НИИ электропередачи), а в случае комплексного использования ГАЭС для ирригации, водоснабжения и т. п. и от затрат на заменяемые мероприятия, обеспечивающие тот же эффект в варианте ГТЭ.

При использовании агрегатов ГАЭС в режиме потребления или выработки реактивной энергии затраты Зек определяются капиталовложениями и годовыми издержками по синхронным компенсаторам или статическим конденсаторам, компенсирующим этот эффект ГАЭС в заменяемом варианте с ГТЭ. Количественно эти затраты зависят от степени удовлетворения потребностей энергосистемы в реактивной мощности и энергии конкретной ГАЭС. Удельные капиталовложения в синхронные компенсаторы оцениваются в размере 10 руб/квар, постоянные издержки эксплуатации - 1 руб/квар.

Последнее слагаемое в формуле (1-20) Зреж, выравнивающее в заменяемом варианте эффект ГАЭС по улучшению режимов работы теплосилового оборудования, как уже отмечалось, можно принять в размере 6 руб. на 1 кВт насосной мощности ГАЭС.

Используя приведенные выше показатели и формулы для расчета эффективности ГАЭС, можно получить обобщенный показатель допустимых капиталовложений в ГАЭС для условий европейской части СССР. Получение такого показателя представляет определенный интерес для суждения о перспективности этого направления развития энергетики и для предварительной оценки эффективности конкретной ГАЭС. Подобные оценки составлялись и ранее [9, 10, 18], однако они учитывали лишь эффект ГАЭС по участию в покрытии пика графика нагрузки, оставляя без внимания улучшение режима работы ТЭС и другие функции гидроаккумулирующих электростанций.

Для оценки допустимых капиталовложений в ГАЭС в центральных районах европейской части СССР по современным представлениям следует принимать затраты на топливо при зарядке ГАЭС 35-40 руб/т условного топлива. Затраты по газомазутному топливу, потребляемому ГТЭ, составят не менее 50-60 руб/т. При стоимости ГТЭ 90-100 руб. на 1 кВт и 1000 ч использования установленной мощности допустимые капиталовложения в ГАЭС с учетом эффекта от улучшения режимов работы базисных КЭС составят 210-220 руб. на 1 кВт установленной мощности ГАЭС. Если учесть, что удельные капвложения в намеченные для строительства в этих районах ГАЭС (Загорская, Кайшядорская и др.) оцениваются в 160-170 руб., то следует отметить их высоку,ю экономическую эффективность по сравнению со строительством ГТЭ.

Однако это ни в коей мере не означает, что не следует продолжать всестороннюю работу по дальнейшему снижению удельных стоимостных показателей гидроаккумулирующих электростанций.

В качестве примера ниже приводится расчет экономической эффективности Кайшядорской ГАЭС, сооружаемой в ОЭС Северо-Запада.

Кайшядорская ГАЭС установленной мощностью 1600 МВт в восьми обратимых агрегатах размещается при водохранилище Каунасской ГЭС, которое используется в качестве нижнего аккумулирующего бассейна. Расчетный напор 100 м. Годовая выработка электроэнергии в генераторном режиме 2,4 млрд. кВт-ч, потребление электроэнергии 3,3 млрд, кВт-ч в год. Полезная емкость верхнего аккумулирующего бассейна составляет около 37,5 млн. м, что обеспечивает использование полной установленной мощности ГАЭС в течение 5,6 ч в сутки.

Капиталовложения в ГАЭС за вычетом стоимости автодорог, линий связи, возвратных сумм от строительного оборудования, коммунально-бытового строительства, не связанного с эксплуатацией ГАЭС, т. е. всего того, что после окончания строительства ГАЭС будет передано в другие отрасли народного хозяйства, оцениваются в 270 млн. руб. Постоянные издержки эксплуатации, включающие амортизационные отчисления, заработную плату эксплуатационного персонала, общестанционные расходы и затраты на ремонт, составили 4,93 млн. руб. в год.

Кайшядорская ГАЭС заменяет строительство газотурбинной электростанции с удельными капиталовложениями 90 руб/кВт. С учетом некоторой разницы в мощности и расходах электроэнергии на собственные нужды, различной аварийности агрегатов и меньших в варианте ГТЭ потерь в линиях электропередачи суммарные капиталовложения в ГТЭ составят около 145 млн. руб. при ежегодных постоянных издержках эксплуатации 13,7 млн. руб.

В проекте ГАЭС учитывалось несколько более благоприятное расположение заменяемых ГТЭ по отношению к потребителям пиковой электроэнергии, вследствие чего затраты на сетевое строительство в варианте ГАЭС ожидаются большими на 1,08 млн. руб. по капиталовложениям и 0,1 млн. руб. по ежегодным издержкам.

