Размещено на http://www.allbest.ru/

1

ОГЛАВЛЕНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

1. ХАРАКТЕРИСТИКА ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ ОТРАСЛИ РОССИИ

1.1 Общие сведения

1.2 Классификация систем энергоснабжения

1.3 Централизация энергоснабжения

1.4 Экономический эффект централизации энергоснабжения

2. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ КАК ЭЛЕМЕНТОВ ЭНЕРГОСИСТЕМ

2.1 Влияние эксплуатационных характеристик оборудования на эффективность работы электростанций в составе энергосистемы

2.2 Технико-экономические характеристики КЭС как элементов энергосистем

2.3 Технико-экономические характеристики ТЭЦ как элементов энергосистем

2.4 Технико-экономические характеристики АЭС как элементов энергосистем

2.5 Технико-экономические характеристики ГЭС как элементов энергосистем

3. ПОКАЗАТЕЛИ КАЧЕСТВА И НАДЕЖНОСТИ СИСТЕМЫ ЭНЕРГОСНАБЖЕНИЯ

3.1 Показатели качества энергии и надежность энергоснабжения

3.2 Классификация резервных мощностей по маневренности

3.3 Классификация резервных мощностей по назначению

3.4 Обоснование резервной мощности в энергосистеме

3.5 Обоснование мощности ремонтного резерва

3.6 Обоснование мощности аварийного резерва

4. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ СРАВНЕНИЕ ВАРИАНТОВ РАЗДЕЛЬНОГО И СОВМЕЩЕННОГО ЭНЕРГОСНИБЖЕНИЯ

4.1 Сравнительная эффективность схемы комбинированного и раздельного энергоснабжения

4.2 Определение капитальных вложений в энергетические объекты

4.2.1 Капитальные вложения в ТЭЦ

4.2.2 Капитальные вложения в отопительную и промышленную котельные

4.2.3 Капитальные вложения в КЭС

4.3 Расчет годовых эксплуатационных издержек на выработку электрической и тепловой энергии

4.3.1 Годовые расходы на ТЭЦ

4.3.2 Годовые расходы на КЭС

4.3.3 Годовые расходы на отопительную и промышленную котельные

4.4 Определение себестоимости электрической и тепловой энергии

4.4.1 Расчет себестоимости энергии на ТЭЦ

4.4.2 Расчет себестоимости энергии на КЭС

4.4.3 Расчет себестоимости тепловой энергии на отопительной и промышленной котельных

4.5 Определение показателей экономической эффективности рассматриваемых инвестиционных проектов

4.5.1 Расчет платы за электрическую и тепловую энергию потребителями

4.5.2 Расчет показателей эффективности капиталовложений

4.6 Выбор экономически выгодного варианта энергоснабжения потребителей

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Библиографический список

ПРИЛОЖЕНИЕ

электростанция резервный мощность энергоснабжение



ВВЕДЕНИЕ

Целью данной работы является рассмотрение экономических проблем развития электроэнергетических систем: эффективность централизации энергоснабжения, технико-экономические характеристики электростанций как элементов энергосистем, эффективность концентрации генерирующей мощности.

В первой главе "Характеристика энергетической отрасли России" рассматриваются методические основы оценки эффективности создания электроэнергетических систем. Определяются факторы, сокращающие ввод новой генерирующей мощности, уменьшение расхода топлива, а также изменение капитальных и текущих затрат при создании энергосистем.

Во второй главе даны особенности электростанций разных типов (КЭС, ТЭЦ, АЭС, ГЭС),влияющие на их технико - экономические показатели, учитываемые при параллельной работе электростанций и в процессе привлечения их к регулированию суточного графика энергосистемы.

В разделе "Показатели качества и надежности систем энергоснабжения" определены показатели качества электрической и тепловой энергии, понятие "надежности энергоснабжения", приведена классификация резервной мощности, представлены методические основы определения оптимальной мощности ремонтного и аварийного резерва в энергосистеме.

В разделе "Технико - экономическое сравнение вариантов раздельного и совмещенного энергоснабжения" - произведен расчет выбора одного из двух сравниваемых вариантов инвестиционных проектов энергоснабжения потребителей.



1. ХАРАКТЕРИСТИКА ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ ОТРАСЛИ РОССИИ

1.1 Общие сведения

Электроэнергетика является одной из важнейших отраслей народного хозяйства, обеспечивающая надежное снабжение промышленных, коммерческих и коммунальных потребителей электроэнергией и теплом - энергоносителями, без которых немыслим современный уровень промышленного развития и повышения качества жизни населения.

