ЭНЕРГОЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ ГЭС И НС
ГИДРОЭЛЕКТРОСТАНЦИИ
Основными энергетическими показателями ГЭС считаются ее установленная мощность Nr и среднегодовая выработка электрической энергии Эг.
Суммарная мощность всех генераторов, установленных на ГЭС, называется ее установленной мощностью. Установленная мощность исчисляется в киловаттах при расчетном coscp.
Годовая выработка энергии ГЭС зависит от водности года. Основным показателем считается среднегодовая выработка энергии — средняя за длительный ряд лет. Существенное значение имеет гарантированная выработка энергии ГЭС в расчетный маловодный год.
Отношение среднегодовой выработки энергии ГЭС к ее установленной мощности является средней удельной выработкой энергии и называется числом часов использования Ту установленной мощности. Величина Ту показывает, сколько часов должна была бы работать ГЭС полной установленной мощностью, чтобы дать среднегодовую выработку энергии. В действительности ГЭС работает с переменной нагрузкой и число часов ее работы в году получается больше Ту. Для гидростанций, предназначенных для работы на пиках графика нагрузки, Ту находится в пределах 1000—3000 ч. Если ГЭС предназначается в основном для базисной работы, то Ту составляет 6000—6500 ч. Теоретическим пределом является Гу = 8760 ч.
Основными энергоэкономическими показателями ГЭС считаются удельные капиталовложения Аг, руб/кВт, и себестоимость энергии s, коп/(кВт ч) (6-1)
Удельные капиталовложения Аг в рублях на один киловатт установленной мощности определяются путем деления капиталовложений Кэ, относимых на энергетику, на установленную мощность ГЭС NT, т. е.
После завершения строительства гидроузла передаются другим ведомствам для постоянной эксплуатации здания постоянного типа бывшего строительного поселка, железные и шоссейные дороги, линии электропередачи и т. д. Суммарные капиталовложения за вычетом стоимости объектов, передаваемых другим отраслям, составляют капиталовложения, или инвентарную стоимость собственно гидроузла Кт, руб.
При использовании водотока только в энергетических целях эти капиталовложения относятся на энергетику; при этом КЭ = КГ. При комплексном использовании водотока капиталовложения гидроузла Кг на основе специальных расчетов распределяются между всеми участниками комплекса — энергетикой, орошением, водоснабжением, водным транспортом и т. п. При этом на энергетику относится часть капиталовложений комплексного гидроузла К = аКг, где а<1,0 — доля относимых капиталовложений.
А г характеризует средние удельные капиталовложения на 1 кВт установленной мощности ГЭС.
При проектировании ГЭС очень важно знать удельные капиталовложения на дополнительный киловатт установленной мощности ат, руб/кВт, которые представляют собой отношение приращения капиталовложений по гидроузлу к приращению установленной мощности ГЭС, т. е.
Обычно аг определяется применительно к увеличению мощности ГЭС путем установки дополнительного агрегата. В капиталовложения на дополнительный киловатт входят в основном капиталовложения по расширению здания гидростанции, стоимость оборудования и изменение капиталовложений по другим сооружениям, которые в отдельных случаях могут оказаться экономией, например при уменьшении длины глухой плотины. При установке пиковой мощности на русловых ГЭС существенное значение могут иметь дополнительные капиталовложения по нижнему бьефу, обусловленные повышением уровня в зим-ний период. На деривационных ГЭС в капиталовложения па дополнительный киловатт мощности входят капитальные вложения по расширению водоприемных сооружений, деривации, напорного бассейна или уравнительного резервуара, турбинного трубопровода, здания ГЭС с оборудованием, отводящего канала и т. п.
Для современных ГЭС значение Аг находится в пределах 150— 500 руб/кВт, а 25—50 руб/кВт.
Себестоимость электрической энергии определяется путем деления ежегодных- издержек И3, руб/год, на количество энергии Эш, отпущенной за год с шин высокого напряжения. Эш равно годовой выработке электрической энергии ГЭС Эг, кВт-ч/год, за вычетом расхода энергии на собственные нужды и потерь энергии в трансформаторах. При исчислении в копейках за киловатт-час получаем
Ежегодные издержки гидростанции состоят из эксплуатационных расходов и отчислений на амортизацию, т. е. на полное восстановление (реновацию) и на капитальный ремонт сооружений и оборудования. Отчисления на амортизацию составляют до 70—90 % полных ежегодных издержек ГЭС и такой же процент в себестоимости энергии ГЭС. Нормы отчислений на реновацию установлены исходя из срока службы сооружений или оборудования с учетом морального износа. Если, например, данное сооружение должно быть заменено новым через 50 лет, то норма отчислений на реновацию составит 0,02. Эксплуатационные расходы ГЭС составляют лишь около 30—40 % от суммарных ежегодных издержек, снижаясь до 10 % на очень крупных гидростанциях. Основными составляющими эксплуатационных расходов являются: 1) заработная плата эксплуатационного персонала с начислениями; 2) расходы по текущему ремонту сооружений и оборудования; 3) общестанционные и прочие расходы — на отопление помещений, содержание транспорта, на охрану, командировки и т. д.; 4) дополнительные расходы на борьбу с шугой, наносами и т. п. При детальных расчетах эксплуатационные расходы определяются по смете.
