CC BY
60
УДК 621.311.25
В.А. Хрусталев, Д.О. Башлыков
ПОВЫШЕНИЕ СИСТЕМНОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ ЭНЕРГОБЛОКОВ АЭС ИНТЕГРИРОВАНИЕМ С ГТУ В ЭНЕРГОКОМПЛЕКСАХ - ЕДИНЫХ
ОБЪЕКТАХ РЕГУЛИРОВАНИЯ
Рассмотрены пути повышения системной эффективности энергоблоков АЭС с инновационными ВВЭР интегрированием с ГТУ в единых энергокомплексах. Проведена оценка достигаемого увеличения регулировочного диапазона, роста коэффициента использования установленной мощности энергоблока АЭС в составе энергокомплекса. Показаны различия в расходных соотношениях рабочих тел (газа и пара) и топлива (газа, двуокиси урана) в предлагаемых энергокомплексах и типовых ПГУ со сбросом газов в котел-утилизатор. Проанализированы получаемые дополнительные значения мощности из-за вытеснения греющих паровых потоков свежего пара (в СПП), регенеративных потоков (в систему ПВД и ПНД) для принятой схемы турбоустановки К-600-14,0/50. Предложенный энергокомплекс сравнен с типовой ПГУ такой же мощностью при эксплуатации их по суточному графику одной и той же конфигурации. Оценены сравнительные капиталовложения в ЭК и ПГУ равной мощности, но с различными долевыми значениями мощностей газо- и паротурбинной генераций в сопоставляемых энергообъектах.
Энергокомплекс, парогазовая установка, конкурентоспособность, капиталовложения повторяющиеся, дисконтирование, экономия топливных затрат
V.A. Khrustalouv, D.O. Bashlykov
UPGRADING EFFICIENCY IN THE SYSTEM OF NUCLEAR PLANT UNITS THROUGH INTEGRATION WITH GAS-TURBINE SYSTEMS WITHIN A POWER COMPLEX AS A SINGLE CONTROL FACILITY
The paper considers the ways to improve the efficiency of NPP power units with innovative WWER through integration with gas turbines into a single power comlex. The conducted analysis refers the achieved increase within the adjustment range, the utilization rate growth of the capacity in the power unit within the power complex. Ww showed the difference in expenditure proportions of the working bodies (gas and steam) and fuel (gas and uranium dioxide) in the proposed power systems of the PRU type with discharge gases in the recovery boiler. We analyzed the additional output power obtained due to displacement of the heating steam in the main steam (WBS) and the regenerative flow (in the LDPE and HDPE systems) to the accepted scheme of the turbine To-600-14,0/50. The proposed complex is compared with the standard PSU of the same capacity being under operation according to their daily schedule and the same configuration. The developed method allows us to calculate the annual savings of fuel costs for dual-fuel (gas, uranium dioxide) energy complex compared to mono-fuel (gas) CCGT unit of the same capacity.
This takes into account the relative prices for both types of fuel in conventional terms, equity generation through gas and steam generation at peak and failure modes.
Comparative estimates are provided for the capital investment in the EC and PSU of equal power but with different fractional values of gas powers and steam-turbine generation in the compared power facilities.
It is concluded that sustainable competitiveness of EC compared to PSU in terms of their energy comparability is achieved to a greater extent when gasis estimated as an export resource.
The complex, combined cycle plant, competitiveness, recurring investment, discounting, saving fuel costs
Одним из рациональных путей дальнейшего повышения системной эффективности энергоблоков АЭС в условиях расширения географии и увеличения доли ввода их в энергосистемы, в том числе за пределами европейской части РФ? является комбинирование АЭС с ГТУ в составе энергокомплексов как единых объектов регулирования.
Подобные технические предложения были высказаны еще в начале 1990-х годов в Московском энергетическом институте [1], Саратовском политехническом институте [2-4], где выполнена и защищена кандидатская диссертация [5], получены авторские свидетельства и патенты [6-8], в других исследованиях, например [9]. Сегодня эту тему продолжают исследовать в Саратовском государственном техническом университете имени Гагарина Ю.А., а также в Саратовском научном центре РАН (отдел энергетических проблем) [10]. Ведущиеся в обеих организациях НИР с 2014 и по 2017 г. поддержаны грантами РФФИ.