В соответствии с принятой Генеральной схемой размещения объектов электроэнергетики по территории России рост ежегодного спроса на электроэнергию до 2020 года составит более пяти процентов в год, а выработка электроэнергии возрастет с 984 млрд. кВтч в 2006 г до1700 млрд. кВтч в 2020 году.Прогнозным документом более отдаленным во времени - "Стратегией развития электроэнергетики до 2030 года" определено, что установленная мощность электростанций Российской Федерации увеличится вдвое и составит 580 ГВт, а выработка электроэнергии в базовом варианте развития электроэнергетики 2000 ГВтч. Устойчивый рост экономики страны, сопровождающийся интенсивным ростом энергопотребления, задает масштабные ориентиры к развертыванию нового энергетического строительства и техническому перевооружению действующих мощностей.

Согласно утвержденной в марте 2008 года инвестиционной программе отрасли к 2012 году ввод в эксплуатацию объектов генерации (без учета ОЭС Дальнего Востока) составит 44,2 ГВт генерирующих мощностей.

При этом в структуре генерирующих мощностей увеличится доля высокотехнологичных парогазовых электростанций и маневренных мощностей (ГТУ, ПГУ и ГАЭС), что позволит более гибко и эффективно разрешить проблему регулирования суточных графиков нагрузки энергосистем. Ввод мощностей в таком объеме позволит полностью удовлетворить потребности растущей экономики и бытового сектора в электрической и тепловой энергии и предотвратить возможность возникновения дефицита мощности. Технологическое разнообразие источников производства электроэнергии, использующих различные виды энергоресурсов (вода, ядерное топливо, газ, уголь, мазут, нетрадиционные и возобновляемые энергоресурсы) и технологии их преобразования в электрическую и тепловую энергию (газотурбинный, парогазовый и паросиловой циклы, сжигание топлива в пылевидном виде, сжигание топлива в кипящем слое, предварительная газификация топлива и т.д.) приводят к существенному разбросу технико-экономических показателей разных технологий и разных типов электростанций, в том числе удельных капитальных вложений, сроков строительства объектов, КПД электростанций, удельных расходов топлива на произведенный киловатт-час и гигакалорию тепла, и как итог, себестоимости производимой энергии. Устойчивый рост экономики страны, сопровождающийся увеличением объемов электропотребления, задает масштабные требования к развертыванию инвестиционных процессов в электроэнергетике. Реализация масштабных инвестиционных программ энергетических компаний в условиях перехода к конкурентному рынку энергии и мощности, предъявляет особые требования к обеспечению эффективного и устойчивого развития электроэнергетики, поскольку в данной ситуации остро встает вопрос согласования интересов государства, бизнес-сообщества и населения.

Наряду с согласованием инвестиционных приоритетов участников энергетического рынка, при разработке программ развития отрасли должны учитываться: технологические, режимные и экономические особенности электростанций разного типа, работа электростанций в составе энергосистем и эффект от их параллельной работы, необходимость соблюдения оптимальных размеров электростанций, агрегатов и резервных мощностей в энергосистеме.

В данном учебном пособии рассмотрены экономические проблемы развития энергетики, касающиеся эффективности создания электроэнергетических систем, систем централизованного теплоснабжения, обоснования вида и мощности резервов в энергосистеме, концентрации мощности электростанций в условиях формирования конкурентного рынка электроэнергии и мощности.

1.2 Классификация систем энергоснабжения

Энергоснабжение потребителей может осуществляться от схемы децентрализованного или централизованного энергоснабжения.

Схема децентрализованного энергоснабжения предполагает снабжение потребителя электроэнергией от автономного источника при отсутствии протяженных электрических сетей.

В схеме централизованного энергоснабжения потребители снабжаются энергией от одного или нескольких генерирующих источников, объединенных на параллельную работу электрическими сетями.

Высшим уровнем централизации энергоснабжения является создание электроэнергетических систем, которые характеризуются следующими признаками:

- Параллельная работа генерирующих установок на совмещенный суточный график нагрузки потребителей;

- Единый диспетчерский резерв мощности;

- Единое диспетчерское управление.

Уровень централизации энергоснабжения оценивается коэффициентом централизации энергоснабжения, который рассчитывается по энергии и по мощности:



K^э_цент=Э_{произв. станц.работ. в составе эн.систем}/Э_{выр. всеми станциями России};

K^N_цент=N^у_{ЕЭС России}/N^у_{России,}

где Э_{произв. станц.работ. в составе эн.систем}, Э_{выр. всеми станциями России} - соответственно выработка электроэнергии станциям и работающими в составе энергосистем и всеми станциями России, N^у_{ЕЭС России},N^у_России - установленная мощность станций работающих в составе ЕЭС России и мощность всех российских станций.

Коэффициент централизации энергоснабжения по электрической энергии для России составляет 97%, что объясняется децентрализацией энергоснабжения в северных районах страны, имеющих низкую плотность электрической нагрузки по территории, и неэффективным строительством капиталоемких ЛЭП.

