как использование жидких и газообразных нефтепродуктов вместо угля в химическом производстве дает экономию расчетных затрат 20-40 руб., а в металлургии 7-13 руб. на 1 т. Велико также значение газа и продуктов переработки нефти для экспорта. С этой точки зрения строительство ГАЭС для покрытия пиков электрической нагрузки является предпочтительным по сравнению с газотурбинными электростанциями.

В последние годы за рубежом уделяется большое внимание строительству так называемых энергокомплексов, включающих ГАЭС и крупные тепловые или атомные электростанции. Прн этом водохранилища ГАЭС используются одновременно и для водоснабжения ТЭС и АЭС. В СССР начато строительство Южно-Украинского комплекса. Несколько энергокомплексов построено в США. Так, ГЭС-ГАЭС Джокасси мощностью 610 МВт работает совместно с атомной станцией мощностью 3000 МВт и тепловыми электростанциями, использующими водохранилища ГАЭС в качестве прудов-охладителей. Сооружение подобных энергокомплексов помимо существенной экономии капиталовложений за счет совместного строительства и эксплуатации общих сооружений способствует решению задач экономного использования водных ресурсов и концентрации энергетических мощностей.

Гидроаккумулирующие электростанции хорошо удовлетворяют техническим, эксплуатационным и экономическим требованиям, предъявляемым к источникам реактивной мощности. При этом агрегаты ГАЭС могут одновременно использоваться в качестве быстродействующего резерва активной мощности, так как время автоматического перевода агрегатов ГАЭС из ре-жта синхронного компенсатора в генераторный и наоборот составляет всего 1--2 мин. По ряду зарубежных ГАЭС число часов их использования в режиме синхронного компенсатора превышает продолжительность использования в активном режиме.

И, наконец, гидравлическое аккумулирование электроэнергии решает задачи покрытия неравномерной части графиков электрической нагрузки, регулирования частоты и мощности в энергосистеме более экономично, чем другие возможные варианты, оказывая наименьшее влияние на окружающую природу. Проектные проработки ряда отечественных ГАЭС и опыт строительства и эксплуатации ГАЭС за рубежом свидетельствуют о меньших (на 20-25%) расчетных затратах при сооружении ГАЭС по сравнению с газотурбинными электростанциями.

Таким образом, ГАЭС используются в энергосистемах:

для покрытия остропиковой части графиков электрической нагрузки;

для участия в регулировании частоты и мощности, особенно в периоды интенсивных подъемов и сбросов нагрузки; в качестве аварийного резерва быстрого ввода; в качестве источника реактивной мощности и энергии;

для улучшения режимов работы тепловых и атомных электростанций.

При этом четко разграничить время, когда гидроаккумулп-рующая электростанция должна выполнять ту или иную функцию, практически невозможно, так как она одновременно решает несколько задач. Поэтому фактическое число часов использования ГАЭС в энергосистеме значительно превышает об-

S 10 1Z If- 16 18 ZO ZZ Zl-Время, ч

Рис. 1-2. Режимы работы ГАЭС Вианден (Люксембург).

1 - турбинный режим: 2 - насосный режим: 3-режим сип.хронного компенсатора.

щепринятый В энергетике показатель использования мощности электростанций, подсчитанный, как частное от деления выработки энергии электростанции на ее установленную мощность [3].

Практика эксплуатации показывает, что фактические режимы работы оборудования ГАЭС в ряде случаев существенно отличаются от запроектированных. Так, при проектировании ГАЭС Вианден (Люксембург) принималось 4,25 ч работы

полной установленной мощностью в турбинном и 8 ч в насосном режиме [52]. В результате увеличения степени использования этой ГАЭС в качестве аварийного и нагрузочного резерва системы фактическое использование установленной мощности в турбинном режиме сократилось до 1 ч 50 мин -2 ч 35 мин, а в насосном режиме до 3,5-5 ч. Полное время работы ГАЭС в турбинном режиме составляет 7,5-9,25 ч в сутки и в насосном 6,5-8,25 ч. Остальное время ГАЭС используется в качестве синхронного компенсатора и аварийного резерва системы (рис. 1-2).. Использование ГАЭС для покрытия остропиковой части летних графиков электрической нагрузки, как правило, меньше зимнего. В летний период ГАЭС обычно привлекаются к регулированию частоты и мощности и выполнению функций аварийного резерва.