Известны разработки в США по комбинированию ГТУ и энергоблоков АЭС [11], в которых уделено внимание дистанцированию газовой турбины и котла-утилизатора от блока АЭС, рассмотрены вопросы повышения надежности и резервной утилизации теплоты уходящих газов ГТУ при неработающем блоке АЭС. Отметим, что практически во всех перечисленных выше работах рассматриваются двухтопливные (газ, ядерное топливо) энергокомплексы. В этом и состоит их основное отличие от обычных парогазовых установок с утилизацией уходящих газов ГТ в котел-утилизатор (КУ). В таких схемах интеграция блока АЭС в энергокомплексе проводится при сравнительно меньшем, чем в ПГУ, полезном использовании паровой турбиной энергоблока АЭС пара, получаемого в КУ за счет уходящих газов ГТУ. С одной стороны, это несколько расширяет возможные технические решения. Возможен, например, дополнительный легкий перегрев свежего пара после ПГ (такие схемы рассмотрены в [5]), но более реальным является вытеснение греющего пара ПТУ АЭС из регенеративных отборов на ПВД (частично ПНД), из 1-й и 2-й ступеней паропарового перегрева в промежуточной системе ПТУ АЭС. С другой стороны, при комбинировании схем конкретных типов ГТУ и энергоблоков АЭС необходимо обеспечивать баланс между предельной утилизируемой теплотой при сверхноминальных расходах пара в рабочих отсеках ПТ и номинальной тепловой мощности РУ и утилизационным потенциалом газовой части. При проектировании ЭК на основе инновационного оборудования необходимо обоснование оптимального запаса пропускной способности характерных отсеков блочной ПТУ или в альтернативе - установки дополнительной сателлитной турбины.
В данной работе на первом этапе предложены и проанализированы схемы вытеснения, позволяющие получать дополнительную электрическую мощность в ПТУ ядерной части энергокомплекса при ее полной загрузке паром из ПГ РУ и относительно невысокой перегрузочной способности. Важное в экономическом плане отличие ЭК от обычных ПГУ со сбросом уходящих газов в КУ в том, что соотношение расходов рабочих тел: газа на ГТУ и полученного в КУ пара на паровую турбину в ПГУ значительно больше, чем в энергокомплексе, при их одинаковой мощности. Поэтому для анализа в этих случаях нами предложены дополнительные стоимостные характеристики в виде относительной
стоимости энергии в условных эквивалентах ядерного и газового топлива: с = Ц я_, где Ця, Цг -
' Цг • б я
цена физической единицы ядерного и газового топлива руб/кг; дг, бя - теплотворные способности газа и ядерного топлива МВт- ч/кг.
Если для обычных ПГУ со сбросом в КУ долевые составляющие газовой и паровой генерации ёг>ёп, а в энергокомплексе ГТУ + блок АЭС с ВВЭР (далее ЭК) наоборот то при равных по сопоставляемой электрической мощности ПГУ и ЭК ^ЭК<< ^ПГУ. Например, если сравним ЭК: 2ГТ-115 + 1 блок 600 МВт с ВВЭР-СКДИ + 95 МВт (мощностный эффект комбинирования с ГТУ) и ПГУ: 3ГТ х 230 + ПТУ 235 (при N=925 МВт для обоих вариантов), то ^ЭК = 0.75/0.25. Предполагаемый эффект частичного замещения нового сооружения АЭС в данной технологии комбинирования к тому же обеспечивается существенно более низким расходом газа.