Энергосистемы можно сгруппировать по общим для них признакам:

- по структуре генерирующей мощности: системы с высокой долей в структуре установленной мощности ТЭС (например, Мосэнерго), с преимущественной долей гидроэлектростанций (Красноярскэнерго) и т.д.;

- по мощности системы;

- по конфигурации суточных графиков электрической нагрузки энергосистем;

- по территориальному охвату;

- по характеру территориального размещения электрических сетей.

Классификация систем по мощности: (энергосистемы большой, средней и малой мощности) позволяет определить рациональное соотношение между мощностью системы, мощностью отдельных станций и единичной мощностью агрегатов. Чем меньше мощность системы, тем ниже возможности укрупнения мощности станций и агрегатов. В практике проектирования определены соотношения между мощностью энергосистемы, станции и агрегата (Табл. 1.2.1).

Таблица 1.2.1. - Соотношение между мощностью системы, станции и агрегата.

Мощность энергосистемы	Мощность электрической станции	Мощность агрегата
5*106кВт	~ 600*103кВт	<100*103кВт
10*106кВт	1200*103кВт	200*103кВт
15*106кВт	1800*103кВт - 2400*103кВт	300*103кВт
25*106кВт	3000*103кВт	500*103кВт
40*106кВт	4000*103кВт	800*103кВт
60*106кВт	4800-6000*103кВт	1200-1500*103кВт

Данное соотношение определено, исходя из величины резервной мощности - 15% от максимальной нагрузки энергосистемы, и в том числе, 2% аварийного резерва мощности.

Классификация систем по конфигурации суточных графиков нагрузки энергосистем. Изменение электрической нагрузки энергосистемы во времени характеризуется суточным графиком нагрузки. Графики нагрузки с относительно равномерным режимом энергопотребления в течение суток носят название плотного графика (Рис. 1.2.1).

Рис. 1.2.1. Плотный график электрической нагрузки энергосистемы.

Суточные графики с глубокой разгрузкой электростанций в ночной период, резкими пиками нагрузки в утренние и вечерние часы носят название разуплотненных графиков. (Рис. 1.2.2).



Рис.1.2.2. Разуплотненный график электрической нагрузки энергосистемы.

Конфигурацию суточных графиков характеризуют следующие показатели:

- коэффициент заполнения графика нагрузки в расчетные зимние сутки

в = N^{эн.сист.}_ср./N^{эн.сист.}_max

N^{эн.сист.}_ср- среднесуточная нагрузка энергосистемы;

N^{эн.сист.}_ср = Э^сут_потр./24

N^{эн.сист.}_max - максимальная нагрузка энергосистемы в расчетные зимние сутки.

- коэффициент неравномерности суточного графика нагрузки

j = N^{эн.сист.}_min/N^{эн.сист.}_max

N^{эн.сист.} _min - минимальная нагрузка энергосистемы в расчетные зимние сутки.

- годовое число часов использования максимальной нагрузки

где ?Э_{год потр}.- годовое потребление электроэнергии потребителями энергосистемы.

Увеличение h_max за счет более равномерного режима энергопотребления уменьшает удельные расходы топлива на производство электроэнергии и снижает себестоимость энергии, так как отсутствие больших провалов в графике нагрузки не требует вывода агрегатов в режим холостого хода или вывода из эксплуатации с последующим включением в работу. В зависимости от конфигурации суточного графика выделяются:

- энергосистемы с плотным графиком нагрузки, для которых в= 0,86 - 0,9, j= 0,74 - 0,82, h_max= 6000 - 7000 ч/год. Это системы с высоким удельным весом производственной нагрузки с равномерным режимом потребления в течение года (черная, цветная металлургия);

- энергосистемы с разуплотненным графиком, для которых характерен высокий удельный вес коммунально-бытовой нагрузки. (Мосэнерго, Ленэнерго);

- системы, занимающие промежуточное положение между первым и вторым типом энергосистем.

Классификация систем по территориальному охвату. По территориальному охвату выделяются районные, объединенные энергосистемы и единые энергосистемы.

По характеру сетевых связей выделяются системы, в которых сетевые связи построены либо по принципу цепочки, когда ЛЭП тянутся с севера на юг (ОЭС Урала), либо по принципу решетки (ОЭС Центра), либо имеют промежуточную конфигурацию.



1.3 Централизация энергоснабжения

Эффективность централизации энергоснабжения оценивается по сравнению со схемой децентрализованного энергоснабжения и предполагает расчет энергетического и экономического эффекта.

Энергетический эффект централизации включает:

- сокращение потребности во вновь вводимой мощности генерации;

- экономию топлива;

- повышение надежности энергоснабжения.

