Оценка затрат вариантов ГТУ и ГАЭС при покрытии переменной части графика нагрузок

ОЦЕНКА ЗАТРАТ ВАРИАНТОВ ГТУ И ГАЭС ПРИ ПОКРЫТИИ ПЕРЕМЕННОЙ ЧАСТИ ГРАФИКА НАГРУЗОК

Р.З. АМИНОВ, О.В. ШАЦКОВА

Отдел энергетических проблем Саратовского научного центра Российской академии наук

В статье приводится методика оценки затрат на производство пиковой электроэнергии от гидроаккумулирующей электростанции и газотурбинных установок.

Выбор эффективных путей покрытия переменной части графика электрических нагрузок значительно обостряется в настоящее время в связи с увеличением доли АЭС, которые по своим технологическим и экономическим показателям должны работать в базовой части графика электрических нагрузок. Для покрытия пиковой зоны графика нагрузки возможно использовать высокоманевренные газотурбинные установки (ГТУ) или гидроаккумулирующие электростанции (ГАЭС) [1].

В условиях всевозрастающей стоимости углеводородного топлива научный и практический интерес представляет оценка сравнительной эффективности использования ГТУ и ГАЭС для покрытия пиковых нагрузок энергосистем.

Характерной особенностью пиковых ГТУ электростанций является их высокая маневренность, относительно низкие удельные капиталовложения, короткие сроки строительства, относительно низкий КПД производства электроэнергии и высокие цены на топливо.

Гидроаккумулирующие электростанции используют электроэнергию провальной части графика нагрузки для закачки воды в верхнее водохранилище, затем используют ее для выработки электроэнергии и покрытия пиковой зоны графика нагрузки. Следовательно, ГАЭС позволяют сглаживать график выработки электроэнергии при неравномерном ее потреблении, тем самым обеспечивать базовой нагрузкой атомные электростанции, используя для этих целей относительно дешевое ядерное горючее. Одновременно ГАЭС являются и эффективным резервом в энергосистеме, позволяющим использовать их для регулирования частоты, а в случае недостатка реактивной мощности - и в качестве синхронных компенсаторов [2].

Эффективность ГАЭС определяется соотношением экономии топливных затрат в энергосистеме и капиталовложений на ее сооружение. ГАЭС имеют высокие удельные капиталовложения, причем для станции требуются соответствующие ландшафтные условия размещения и необходимость обеспечивать жесткие экологические и природоохранные требования [3].

При оценке сравнительной эффективности использования ГАЭС и ГТУ рассматриваются альтернативные варианты покрытия переменных зон графика нагрузок.

В первом варианте предполагается использование для покрытия пиковых нагрузок наиболее экономичных и маневренных ГТУ, а для полупиковых нагрузок - КЭС на газе и АЭС. В этих вариантах в период ночного провала нагрузки КЭС, а затем и АЭС вынуждены снижать свою мощность. Привлечение конденсационных блоков к ежесуточным разгрузкам или остановам ухудшает технико-экономические показатели их работы: уменьшает срок службы

теплоэнергетического оборудования на 15-20%, увеличивает затраты на текущий

© Р.З. Аминов, О.В. Щацкова

Проблемы энергетики, 2007, № 11-12

и капитальный ремонты примерно на 20%, увеличивает простои оборудования при аварийном, текущем и капитальном ремонтах на 20-30%, увеличивает расход топлива на отпуск электроэнергии.

Во втором варианте в качестве источника пиковой энергии принимаются обратимые турбины ГАЭС с использованием провальной ночной энергии от АЭС для закачки воды в верхнее водохранилище.

В качестве критерия оценки экономической эффективности рассматриваемых вариантов покрытия пиковых нагрузок используются суммарные дисконтированные затраты за расчетный срок службы, который принят равным 25 лет. Срок строительства ГТУ - 3 года, ГАЭС - 4 года [4].

28 3 28

X 3ГТУ = X КГТУг + X 3 ГТУ г , млн. руб,

г=1 г=1 г =4

где К гту г - капиталовложения в газотурбинную станцию в г-й год, млн. руб/год; З ГТУ г - суммарные затраты в варианте с ГТУ в г-й год, млн. руб/год.

29 4 29

X ЗГАЭС = X КГАЭСг + X 3 ГАЭСг , млн. руб,

г=1 г=1 г=5

где Кгаэс г - капиталовложения в гидроаккумулирующую станцию в г-й год,

млн. руб/год.; Згаэс г - суммарные затраты в варианте с ГАЭС в г-й год, млн. руб/год.