На базе верхнего аккумулирующего бассейна Кайшядорской ГАЭС предполагается осуществлять орошение прилегающих сельскохозяйственных земель на площади 8 тыс. га и водоснабжение г. Кайшядорис. В заменяемом варианте потребовалось бы строительство специальной насосной станции с дополнительными затрата.мп по сравнению с вариантом ГАЭС в размере 4,3 млн. руб. по капиталовложениям и 0,5 млн. руб. по ежегодным издержкам.

При зарядке ГАЭС от блочных конденсационных электростанций с относительными приростами расхода топлива в ночной период в пересчете па условное топливо 0,28-0,30 кг/(кВт-ч) годовой расход твердого топлива составит 940 тыс. т. Расчетные затраты иа добычу н транспорт топлива в районах Северо-Запада приняты равными 27,6 руб/т. В этих условиях затраты, связанные с расходом электроэнергии на зарядку ГАЭС, составят 29,5 млн. руб.

В свою очередь, газотурбинная э.тектростанция, расходуя в среднем 0,5 кг/(кВтч) газомазутного топлива, затратит на выработку пиковой электроэнергии 1210 тыс. т, или более 1 млрд. м газа в год. Таким образом, даже в натуральном исчислении ГАЭС будет ежегодно экономить около 270 тыс. т условного топлива. Если учесть большую ценность газомазутногс топлива, в стоимостном выражении топливный эффект ГАЭС будет еще более наглядным.

При стоимости газомазутного топлива 31-32 руб/т расчетные затраты Totui составят 38 млн. руб.

Режимные преимущества Кайшядорской ГАЭС по сравнению с ГТЭ, которые выражаются в улучшении режимов работы тепловых электростанций базисного типа, оцениваются экономией расчетных затрат в энергосистеме в размере 6 руб. на 1 кВт насосной мощности. При мощности ГАЭС в насосном режиме 1760 МВт затраты Зреж [см. формулу (1-20)] составят 10,5 млн. руб. в год.

Для достижения полной экономической сопоставимости все затраты в обоих сравниваемых вариантах развития энергосистемы (с ГАЭС и заменяемом с ГТЭ) должны быть приведены к одному и тому же году. В результате учета фактора времени [см. формулы (1-3) и (1-4)] менее капита.поемкне варианты с меньшей продолжительностью строительства получают дополнительное преимущество.

Результаты расчета эффективности Кайшядорской ГАЭС, млн. руб., приведены ниже.

Затраты Вариант ГАЭС Вариант ГТЭ

Всего (ЗАЭС згтэ)

То (3

ГАЭС 2

же с учетом фактора

63,22 80,52

времени

70,1

86,1

Таким образом, расчетные затраты на Кайшядорскую ГАЭС примерно на 17% меньше, чем иа ГТЭ. Срок окупаемости дополнительных капиталовложений [см. формулу (1-2)] при использовании тех же данных составит несколько более трех лет.

Анализ отдельных составляющих приведенного расчета экономической эффективности ГАЭС показывает, что затраты, связанные с расходом топ-.чивно-эиергетнческнх ресурсов, в варианте строительства ГАЭС примерно на одну треть меньше, чем в сопоставляемом варианте с ГТЭ. По абсолютному значению эта экономия затрат па топливо составляет 15% суммарных расчетных затрат на производство пиковой электроэнергии с помощью ГТЭ. Эти цифры подтверждают существенное значение ГАЭС в экономии топлива, в улучшении структуры топливно-энергетического баланса энергетических систем.

Показатель рентабельности Кайшядорской ГАЭС мояет быть определен как отношение дохода от реализации пнковон энергии у потребителя за выче-то.м издержек производства на ГАЭС, включающих затраты на топливо прн ее зарядке, к капиталовложениям в ГАЭС. Прн этом в качестве сопутствующих к капиталовложениям н к годовым издержкам по ГАЭС должна быть добавлена часть соответствующих затрат общесистемного характера, которая учитывает необходимость доведения энергии ГАЭС до потребителя.

Прн нспользованин действующих в настоящее время тарифов на электроэнергию в районе размещения ГАЭС коэффициент рентабельности составит 19,2%, т. е. срок возврата капиталовложений в ГАЭС за счет чистого дохода от реализации ее энергии составит 5,2 года.

Как указывалось выше, следует иметь в виду, что подсчитанная таким образом рентабельность ГАЭС не отражает режимных преимуществ, обеспечиваемых работой ГАЭС, использования ГАЭС в качестве оперативного резерва энергосистемы и как источника реактивной мощности и энергии. В этом расчете также не полностью учитывается возросшее за последнее время народнохозяйственное значение нспользоання газомазутного топлива в химии, металлургии и т. п. Поэтому более полно народнохозяйственную эффективность ГАЭС характеризует расчет сравнительной эффективности ГАЭС в сопоставлении с ГТЭ.

