Проведение дополнительных ремонтных работ связано также с увеличением времени простоя теплосилового оборудования в текущем, капитальном ремонтах и при ликвидации аварий. Увеличение времени простоя оборудования можно оценить снижением степени его готовности на 5-8%. Для выполнения условий энергоэкономической сопоставимости в заменяемом варианте для компенсации снижения степени готовности теплосилового оборудования требуется соответствующее увеличение мощности ТЭС в энергосистеме, что оценивается примерно в 1,65 руб. на 1 кВт мощности, принимающей участие в регулировании.

Использование ТЭС в переменном режиме работы сокращает примерно на 20% общий срок службы оборудования. В экономических расчетах срок службы находит отражение в реновационных отчислениях. Снижение его на 20% приводит к увеличению реновационных отчислений на 0,25 руб/кВт [3].

Суммарное увеличение затрат в энергосистеме на каждый 1 кВт мощности КЭС, привлекаемый к регулированию мощности в энергосистеме, составит 3,6 руб. Если технически допустимый минимум нагрузки блочных агрегатов конденсационных электростанций (КЭС) принять равным 60% установленной мощности, то каждый 1 кВт насосной мощности ГАЭС позволит не привлекать к режиму регулирования с частыми пусками - остановками 1/0,6=1,67 кВт мощности КЭС.

Таким образом, режимные преимущества ГАЭС могут быть оценены экономией расчетных затрат в размере 3,6-1,67 = 6 руб. на каждый 1 кВт ее насосной мощности.

При выборе основных параметров ГАЭС обычно определяют мощность в турбинном режиме Лтфб , мощность в насосном режиме Лиас и полезную емкость аккумулирующего бассейна у.

Установленная мощность ГАЭС в турбинном режиме Nтурб является суммой номинальных мощностей генераторов. Использование ГАЭС в энергосистеме для выполнения рассмотренных выше функций изменяется во времени как в годовом, так и в многолетнем разрезе, поэтому в общем виде связь между установленной мощностью и функциональным ее использованием в энергосистеме можно представить в виде

дгГАЭС л/АЭС , дгГАЭС , дГАЭС , дгГАЭС Л/турб =Л/пик -[-Л/per -t-Лав --У еисп

(1-8)

д,ГАЭС дтГАЭС , д,ГАЭС iVTVDfi -VHcn -Гиеисп,

турб -VHcn -Таечсп, (19)

где NaaK - мощность ГАЭС, используемая в пике расчетного графика электрической нагрузки; Ner - мощность, используемая в качестве регулировочного резерва системы; NIb - мощ-

ность, предназначенная для выполнения функций аварийного резерва системы; Лненсп - мощность, не используемая в данный момент времени в энергосистеме; Л/nrf -мощность, используемая в данный момент в энергосистеме.

Полезная годовая выработка электроэнергии ГАЭС Э

определяется продолжительностью использования отдельных составляющих мощностей ГАЭС в течение года, т. е.

ГАЭС ик -

аГАЭС I оГАЭС дтГАЭС/тГАЭС , -per Гав -VnHK 1 пик +

/T-ii , дтГАЭС/т-ГАЭС

пег -Г ав ав *

per рег ав

(1-10)

,ГАЭС

где Т -годовое число часов использования соотаетствую-шей мощности ГАЭС.

Определение Мк~ производится вписыванием заданной энергоотдачи ГАЭС в расчетный суточный график электриче-

о Т- \гГАЭС .тГЛЭС

скои нагрузки. Величины N per и Мав определяются потребностями энергосистемы в регулировочных мощностях и кратковременном резерве быстрого ввода. По опыту эксплуатации зарубежных ГАЭС для выполнения функций регулирования мощности и кратковременного резерва в аккумулирующем бассейне ГАЭС следует предусматривать специальную емкость сверх той, которая предназначена для запланированного участия ГАЭС в покрытии пика графика нагрузки. Эта резервная емкость должна обеспечивать работу ГАЭС в течение 0,5-1,0 ч.

Для ГАЭС с суточным циклом аккумулирования Луб определяется для заданной емкости водохранилища у по числу

,ГАЭС ,

часов использования Гсут в расчетном суточном графике электрической нагрузки:

дтГАЭС Л/турб

аГАЭС

сут .ГАЭС сут

/ГАЭС

турб

ГАЭС

(1-11)

где 5сут -суточная выработка энергии ГАЭС в турбинном режиме, кВт-ч; Ятурб - средневзвешенный напор на ГАЭС в турбинном режиме.

Для ГАЭС с недельным циклом аккумулирования Ытуб определяется из выражения:

дтГАЭС ЯтурбТ! турб -

ГАЭС

367,2[АЭС

/ д1/ГАЭС\ Vсут Н--

Праб /

(1-12)

где Vly--объем водохранилища, м, выделяемый для ежесуточной закачки воды в рабочие дни недели; Анед - дополнительный объем водохранилища, м, выделяемый для наполнения в выходные дни недели; Праб - число рочих дней в неделе.