Основными факторами сокращения потребности во вновь вводимой мощности являются:

- Реализация нагрузочного эффекта. Нагрузочный эффект заключается в уменьшении установленной мощности энергосистемы за счет несовпадения во времени максимальных нагрузок потребителей (Табл. 1.3.1).

Таблица 1.3.1. - Расчет нагрузочного эффекта.

Часы суток	График нагрузки первого потребителя	График нагрузки второго потребителя	Совмещенный график нагрузки
0-3	100	80	180
4-6	110	82	192
7-9	150	85	235
10-12	130	100	230
13-16	125	90	215
17-20	105	95	200
21-23	100	92	192
	Nmax 1 = 150	Nmax 2 = 100	Nmaxсовм.= 235

При децентрализованной схеме энергоснабжения установленная мощность двух электростанций равна 250 МВт. В схеме централизованного электроснабжения для покрытия совмещенного суточного графика нагрузки необходимая мощность составляет 235 МВТ при снижении мощности генерации 15 Мвт (ДN _нагр).

- Реализация долготного эффекта. Долготный эффект наблюдается в результате несовпадения максимальных нагрузок потребителей, расположенных в разных часовых поясах (ДN_долгот.).

- Экономия резервной мощности за счет создания единого диспетчерского резерва мощности (Рис. 1.3.1).

Рис. 1.3.1 Объединение электростанций на параллельную работу.

При децентрализованной схеме энергоснабжения установленная мощность электростанций равна N_у = 7 •50 МВт =350 МВт, в том числе резервная мощность составляет 100 МВт.

Объединение на параллельную работу электрических станций (Рис.1.3.1), путем строительства линии электропередачи (доп. ЛЭП) позволит содержать в резерве один агрегат 50 МВт, в результате экономия мощности составит 50 МВт.

- возможность использования свободной не дублируемой мощности ГЭС и отказ от ввода такой же мощности на ТЭС(ДN _гэс) при объединении на параллельную работу ТЭС и ГЭС

- в тоже время в ЛЭП, объединяющей станции на параллельную работу, возникают дополнительные потери мощности ДN_{пот.ЛЭП.}

В результате создания энергосистемы изменение установленной мощности по сравнению со схемой децентрализованного энергоснабжения составит:



ДN_КЭС=ДN_нагр.+ ДN_{долгот.эф.}+ ДN ^эф. _{за сч .испол. своб. мощ. ГЭС} - ДN_пот. + ДN_рез.

Исходя из соотношения экономии мощности и дополнительными потерями в ЛЭП (ДN_{пот.ЛЭП}), возникает или экономия мощности или потребность в дополнительной мощности.

При положительном результате сокращение ввода мощности на величину ДN_КЭС будет происходить на конденсационных станциях, так как их мощность не ограничивается ни тепловой нагрузкой, ни гидроресурсом и поэтому именно мощные, высокоэкономичные КЭС или АЭС замыкают перспективный баланс мощности энергосистемы, т.е. в последнюю очередь используются в балансе энергосистемы.

В процессе создания электроэнергетических систем в линиях электропередач, объединяющих на параллельную работу электростанции, возникают потери энергии (Э_пот) требующие увеличения выработки электроэнергии на электростанциях.

Изменение выработки энергии произойдет на КЭС, замыкающих баланс энергии в районе, которыми являются самые низко экономичные станции, вовлекаемые в последнюю очередь в баланс энергии района.

Энергетический эффект проявляется в экономии топлива на тепловых электростанциях энергосистемы, возникающей в результате:

- экономии топлива за счет использования свободной мощности ГЭС и увеличения на них выработки электрической энергии вместо КЭС (ДВ_{за счет ГЭС});

- экономии топлива на ТЭС за счет улучшения их режима работы в суточном графике системы (выработка электроэнергии ГЭС размещается в переменной, выработка ТЭС - в базовой зоне графика, что снижает удельные расходы топлива на ТЭС) (ДВ_ТЭС^режим);

- экономии топлива в связи с улучшением условий концентрации мощности. (ДВ_ТЭС^{концен.}) электростанций и блоков.

Наряду с экономией имеет место дополнительный расход топлива на компенсацию потерь энергии в ЛЭП (ДВ _{пот лэп}).

В результате экономия топлива в энергосистеме составит:

ДВ_эк.= ДВ_{засч ГЭС} + ДВ_{режим ТЭС} + ДВ_{конц. ТЭС} - ДВ_{ЛЭП пот.}

1.4 Экономический эффект централизации энергоснабжения

Экономический эффект централизации энергоснабжения рассчитывается при условии достижения энергетического эффекта.