При этом варианты приведены к равному энергетическому эффекту как по мощности, так и по отпуску электроэнергии.

Суммарные затраты в первом варианте с ГТУ в г'-й год определяются по выражению

З З т + З к * т • р + з п б

ЗГТУ г = 3ГТУ г + 3КЭС(АЭС)г + 3ГТУг , млн. ру^

где ЗГту г - затраты на топливо в г-й год и дополнительные затраты базовых электростанций из-за ухудшения работы электростанций в переменной зоне графика электрических нагрузок в г-й год, млн. руб/год.; ЗГту г - постоянные

издержки в г-й год, млн. руб/год.; зК'ЭС('аэс ) г - дополнительные

эксплуатационные затраты (на капитальный и текущий ремонт) базовых электростанций для покрытия полупиковых нагрузок в г-й год, млн. руб/год. Суммарные затраты в варианте с ГАЭС в г-й год определяются:

3 ГАЭС г = 3 ГАЭС г + 3 ГАЭС г , млн. ру6,

где ЗГаэс г - затраты на ядерное топливо для производства электроэнергии на АЭС, используемой для зарядки ГАЭС в провальной части графика

электрических нагрузок в г'-й год, млн. руб/год.; СаАтог - постоянные издержки в

ГАЭС в г-й год, млн. руб/год.

При определении затрат базовых электростанций в переменной зоне графика электрических нагрузок плата за тариф, дифференцированный по времени суток, зависит от соотношения тарифов на дневную и ночную энергию. При этом соблюдается тарифный баланс:

УПоо  016 = У1  01 + Уа1 ' °а1 = № + ) • Оц5 ,

где Упоо, - соответственно энергия, отпущенная потребителям за сутки,

за ночь, за день; Тср, - тарифы на электроэнергию, соответственно,

среднесуточный, ночной, дневной.

Снижение топливных затрат на АЭС либо КЭС в результате разгрузки энергоблоков в часы ночного провала по сравнению с номинальным режимом определяются:

ДЗ = Ь • N • т • Ц - Ь • N • т • Ц = (Ь • N - Ь • N ) • т • Ц

“-*т "ном ^'ном 1н 'Атг "и ^'н 1н 'Атг '"ном ^'ном "и ^н/ 1н ^тг’ млн.руб

где Ьном, Ьн - удельные расходы топлива на номинальной, пониженной

нагрузках [5]; Nном, Nн - мощности станции номинальная и ночная

(пониженная); Цт г- - стоимость топлива в г-й год; тн - число часов работы АЭС

и КЭС на пониженной нагрузке.

Снижение выручки от производства электроэнергии АЭС и КЭС в период ночного провала нагрузки:

Д3АЭС = т • 1Я • ТАЭС ^1Д э тн ^’н 'н ’

Д3КЭС = Т • IV • ТКЭС

^1Д э тн^’н^н ’

где 0[АУК, 0|рУК - тарифы на электроэнергию на АЭС и КЭС.

Рассмотрим случаи, когда отношение дневного тарифа к ночному равны, соответственно, 1; 2; 4; 8. Для этих условий можем рассчитать дополнительные затраты базовых электростанций из-за ухудшения их работы в переменной зоне графика электрических нагрузок, другими словами - ущерб от разгрузки АЭС и КЭС:

0а™ _дсР*,

оЁ™ = дс|™ -дсР*

Системный эффект от разгрузки КЭС по сравнению с АЭС:

У - ПА™ _ ЛЕТО

У пепо = Л Л .

В качестве исходной информации принимались следующие показатели (см. таблицу). Установленная мощность базовой АЭС и полупиковых КЭС на газе принята равной 4000 МВт, мощность пиковой ГТУ и ГАЭС - 1000 МВт. Снижение нагрузки полупиковых источников в ночной период составляет 20%. Удельные

капиталовложения варьировались: в ГТУ 400-500 дол./кВт [6], в ГАЭС 12001500 дол./кВт.

