Michael Vasilyevich Garievskii on 20 March 2019. The user has requested enhancement of the downloaded file. Теплоэнергетика №4 2009 38

1
2
3
7
6
5
4

---

Теплоэнергетика № 4 2009
40
мощности агрегата (6…25 МВт) составляют 180…
…130 дол/кВт.
Устойчивость и надежность газопоршневых агрега-
тов при колебаниях электрической нагрузки существен-
но ниже, чем ГТУ. При параллельной работе ГПА с сетью
любое отключение в сети или даже скачок напряжения
вызывает отключение агрегата защитой двигателя по па-
раметру «скорость — изменение частоты». Возобновле-
ние электроснабжения объекта осуществляется повтор-
ным «ручным» включением ГПА, т.е. при авариях в сети
резервирование электроснабжения осуществляется «че-
рез останов агрегатов» [6]. При этом устойчивость ра-
боты ГПА удовлетворительна только в диапазоне нагруз-
ки от 100 до 50 % номинальной.
Газотурбинные установки более устойчивы к резко
меняющимся нагрузкам. Падение напряжения и время
его восстановления после 25 % наброса нагрузки для
ГТУ составляет не более 15 с.
С учетом высоких требованй к надежности работы
дополнительных резервных источников собственных
нужд АЭС в качестве резервного топлива для постоян-
но действующих газотурбинных или газопоршневых
установок на АЭС можно использовать сжиженный
природный газ или пропан-бутановую смесь, доставля-
емую и хранящуюся на станции в автомобильных
транспортных цистернах. Вместимость одной такой
цистерны достигает 36 м
3
сжиженного газа (или
28 т у.т). Этого количества топлива достаточно для ра-
боты АЭС с четырьмя энергоблоками с ВВЭР-1000 в
течение 1,9…2,3 ч.
Предварительный анализ необходимых мощностей
для дополнительного резервирования собственных
нужд АЭС показал следующее. Для условий расхолажи-
вания реактора без потери рабочего тела через предох-
ранительные клапаны II контура с конденсацией пара в
конденсаторе турбины необходимо иметь в работе элек-
тронасос питательной воды, циркуляционный насос тех-
нической воды и конденсатные насосы. В этом случае
мощность собственных нужд данного режима для энер-
гоблока ВВЭР-1000 оценивается в 11 МВт и, соответс-
твенно, для АЭС с четырьмя энергоблоками резервная
мощность должна составлять не менее 44 МВт.
Такую резервную мощность можно обеспечить
имеющимися на рынке газотурбинными установками
единичной мощностью 12…45 МВт либо установить
газопоршневые агрегаты единичной мощностью 5…
…8 МВт каждый.
Исходя из изложенного для рассмотрения и технико-
экономического сравнения установок приняты следую-
щие типоразмеры ГТУ и ПГУ. Для варианта ГТУ рас-
сматриваются агрегаты двух типоразмеров: 3×ГТУ-16
ПЭР, 2×ГТУ-25. Для варианта с газопоршневыми агре-
гатами принято восемь установок Caterpillar GCM34
единичной мощностью 5900 кВт. Технические характе-
ристики рассматриваемых ГТУ приведены в табл. 2, а
газопоршневой установки представлены далее [2, 3]:
Таблица 1. Показатели стоимости газопоршневых агрегатов завода-изготовителя и их стоимости с учетом доставки
Модель агрегата
Мощность электричес-
кая, кВт (кВæА),
тепловая, кВт
Отпускная цена 
завода-изготови-
теля, дол.
Цена с учетом до-
ставки в Россию, 
дол.
Удельные затра-
ты на доставку 
ГПА, дол/кВт
Удельная стои-
мость с учетом 
доставки, 
дол/кВт
AGM25Si
20 (25), 32
16 000
20 000
200
1000
AGM60Si
50 (62,5), 78
27 400
34 250
137
685
AGM125Si
105 (131), 158
46 580
58 227
111
555
Caterpillar 3508LE(1)
510 (638), 725
224 000
280 000
110
549
Caterpillar 3516LE(1)
1020 (1275), 1360
448 800
561 000
110
550
Caterpillar 3516E LE
1600 (2000), 2080
704 000
880 000
110
550
Caterpillar G3520C E
2000 (2500), 2360
1 024 000
1 280 000
128
640
Caterpillar 3612TA90
2540 (3175), 3140
1 300 480
1 625 600
128
640
Caterpillar 3616TA90
3385 (4321), 4100
1 787 280
2 234 100
132
660
Caterpillar GCM34
5900 (7375), 7120
3 115 200
3 894 000
132
660
Таблица 2. Технические параметры энергетических ГТУ 
(по ISO 2314)
Параметр
ГТУ-16 ПЭР
ГТЭ-25
Мощность, МВт
17
25
КПД, %
36,0
36,0
Расход газов на выходе, кг/с
57,6
89,7
Температура газов, °С:
перед турбиной
—
1227
за турбиной
507
497
Возможная тепловая мощность
утилизации газов, МВт
18,8
28,3