Расчеты подтверждают, что общий КПД ЭК в таких условиях также повышается, хотя и менее интенсивно, чем при классическом комбинировании в ПГУ по схеме с КУ (подвод тепла в цикле только в КС). При системном подходе необходимо учитывать складывающуюся сегодня динамику ценовых характеристик газа и уранового топлива (одновременно с ростом достигаемой глубины его выгорания), растущие требования к маневренности и особенно в последнее время к мобильности АЭС, противоаварийной устойчивости ОЭС, прежде всего тех, в которые эти АЭС входят. Отметим, что к этому комплексу факторов следует прибавить и очевидное экономическое требование базовой загрузки капиталоемких АЭС. Только высокие коэффициенты использования их установленной
мощности (КИУМ), востребованные потребителем и технологически обеспечиваемые, способны снизить предельные сроки их окупаемости. Внутренняя экономия газа как экспортного ресурса необходима сегодня для выполнения намеченной программы роста мощности АЭС в РФ, путем реинвестирования в нее части средств от продажи газа.
Конечно, речь идет не о сдерживании уже развернутого строительства ПГУ, но о возможном росте реинвестиций от продажи газа в развитие атомной энергетики в России.
На уровне 2014 г. (декабрь) Группа Газпром (ООО Газпромэнергохолдинг) выполнила 2/3 объема обязательств по строительству новых мощностей (в основном традиционные ПГУ с КПД от 51 % до 59 %), принятых на период 2007-2016 гг., то есть введено до 6 ГВт из плановых 9 ГВт (эл.) в центральных регионах с растущим энергопотреблением. Реальное осуществление в рамках Союза атома и газа позиционируемого в [12], могут найти, в том числе, и представляемые в данной статье новые схемы и решения, экономящие газ как ценный экспортный ресурс.
Особенно выигрышным интегрирование ГТУ и АЭС может оказаться для энергоблоков с водо-водяными энергетическими реакторами, охлаждаемыми сверхкритической водой. Эти РУ интегрированы с модульной парогенерирующей установкой в одном корпусе (ВВЭР-СКДИ) и обеспечивают при единичной мощности до 600-640 МВт высокие начальные параметры пара [13, 14]. В качестве негативных сторон отмечаются ожидаемый рост удельных капиталовложений в 1 кВт установленной мощности из-за возникающих трудностей обеспечения полной физической устойчивости и безопасности в этой новой ядерно-реакторной технологии, а также в связи со снижением единичной мощности до 600 МВт от типовой 1000-1200 МВт. Из-за высокой доли капитализированной составляющей затрат в АЭС генерация энергии по суточным неравномерным графикам будет нецелесообразной по экономическим критериям. Но в переменных режимах неочевидна и техническая возможность надежного и эффективного регулирования самодвижущей силы естественной циркуляции на тяговом участке активной зоны. Работы над таким реактором ведутся совместно с европейскими партнерами в РИЦ «Курчатовский институт». Вместе с тем позитивные моменты - обеспечиваемый высокий коэффициент воспроизводства (до 0.95), возможность существенного упрощения внешнего топливного цикла по сравнению с типичными ВВЭР, высокий электрический КПД (до 40 %) - говорят о необходимости уже сейчас оценить возможности ввода таких энергоблоков в развивающихся ОЭС с дефицитом маневренности в составе предлагаемых энергокомплексов с меньшей долей газовой и большей - ядерной генерации как единых объектов регулирования.
По разработанной расчетной программе (регистрационный №2014616810) с использованием методик расчета эффективности паротурбинных циклов [14] и зависимостей учета потерь от влажности, предварительно выбрана (по максимуму КПД) тепловая схема турбоустановки К-600-14.0/50 (с допускаемым повышением расхода пара в голову на 10-15 %) для работы в блоке с ВВЭР-СКДИ-600, интегрированным с ГТУ в составе единого энергокомплекса (рис. 1).
Рис. 1. Принципиальная тепловая схема энергокомплекса на базе АЭС и ГТУ
Энергокомплексы могут широко вводиться в энергосистемы РФ, в том числе с высокой долей ТЭЦ и других энергогенераторов с недостаточной маневренностью и мобильностью. В сравнении с альтернативным вводом обычных ПГУ ввод ЭК обеспечивает уменьшенный расход газа на вновь вводимые равные мощности ПГУ и ЭК. К тому же более реальным становится импортозамещение зарубежных поставок оборудования ГТУ, которые характерны сегодня для многих сооружаемых парогазовых ЭС в России. Потребные меньшие в ЭК, чем в ПГУ, единичные мощности газовой генерации позволят увереннее выбирать ГТ освоенной шкалы мощностей российского производства.
