книги из ГПНТБ / Обрезков, В. И. Гидроэлектрические станции в электроэнергетических системах

как это имеет место для ТЭС, а с постоянными затрата­ ми на общеетанционмые нужды (см. гл. 7).

Постоянная составляющая себестоимости электро­ энергии АЭС — величина переменная, зависящая от ко­ личества выработанной ею электроэнергии. Чем больше выработано электроэнергии, тем меньше постоянная составляющая ее себестоимости. Вместе с тем большим значениям постоянной составляющей соответствует боль­ шее увеличение себестоимости электроэнергии при уменьшении Куст, т. е. при малых значениях /Сует себе­ стоимость электроэнергии для АЭС увеличивается более резко, чем для ТЭС, соответственно эксплуатация атом­ ной электростанции с повышенным значением /С у с т более целесообразна.

Влияние постоянной составляющей на себестоимость электроэнергии тем больше, чем меньше доля топливной составляющей. Особенно сильно оно сказывается на се­ бестоимости электроэнергии быстрых реакторов, топлив­ ная составлящая которых ничтожно мала. Однако хо­ тя постоянная составляющая издержек у АЭС и приво­ дит к большему, чем у ТЭС, возрастанию себестоимости электроэнергии при уменьшении Куст, все же нельзя делать вывод о необходимости и неизбежности эксплуа­ тации АЭС только в базисной части графика нагрузки энергосистемы. Это положение в связи с указанным выше будет полностью справедливо лишь применительно к реакторам на быстрых нейтронах, которые, кроме то­ го, имеют в качестве важнейшей функции обеспечение накопления вторичного ядерного горючего, т. е. прироста мощности ядерной энергетики.

Другое положение для АЭС на тепловых реакторах, строительство которых пока еще существенно опережает строительство АЭС на быстрых реакторах. Мощность теплового реактора, как правило, может удерживаться на любом уровне от нуля до полной его загрузки. При ядерном нагреве из холодного состояния сосуда давле­ ния теплового реактора по данным (Л. 3] допустима ско­

в пределах 45 мин. В диапазоне 70—100% номинальной мощности тепловой реактор способен удовлетворять пе­ ременный спрос на пар со стороны турбины без мани­ пулирования регулировочными стержнями. Таков поря-

170

док цифр, характеризующих эксплуатационную манев­ ренность современных АЭС на тепловых реакторах.

Рассмотрим теперь маневренность и технико-экономи­ ческие характеристики основных пиковых электростан­ ций. Такие электростанции имеют прямое назначение работать в переменной (пиковой) части графика нагруз­ ки системы. К ним относятся пиковые паротурбинные, газотурбинные, парогазотурбииные и дизельные установ­ ки, а также аккумулирующие установки.

Пиковые паротурбинные установки. Маневренные ка­ чества ПТУ обеспечиваются за счет упрощения их теп­ ловой схемы и использования более низких параметров пара по сравнению с обычными базисными ТЭС.

Повышение маневренных качеств ПТУ неизбежно со­ провождается некоторым снижением к. п. д. установки. Однако экономически оно оправдывается, так как число часов использования ПТУ сравнительно невелико, а сле­ довательно, невелик пережог топлива, который компен­

полной технологической автоматизации, так важной для пиковой станции. Однако, несмотря на это, ПТУ в по­ следние годы находят все более широкое распростране­ ние за рубежом (в США, Англии, ФРГ и других стра­ нах). В этих же странах в целях снижения удельных капитальных вложений и эксплуатационных издержек иногда вместо сооружения ПТУ пристраивают к мощным блочным КЭС высоких параметров отдельные паротур­ бинные агрегаты. В этом случае блоки КЭС работают в экономичных для них режимах, а пики нагрузки си­ стемы снимают паротурбинные агрегаты. ,

Газотурбинные установки (ГТУ). Хотя ГТУ начали применяться сравнительно недавно, благодаря своим достоинствам они получили в ряде стран широкое рас­ пространение для покрытия острых пиков нагрузки. Основными достоинствами ГТУ являются:

сравнительно низкие удельные 'капитальные вложе­ ния (около 80 руб/кет) ;

высокая эксплуатационная надежность и маневрен­ ность. Период времени пуска из неподвижного холостого состояния до приема полной нагрузки составляет не бо­ лее 20 мин. При работе в качестве вращающегося ре­ зерва время набора полной нагрузки около 30 сек;

171

возможность различного их конструктивного исполне­ ния, что позволяет гибко приспосабливаться к различ­ ным требованиям потребителей;

отсутствие потребности в технической (охлаждаю­ щей) воде или весьма малый спрос на нее. Это значи­ тельно снижает средства на передачу энергии, так как становится возможным сооружать ГТУ в непосредствен­ ной близости от центров нагрузки;

возможность полной автоматизации с дистанционным управлением, что соответственно влечет за собой эконо­ мию в затратах на содержание обслуживающего персо­ нала.