---

41
Теплоэнергетика № 4 2009
Двигатель . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Caterpillar G16CM34
Электрическая мощность, кВт . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5900
Конфигурация цилиндров . . . . . . . . . . . . . . . 16 V-образно
Диаметр цилиндра/ход поршня, мм . . . . . . . . . . . .340/420
Объем цилиндра, л . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .38,1
Средняя скорость поршня, м/с . . . . . . . . . . . . . . . . . . .10,5
Частота вращения, мин
–1
(Гц) . . . . . . . . . . . . . . . . 750 (50)
Топливо . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Природный газ
Удельный расход тепла, кДж/(кВтæч) . . . . . . . . . . . . 8273
Электрический КПД, % . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .43,5
Тепловая мощность, МВт . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .6,2
Расход моторного масла, г/(кВтæч) . . . . . . . . . . . . . . . .0,3
Габаритные размеры агрегата, мм:
высота . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4750
ширина . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3080
длина . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 12 303
Сухая масса электростанции, кг . . . . . . . . . . . . . . . 132 700
В качестве исходных параметров для оценки эф-
фективности различных мероприятий по повышению
надежности резервирования собственных нужд АЭС
служат: показатели рисков запроектных аварий для
различных вариантов и схем резервирования; размеры
возможных ущербов от аварии; капиталовложения в
схемы резервирования; технико-экономические пока-
затели работы постоянно действующих ГТУ, ГПА; за-
мещаемая мощность в энергосистеме; динамика стои-
мости топлива для ГТУ и АЭС за рассматриваемый
расчетный период.
Для оценки надежности резервирования электро-
снабжения собственных нужд АЭС в соответствии с
ранее разработанной методикой [8] составлены графы
состояния, проведены расчеты частоты повреждения
активной зоны (ПАЗ) и получены результирующие
данные по интенсивности отказов рассматриваемых
систем аварийного энергоснабжения АЭС при обесто-
чивании электростанции.
Расчеты проводились для существующих АЭС с ре-
акторами второго (В-320) и нового, третьего поколения
(В-428 и В-392) с различным числом энергоблоков на
электростанции для различных схем резервирования:
для существующей системы аварийного расхолажива-
ния реактора, состоящей из каналов с дизель-генерато-
рами; дополнительных постоянно работающих газо-
турбинных установок (одной, двух, трех ГТУ) и газо-
поршневых агрегатов (табл. 3, 4).
В результате расчетов частоты повреждения актив-
ной зоны и полученных данных по интенсивности от-
