оянной нагрузке (область А на рис. 2.27), полупиковые электростанции (маневренные ТЭС), работающие в режиме переменной нагрузки (область Б на рис. 2.27), и пиковые установки, например ГТУ, покрывающие пиковые нагрузки (область В на рис. 2.27). Кроме того, энергосистемы имеют резервные мощности. Неравномерность нагрузки приводит к снижению КПД генерации и удорожанию электроэнергии по системе в Целом.

Имеется несколько путей выравнивания графика нагрузок в энергосистемах, которые будут рассмотрены позднее. В данной главе рассматривается возможность использования ЭЭС для этих целей. Коэффициент полезного действия ЭЭС слабо зависит от нагрузки, ЭЭС обладает маневренностью, поэтому может

143

II

Система энергоснабжения повысит качество отпускаемой энер--ии, надежность энергосистемы и безопасность в энергетике.

Проведем технико-экономическое сравнение двух концепций эНергоснабжения: традиционной, централизованной и децентРАЛ

иэованной. В качестве примера рассмотрим электрогенери-у10щую систему с суммарной мощностью у потребителя ]0 ООО МВт, в том числе базисной 5600, полупиковой 3000, пико-вой 1400 МВт, причем установленная мощность используется в году в 7О"0 4 в базисном режиме, 4000 ч в полупиковом режиме и 1000 ч в пиковом режиме [14, 112]. Для упрощения годовое распределение нагрузки (рис. 2.28,а) представим в дискретном виде (рис. 2.28,6"). Принимаем, что потери энергии в электросетях и системах распределения энергии составляют 10% [111,113], поэтому суммарная установленная мощность системы будет составлять 11 000 МВт, в том числе базисная 6200, полупиковая 3300 и пиковая 1500. Принимаем, что доля капитальных затрат на электросети и системы распределения энергии составляет 20% от капитальных затрат на электростанцию [ПО, 115]. В традиционной системе базисную нагрузку обеспечивают блочные ТЭС При расходе условного топлива 320 г/(кВт • ч) при использовании природного газа и 340 г/(кВт • ч) при использовании угля.

Полупиковую нагрузку обеспечивают ТЭС при расходе ус-арвного топлива 380 г/(кВт • ч) при использоании природного

эффективно работать в режиме переменной нагрузки, т.е. в режиме снижения за нагрузкой потребителя.

Учитывая малую зависимость КПД ЭЭС от установленной мощности и экологическую чистоту ЭЭС, ее целесообразно строить около потребителей электроэнергии. В этом случае сокращаются линии электропередач, уменьшаются расходы на электрические сети, что приведет к снижению приведенных затрат и экономии земли и цветных металлов.

Децентрализованное энергоснабжение электрохимическими электростанциями, работающими в режиме переменной нагрузки, обеспечивает потребителям базисную, полупиковую и пиковую энергии. Кроме экономии топлива, улучшения экологической обстановки, уменьшения приведенных затрат эта

144

Рис. 2.28. Годовое распределение мощности в энергосистеме:

а — интегральная кривая; Б — дискретная кривая; А—Г — см. рис. 2.27

145

газа и 410 г/(кВт ? ч) при использовании угля. Пиковую нагруа. ку обеспечивают ГТУ, работающие на природном газе и расхо. дующие 500 г/(кВт • ч) условного топлива.

В децентрализованной системе базисную, полупиковую ^ пиковую нагрузки обеспечивают ЭЭС на основе высокотемпе. ратурных ТЭ относительно небольшой мощности (10-300 МВт) расположенных около потребителя энергии и поэтому не требу! ющих линий электропередач и электрических сетей.

Затрату на передачу и распределение природного газа будем учитывать путем увеличения замыкающих затрат на условное топливо из расчета 2,5 коп/(т ? км) [14]. Расход условного топли-ва принимаем 220 г/(кВт ? ч) при использовании природного газа и 250 г/(кВт • ч) при использовании угля.

Характеристики электрогенерирующих систем приведены в табл. 2.17.

Как видно из табл. 2.17, годовая экономия условного топлива в децентрализованной системе с ЭЭС составит 7,8-8 млн. т.

Таблица 2.17. Характеристики электрогенерирующих систем

Показатель Электрогенерирующие системы

р;роме того, обеспеспечивается уменьшение расхода воды примерно на 7 млрд. м3.

Суммарный приведенный (нормализованный) выброс вредил компонентов (см. табл. 2.13) оценивается для традицион-н0й системы в 5,8 млн. т при использовании природного газа и 35,9 млн. т при использовании угля, в системе с ЭЭС - 0,2 млн. т при использовании природного газа и 0,7 млн. т при использовании угля. Результаты расчетов приведенных затрат и эксплуатационных расходов по уравнениям (2.74)-(2.77) показывают, что экономия приведенных затрат при сравнении станций, работающих на природном газе, составит 300 млн. в год. Децентрализо-8анная система экономически выгодна при удельных капитальных затратах на ЭЭС до 400 руб/кВт. Приведенные затраты систем, в которых используется уголь, соизмеримы. Однако из-за заметного уменьшения эксплуатационных расходов срок окупаемости децентрализованной системы составляет всего 3,4 г. Можно считать, что при современных уровнях замыкающих затрат на топливо и удельных капитальных затрат на оборудование максимальное допустимое значение удельны