Повышенный КПД такого энергокомплекса можно оценить по формуле [5], применяемой для
ПГУ:
^ эк = 1ц + а • 1ц (1)
1 д] + а • даэс
где пЭК - абсолютный внутренний КПД комбинированной установки; 1гц - работа газового цикла, кДж/кг; d= dАэc/dгтy - относительный расход пара на ПТУ АЭС к газу из КС на ГТУ; 1пц - работа парового цикла, кДж/кг; дГ - подведенная удельная теплота в газовой части сложного цикла, кДж/кг; д!АЭС - подведенная удельная теплота в паровой части этого цикла, кДж/кг.
Из расчетных данных (табл. 1) видно ощутимое повышение КПД энергокомплекса (до 20 % абс. в пиковом режиме работы). При этом возможно регулирование электрической мощности ЭК при постоянной тепловой мощности РУ за счет снижения (увеличения) газовой и соответственного изменения дополнительной (утилизационной) части паровой генерации в ПТУ энергоблока АЭС. Наименьшие потери КПД ГТУ при снижении нагрузки достигаются при этом одновременным уменьшением расхода воздуха и топлива в КС газовой части [1] при наличии ВНА и ПНА - входных и поворотных направляющих аппаратов компрессора (К) и ГТ. Одновременно снижается расход пара из КУ на вытеснение греющих паровых потоков в ПТУ АЭС, уменьшается достигаемый прирост ее мощности. При полной остановке всех ГТУ, энергокомплекс переходит на автономный (номинальный) режим работы энергоблока АЭС с соответствующим ему в этом режиме значением КПД.
Несмотря на снижение эффекта от надстройки ГТУ для ЭК ^гЭК<< dгПГy) как отмечалось, в сравнении с обычными ПГУ дополнительное термоэкономическое достоинство ЭК в том, что для них относительно малый расход значительно более дорогого в условном эквиваленте газа, чем ядерного горючего, достаточен для повышения КПД всего энергокомплекса.
Прирост КИУМ АЭС за счет дополнительной атомной генерации в энергокомлексе (при нормировке на исходную установленную мощность ПТУ АЭС) определяется соотношением
ДКИУМ АЭС = ДЛ^ • тпик + ДК^С • хпр (2)
Из формулы (2) и рис 2а, б, а также из результатов расчета, представленных в табл. 1, видно, что во всех случаях для любых схем подключения потоков пара из КУ к элементам ПТУ АЭС (кроме состояний полного отключения ГТУ) в энергокомплексе наблюдается также устойчивый прирост КИУМ по ядерной генерации.
В то же время КИУМ по газовой генерации в связи с требуемым прохождением провалов графика может снижаться. Но в этом случае снова необходимо (вариативно) учитывать соотношение стоимостей двух топлив: ядерного и газового с учетом их условных эквивалентов %. Для США % = 0.10-0.12 (уровень 2005 г.), для России (на уровне 2014 г.) % = 0.12-0.15 и 0.01-0.1, соответственно, для внутренних и внешних (экспортных) цен на газ.
Паротурбинная часть: ЦВД, ЦСД, ЦНД - цилиндры высокого, среднего и низкого давлений; С1, С2 - сепараторы 1-го и 2-го разделительных давлений; П1 - паропаровой перегреватель; КН, ПН -конденсатный и питательный насосы; ТП - турбина приводная питательного турбонасоса ТПН; Д -деаэратор; ЭГ (П) - электрогенератор паровой турбины.
Газотурбинная часть: К - компрессор; КС - камера сгорания, ГТ - газовая турбина, ЭГ (Г) электрогенератор газовой турбины; КУ - котел-утилизатор; ГПТ, ГВТ1, ГВТ2 - газопаровой и 1-я и 2-я ступени газоводяного теплообменника.