Определение насосной мощности ГАЭС производится исходя из необходимой суточной энергии зарядки 5на\ и продолжи-

ГАЭС

тельности ночного провала нагрузки нас по формуле:

дгГАЭС нас -

дГАЭС нас

ГАЭС

оГАЭС

1/ГАЭС

ГАЭС,ГАЭС I нас

тур б

367,24АЭС

(1-13)

Потребление электроэнергии ГАЭС удобно определять из соотношения

зГАЭС

рГАЭС

ГАЭС

В насосном режиме

(1-14)

ГАЭС

где ц -к. п. д. полного цикла гидроаккумулирования.

Для ГАЭС с недельным циклом аккумулирования приним ется, что закачка дополнительного объема AFL производится не за счет увеличения насосной мощности, а за счет увеличения времени зарядки ГАЭС /н4. В этом случае в формуле (1-13) под V понимается только суточная составляющая объема

водохранилища.

Полезная емкость аккумулирующих бассейнов зависит от назначения ГАЭС (одноцелевое энергетическое или в комплексе с орошением, водоснабжением и т. п.) и определяется экономическим расчетом при последовательном ее изменении и сопоставлении затрат с получаемым эффектом. Увеличение V повышает энергетическое использование мощности ГАЭС, улучшает режимы эксплуатации теплосилового оборудования в энергосистеме, дает дополнительный эффект в неэнергетических отраслях при комплексном использовании ГАЭС. Эффект от увеличения емкости оценивается затратами на соответствующие заменяемые мероприятия.

При одноцелевом энергетическом назначении ГАЭС наибольший эффект имеет место при регулировании внутрисуточной неравномерности режима электропотребления, так как при этом достигается многократное использование емкости бассейна.

При использовании ГАЭС для внутринедельного регулирования графиков электрической нагрузки аккумулированная в выходные дни вода расходуется практически равномерно в течение рабочих дней недели.

Переход к недельному регулированию позволяет использовать ГАЭС в полупиковом режиме 10-12 ч в сутки полной установленной мощностью.

Гидравлическое аккумулирование электроэнергии с сезонным регулированием, как правило, эффективно лишь в схемах ГЭС-ГАЭС.

Эффективность сооружения ГАЭС определяется сопоставлением затрат на строительство и эксплуатацию ГАЭС

3s с соответствующими затратами 31? в заменяемом варианте развития энергосистемы. В качестве заменяемого источника пиковой мощности следует рассматривать пиковые газотурбинные электростанции (ГТЭ), по своим маневренным качествам в наибольшей степени приближающиеся к ГАЭС. Опыт эксплуатации первых газотурбинных агрегатов отечественного производства единичной мощностью 100 МВт в СССР и Венгрии показал техническую возможность их использования для покрытия остропиковых нагрузок, регулирования мощности и в качестве аварийного резерва [8, 23].

Сооружение ГАЭС считается эффективным в том случае, когда выполняется неравенство:

В формуле (1-15) и в последующих имеются в виду приведенные расчетные затраты [см. формулу (1-4)].

Суммарные затраты 3z~ определяются затратами непосредственно на ГАЭС и топливную базу для ее зарядки, а также сопряженными затратами, т. е.

оГАЭС оГАЭС I оГАЭС . оГАЭС ,

OS =0 -Гтопл -f-Oconp

ГАЭС

.ГАЭС , ь-ГАЭС\ Атопл Гсопр I

г,ГАЭС , гГАЭС + -топл +сопр

расчетные затраты непосредственно на на топливо на зарядку

ГАЭС; ГАЭС;

о ГАЭС

где 3

Зто11л - расчетные затраты

3[ор - расчетные затраты на сопряженные мероприятия; £ - коэффициент эффективности.

Ниже кратко рассматриваются методы определения каждого из этих слагаемых.

Капиталовложения в ГАЭС определяются сметной стоимостью ее сооружения, из которой при расчете эффективности исключаются:

возвратная стоимость строительно-монтажного оборудования;

стоимость поселка строителей (если он в дальнейшем может использоваться в народном хозяйстве);

стоимость ряда объектов, например железных или шоссейных дорог, автобаз, объектов стройиндустрии и т. д., которые в дальнейшем будут самостоятельно использоваться в народном хозяйстве.

Таблица 1-2

в капиталовложениях, относимых на ГАЭС, необходимо также отразить затраты на предотвращение или компенсацию ущерба от создания водохранилищ (бассейнов), которые определяются специальным расчетом.

Капиталовложения по годам строительства в соответствии с рекомендациями Госстроя СССР приводятся в табл. 1-2.

