пусковые характеристики ГТУ [20,81] существенно лучше, чем паротурбинных агрегатов (даже при пониженных начальных параметрах пара ПТУ).