казов рассматриваемых систем аварийного энергоснаб-
жения АЭС при обесточивании станции установлено
следующее.
Установка общестанционных постоянно действую-
щих ГТУ, ГПА позволяет существенно повысить на-
дежность электроснабжения собственных нужд АЭС и
на 2…5 порядков снизить вероятность аварий с по-
вреждением активной зоны при нарушении связей с
энергосистемой.
Вероятность отказа систем резервирования соб-
ственных нужд одновременно на двух и более энерго-
блоках пренебрежимо мала, поэтому целесообразно
рассматривать только вероятности отказа на одном
энергоблоке из двух, четырех или шести, установлен-
ных на АЭС. Значение итоговой интенсивности отказа
систем резервирования собственных нужд АЭС с раз-
личным числом энергоблоков пропорционально числу
этих систем, установленных на электростанции.
Наибольший эффект дают дополнительные систе-
мы резервирования на уже существующих АЭС с реак-
торными установками В-320 (снижение частоты ПАЗ
на 28,8 %) по сравнению с размещением их на АЭС
нового поколения (снижение частоты ПАЗ на 14,2 %),
что связано с более высокой надежностью современ-
ных реакторных установок.
Частота повреждений активной зоны при обесточи-
вании для АЭС нового поколения с четырьмя энерго-
блоками ВВЭР-1000 составляет 6,52æ10
–7 
1/год
для ва-
рианта с базовой схемой резервирования (три дизель-
генератора) и
2,23æ10
–11
1/год
для варианта дополни-
Таблица 3. Результирующие данные по интенсивности отказов системы аварийного энергоснабжения АЭС 
(реакторные установки В-320)
Показатель
Схемы расхолаживания реакторной установки
базовая
базовая + 
+ 1 ДГ
базовая + 
+ 1 ГТУ
базовая + 
+ 2 ГТУ
базовая + 3 ГТУ базовая + ГПА
Частота ПАЗ при обесточивании 
энергоблока, 1/(реакт. год)
1,05æ10
–5
1,92æ10
–7
7,66æ10
–7
1,97æ10
–8**
Менее 10
–8
(4,92æ10
–10
)
**
Менее 10
–8
(3,59æ10
–10
)
**
Суммарная частота ПАЗ, 1/(реакт. год)
*
3,64æ10
–5
2,61æ10
–5
2,67æ10
–5
2,59æ10
–5
2,59æ10
–5
2,59æ10
–5
Снижение суммарной частоты ПАЗ, %
—
28,3
26,7
28,8
28,8
28,8
*
Вклад других групп исходных событий (без обесточивания) в частоту повреждений активной зоны для реакторов
ВВЭР-1000 В-320 (БАЭС, энергоблоки № 2—4) составляет 2,59æ10
–5
1/(реакт. год).
**
Значения ниже принятой частоты обрезания равной 10
–8
1/(реакт. год) не рассматриваются и не могут считаться досто-
верными из-за роста числа комбинаций учитываемых событий и неполноты включаемых в анализ аварийных последователь-
ностей вследствие недостатка знаний и ограниченности моделирования.
П р и м еч а н и е . В скобках указана расчетная интенсивность отказов системы, которая ниже принятой частоты обрезания
(см. 
**
).

