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

---

See discussions, stats, and author profiles for this publication at: 
https://www.researchgate.net/publication/331903998
Сравнительная
 эффективность использования газотурбинных и
газопоршневых
 установок для дополнительного резервирования
собственных
 нужд АЭС
Article
in
Teploenergetika · April 2009
CITATIONS
0
READS
1,448
4 authors
, including:
Some of the authors of this publication are also working on these related projects:
Nuclear power plants with VVER reactors: system efficiency of variable frequency drives of main circulation pumps
 
View project
Rashid Zarifovich Aminov
Russian Academy of Sciences
121
PUBLICATIONS
311
CITATIONS
SEE PROFILE
Michael Vasilyevich Garievskii
Russian Academy of Sciences
39
PUBLICATIONS
92
CITATIONS
SEE PROFILE
All content following this page was uploaded by 
Michael Vasilyevich Garievskii
on 20 March 2019.
The user has requested enhancement of the downloaded file.

---

Теплоэнергетика № 4 2009
38
УДК 621.311
Сравнительная эффективность использования газотурбинных и 
газопоршневых установок для дополнительного резервирования 
собственных нужд АЭС
Фаворский О.Н.
1
, акад. РАН, Аминов Р.З.
2
, доктор техн. наук, Шкрет А.Ф.
2
, канд. техн. наук, Гариевский М.В.
2
, инж.
ОЭММПУ РАН
1
— Отдел энергетических проблем Саратовского НЦ РАН
2
Приведены результаты оценки сравнительной эффективности использования газотурбинных и газо-
поршневых электрогенерирующих установок для общестанционного резерва собственных нужд АЭС с ре-
акторами ВВЭР-1000.
Одной из причин возможных аварий на АЭС явля-
ется нарушение связи с энергосистемой из-за возник-
новения аварийных ситуаций в самой энергосистеме.
Это приводит к обесточиванию потребителей электро-
энергии и останову мощных энергоблоков электро-
станций энергосистемы.
При полном обесточивании АЭС она переходит на
аварийное расхолаживание реакторных установок и
подключается к аварийным источникам электроэнер-
гии.
Аварийное электроснабжение систем безопасности
российских АЭС с ВВЭР-1000 состоит из трех незави-
симых каналов, в каждом из которых устанавливается
дизель-генератор, обеспечивающий питание всех по-
требителей канала при исчезновении питания от рабо-
чих и резервных трансформаторов. При незапуске ди-
зель-генераторов или отказе каналов безопасности по-
является риск крупных аварий с повреждением актив-
ной зоны реактора.
Аварийное электроснабжение систем безопасности
АЭС можно существенно улучшить путем установки
на АЭС или вблизи нее постоянно действующих элект-
рогенерирующих источников. В этом случае наряду с
повышением надежности питания собственных нужд в
аварийных ситуациях на генераторном напряжении
обеспечивается питание циркуляционных насосов тех-
нической воды, питательного и конденсатных электро-
насосов. Таким образом, расхолаживание реактора бу-
дет происходить по безаварийной схеме.
Для дополнительного резервирования собственных
нужд АЭС могут быть использованы общестанционные
дизель-генераторы, газотурбинные или газопоршневые
электрогенерирующие установки, работающие на при-
родном газе. Такие генерирующие источники имеют от-
носительно высокий КПД, характеризуются достаточ-
ной надежностью энергоснабжения, могут работать не-
зависимо от региональных энергосистем и имеют ко-
роткие сроки поставки и строительства «под ключ».
Постоянно работающие маневренные газотурбин-
ные установки (ГТУ) и газопоршневые агрегаты (ГПА)
можно применять наряду с резервированием собствен-
ных нужд АЭС, а также для покрытия пиковых элект-
рических нагрузок энергосистемы. Кроме того, благо-
даря использованию когенерационных установок ГТУ
и ГПА можно обеспечивать теплом хозяйственно-бы-
товых потребителей и отдельные технологические
процессы станции электроэнергией и теплом.
При установке на АЭС малых автономных генери-
рующих источников для дополнительного резервиро-
вания собственных нужд станции возникает задача вы-
бора оптимального состава оборудования.
Проведенные ранее исследования [1] по оценке эко-
номической эффективности использования общестан-
ционных дизель-генератора, газотурбинных и парога-
зовых установок для дополнительного резервирования
собственных нужд АЭС показали (рис. 1), что наибо-
лее эффективным вариантом дополнительного резер-
вирования собственных нужд является размещение на
АЭС небольших постоянно действующих ГТУ с ути-
лизацией тепла продуктов сгорания для подогрева пи-
тательной воды или химически обессоленной воды на
станции. Использование для дополнительного резерви-
рования собственных нужд АЭС общестанционного
дизель-генератора или парогазовой установки менее
эффективно [1].
Для выявления эффективности газопоршневых аг-
регатов необходимо сравнить их с применяемыми для
этих же целей газотурбинными установками. Газо-
поршневые двигатели обладают по сравнению с ГТУ
[2—7] следующими преимуществами.
Во-первых, КПД газопоршневого двигателя мощ-
ностью 5…8 МВт составляет 40…45 %, что сущест-
венно больше, чем у современных газотурбинных ус-
тановок (26…42 %). При падении нагрузки агрегатов
КПД газопоршневого двигателя снижается значитель-
но меньше, чем газотурбинной установки. Например,
при снижении электрической нагрузки агрегатов в
2 раза (от 100 до 50 % номинальной) КПД газопоршне-
вого двигателя уменьшается незначительно: с 41 до
39 %, а газотурбинной установки — с 36 до 29 % [2].
1
119991, Москва, Ленинский просп., д. 32а, ОЭММПУ
РАН.
2
410054, Саратов, Политехническая ул., д. 77. ОЭП СНЦ
РАН.