Наряду с этими и некоторыми другими достоинства­ ми газотурбинные установки имеют и некоторые отрица­ тельные свойства, в числе которых отметим:

повышенную требовательность к качеству горючего, что влечет за собой сравнительно высокую топливную составляющую себестоимости электроэнергии;

относительно небольшую единичную мощность и нали­ чие значительных трудностей для ее повышения;

довольно низкое значение к. п. д. (25—30%), однако при малом числе часов использования пережог топлива будет небольшим.

Большой интерес представляют осуществляемые за границей попытки распространить на газотурбинные установки принцип насосного аккумулирования анало­ гично тому, как это делается в ГАЭС. Создаваемые на основе аккумулирования энергии в форме сжатого возду­ ха особого вида газотурбинные электростанции исполь­ зуются не только для экономичного покрытия пиков электрической нагрузки энергосистемы, но и в качестве

ционных газотурбинных двигателей. За границей име­ ются созданные'на этой основе образцы дешевых пико­ вых агрегатов мощностью более 20 Мет.

Парогазотурбинные установки. Потребность в ПГТУ вызвана желанием соединить положительные качества паротурбинных и газотурбинных установок в одной уста­ новке. Сравнительно низкий к. п. д. газотурбинных уста­ новок является следствием потери значительного количе­ ства тепла, получаемого при сжигании топлива, с вы-

172

хлопными газами. Использование ГТУ в комбинации с ПТУ позволяет в значительной мере утилизировать тепло выхлопных газов. В результате к. п. д. ПГТУ по­ лучается значительно выше, чем у базисных тепловых станций равной мощности (до 44—47%), и при этом со­ храняется высокая маневренность установки.

Кроме того, присоединение ГТУ к относительно бо­ лее мощному паротурбинному энергоблоку позволит не только получить таким путем экономичную дополнитель­ ную пиковую мощность, но и повысить располагаемую мощность паротурбинного блока на период прохождения пика нагрузки. Этим путем представляется возможным эффективно модернизировать устаревшие паротурбинные энергоблоки средней мощности.

В настоящее время в ряде стран, в том числе и в СССР, строятся экспериментальные и промышленного значения парогазотурбинные установки и электростан­ ции, однако достаточного опыта освоения их в условиях эксплуатации энергосистем еще нет. Можно только пред­ полагать, что в будущем эти установки могут получить широкое распространение.

Дизельные электростанции (ДЭС). Эти электростан­ ции обладают большой маневренностью и сравнительно дешевы. Однако в СССР единичная мощность их агрега­ тов не превышает 1 тыс. кет, вследствие чего ДЭС не получили широкого распространения. Последнее связано также с большими расходами на их обслуживание.

Возможность использования ДЭС в современных энергосистемах для участия в покрытии пиков нагрузки вполне резонно подвергается сомнению. Однако они мо­ гут быть использованы потребителями в районах, уда­ ленных от энергосистем, в первое время как основные источники энергоснабжения, а затем как пиковые элек­ тростанции.

Аккумулирующие установки. В основе работы всех ти­ пов аккумулирующих установок лежит принцип накоп­ ления дешевой и избыточной энергии в периоды мини­ мума нагрузки и отдачи накопленной энергии в периоды

еемаксимума (см. гл. 6).

Внастоящее время наибольшее распространение по­ лучили тепловые (ТАУ), электрические и гидравлические аккумулирующие установки. Последние осуществляются в виде гидроаккумулирующих электростанций (ГАЭС).

.173

Тепловые и электрические аккумулирующие установ­ ки в энергосистемах не получили широкого распростра­ нения. Это объясняется наличием значительных трудно­ стей при создании аккумуляторов необходимой емкости. Однако в последние годы для ТАУ удалось эти трудно­ сти в значительной мере преодолеть, в результате чего были созданы аккумуляторы тепла емкостью в несколь­ ко сотен тысяч киловатт-часов. Это создает предпосылки для использования ТАУ совместно с обычными тепловы­ ми (с блочными агрегатами) и особенно атомными элек­ тростанциями в часы пика нагрузки при сравнительно низких капиталовложениях.

ГАЭС в ночные часы суток за счет энергии, получае­ мой из энергетической системы, перекачивают насосами или с помощью обратимых гидротурбин воду из нижнего бассейна в верхний бассейн (режим заряда"). В дневные

ряда).

По продолжительности цикла регулирования ГАЭС разделяются аналогично ГЭС на суточные, недельные и сезонные.