Капиталовложения в добычу и транспорт топлива, используемого для зарядки ГАЭС, определяются по формуле

;ГАЭС пГАЭС /1 lyv

Атопл -/топлзар , \/

где Ктопл - капиталовложения в добычу и транспорт 1 т условного топлива; в1ар - расход топлива на зарядку ГАЭС.

Помимо непосредственных затрат на сооружение ГАЭС могут потребоваться затраты на проведение сопряженных мероприятий: строительство линий электропередачи; возведение сооружений для речного транспорта; строительство сооружений для водоснабжения, ирригации; жилищное и культурно-бытовое строительство для эксплуатационного персонала. Эти затраты определяются на основании специальных расчетов.

Ежегодные издержки на ГАЭС (Я гаэс практически не зависят от выработки электроэнергии и складываются из отчислений на реновацию и капитальный ремонт (амортизационные отчисления) и эксплуатационных издержек, в которые включаются зарплата эксплуатационного персонала, расходы на текущий ремонт, общестанционные и прочие расходы. Для приближенной оценки норма амортизационных отчислений для ГАЭС может быть принята в размере 2% капиталовложений. В целом постоянные издержки по ГАЭС составляют 2,3-2,5% капиталовложений. Издержки производства на ГАЭС, зависящие от выработки электроэнергии, определяются затратами электроэнергии на зарядку ГАЭС, которая производится в периоды пониженного электропотребления в энергосистеме, когда часть тепловых электростанций работает с недогрузкой. Увеличение загрузки ТЭС в эти периоды требует существенно меньшего расхода топлива по сравнению с их догрузкой в зоне максимальных мощностей. Например, для агрегата К-300, работающего ночью с нагрузкой 180 МВт, увеличение загрузки связано с дополнительным часовым расходом топлива - 270-300 г услов-

1МЯ,Ч

Рис. 1-3. Схема суточного графика электрических нагрузок.

I - зона потребления электроэнергии с расходом условного топлива 270--300 г/(кВт-ч); 2 - зона выработки электроэнергии с вытеснением гтэ, потребляющих газомазутпое топливо в размере 480-500 г/(кВт-ч).

ного топлива на каждый 1 кВт-ч дополнительно выработанной энергии (рис. 1-3), тогда как средний удельный расход топлива на этом агрегате при 5000-6000 ч его использования в год составляет около 340 г. Еще более экономична зарядка ГАЭС от ТЭЦ и АЭС.

В общем виде издержки на ГАЭС по топливу равны:

г/ГАЭС , ql Aai.

топл -Ьзар-зар С/топл>

зГАЭС

(1-18)

где Ьзар - расход топлива на 1 кВт-ч потребляемой электроэнергии при зарядке ГАЭС; Э[ар- потребляемая энергия за год; Стопл - себестоимость добычи и транспорта топлива.

При расчете по ценам на топливо или замыкающим оценкам затраты на топливо для зарядки ГАЭС определяются по формуле

оГАЭС . дГАЭС *топл - зар-зар Цтопл,

(1-19)

где Цтопл - замыкающая оценка, или цена 1 т условного топлива.

Суммарные затраты в заменяемом варианте 5s опреде-

I. ГТЭ

ляются затратами на сооружение заменяющей мощности j у

оГТЭ оГТЭ

топливной базы Лтопл , сопряженных мероприятии Лсопр по водоснабжению, ирригации и т. п., если при сооружении ГАЭС имеет место эффект и в этих отраслях народного хозяйства, а также затратами, связанными с компенсацией участия ГАЭС в покрытии потребности энергосистемы в реактивной мощности и энергии Зек и в улучшении режимов ТЭС Зреж, т. е.

рзам рГТЭ , оГТЭ , оГТЭ , о , о >JS -J г Зтопл ~Г Jconp-р >Jc.k -р Зреж-

(1-20)

По современным представлениям удельные капиталовложения в пиковую газотурбинную электростанцию оцениваются в размере 90-100 руб/кВт при постоянных издержках эксплуатации 8,5-9 руб/кВт. Таким образом, расчетные затраты 3 составляют 19-21 руб/кВт [см. формулу (1-4)].

Затраты на топливо для ГТЭ определяются по формуле

оГТЭ . ГТЭдГТЭ ГТЭ

(1-21)

где Ь - удельный расход топлива, оцениваемый в размере 0,5 кг/(кВт-ч); Э - годовая выработка электроэнергии; топл -замыкающая оценка 1 т условного топлива, которая с учетом потребления газомазутного топлива принимается несколько большей по сравнению с оценкой топлива в формуле (1-19).

Сопряженные затраты Зс1щ>, так же, как и Зпр , определяются специальным расчетом. Они зависят от схемы присоединения электростанции к энергосистеме (капиталовложения в ли-