---

39
Теплоэнергетика № 4 2009
Во-вторых, КПД газопоршневого двигателя практи-
чески не зависит от температуры окружающего возду-
ха [4]. В диапазоне температур от – 30 до + 30 °С он
колеблется в пределах ± 1 % и начинает заметно сни-
жаться лишь при повышении температуры воздуха бо-
лее + 30 °С. Коэффициент полезного действия газотур-
бинной установки в этом же диапазоне температур из-
меняется примерно на ± 2 %.
В-третьих, число циклов пуск-останов газопоршне-
вого двигателя слабо сказывается на его ресурсе и поч-
ти не влияет на износ деталей. Напротив, каждый пуск
газотурбинной установки после ее останова снижает
запас ресурса на 5 ч [2, 4].
Набор полной нагрузки после старта газопоршне-
вого двигателя происходит в течение 2…3 мин, газо-
турбинного — 5…15 мин [2, 4].
Недостатком электростанций с газопоршневыми
двигателями является то, что их максимальная единич-
ная мощность не превышает 8 МВт, это существенно
меньше, чем электростанций с ГТУ.
Газопоршневые агрегаты характеризуются боль-
шим удельным расходом смазочного масла: на импор-
тных ГПА он составляет 0,3…0,6 г/(кВтæч) [2,4…
…4,8 т/(МВтæгод)], на отечественных — 1,6…
…1,75 г/(кВтæч) [12,8…14 т/(МВтæгод)] при 8000 ч
работы агрегата в году [2].
На ГТУ расход турбинного масла существенно ни-
же. Так, для малых ГТУ мощностью до 5 МВт удель-
ный расход турбинного масла равен 0,032 г/(кВтæч)
[2], для ГТУ-12ПГ-2 электрической мощностью
12,4 МВт — 0,02 г/(кВтæч), а для газотурбинных уста-
новок с подшипниками на магнитной подушке масло
для смазки подшипников вообще не требуется [7].
Стоимость качественного моторного масла отечест-
венного производства около 110 руб/кг, импортное мо-
торное масло стоит в 4 раза дороже, например масло
Mobil 1-SAE 5W50 — 436 руб/кг. К сожалению, в на-
стоящее время пока отсутствуют отечественные анало-
ги смазочных масел, пригодных к эксплуатации на им-
портных газовых двигателях внутреннего сгорания [6].
Стоимость отечественного турбинного масла для ГТУ
(например, Тп-22) существенно ниже моторного и ко-
леблется от 10 до 20 руб/кг.
Удельные капиталовложения в электростанции с га-
зотурбинными и газопоршневыми установками зави-
сят от единичной мощности агрегатов и электростан-
ции в целом. При малой единичной мощности агрега-
тов (4 МВт и менее) удельные капиталовложения в
электростанцию с газопоршневым агрегатом ниже, чем
с ГТУ. При большей единичной мощности газотурбин-
ных установок их удельная стоимость и удельные за-