Здесь Е и t - соответственно фактические значения коэффициента эффективности и срока окупаемости дополнительных капиталовложений в ГАЭС; £н и Тн - соответственно нормативные значения коэффициента эффективности и срока окупаемости дополнительных капиталовложений; Я и 7( - приведенные издержки и капиталовложения по ГАЭС и по заменяемому варианту:

(1-3)

1-2. ОСНОВНЫЕ ПРИНЦИПЫ ЭКОНОМИЧЕСКОГО ОБОСНОВАНИЯ ПАРАМЕТРОВ И ЭФФЕКТИВНОСТИ ГАЭС

В основе энергоэкономических расчетов по выбору параметров ГАЭС лежит метод сравнительной эффективности. Эффективность рассматриваемого варианта проектного решения определяется сравнением единовременных капиталовложений и ежегодных издержек с соответствующими затратами в заменяемом варианте, обеспечивающем получение одинакового по количеству и качеству эффекта в народном хозяйстве.

Как правило, сравниваемые варианты технических решений отличаются не только размерами необходимых затрат, но и продолжительностью сооружения и освоения проектной мощности. Поэтому при проведении технико-экономических расчетов фактор времени подлежит обязательному учету.

При экономическом сравнении заменяемых вариантов наиболее общим является случай, когда один из объектов характеризуется большими капиталовложениями, но меньшими ежегодными издержками, чем другой.

Если капиталовложения и ежегодные издержки производства изменяются по годам расчетного периода Г, а начиная с Г+1 года рассматриваемые объекты не требуют капиталовложений и ежегодные издержки производства для каждого из вариантов остаются постоянными {Mt = Mt+i), то для сравнения вариантов целесообразно пользоваться формулами;

ГАЭС

ГАЭС

<t .

(1-1)

(1-2)

где - базисный год; t - текущий год; tc - год начала строительства объекта; 4 -год начала эксплуатации объекта; р - норматив учета фактора времени; At - изменение ежегодных издержек в год t по сравнению с предыдущим годом.

Для выбора параметров ГАЭС, так же как и для других энергетических объектов, рекомендуется принимать £н = 0,12, а р = 0,08.

При сопоставлении нескольких вариантов удобно пользоваться формулой

3 = Е,К + И,

(1-4)

где 3 - приведенные расчетные затраты.

Оптимальным является вариант, характеризующийся минимальными приведенными расчетными затратами.

Важным принципом экономических расчетов прн выборе параметров ГАЭС является соблюдение условий энергоэкономической сопоставимости сравниваемых вариантов строительства. Использование в экономических расчетах метода сравнительной эффективности предполагает одинаковое удовлетворение всех потребностей энергосистемы в сравниваемых вариантах ее развития с ГАЭС и без нее. Это положение принципиально отличает метод сравнительной эффективности от метода рентабельности, который оценивает эффективность того или иного проектного решения прибылью от продажи электроэнергии ее потребителям. В сложившейся практике хозрасчетных отношений между энергосистемой и потребителями электроэнергии годовая прибыль рассчитывается как разность доходов энергосистемы, определяемых исходя из тарифов на электроэнергию, и ежегодных эксплуатационных расходов. Отношение полученного таким образом чистого дохода к основным фондам (при проектировании - к капиталовложениям) называется рента-

бельностью рассматриваемого объекта. В применении к ГАЭС рентабельность г, %, можно определить по формуле

(Д ЯГАЭС ГАЭС

ГАЭС

к,

ГАЭС

(1-5)

где Д -доход от реализации электроэнергии, руб.; Я - годовые эксплуатационные расходы на ГАЭС, включая затраты на топливо при работе ее в насосном режиме, руб.; К.-- капиталовложения по ГАЭС, руб.; К 1с - доля общесистемных фондов, относимая на ГАЭС, руб.;Яос - общесистемные годовые издержки, относимые на ГАЭС, руб.

В основе метода рентабельности лежит цена (тариф) на электроэнергию, которая не может достаточно строго учитывать многообразные функции использования отдельной электростанции в энергосистеме.