---

Теплоэнергетика № 4 2009
42
тельной установки на станции газопоршневых агрега-
тов (табл. 5).
В качестве критерия при проведении экономическо-
го сравнения вариантов дополнительного резервирова-
ния АЭС с ГТУ и ГПА использовался интегральный
показатель — суммарные дисконтированные затраты в
сооружение и функционирование этих установок [9].
Все варианты приведены к равному энергетическому
эффекту.
Исходная информация для технико-экономическо-
го сравнения ГТУ и ГПА принята следующая.
Ущерб от запроектной аварии на АЭС принят в раз-
мере 100 млрд дол. (ущерб от Чернобыльской аварии
оценивается в 500 млрд дол.) [10].
В связи с неопределенностью информации по
удельным капиталовложениям в рассматриваемые ис-
точники их значения варьировались в широких преде-
лах: для ГТУ 410…610, а для ГПА 610…850 дол/кВт.
В качестве топлива на ГТУ и ГПА выбран природ-
ный газ. Затраты на газ и ядерное топливо принима-
лись по конкурентной цене с ежегодным приростом
цены на природный газ 2,8 и на ядерное топливо —
2,2 %.
Цены на смазочное масло приняты в двух вариан-
тах: современные цены на отечественное и импортное
моторное масло с ежегодным их приростом на 3 %.
Условия работы агрегатов были выбраны следую-
щие: ГТУ и ГПА использовались для покрытия пико-
вых нагрузок с разгрузкой в часы провала нагрузки до
50 % номинальной мощности агрегатов. Продолжи-
тельность работы в году — 8000 ч, в том числе при
полной нагрузке — 1000 ч/год, при 50 % номинальной
нагрузки — 7000 ч/год.
Тепло когенерационных установок рассматривае-
мых агрегатов предполагается полезно использовать
на станции для отопления, санитарно-бытовых нужд
АЭС, подогрева подпиточной воды и воды, подаваемой
на химическую водоочистку. Все эти потребности в
тепле можно обеспечить рассматриваемыми постоянно
действующими ГТУ или ГПА с использованием баков-
аккумуляторов тепловой энергии при переменных на-
грузках агрегатов.
При приведении вариантов к равному энергетичес-
кому эффекту в качестве замещаемой электрической
мощности принимались показатели наиболее эконо-
мичной из рассматриваемых генерирующих источни-
ков — ГТУ-25, размещаемой в энергосистеме.
Результаты расчетов сравнительной экономической
эффективности резервирования собственных нужд
АЭС путем размещения на ней постоянно действую-
щих газотурбинных и газопоршневых установок в за-
висимости от удельных капиталовложений в эти гене-
рирующие источники и стоимости моторного масла на
ГПА показаны на рис. 2.
Газопоршневые установки неэффективны по срав-
нению с газотурбинными даже при работе их на отно-
сительно дешевом моторном масле отечественного
производства. При использовании на ГПА зарубежного
Таблица 4. Результирующие данные по интенсивности отказов системы аварийного энергоснабжения АЭС нового 
поколения
Показатель
Схемы расхолаживания реакторной установки
базовая
базовая + 1 ГТУ базовая + 2 ГТУ базовая + 3 ГТУ базовая + ГПА
Частота ПАЗ при обесточивании энерго-
блока, 1/(реакт. год)
1,63æ10
–7
1,19æ10
–8
3,05æ10
–10**
Менее 10
–10
(7,65æ10
–12
)
**
Менее 10
–10
(5,57æ10
–12
)
**
Суммарная частота ПАЗ, 1/(реакт. год)
*
1,15æ10
–6
1,00æ10
–6
9,88æ10
–7
9,88æ10
–7
2,59æ10
–5
Снижение суммарной частоты ПАЗ, %
—
13,1
14,1
14,2
14,2
*
Вклад других групп исходных событий (без обесточивания) в частоту ПАЗ для реакторов нового поколения составляет
9,88æ10
–7
1/(реакт. год).
**
Частота обрезания принята равной 10
–10
1/(реакт. год), т.е. в 1000 раз меньше частоты повреждения активной зоны.
П р и м еч а н и е . Значения в скобках означают то же, что и в табл. 3.
Таблица 5. Частота повреждения активной зоны при обесточивании АЭС с четырьмя энергоблоками ВВЭР-1000 для 
различных схем резервирования
Показатель
Схемы резервирования
базовая
базовая +
+ 1 ГТУ
базовая +
+ 2 ГТУ
базовая +
+ 3 ГТУ
базовая + 
+ ГПУ
Частота ПАЗ при обесточивании для АЭС с реакторами 
В-320, 1/год
4,20æ10
–5
3,06æ10
–6
7,86æ10
–8
1,97æ10
–9
1,44æ10
–10
Частота ПАЗ при обесточивании для АЭС нового поколе-
ния, 1/год
6,52æ10
–7
4,76æ10
–8
1,22æ10
–9
3,06æ10
–11
2,23æ10
–11