траты на сооружение электростанции оказываются бо-
лее низкими, чем с газопоршневыми агрегатами.
Строительная компания «Строй Альянс-АГ» пред-
лагает поставку газопоршневых электростанций раз-
личной единичной мощности — от 20 до 5 900 кВт.
Цены на 01/II 2006 г. в зависимости от мощности агре-
гатов с учетом доставки составляют от 1000 до
549 дол/кВт. Удельная заводская стоимость газопорш-
невых агрегатов единичной мощностью от 1,0 до
5,9 МВт колеблется от 440 до 530 дол/кВт. Затраты на
доставку агрегата к месту установки увеличивают его
удельную стоимость на 110…132 дол/кВт (табл. 1),
причем с ростом единичной мощности агрегата удель-
ные транспортные расходы возрастают.
Удельная стоимость проектных и строительно-мон-
тажных работ для газопоршневых электростанций зави-
сит от единичной мощности агрегатов и станции в це-
лом. Для единичной мощности 1,5…2,7 МВт она состав-
ляет в среднем 186 дол/кВт [7]. Для ГПА мощностью
свыше 2 МВт удельные затраты на строительно-монтаж-
ные работы возрастают, так как в контейнерном испол-
нении поставка данного вида машин не осуществляется
[6]. Следовательно, удельные капиталовложения в газо-
поршневую электростанцию с агрегатами единичной
мощностью 5,9 МВт могут достигать 850 дол/кВт.
Цены на отечественные газопоршневые агрегаты на
25 % ниже, чем импортных, но их единичная мощ-
ность невелика. Так, фирма ООО «Дизель-Статус»
(сайт: http://dizel-status.ru) предлагает газовые электро-
станции для мини-ТЭЦ — двигатели Ярославского мо-
торного завода (топливо — газ) единичной мощностью
от 30 до 500 кВт и удельной стоимостью от 845 до
290 дол/кВт в ценах на 12/V 2006 г.).
По данным [2], удельные капиталовложения в газо-
турбинную станцию с двумя агрегатами единичной
мощностью от 6 до 25 МВт с отечественными ГТУ со-
ставляют 640…410 дол/кВт. Аналогичные удельные
капиталовложения в электростанцию с зарубежными
ГТУ (с учетом транспортных затрат и таможенных вы-
плат) изменяются от 700 до 610 дол/кВт, причем затра-
ты в строительно-монтажные работы в зависимости от
Рис. 1. Прирост чистого дисконтированного дохода при
различных вариантах повышения надежности резервирова-
ния собственных нужд АЭС с четырьмя энергоблоками.
ГТУ: 
1 — с утилизацией от одной ГТУ; 2 — с утилизаци-
ей от всех ГТУ; 
3 — с разгрузкой на 50 %; 4 — с остано-
вом; 
5 — в базовом режиме; ПГУ: 6 — в базовом режиме;
7 — с разгрузкой
0
10
30
40
50
20
60
80
DЧДД, млн дол.
70
ПГУ-47
2çПГУ-47 3çПГУ-47
3ДГ
3ДГ + 1ДГ 3ДГ + 1ГТУ 3ДГ + 2ГТУ 3ДГ + 3ГТУ