Глава вторая

ПРИНЦИПИАЛЬНЫЕ СХЕМЫ ГАЭС

2-1. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ СХЕМЫ

Гидроаккумулирующие электростанции разделяют на ГАЭС чистого аккумулирования и ГАЭС смешанного типа. Последние, в свою очередь, можно разделить на ГЭС - ГАЭС (сочетание

Рис. 2-1. Диаграмма соотношения объемов воды, проходящих через агрегаты, для различных типов гидравлических станций. / - объем воды, используемый для производства злектроэнергии за один рабочий цикл установки: 2 -объем воды, закачиваемый за один рабочий цикл установки. (Потери воды на фильтрацию, испарение не учтены.)

ГЗС-ГАЗС rfC-ГАЭС

ГАЭС

НС 1100%

речной и гидроаккумулирующей электростанции) и НС -ГАЭС (сочетание насосной и гидроаккумулирующеи станции) (рис. г-i).

Работа ГАЭС чистого, или простого, аккумулирования, верхний бассейн которых не имеет притока воды.

Рис. 2-2. ГАЭС чистого аккумулирования.

о -с искусственными верхним и нижним бассейнами и наземным расположением сооружений; б - то же с подземным расположением сооружений; в - с использованием существующего водоема в качестве нижнего бассейна; / - верхний бассейн; 2 -ниж-HHii бассейн; 3 - ГАЭС

Происходит на одном и том же объеме воды, перекачиваемом нз нижнего бассейна и срабатываемом в турбинном режиме из верхнего бассейна в нижний (рнс. 2-2). Лишь небольшие потери воды происходят в результате испарения н инфильтрации.

Энергия, необходимая для зарядки ГАЭС чистого аккумулирования, может быть определена по формуле (1-10).

Определение суммарного к. п. д. ГАЭС наглядно иллюстрируется на примере графического построения энергобаланса ГАЭС (рис. 2-3) [77].

К ГАЭС чистого аккумулирования относятся Загорская (1200 МВт), Маркерсбах (ГДР, 1050 МВт), Лаго-Делио (Италия, 1040 МВт), Вианден I и И (Люксембург, 1100 МВт), Ла-дннгтон (США, 1872 МВт), Хорнберг (ФРГ, 992 МВт), Агехара (Япония, 1088 МВт).

Когда в верхний бассейн имеется приток воды и ГАЭС может работать в турбинном режиме не только за счет насосной

Тирбинный. режим

§5

Насосный, режим

ЮО°/с

Рис. 2-3. Диаграмма к. п. д. ГАЭС.

Ill-к. п. д. трансформатора; r)j - к. п. д. двигателя- П, водовода; Г) к. п. д. турбины; т)о - к. п. д. генератора.

-к. п. д. насоса; Tli - к. п. д.

подкачки, но и на естественном стоке, такие установки представляют собой соединение обычной ГЭС и ГАЭС и называются ГАЭС смешанного типа, или ГЭС - ГАЭС (рис. 2-4).

Возможность сочетания в одном сооружении ГЭС и ГАЭС представляет особый интерес для условий европейской части СССР, где построен ряд каскадов на крупных реках. Соотношение энергии, потребляемой ГАЭС смешанного типа, и энергии, вырабатываемой установкой, зависит от приточности, продолжительности работы и соотношения мощностей в насосном и турбинном режимах.

К ГАЭС смешанного типа можно отнести Константиновскую ГЭС -ГАЭС на р. Южный Буг (проект) мощностью 400 МВт, а за рубежом Синтойоне (Япония, 1125 МВт), Ла Кош (Франция, 320 МВт).

В некоторых случаях ГАЭС смешанного типа могут действовать при неполной высоте подкачки (рис. 2-5). Прн этом забор воды насосами может осуществляться не из нижнего

Рис. 2-4. Г.\ЭС смешанного типа.

а - плотинная; б - деривационная; в - в схеме переброски стока; I - верхний бассейн; 2- ГЭС-ГАЭС; 3 - нижний бассейн.

бассейна ГАЭС, а из водотока или водоема, расположенных на более высоких отметках. Такие установки обычно применяются в схемах переброски стока. Характерным для них является раздельное расположение насосной станции и гидроэлектростанции (четыре.хмашннная схема ГАЭС -см. § 2-2).

На строящейся в Швеции ГЭС - ГАЭС Юктон мощностью 320 МВт, использующей разность уровней 46- 47 м между водохранилищами Сторюктон на р. Юктон и Сто-руман на р. Юм, применена схема подкачки перебрасываемой воды в аккумилирую-Щий бассейн Блайксьён, расположенный на 205-230 м выше водохранилища Сторюктон.

Обычно ГАЭС смешанного типа представляют собой обширные гидротехнические комплексы, включающие многочисленные водохранилища, туннели, насосные станции и т. д. Подобные схемы распространены в альпийских странах Европы, входят

Рис. 2-5. ГАЭС с непо.тной высотой-подкачки.

/ - водохранилище; 2 - насосная станция; 3 - аккумулирующий бассейн; 4 - ГЭС.