Экономический эффект централизации энергоснабжения проявляется в экономии затрат по сравнению с децентрализованной схемой энергоснабжения. При этом следует учитывать, что наряду с экономией затрат возникают дополнительные затраты, которые могут свести "на нет", получаемую экономию.

В частности в результате объединения электростанций на параллельную работу имеют место:

- экономия капитальных вложений в результате:

ь снижения установленной мощности КЭС за счет использования свободной, не дублируемой мощности ГЭС (ДК_кэс);

ь снижения величины резервной мощности (ДК_резер);

ь улучшения условий концентрации мощности (ДК_конц);

- дополнительные капитальные вложения за счет:

ь строительства ЛЭП (К_ЛЭП);

ь создания системы АСДУ, поскольку параллельная работа электростанций в составе энергосистемы требует централизации управления режимами их работы (ДК_АСДУ).

В результате изменение капитальных затрат при создании энергосистемы составит:



ДК =К_ЛЭП + ДК_ГЭС - ДК_КЭС - ДК_резер. - ДК_конц. + ДК_АСДУ

В зависимости от соотношения экономии и дополнительных капитальных затрат возникает экономия или перерасход средств. Учитывая значительную капиталоемкость протяженных системообразующих ЛЭП высокого напряжения и системы диспетчерского управления, как правило, дополнительные капитальные вложения превышают экономию капитальных затрат. Экономия издержек на электростанциях:

ь экономия топливных затрат (ДИ_топл);

ь экономия постоянных издержек на КЭС, возникающая в связи с уменьшением их установленной мощности (ДИ_КЭС^пост.) и улучшением условий концентрации мощности в энергосистеме (ДИ_конц.^пост.);

ь снижение издержек на содержание резервной мощности (ДИ_резер).

- Дополнительные издержки:

ь на ГЭС в основном в виде водного налога, вызванные увеличением выработки электроэнергии на ГЭС (ДИ_ГЭС^доп.);

ь на эксплуатацию и содержание ЛЭП (ДИ_ЛЭП^доп.);

ь на содержание АСДУ (ДИ_АСДУ^доп.).

Экономия (перерасход) издержек определяется по формуле

ДИ= ДИ_топл + ДИ_конц.^пост +ДИ_резер - ДИ_ГЭС^доп - ДИ_ЛЭП^доп - ДИ_АСДУ^доп

В случае, если имеют место экономия издержек и дополнительные капитальные затраты, следует определить общественную эффективность по критерию минимума дисконтированных затрат и коммерческую эффективность вложения инвестиций в создание электроэнергетической системы по критериям чистого дисконтированного дохода, срока окупаемости, внутренней ставке доходности и индексу доходности инвестиций.



2. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ КАК ЭЛЕМЕНТОВ ЭНЕРГОСИСТЕМ

2.1 Влияние эксплуатационных характеристик оборудования на эффективность работы электростанций в составе энергосистемы

Надежное энергоснабжение потребителей предполагает удовлетворение изменяющегося во времени спроса на электрическую и тепловую энергию при условии её поставки с качественными параметрами, соответствующими нормативным. Адекватно спросу должна изменяться выработка электроэнергии и режим работы электростанций с учетом характерных для данного объекта эксплуатационных свойств (вида используемого ресурса, маневренности, экологичности) и технико-экономических характеристик (удельного расхода топлива, КПД, себестоимости энергии). К сожалению, ни один из видов генерирующих источников не является универсальным, способным экономично работать в любом режиме. Например, ГТЭС, будучи достаточно маневренными, имеют значительные удельные расходы топлива и высокую себестоимость электроэнергии и, наоборот, АЭС при сравнительно низкой себестоимости не обладают должной маневренностью, поэтому в составе энергосистем должны работать мощные КЭС и АЭС, ТЭЦ, отпускающие потребителям электроэнергию и тепло, а так же маневренные ГЭС, ГТЭС и ПГЭС. При параллельной работе электростанций в составе энергосистемы в целях повышения эффективности энергетического производства целесообразно максимально использовать положительные, и минимально - отрицательные свойства станций. Учет основных эксплуатационных свойств и технико-экономических характеристик электростанций необходим не только при решении текущих задач, но и при перспективном проектировании развития энергосистем, анализе режимов работы электростанций в перспективных графиках нагрузки, а так же при определении сравнительной эффективности вариантов развития энергосистем.

В процессе эксплуатации и перспективном проектировании энергосистем анализу подлежат следующие характеристики электростанций:

- Размещение электростанций по территории. Данный фактор влияет на дальность транспорта топлива, тариф на его перевозку, цену топлива и топливные затраты. К тому же размещение станций изменяет дальность передачи электроэнергии, потери при передаче, капитальные и текущие затраты на передачу энергии по электрическим сетям.