---

43
Теплоэнергетика № 4 2009
производства дорогого импортного масла перерасход
удельных дисконтированных затрат еще более увели-
чивается по сравнению с затратами на ГТУ (см.
рис. 2).
При применении газотурбинных установок с под-
шипниками на магнитной подушке эффективность
ГТУ по сравнению с ГПА возрастает.
Выводы
1. В качестве дополнительного резервного источни-
ка электроэнергии собственных нужд АЭС газопоршне-
вые электростанции экономически менее эффективны
по сравнению с современными газотурбинными уста-
новками единичной мощностью 12 МВт и выше. Удель-
ные дисконтированные затраты в варианте с отечест-
венными ГТУ на 616…750, а с импортными ГТУ на
370…440 дол/кВт меньше, чем в варианте с газопорш-
невыми агрегатами импортного производства.
2. Устойчивость и надежность газопоршневых агре-
гатов при колебаниях электрической нагрузки сущест-
венно ниже, чем ГТУ. При параллельной работе ГПА с
сетью любое ее отключение или даже скачок напряже-
ния вызывает отключение ГПА защитой двигателя по
параметру «скорость — изменение частоты», причем
устойчивость работы ГПА удовлетворительна только в
диапазоне нагрузки от 100 до 50 % номинальной.
3. Газотурбинные установки более устойчивы к рез-
ко меняющейся нагрузке. Падение напряжения и время
его восстановления после 25 % наброса нагрузки для
ГТУ составляет не более 15 с.
4. Дополнительное резервирование собственных
нужд АЭС с реакторами ВВЭР-1000 второго и третьего
поколения путем размещения на станции постоянно
действующих генерирующих источников электроэнер-
гии целесообразно и экономически эффективно. Наибо-
лее эффективным вариантом дополнительного резерви-
рования собственных нужд АЭС является размещение
на станции постоянно действующих газотурбинных ус-
тановок с использованием их для покрытия пиковых на-
грузок энергосистемы.
Список литературы
1.
Использование газотурбинных установок для резервирования
собственных нужд АЭС / Р.З. Аминов, В.М. Батенин, П.Л. Ипатов
и др. // Теплоэнергетика. 2006. № 12. С. 25—28.
2.
Цанев С.Б., Буров В.Д., Ремезов А.Н. Газотурбинные и паро-
газовые установки тепловых электростанций. М.: Издательство МЭИ,
2002.
3.
Газопоршневые электростанции (когенераторы) Caterpillar
GCM34 // www.cogeneration.ru/equipment/gpu/caterpillar/
caterpillar_gcm34.html.
4.
Сапожников В.Б. Газопоршневые электростанции с система-
ми утилизации тепла // www.hited.ru/news.phtml?id=100000120.
5.
Замоторин Р.В. Малые тепловые электростанции — поршне-
вые или турбинные // www.cogeneration.ru/art/dg_chp/porsh_turb.html.
6.
Павлиш И.И., Лихолап В.В. Проблема оптимального выбора
состава основного оборудования между газотурбинными установка-
ми (ГТУ) и газопоршневыми агрегатами (ГПА) // www.ee.by/
specialists/press.html.
7.
Капралов Д.А. ГТЭС-24: электроэнергия для нефтегазового
месторождения // www.cogeneration.ru/art/exp_chp_russia/gtes-24.html.
8.
Аминов Р.З., Гариевский М.В. Оценка показателей безопас-
ности АЭС при различных схемах резервирования собственных нужд
// Проблемы совершенствования топливно-энергетического комплек-
са: Сб. науч. тр. Саратов: Изд-во Саратов. ун-та, 2004. Вып. 3.
С. 28—34.
9.
Методические рекомендации по оценке эффективности ин-
вестиционных проектов / Утв. Минэкономики РФ, Мин-вом финансов
РФ, Госкомитетом РФ по строительной, архитектурной и жилищной
политике. № ВК 477 от 21.06. 2000 г. М., 2000.
10.
В Вену с начищенными ботинками // Российская газета. № 42
(3711). 3 марта 2005 г.
Рис. 2. Удельные дисконтированные затраты З
уд
д
в резервирование собственных нужд АЭС 4000 МВт с ВВЭР-1000 путем разме-
щения на них постоянно действующих газотурбинных и газопоршневых установок.
Отечественные ГТУ: 
K
уд
= 410…520 дол/кВт; расход турбинного масла 
b
м
= 0…0,02 г/(кВтæч), цена масла С
м
= 20 руб/кг; им-
портные ГТУ: 
K
уд
= 596…606 дол/кВт;
отечественные ГПА: 
K
уд
= 600…640 дол/кВт; 
b
м
= 1,6…1,75 г/(кВтæч), 
С
м
= 110 руб/кг; импортные ГПА: 
K
уд
= 800…
…850 дол/кВт; 
b
м
= 0,3…0,6 г/(кВтæч), С
м
= 450 руб/кг d 16 дол/кг
ГПА (импортные)
ГТУ (отечественные)
2ç
ГТУ-25
3ç
ГТУ-16
4ç
ГТУ-12