Указанный выше двухтактный режим ГАЭС является их характерной особенностью, отличающей их от обыч­ ных ГЭС. Второй особенностью ГАЭС, также делающей их отличными от обычных ГЭС, является то обстоятель­ ство, что они, как правило, не имеют собственного во­ зобновляемого гидроресурса и только в смешанных уста­ новках (ГЭС—ГАЭС) используют как естественный речной сток, так и воду, накачиваемую насосами из ниж­ него бассейна. Наконец, третьей особенностью ГАЭС является то, что на 1 кет установленной мощности тре­ буется меньше капитальных вложений, чем для обычных ГЭС и даже ТЭС, так как ГАЭС имеют сравнительно высокие напоры и более простые гидротехнические со­ оружения, чем ГЭС. Однако по зарубежному опыту этот удельный показатель у ГАЭС все же обычно выше, чем у пиковых ТЭС и у газотурбинных установок.

Коэффициент полезного действия ГАЭС обычно не превышает 75—77%, тем не менее эти станции выгодны, так как они Потребляют менее ценную (по условию спроса) и более Дешевую по двуставочному тарифу энер-

174

гиіо в ночные часы (заряд) и отдают более ценную элек­

жом. Освоены мощности агрегатов в 300 Мет, проекти­ руются и строятся ГАЭС на мощности более 2 000 Мет. Энергоэкономическая эффективность ГАЭС часто рас­ сматривается в комплексе с крупной ТЭС, а в послед­ нее время — в комплексе с АЭС. В этих случаях ГАЭС

В Советском Союзе, к сожалению, только в послед­ нее время вопросу о необходимости и целесообразности строительства ГАЭС уделяется соответствующее внима­ ние.

Исследованиями, выполненными институтом «Гидро­ проект», выявлена возможность экономичного строитель­ ства 15 ГАЭС общей мощностью 15—20 млн. кет, при­ мыкающих к центрам потребления нагрузки.

4-2. Резервы энергетической системы

Надежное по современным требованиям снабжение электроэнергией потребителей возможно лишь при нали­ чии в энергосистемах определенного резерва мощности и энергии.

Резерв мощности

Резервная мощность УѴрез может быть сосредоточена как на ГЭС, так и на ТЭС, равно как на тех и других, вместе взятых. Она может включать в себя резервную мощность, необходимую для покрытия всяких случай­ ных пиков нагрузки (нагрузочный резерв), УѴП.Р; для за­ мены оборудования, вышедшего из строя ввиду аварии (аварийный резерв), /Ѵа .р ; для возможности вывода ча­ сти оборудования в ремонт (ремонтный резерв) Nv,v и, наконец, для обеспечения энергией потребителей в слу­ чае превышения выпуска продукции или досрочного

175

ности, поэтому далее резерв реактивной мощности мы рассматривать не будем.

Н а г р у з о ч н ы й р е з е р в . Этот резерв, или, как его иногда называют, частотный, представляет собой мощ­ ность, необходимую для поддержания в системе заданной частоты при внеплановых, носящих случайный характер колебаниях нагрузки. Исходя из этого величина нагру­ зочного резерва может быть определена на основе ис­ пользования соответствующих закономерностей теории вероятностей. Вместе с тем опыт эксплуатации энерго­ систем показывает, что величина этого резерва зависит от масштаба и характера потребителей энергосистемы и обычно колеблется в пределах от 2 до 5% максимума нагрузки. В объединенных энергосистемах этот резерв обычно не превышает 1—1,5%. Чем больше номинальная мощность энергосистемы, тем меньше в процентном от­ ношении требуется нагрузочный резерв. Наоборот, чем меньше система с относительно крупными потребителями энергии, тем больше должна быть относительная величи­ на резерва.

Особенностью нагрузочного резерва является то, что он всегда должен быть готов к использованию. Система

средоточен на вращающихся агрегатах. С этой целью агрегаты электростанций, ведущих частоту, работают с некоторой недогрузкой. В качестве таких электростан­ ций обычно используют небольшое число крупных элек­ тростанций с высокоманевременным оборудованием, ка­ ковыми могут быть в первую очередь ГЭС суточного и годичного регулирования.

А в а р и й н ы й р е з е р в . Этот резерв, как уже было отмечено, предназначен для того, чтобы обеспечить нор­ мальное и бесперебойное снабжение электроэнергией потребителей системы при аварийном выходе из работы котлов, турбин или других элементов. Отсюда следует, что такой резерв должен быть общесистемным, хотя в отдельных случаях целесообразно иметь и внутристанционный резерв.