Отметим, что на коэффициент % влияют также глубина выгорания Qя и стоимость топливной загрузки Ця. Последняя не только подвержена инфляции (хотя и в меньшей степени, чем для газового топлива), но и объективно связана с эскалацией цен на непрерывно совершенствуемую фабрикацию и в расширяемую номенклатуру тепловыделяющих сборок ТВС (ТВСА, ТВС2М и др.) (разное обога-210
щение, больший объем загружаемого топлива). Соответственно этому и в связи с переходом на удлиненные топливные циклы может меняться и средняя глубина выгорания Qя.
Расчеты тепловой эффективности энергокомплекса, включающего энергоблок АЭС и ГТУ (2 х ГТ-115) с КУ проведены применительно к тепловой схеме блока 600 МВт с ВВЭР-СКДИ (рис. 1) и приведены в табл. 1.
Значение КПД энергокомплекса при провальной и пиковой нагрузках
Таблица 1
Характеристика/режим Номинальный (для энергоблока АЭС) Провальный Пиковый
КПД энергокомплекса, % - 52.1 59.6
КПД энергоблока АЭС (автономно от ГТ) 39.7 - -
Сравнительная технико-экономическая эффективность предлагаемого комбинированного энергокомплекса и альтернативной параллельной работы типовых парогазовых ЭС с ГТ, КУ и ПТУ той же общей электрической мощностью определена для покрытия условного суточного графика одинаковой (расчетной) конфигурации (рис. 2). Капитальные затраты в синтез схем оценены повышающим коэффициентом 1,25 к затратам в газовую часть, а эффект - как разность топливных составляющих затрат в обоих вариантах в соответствии с графиком (рис. 2):
АЗТ = ЗТПГУ - ЗЭК (3)
На рис. 2б в характерных точках суточного графика нагрузок (т. 1-5) отмечена величина Ьуд = 1/П, - удельный расход условного топлива (нетто) в относительных единицах, Ь(3)аэс - удельный расход условного топлива для случая автономной работы энергоблока АЭС с номинальной мощностью.
а б
Рис. 2. Схема заполнения суточного графика нагрузки при а - ПГУ, б - энергокомплексе:
а - 1- Ь(1)пгу при Ыпгу = N1™«; 2 - Ь(2)пгу при Ыпгу = Ыпр; б - 1 - Ь(1)эк при Ыэк = N1™; 2 - Ь(2)эк при Ыэк = Ыпр; 3 - Ь(3)аэс при Ыэк = Ином. аэс; 4 - Ь(4)эк при Ыэк = Ы(4)эк; 5 - Ь(5)эк при Ыэк = Ы(5)эк
Отметим, что показатели Ьуд в точках 4 и 5 представляют промежуточные значения для условно автономной работы ПТУ АЭС с РУ (т. 4) и с учетом полезного использования пара, полученного за счет уходящих газов ГТУ в КУ и направленного в СПП и/или в систему регенерации (т. 5).
С учетом соотношений цен на оба вида топлива в условном эквиваленте (%), долевой выработки за счет ГТУ в составе энергокомплекса в каждом из режимов, ёгпик - в пиковом, и - ёгпр - в провальном, получим выражение для годовой экономии топливных затрат.
АЗ
ЭК-ПГУ
'т
Цг • 2 • КИУМ
х
Ч
(1) ПГУ
-Ъ(1) с °эк i
л п
(1 -с)) •
Т • N +
"пик пик
ср
(4)
+ (Ъ(2) - Ъ(2) •у.
^ \ЪПГУ ЪЭК л,
- л Пр (1 -с)) • (24 -т пик )•
N
пр
В расчетном примере: теплотворная способность газа - 58.5 МДж/кг или 0.0162 МВт- ч/кг. В уравнении (4) цена газа варьируется от 4.5 до 42.5 руб./кг (от внутренних до внешних ценовых значений). При цене ядерного топлива Ц,=35000 руб./кг и02 и его средней глубине выгорания 56.4 МВт-сут/кг и02 или 1350 МВт-ч/кг и02, в названном диапазоне цены газа стоимостной коэффициент изменяется от 0.01 до 0.1.