- Влияние факторов, изменяющих мощность электростанции, т.к. при неизменной нагрузке потребителей в целях соблюдения баланса мощности энергосистемы, уменьшение генерируемой мощности на одной станции должно сопровождаться увеличением генерации мощности на другой станции, что влияет на технико-экономические показатели производства и передачи энергии в энергосистеме.

- Маневренные характеристики электростанций разного типа, т.к. именно маневренность оборудования определяет режим выработки энергии в суточном графике нагрузки энергосистемы, удельные расходы топлива и топливные затраты.

- Соотношение технико-экономических показателей станций разного типа. От величины себестоимости электроэнергии и удельных капитальных затрат в электростанцию зависит их эффективность в сравнении с другими типами станций и место на рынке электроэнергии и мощности.

2.2 Технико-экономические характеристики КЭС как элементов энергосистем

К числу преимуществ КЭС следует отнести:

- КЭС относительно свободны в размещении на территории. Они не привязаны (жёстко) ни к тепловой нагрузке, как ТЭЦ, ни к створу реки, как ГЭС. Однако факторами, ограничивающими свободу их размещения, являются:

ь отсутствие в районе размещения достаточных водных ресурсов, необходимых для охлаждения конденсаторов турбин;

ь качественные характеристики топлива. КЭС способны сжигать практически любое топливо, в том числе самые низкосортные угли, забалластированные водой и негорючей породой. Чем ниже качество топлива, тем ближе должна размещаться КЭС к топливной базе, так как при низком качестве топлива перевозится большой объём пустой породы и увеличиваются затраты на топливо. По этой причине пылеугольные ТЭС желательно размещать в районах угледобычи. К настоящему времени "угольная" теплоэнергетика развита в регионах, с богатыми угольными месторождениями (ОЭС Сибири и Дальнего Востока). Газомазутные ТЭС могут быть построены в любом регионе, так как транспорт газа и мазута по сравнению с углем относительно дешев.

- Площади земельных участков, отводимые под строительство ТЭС (в том числе КЭС), существенно меньше, чем для АЭС и тем более для ГЭС с учетом создаваемых водохранилищ.

- Мощность КЭС может быть постоянной. В отличие от ТЭЦ и ГЭС электрическая мощность конденсационных блоков не лимитируется ни тепловой нагрузкой, ни гидроресурсом, поэтому конденсационные агрегаты целесообразно загружать активной мощностью.

- Производство электроэнергии на ТЭС, в отличие от ГЭС и ТЭЦ, не зависит от сезона и определяется только доставкой топлива.

- Выработка электроэнергии КЭС относительно свободна в размещении в суточном графике нагрузки энергосистемы, однако при этом следует учитывать маневренные характеристики КЭС и их экономичность:

ь Маневренность агрегатов характеризуется диапазоном снижения их мощности до технического минимума, временем пуска в эксплуатацию из холодного состояния (5--8 часов) и скоростью набора/сброса нагрузки (не более 2 МВт в минуту). Чем ниже маневренность, тем более равномерный режим должен задаваться агрегату, а его выработка размещаться глубже в суточном графике нагрузки.

ь Маневренность паротурбинных агрегатов снижается при увеличении их мощности и параметров свежего пара. Мощные конденсационные энергоблоки 300,500, 800 МВт с давлением свежего пара Р₀ = 240 атм не могут работать с частыми и быстрыми остановками и пусками без появления трещин в основных узлах оборудования, поэтому выработка электроэнергии таких блоков размещается в базовой зоне суточного графика нагрузки энергосистемы, выработка блоков меньшей мощности (особенно при работе на газе) 100,150, 200 МВт в переменной части графика.

ь Маневренность агрегатов зависит от вида топлива: для угольных блоков она ниже по сравнению с газомазутными.

- Размещение электроэнергии КЭС в графике нагрузки с точки зрения экономичности предполагает размещение выработки экономичных станций в базе, а менее экономичных в переменной части графика. В принципе, это соответствует законам рынка, т.к. чем ниже себестоимость, тем может быть ниже цена на поставку энергии, и тем более востребована энергия данной станции на рынке.

- КЭС имеют удельные капитальные затраты примерно в два раза меньше по сравнению с АЭС и ГЭС ( и меньший срок строительства (3-5 лет)).

- Расход электроэнергии на собственные нужды КЭС зависит от вида сжигаемого топлив (К_сн^уг, К_сн^газ), параметров свежего пара, числа и единичной мощности блоков. Коэффициент расхода электроэнергии на собственные нужды КЭС составляет 3-5% от выработки электроэнергии электростанцией.