176

Величина минимально Необходимого аварийного ре­ зерва зависит от структуры энергосистемы, единичной мощности и аварийности агрегатов (или любого другого типового элемента энергосистемы). Под аварийностью q агрегата при этом понимается [Л. 49, 26] вероятность выхода его в аварию, определяемая как отношение чи­ сла часов аварийного простоя (или ремонта) /га в ко все­ му календарному времени работы агрегата за вычетом периода планового ремонта, т. е.

(4-1)

''on + ^Раб

Нетрудно видеть, что понятие аварийности тождест­ венно понятию вероятной относительной длительности аварийного простоя агрегата. Соответственно вероят­ ность рабочего состояния (вероятная относительная дли­ тельность безаварийного состояния) определяется как

Институтом «Энергосетьпроект» на основе анализа статистического материала разработаны нормы аварий­ ного простоя агрегатов различных типов. Согласно этим нормам [Л. 49] величина q для гидроагрегатов равна 0,5%, Для пиковых ТЭС 1,0—2,0%, для тепловых агрега­ тов с поперечными связями 2,0%. Для всех этих типов агрегатов q не зависит от срока эксплуатации, что же касается блочных агрегатов, то для них величина q ко­ леблется от 12% для неосвоенных до 4% для агрегатов, освоенных производством и находящихся в эксплуата­ ции не менее 4 лет.

Для группы іі однотипных агрегатов аварийность лю­ бого их числа определяется по формуле

( Р + # = РД + Д ^ - 1 9 + Я ( " ~ 1 ) Р " - У + - + 9 * = 1 .

где рп— вероятность отсутствия аварии; npn-lq— ятность аварии с одним агрегатом и т. д.

Вероятность аварийного выхода m агрегатов, т. е. суммарный относительный аварийный простой m агрега­ тов из общего числа п, будет равна:

Из формулы видно, что вероятность выхода в аварик одновременно нескольких агрегатов по мере увеличения их числа быстро уменьшается. Размер аварийного резер­ ва при наличии небольшого числа агрегатов в системе, очевидно, должен быть таким, чтобы он мог заменить вышедший в аварию наиболее мощный агрегат.

Кроме возможности определения относительного аварийного простоя 1, 2, ..., m агрегатов, формула (4-4) позволяет определить и снижение простоя при установке 1, 2, ..., z резервных агрегатов.

Экономическое обоснование величины аварийного резерва основывается на оценке эффективности установ­

вероятности дефицитов энергии, подсчитанной с учетом совмещения аварии с нагрузкой [Л. 49]:

/г і ПОтР

в среднем равной 0,001. Использование критерия Іе не может обеспечить высокую точность расчета, поскольку необходимые данные для его определения (например, ущербы) весьма условны.

Указанная инструкция позволяет также вычислить применительно к структуре системы и нормам аварий­ ности математическое ожидание суммарной мощности агрегатов, находящихся в аварии, и расчетную мощ­ ность усредненного агрегата [Л. 24].

Все рассмотренные расчеты аварийного резерва являются достаточно громоздкими (особенно при боль­ шом количестве агрегатов в системе) и требуют затра­ ты большого количества времени или машинного счета. Кроме того, ввиду определенной условности используе­ мой исходной информации результат расчетов также не отличается высокой точностью. В силу этого на стадии

178

предварительных расчетов величина аварийного резерва для современных мощных энергосистем обычно прини­ мается от 3 до 8% максимальной нагрузки. Чем больше установленная мощность энергосистемы, тем меньше относительная величина аварийного резерва. Разумеется, размер суммарного аварийного резерва при этом не дол­ жен быть меньше мощности самого крупного агрегата системы.

Р е м о н т н ы й р е з е р в. Для повышения надежности и снижения аварийности агрегаты электростанций должны периодически выводиться в планово-предупредительный ремонт. Этот ремонт может быть текущим, когда рабо­ ты по устранению дефектов и замене изношенных дета­ лей не требуют значительной разборки агрегатов, или капитальным, когда подобные работы связаны с частич­ ной или полной разборкой агрегатов, что ведет к дли­ тельному простою.

Текущий ремонт агрегатов проводится в каждом ме­ сяце и обычно в дни с пониженной нагрузкой. Однако с увеличением единичной мощности агрегатов и удельно­ го веса блочных агрегатов текущий ремент уже не может осуществляться в эти дни. В связи с этим в энергоси­

риоды работы в пике графика нагрузки в резерве на осуществление текущего ремонта не нуждаются, так как для этого имеется достаточно времени в периоды вынужденых остановок.

Капитальный ремонт основного оборудования дол­ жен осуществляться в определенные сроки. Так, обычно считается, что после года начальной эксплуатации все

генераторы через 2—3 года, гидротурбины через каждые 4 года эксплуатации. Среднегодовые нормы простоя в капитальном ремонте обычно принимаются для тепло­ вых агрегатов с поперечными связями и гидроагрегатов