Таблица

Исходные данные[1,5,6,7]

Показатели АЭС и ГАЭС КЭС и ГТУ АЭС и ГТУ

АЭС ГАЭС КЭС ГТУ АЭС ГТУ

Установленная электрическая мощность, МВт 4000 1000 4000 1000 4000 4000

Удельные капиталовложения, дол/кВт - 1200-1500 1000 400-500 1500 400-500

Число часов использования установленной мощности, ч/год - 1350/2400 - 1350/3000/ 7200 - 1350/3000/ 7200

КПД станции на номинальном режиме, % 32 70 25,5/29,8/ 36 25,5

Диапазон изменения стоимости топлива на перспективу, дол/т у. т. 15-24 - 62-134 62-134 15-24 62-134

Ущербы от разгрузки АЭС и КЭС показаны на рис. 1. 120 100

£ 60

О -20

1 2 3 4 5 6 7 8

Тд/Тн

Рис. 1. Ущерб от разгрузки АЭС и КЭС. Системный эффект

Из рис. 1 видно, что наибольший ущерб от разгрузки достигается на АЭС. Разность между ущербами АЭС и КЭС дает системный эффект, который незначительно растет с ростом соотношения дневного и ночного тарифов.

На рис. 2 показаны зависимости удельных дисконтированных затрат в варианте покрытия пиковых нагрузок ГТУ и ГАЭС с определенным числом часов использования в год, а также в зависимости от удельных капиталовложений в эти установки.

Из рис. 2 видно, что при удельных капиталовложениях в ГАЭС 12501420 дол./кВт и в ГТУ 400-500 дол./кВт при разгрузке в ночной период КЭС и соотношении дневного тарифа к ночному, равному 2, варианты равноэффективны. При увеличении соотношения тарифов до 4 и 8, а также при увеличении суточного числа часов использования установленной мощности ГТУ до 10 и 24 час/сут проекты ГТУ с ночной разгрузкой КЭС и АЭС становятся наиболее эффективными по сравнению с ГАЭС, использующей внепиковую электроэнергию АЭС.

4.0

3.5

3.0

2.5

2.0

1.5

1,0

400 500 ... 1200 1300 1400 1500

Куд, дол ./к Вт

Рис. 2. Изменение удельных дисконтированных затрат в варианте покрытия пиковых нагрузок ГТУ и ГАЭС в зависимости от удельных капиталовложений в эти установки: разгрузка АЭС и покрытие пиков ГТУ: 1 - тГТУ =4,5 час/сут; 2 - с тГТУ =10 час/сут; 3 -тГТУ =24 час/сут; разгрузка КЭС и покрытие пиков ГТУ: 4 - тГТУ=4,5 час/сут. Тд/Тн=1; 5 - тГТУ=4,5 час/сут. Тд/Тн=2; 6 -тГТУ=4,5 час/сут. Тд/Тн=4; 7 - тГТУ=4,5 час/сут. Тд/Тн=8; 8 - тГТУ=10 час/сут; 9 - тГТУ=24 час/сут;

10 - ГАЭС с использованием ночной электроэнергии АЭС

Выводы

1. Рассмотрены системные эффекты при покрытии переменной части графика электрических нагрузок газовыми турбинами и гидроаккумулирующими агрегатами с зарядкой ночной электроэнергией от АЭС.

2. Проведено технико-экономическое сопоставление рассматриваемых вариантов и показаны условия, при которых разные варианты оказываются наиболее эффективными.

Статья выполнена при поддержке гранта РФФИ. Грант 07-08-00079 Summary

In article the technique of an estimation of expenses for manufacture of the peak electric power from the pumped storage station and turbogas units is resulted.

Литература

1. Васильев Ю. С., Претро Г. А. Гидроаккумулирующие электростанции: Учебное пособие. - Л.: ЛПИ, 1984. - 76 с.

2. Андрющенко А. И., Аминов Р. З. Оптимизация режимов работы и

параметров тепловых электростанций: Учебное пособие для студентов

теплоэнергетических специальностей вузов. - М.: Высш. школа, 1983. - 355 с.

3. Региональная эффективность проектов АЭС / В. А. Хрусталев и др. / Под общ. ред. П. Л. Ипатова. - М.: Энергоатомиздат, 2005. - 228 с.

4. Методические рекомендации по оценке эффективности инвестиционных проектов и их отбор для финансирования. - М.: 1994. - 80 с.

5. Инструкция и методические указания по нормированию удельных

расходов топлива на тепловых электростанциях.: Мин. энергетики и

электрификации СССР. - М.: БТИ ОРГРЭС, 1966.

6. Цанев С. В., Буров В. Д., Ремезов А. Н. Газотурбинные и парогазовые установки тепловых электростанций. - М.: МЭИ, 2002. - 584 с.

7. Выбор эффективных направлений развития энергогенерирующих мощностей в европейской части страны / Р. З. Аминов, В. А. Хрусталев, А. Ф. Шкрет, М. В. Гариевский // Теплоэнергетика. - 2003. - № 4. - С. 64-67.

Поступила 02.05.2007