Наряду с вышеуказанными достоинствами, КЭС имеют и ряд недостатков:

- В общем случае удельный расход топлива на производство электроэнергии на КЭС (b_КЭС?320 превышает удельный расход топлива на паротурбинных ТЭЦ ( b^m_ТЭЦ< b_КЭС< b^k_ТЭЦ) и тем более на ПГЭС.

- Себестоимость электроэнергии на КЭС сравнительно высокая. При работе КЭС на газе она примерно равна себестоимости электроэнергии, производимой на АЭС; при работе на дорогом топливе (мазут, уголь шахтной добычи) себестоимость на КЭС выше по сравнению с АЭС.

- КЭС имеют сравнительно низкую эффективность использования исходного ресурса-топлива. КПД российских КЭС невысок и составляет 38% максимум 42%, на зарубежных КЭС с суперсверхкритическими (ССКР) параметрами свежего пара 45%.

- КЭС, как и другие топливные электростанции, экологически "грязные" источники электроэнергии, особенно, работающие на высокозольных и сернистых топливах. Масса загрязняющих атмосферу выбросов (сернистых газов, оксидов азота и углерода, золовой пыли) для КЭС мощностью 1000 МВт, работающей на каменном угле, составляет около 185 тысяч тонн в год, из которых 80% сернистые газы. При КПД современных электрофильтров более 90% доля выбросов золы составляет 25-27%.

- Работа топливных электростанций, в том числе КЭС в значительной степени зависит от поставок топлива. При нарушении поставок топлива в срок или при сокращении поставок ТЭС вынуждены сокращать свою производственную программу.

2.3 Технико-экономические характеристики ТЭЦ как элементов энергосистем

ТЭЦ не свободны в размещении по территории. Они привязаны к тепловой нагрузке, т.к. радиус передачи тепла в виде пара составляет 3-5 км, горячей воды - до 30 км при двухтрубной системе транспорта тепла.

Электрическая мощность теплофикационных агрегатов переменная и зави-

сит от загрузки отборов или противодавления турбины. Графически данная зави-

симость выражается N-D диаграммой.

ь Для турбоагрегатов типа "Р" (Рис. 2.3.1) электрическая мощность агрегата прямо пропорциональна отпуску пара из противодавления (D_часр) и удельной выработке электроэнергии на тепловом потреблении (Э)

N = Э•D_{час р} = N_т

Рис. 2.3.1 N-D диаграмма для турбины типа "Р"

ь Для турбоагрегатов типа Т и ПТ зависимость электрической мощности от загрузки отборов усложняется, поскольку они способны работать по теплофикационному и конденсационному режиму. Электрическая мощность агрегата(Nэ) в этом случае определяется в виде суммы конденсационной (Nк) и теплофикационной мощности (Nт):

N_ТЭЦ = N_т + N_к

Отечественные энергомашиностроительные заводы производят теплофикационные турбины двух типов:

- Первый, для которого объём цилиндра высокого давления равен объёму цилиндра низкого давления, т.е. D_ЦВД = D_ЦНД. При полностью закрытом отборе (D_отб=0) турбина работает по конденсационному режиму, развивая максимальную (установленную) электрическую мощность (Рис. 2.3.2). В последующем, с увеличением загрузки отбора теплофикационная мощность турбины растет (Табл. 2.3.1), а конденсационная снижается ввиду сокращения пропуска пара в конденсатор.

Таблица 2.3.1. Изменение электрической мощности турбоагрегата при изменении загрузки отбора. (DЦВД = DЦНД)

DЦВД, т /час	Dотб, т/час	DЦНД, т/час	NТ, МВт	NК, МВт
300	0	300	Nт1=0	Nк1
300	100	200	Nт2 › NТ1	Nк2 ‹ Nк1
300	200	100	Nт3 › NТ2	Nк3 ‹ Nк2

При номинальной загрузке отбора (D_ном= 200 т\час), развиваемая турбиной мощность (Рис.2.3.2) меньше установленной мощности

N_т= D_чвд\d_т N_к=D_чнд\d_к

где D_чвд, D_чнд - соответственно пропуск пара через цилиндр высокого и низкого давления, т. пара\час;

d_т, d_к-соответственно удельный расход пара на один мегаватт теплофикационной и конденсационной мощности, т. пара\МВт.

Поскольку в конденсационном режиме полезно используемый теплоперепад (i₀ - i_К) больше, чем в теплофикационном (i₀ - i_отб), удельный расход пара на конденсационный мегаватт меньше чем на теплофикационный (d_к< d_т), 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 (Рис. 2.3.2). При номинальном отпуске тепла из отбора (D_ном) мощность развиваемая агрегатом (N1) меньше установленной, поэтому в балансе мощности энергосистемы данные агрегаты учитываются по мощности (N₁), развиваемой при номинальной загрузке отбора.