г
В расчетном примере величина Qя=56.4 МВт- сут/кг и02 выбрана по версии топливного цикла на базе сборок ТВС-2 (ВВЭР-1000) с параметрами топливного цикла 5^1 (пятикратная перегрузка в ТВС средним обогащением 4.78 с работой в равновесном топливном цикле 293 эфф. суток). Базовая часть коэффициента % привязана в расчете к дг, Qя и Ця (как более стабильным ценовым характеристикам). Отсюда следует корреляция (для уровня цен 2014 г.) между коэффициентом % и физической ценой на топливо (газ, двуокись урана).
Величины ^пик и ^пр в пик и провал нагрузки (одна ГТУ отключается) рассчитываются соответственно работающему составу оборудования ЭК в эти периоды. ^гпик=(2х115)/(2х115+ 600+95)=0.25; йгпр=115/(600+115+47.5)=0,15
Разность в чистой годовой прибыли для ЭК и ПГУ при равной выработке по одинаковому суточному графику с Кпик=925 и N^=776.7 МВт при тех же Тпик, однозонных отпускных тарифах и налогах на выручку с некоторым упрощением равна экономии топливных затрат АПч=АЗгПГУ.ЭК.
Результаты расчетов чистой прибыли в сопоставляемых вариантах электрогенерации приведены в табл. 2.
Таблица 2
Прирост годовой чистой прибыли в варианте энергокомплекса в сравнении с ПГУ (укрупненная оценка)
Ценовое соотношение условных эквивалентов в я.т. и газе Цена газа, руб/кг Экономия топливных затрат
Годовая экономия в млрд. руб/год Годовая экономия в млрд. иЗО/год
Длительность пика ч/сут
т=0 т=12 т=24 т=12ч
Экспорт: дальний 0.01 42.5 26.02 26.99 27.96 0.428
0.0125 34 20.76 21.54 22.32 0.342
ближний 0.02 21.25 12.87 13.36 13.84 0.212
0.025 17 10.24 10.63 11.02 0.169
ЖКХ 0.05 8.5 4.98 5.18 5.37 0.082
Промышленность 0.1 4.5 2.35 2.45 2.55 0.039
Ниже приведен укрупненный анализ и сравнение инвестиций в конкурирующие ЭК и ПГУ. Капиталовложения в энергокомплекс той же, что и для сравниваемой ПГУ, мощности составляют при: dАэc = 0.72; ^ту = 0.28:
ку!д = каэс • йаэс + кгту ■ йгту + кку + кдоп (5)
где dАэc, dгтy - долевые мощности паровой и газовой турбин в энергокомплексе, нормированные на 1. Различие в полных капиталовложениях в энергокомплекс и парогазовую станцию:
акэк - пгу = ксэрк - кг > 0. (6)
Выражение (6) всегда справедливо т.к. КЭК>КПГУ, причем в энергокомплексах, равных по мощности ПГУ dгтy< dАэc, в то же время в ПГУ наоборот dгтy> dАэc.
Эффективность предлагаемого энергокомплекса в сравнении с ПГУ укрупненно может быть оценена по отношению АТ'ок = АКэК-игу/АЗтПГУ-ЭК. Величина АТ*ок интерпретируется на графике реальных денежных потоков на временном горизонте для сравниваемых проектов как число лет, через которые более капиталоемкий, но и эффективный по прибыльности проект (ЭК) по текущему финансовому результату уравнивается, то есть имеет то же значение кредитного долга или накопленной прибыли, как менее дорогой и эффективный (ПГУ).
Уравнивание проектов ЭК и ПГУ может произойти как ниже линии и левее точки безубыточности проекта ПГУ, тогда Токэк< Токпгу, так и выше этой линии: Токэк> Токпгу. Во втором случае необходимо дополнительно оценивать показатель ЧДД (чистый дисконтированный доход за срок службы).
Методы сравнения приоритетности проектов (независимых) с разным временным горизонтом изложены в [15] и другой литературе. Соответственно этим рекомендациям, поэлементно устранена временная несопоставимость: для газотурбинной установки, котла-утилизатора как в энергокомплексе, так и в ПГУ, которые подлежат периодически (повторной) замене. Для ПГУ и ЭК на базе АЭС с ГТУ также необходимо учесть затраты, различные издержки в прекращение эксплуатации (ПЭ). Примем последние для ЭК ~ в 1.5 раза выше, чем для ПГУ, при базовом их значении около 15 % от общих капитальных затрат в ПГУ.