Ежегодные издержки ГЭС почти не зависят от ее выработки энергии.. Поэтому на гидростанциях себестоимость изменяется обратно пропорционально выработке энергии. В многоводный год себестоимость энергии ГЭС получается ниже, а в маловодный год выше среднего значения.
В 1975 г. средняя производственная себестоимость энергии по всем ГЭС Министерства энергетики и электрификации СССР составила 0,163, в 1977 — 0,160, а в 1978 — 0,142 коп/(кВт-ч).
При комплексном использовании водотока на энергетику должны относиться издержки Иэ, составляющие лишь часть общих ежегодных издержек гидроузла Иг. В этом случае себестоимость энергии определяется путем деления значения 7/э на отпущенную с шин энергию Эш.
Б. ГИДРОАККУМУЛИРУЮЩИЕ ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ
Для ГАЭС с напорами 70—100 м удельные капиталовложения АГАЭС оцениваются в 180—200 руб/кВт. Ежегодные издержки ГАЭС по отчислениям на амортизацию могут быть определены по тем же нормам, что и для ГЭС. В предварительных расчетах расходы на заработную плату, текущий ремонт и общестанционные расходы можно принимать по аналогии с гидростанциями. Кроме того, необходимо определить расходы на зарядку насосами верхнего резервуара. Стоимость отпущенной с шин ГАЭС электроэнергии подсчитывается по формуле (6-3).
НАСОСНЫЕ СТАНЦИИ
Основными энергоэкономическими показателями НС являются: а) установленная мощность всех ее насосных агрегатов в кВт; б) подача воды в м3/с и в м3/год; в) удельные капиталовложения на 1 кВт установленной мощности и на 1 м3 годовой подачи воды и г) себестоимость 1 м3 воды.
КОНДЕНСАЦИОННЫЕ ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ
Для крупных КЭС мощностью 1,2—1,8 млн. кВт с агрегатами по 300—800 МВт удельные капиталовложения Ат оцениваются в 150— 130 руб/кВт. При шахтной добыче угля капиталовложения в топливную базу и для развития железнодорожного транспорта при больших расстояниях транспортировки могут доходить до 30—50 рублей на тонну годового расхода топлива, что дает 100—150 руб/кВт. Следовательно, полные капиталовложения по КЭС с учетом топливной базы могут доходить до 220—300 руб/кВт.
В ежегодных издержках тепловой станции Ит, руб/год, выделяются расходы, пропорциональные отпущенной энергии, и независящие от нее И о.
В 1979 г. средний расход условного топлива на один отпущенный киловатт-чар электроэнергии по КЭС и ТЭЦ Министерства энергетики и электрификации СССР составил 0,331 кг. Для новых мощных блоков КЭС при сверхкритических параметрах пара считают би = 0,3-4-4-0,32 кг/(кВт-ч).
В предварительных расчетах себестоимость электроэнергии КЭС в коп/(кВт-ч) можно подсчитать по формуле:
При эксплуатации определение себестоимости электроэнергии ТЭС производится по стоимости фактически .потребляемого топлива. В 1975 г. средняя производственная себестоимость энергии КЭС и ТЭЦ Министерства энергетики и электрификации СССР составляла 0,76, в 1977—0,749 и в 1978—0,743 коп/(квт-ч), т. е. была в 4,7— 5,2 раза выше чем на гидроэлектростанциях. Затраты по топливу являются основной частью себестоимости энергии ТЭС: удельный вес топливноц составляющей 60—65 %, а отчисления на амортизацию всего лишь около 15 %
УСЛОВИЯ ЭНЕРГОЭКОНОМИЧЕСКОЙ СОПОСТАВИМОСТИ ГЭС И КЭС
При проектировании гидростанции сопоставляются два варианта развития энергосистемы: 1) с ГЭС и 2) с заменяющей электростанцией. В обоих вариантах принимается одинаковое развитие электро- потреблеиия при равном качестве электрической энергии по напряжению и частоте тока.
В качестве заменяющей чаще всего принимается новая, наиболее экономичная КЭС. Для пиковых ГЭС заменяющими могут быть ГТЭС, а для полупиковых ГЭС — базисная КЭС совместно с ГТЭС. Предполагается, что в будущем для Европейской части СССР замыкающими будут атомные электростанции (АЭС).
В расчетах учитывается, что расход электроэнергии на собственные нужды, аварийность и длительность ремонта агрегата КЭС оказывается больше, чем для ГЭС. Например, расход энергии на собственные нужды ГЭС составляет 0,3—1,0%, а на КЭС —5—7%. Учитывается также разница в потерях энергии в линиях электропередачи. При одинаковых потерях в линии передачи мощность NT заменяемой КЭС с блочной схемой (турбина — котел) принимают 7VT = (1,10—1,15) NT, и ее выработку энергии 1,05 Вт. В расчетах учитывается, что ГЭС дает экономию топлива, замыкающего топливный баланс района. Замыкающим может оказаться дальнепривозной уголь даже в тех случаях, когда для заменяющей КЭС намечается использование газа. Это положение становится понятным, если учесть, что при отказе от по-