Рис.2.3.2. N-D диаграмма для теплофикационного агрегата, в котором D_ЦВД=D_ЦНД

- Для второго типа турбин объём цилиндра высокого давления больше объёма цилиндра низкого давления, (D_ЦВД> D_ЦНД). Например, у турбины типа Т D_ЦВД = 500 т /час, D_ЦНД = 300 т /час, D_ном = 300 т /час. В конденсационном режиме (D_отб=0) мощность турбины определяется пропуском пара в ЦНД и составляет Nк¹ (Табл.2.3.2).

Таблица 2.3.2. Изменение электрической мощности турбоагрегата при изменении загрузки отбора (D_ЦВД> D_ЦНД).

DЦВД, т/час	Dотб, т/час	DЦНД, т/час	NТ, МВт	NК, МВт
300	0	300	Nт1 = 0	Nк1= Nу
400	100	300	Nт2 › NТ1	Nк2 = Nк1
500	200	300	Nт3 › NТ2	Nк3 = Nк1
500	300	200	Nт4 › NТ3	Nк4 ‹ Nк3

Рис.2.3.3 N-D диаграмма для теплофикационного агрегата, в котором D_ЦВД>D_ЦНД.



При номинальной загрузке отбора (D_ном) развиваемая теплофикационная мощность соответствует установленной (конденсационной) мощности турбины(N_у). Однако этот тип турбин при загрузке отбора равной D_отб =D_чвд -D_чнд может развивать предельную электрическую мощность больше установленной. При изменении загрузки отбора от нуля до D_отб поток пара через конденсатор, лимитируемый объемом цилиндра низкого давления, остается неизменным, не меняется и развиваемая конденсационная мощность (N_к¹=N_к²=N_к³), в то же время растет теплофикационная мощность (N_т⁴N_т³N_т ²), в результате электрическая мощность турбины( N= N_т + N_к) превышает установленную (отрезок аb). Дальнейшее увеличение 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 N_у (Рис.2.3.3). Параллельно на пропуске пара в отбор развивается теплофикационная мощность и в целом мощность агрегата увеличивается сверх N_у (отрезок ab). В случае когда D_отб становится больше разности (D_ЦВД - D_ЦНД), пропуск пара через ЦНД уменьшается, что вызывает сокращение конденсационной мощности (при росте теплофикационной) и снижение мощности агрегата в целом (N_к⁴+N_т⁴) (N_к¹ + N_т ³) (Табл. 2.3.2).

Конструктивно данные турбины выполнены таким образом, что при номинальном пропуске пара из отбора (D_ном) электрическая мощность агрегата равна N_у, 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 (Х_тэц):

Х_тэц=,

где Э_тэц^т, Э_тэц^к - соответственно выработка электроэнергии на ТЭЦ по теплофикационному и конденсационному режиму.

Для турбин типа Р Х_ТЭЦ =1, для Т и ПТ Х_ТЭЦ < 1.

Чем выше Х_ТЭЦ, 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:

ь суммарный энергетический КПД ТЭЦ, характеризующий эффективность использования топлива для производства электроэнергии и отпуска тепла, достаточно высок - 50-70% и более, для агрегатов типа Р, КПД равен 70-80%,

ь 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 капитальных затрат в КЭС по следующим причинам:

ь на ТЭЦ присутствует оборудование не характерное для КЭС (ПВК, бойлеры, сетевые насосы).

ь уровень концентрации единичной мощности теплофикационных блоков и ТЭЦ в целом ниже по сравнению с КЭС (мощность блоков КЭС - 500, 800, для ТЭЦ - 100,180, 250 МВт).

- 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.

2.4 Технико-экономические характеристики АЭС как элементов энергосистем

- Свобода размещения АЭС по территории объясняется следующими причинами:

ь 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);

ь кроме того, замена выработки электроэнергии на ТЭС, работающих на природном газе, производством электроэнергии на АЭС увеличивает экспортные поставки газа;

ь 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:

ь 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.

ь 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.

ь 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.

ь 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:

ь В случае изменения режима работы АЭС топливная составляющая себестоимости электроэнергии при неизменной глубине выгорания ядерного топлива практически не меняется:

S_топл =100\24•G•Ц_топл\ Э_отп=100\24•N_т•Т_к

?^нетто _АЭС⁼100\24•G•Ц_топл\В•J•Т_к

?^нетто _АЭС = 100\24•Ц_топл\В•?^нетто _АЭС

где G - топливная загрузка реактора, т U;

Ц_топл - цена ядерного топлива, руб.\т U;

N_т - тепловая мощность реактора, МВт;

?^нетто _АЭС - КПД АЭС нетто;

Т_к - кампания реактора, годы;

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 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.

ь 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 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 2-4% 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.