В рассматриваемом случае наиболее подходит для анализа способ цепного повтора реализации замены оборудования в рамках единого и равного горизонта времени проекта. Можно принять: в энергокомплексе энергоблок АЭС имеет срок службы 60 лет, а входящие в его состав ГТУ и КУ подлежат замене каждые 15 лет (трехкратно в данном примере).
С учетом дисконтирования повторяющихся за срок службы (60 лет) капиталовложений в замену ГТ и КУ через 15 лет (Е = 0.1; ъ - порядковый номер замены) по блоку ПГУ суммарно с учетом трехкратной замены ГТ и КС:
2=3 1
15-z
кпгу = dпгу ■ кг ■ у~-177 + dпгу ■ кп
z=o( 1 + E)1
где drnry = 0.75; dnnry = 0.25 - долевые значения мощности ГТУ и ПТУ в составе блока ПГУ; кг, кп -удельные затраты в ГТУ и ПТУ. Затраты определяются при мощностях Nnynry, Nniynry. По энергокомплексу суммарно с учетом такой же замены ГТ и КС:
кдк = dгэк ■кэк - У-——+ dA3C ■кп , где d^K = 0.77; d^K = 0.23 - долевые значения
z=0(1 + E)1 - z эк
мощности ГТУ и ПТУ в составе энергокомплекса.
Разность в удельных капиталовложениях в варианты ЭК и ПГУ.
кдэк - кдигу = 3120 - 2510 = 610 USD/кВт. Тогда разность полных капитальных издержек составит
АКэк-игу = Кдэк-Кдпгу = Ыэк^эк - Nnnr^niy = 265.8 млн. USD. Различия издержек в ПЭ по сопоставляемым проектам составят
Dk Пк-ПГУ = 0.5-0.15-К пгу
( 1 >
1 + -
v
60
= 0.573 млн.USD,
(1 + Е),
т.е. примерно 0.2% от базового различия в капиталовложениях, что пренебрежимо мало на предпро-ектной стадии оценки затрат. Следует также учитывать, что при эксплуатации ЭК (под юрисдикцией Росатома и в правовом поле законодательства об атомной энергии) должны отчисляться нормативные платежи в создание и развитие фондов ликвидации аварий и прекращения эксплуатации.
На рис. 3 представлены относительные разностные значения АТ*ОК для ЭК и ПГУ в зависимости от ценового отношения х, откуда видно, что приемлемые значения АТ*ок, то есть устойчивая конкурентоспособность ЭК в сравнении с ПГУ, наблюдаются при низких и средних значениях %. Это соответствует повышенным оценкам стоимости газа как экспортного ресурса (%<0.05^0.08). Расчетные эксперименты по анализу сравнительной эффективности ЭК и ПГУ для случаев ТОКЭК> ТОКПГУ х<0.1 показывают, что и при этом ЧДД за весь срок службы оказывается для ЭК выше, чем для III У. Полученные результаты и позитивная системная оценка таких факторов как рост надежности питания собственных нужд I категории энергоблока АЭС в составе ЭК с несколькими работающими генераторами, дополнительный регулировочный диапазон ЭК, рост КИУМ [5, 12], а также начавшиеся зарубежные разработки по этой тематике [11] позволяют считать целесообразным продолжение исследований в этом направлении.
Рис. 3. Зависимость значений ДТ ок для ЭК и ПГУ при относительных стоимостях 1Ю2 и газа в условных эквивалентах
В заключение важно отметить, что в данном исследовании не подвергается сомнению целесообразность дальнейшего развития ПГУ в России, где и были выполнены одни из первых схемно-параметрических проработок [16] и где ПГУ продолжают исследоваться и сооружаются сегодня, правда, преимущественно на импортном оборудовании. Основываясь на приоритетных схемах, публикациях и расчетах следует привлечь внимание к тому, что идея комбинирования термодинамических циклов может быть реализована не только в традиционных ПГУ, но и в разных формах синтеза газотурбинных ЭС и паротурбинных блоков АЭС. После дополнительных исследований возможна реализация в перспективе сложных технических идей Союза атома и газа [12], с высокими системными, технико-экономическими и топливно-энергетическими преимуществами и эффектами.