Таким образом, если по методу сравнительной эффективности во всех вариантах обеспечивается одинаковый эффект в энергосистеме по покрытию пиков нагрузки, маневренности, улучшению режимов работы ТЭС и АЭС, то при расчете по методу рентабельности все особенности использования ГАЭС в энергосистеме учесть нельзя. Тариф на электроэнергию не учитывает ее маневренные качества и режимные преимущества.

Поскольку по методу сравнительной эффективности сопоставление вариантов производится по полезному отпуску потребителям энергии и мощности, во всех сравниваемых вариантах должны учитываться все потери мощности и энергии и все виды ограничений использования энергооборудования во всех звеньях производства, преобразования и передачи электроэнергии. Учету подлежат как прямое снижение энергетического эффекта, так и простои энергосилового оборудования, снижающие его среднегодовое использование.

Для выравнивания эффекта ГАЭС в энергосистеме по мощности необходимая мощность заменяемой пиковой ТЭС /V составит:

(1-6)

где Vhc - используемая мощность ГАЭС; ас.н - коэффициент превышения расхода электроэнергии на собственные нужды ТЭС по сравнению с ГАЭС без учета расхода энергии на зарядку ГАЭС; Орем - то же по капитальному и текущему ремонту; аав - коэффициент превышения аварийности агрегатов ТЭС по сравнению с агрегатами ГАЭС; Ов.л - коэффициент, учитывающий разность потерь энергии в высоковольтных линиях от ГАЭС и ТЭС.

Для выравнивания эффекта ГАЭС в энергосистеме по энергии выработка электроэнергии на заменяемой пиковой ТЭС со-

ставит:

ГАЭС

(1+ас.и±гав.л)-

(1-7>

В целом все перечисленные факторы приводят к тому, что энергоотдача ГАЭС эквивалентна несколько большей энергоотдаче заменяемых ТЭС.

Помимо затрат, необходимых для сооружения заменяемой пиковой ТЭС соответствующей мощности и выработки электроэнергии [формулы (1-6) и (1-7)], следует учитывать затраты, обусловленные необходимостью выравнивания эффекта в энергосистеме (удовлетворение потребности системы в реактивной мощности и энергии и улучшение режима работы ТЭС в ночной период).

Затраты на компенсацию эффекта по реактивной мощности и энергии определяются установкой соответствующих синхронных компенсаторов или статических конденсаторов.

Экономическую оценку режимных преимуществ ГАЭС, обеспечивающих улучшение режимов работы ТЭС, целесообразно производить непосредственным количественным учетом последствий работы оборудования ТЭС в резкопере-менных режимах путем определения дополнительных затрат в системе, связанных с повышенным износом оборудования, более частым проведением капитальных и текущих ремонтов, увеличением продолжительности аварийных простоев и т. п. Работа энергоблоков ТЭС в переменном режиме приводит к перерасходу топлива, увеличению расхода электроэнергии на собственные нужды и потере конденсата.

Анализ материалов эксплуатации ряда ГРЭС показывает что затраты на ремонт теплосилового оборудования, используемого в режиме регулирования мощности, состоят из двух частей.

С одной стороны, каждый пуск - остановка теплового блока влечет за собой в том или ином объеме ремонт и ревизию для устранения различных неполадок. Кроме того, при каждом пуске агрегата имеет место определенное увеличение вероятности его отказа, т. е. выхода из строя, что приводит к вынужденному простою и повторному пуску. При 50 дополнительных пусках агрегата по сравнению с нормальными условиями его эксплуатации эти затраты составят примерно 0,4 руб. на 1 кВт мощности, принимающей участие в регулировании.

С другой стороны, периодические нагревы и охлаждения приводят к накоплению так называемой малоцикловой усталости металла, в результате которой выходят из строя трубы поверхностей нагрева котлов и паронагревателей, появляются трещины и свищи в местах наибольших перепадов температур и т. п. Расчетные затраты на устранение этих повреждений при 50 дополнительных пусках - остановках в год составляют примерно 1,25 руб. на 1 кВт мощности ТЭС, используемой в переменном режиме работы.