Статья поддержана грантом РФФИ№14-08-00815а
1. Цанев С.В. К использованию парогазовых схем для паротурбинных установок на насыщенном водяном паре // Изв. вузов. Энергетика. 1988. № 12. С. 35-38.
2. Хрусталев В.А., Голощапов В.Ф. Исследование эффективности применения ГТУ на ТЭЦ, работающих на насыщенном паре // Сб. тр. межвуз. науч. семинара. Саратов: СПИ, 1975. С. 117-120.
3. Хрусталев В. А., Петин С.М. Об одном способе форсировки паротурбинных блоков АЭС // Изв. вузов. Энергетика. 1981. № 7. С. 106-108.
4. Хрусталев В.А., Доронин М.С. К вопросу о комбинировании ГТУ и АЭС // Изв. вузов. Энергетика. 1985. № 8. С. 93-96.
5. Новикова З.Ю. Автореферат кандидатской диссертации Повышение системной эффективности энергокомплексов на базе АЭС и ГТУ с тепловой аккумуляцией. СаратовСГТУ, 2013. 20 с.
6. А.с. 936734 СССР. Турбинная установка атомной электростанции / В.А. Хрусталев, О.И. Демидов, В.А. Иванов // Б. И. 1983. № 33.
7. А.с. 1163681 СССР. Парогазовая установка / В.А. Хрусталев, С.М. Петин, А.А. Сердобинцев, М.С. Доронин // Б. И. 1985. № 46.
8. А.с. 1060798 СССР. Парогазовая установка / В.А. Хрусталев, О.И. Демидов, М.С. Доронин, С.М. Петин // Б. И. 1983. № 46.
9. Сурков В.В. Комбинированная установка АЭС-ГТУ // Теплоэнергетика. 1981. № 10. С. 57-58.
10. Башлыков Д.О., Хрусталев В.А. Выбор и обоснование оптимальных схем ПТУ в составе энергокомплекса на базе АЭС с ВВЭР-СКДИ и ГТУ // Известия вузов. Проблемы энергетики. № 1112. Казань, 2013. С. 76-84.
11. Пат. 2140589, МПК 6Б2201/16, Р01К23/10. Способ и установка для улучшения эксплуатационных свойств и перемешивания пара в ядерной энергетической системе. Опубл. 27.10.1999.
12. Нуждин В.Н., Просвирнов А.А. Союз атома и газа // Материалы инновационного форума Росатома. М., 2007. С. 28-33.
13. Зорин В.М. Атомные электростанции. М.: Изд. дом МЭИ, 2012, 669 с.
14. О тепловой схеме энергоблока АЭС с реактором, охлаждаемым водой сверхкритического давления / В.А. Силин, В.М. Зорин, А.М. Тагиров, О.И. Трегубова, И.В. Белов, П.В. Поваров // Теплоэнергетика. 2010. № 12. С. 32-37.
15. Ковалев В.В. Методы оценки инвестирования проектов. М.: Финансы и статистика, 2000.
16. Андрющенко А.И., Лапшов В.П. Парогазовые установки электростанций. М.: Энергия, 1965. 248 с.
ЛИТЕРАТУРА
144 с.
Хрусталёв Владимир Александрович -
доктор технических наук, профессор кафедры «Тепловые и атомные электрические станции» Саратовского государственного технического университета имени Гагарина Ю.А.
Vladimir A. Khrustalyov -
Dr. of Sci., Professor
Department Thermal and Nuclear Power Stations Yuri Gagarin State Technical University of Saratov
Башлыков Дмитрий Олегович -
аспирант кафедры «Тепловые и атомные электрические станции» Саратовского государственного технического университета имени Гагарина Ю.А.
Dmitri O. Bashlykov -
Postgraduate
Department Thermal and Nuclear Power Stations Yuri Gagarin State Technical University of Saratov
Статья поступила в редакцию 17.07.15, принята к опубликованию 15.09.15
