1598005532-5efccc82d7858e29ebdbf519c57a9a6c (811230), страница 5
Текст из файла (страница 5)
Опыт эксплуатации первых газотурбинных агрегатов отечественного производства единичной мощностью 100 МВт в СССР и Венгрии показал техническую возможность их использования для покрытия остропнковых нагрузок, регулирования мощности и в качестве аварийного резерва [8, 23]. Сооружение ГАЭС считается эффективным в том случае, когда вь1полняется неравенство: Зхх~~ ~~ Зв (1-!5) В формуле (1-!5) и в последующих имеются в виду приведенные расчетные затраты [см.
формулу (1-4)). ГАЭС Суммарные затраты Зв определяются затратами непосредственно на ГАЭС и топливную базу дчя ее зарядки, а также сопряженными затратами, т. е. ЗГАэс ЗГлэс ! ЗГАэс + ЗГАэс (1-16) Продолжительность стронтельстаа, лет Капнталоаложенни, И. по годам стронтельстеа е ! б ! б 24 18 7 22 17 г 23 28 20 22 8 14 19 нлн ЗГлэс Е (КГлэс, 7(ГАэс + КГлэс) +ОГАэс +ОГАэс +Огдзс где 3 ' — расчетные затраты непосредственно на ГАЭС; ГАЭС Э„„л — расчетные затраты на топливо на зарядку ГАЭС; З„,р — расчетные затраты на сопряженные мероприятия; Е,— глас коэффициент эффективности, Ниже кратко рассматриваются методы определения каждого нз этих слагаемых.
Капиталовложения в ГАЭС определяются сметной стоимостью ее сооружения, нз 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 гкелезпых 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 ГЛЭС, 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 глэс Ктоггл = ктоплВзвр (1-17) где к„п„— капиталовложения в добычу и транспорт 1 т услов- ГАЭС ного топлива; Взар — 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 (И глас) практически не зависят от выработки электр роэнергии и складываются из отчислений на реновацию н капитальный ремонт (амортиРис. >-3. Схема суточ- зационные отчисления) и эксплуатационных Рафика злокт издержек, в которые включаются зар- плата эксплуатационного персонала, рас! — зона потребления электроэнергии с расхо- ХОДЫ На ТЕКуЩИй РЕМОНТ, 06ЩЕСТЗНЦНОННЫЕ хтб" 000";;~'„д', „!у",,"" и прочие расходы.
Для приближенной зова выработки электро- ОЦЕНКИ НОРМЗ ЗМОРТИЗЗЦИОННЫХ ОТЧИСЛШ|ИЙ энергии с вытесненная Гтэ, иотреблякн Для ГЛЭС МО>КЕТ бнтЬ ПРиНЯта В РаЗМЕРЕ 2% капиталовложений В целом постоянные лино в разнере Ено — 000 м!кв"!. издержки по ГЛЭС составляют 2,3 — 2,5% капиталовложений.
Издержки производства на ГЛЭС, 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 этн периоды требует существенно меньшего расхода топлива по сравнению с их догрузкой в зоне максимальных мощностей. Например, для агрегата К-ЗОО, работающего ночью с нагрузкой 180 Ь4Вт, увеличение загрузки связано с дополнительным часовым расходом топлива — 270 — 300 г услов- 20 ного топлива на каждый 1 кВт ч дополнительно выработанной энергии (рнс. 1-3), тогда как средний удельный расход топлива иа этом агрегате при 5000 — 6000 ч его использования в год составляет около 340 г. Еще более экономична зарядка ГАЭС от ТЭП, и АЭС.
В общем виде издержки на ГАЭС по топливу равны: ГАЭС ГАЭС /4топл = Ьвар Эзар Стоил г (1-18) где Ь„р — расход топлива на 1 кВт ч потребляемой электро- ГАЭС энергии при зарядке ГАЭС; Э„р — потребляемая энерпия за Год; Стоил себестоимость дОбычи и тРзнспОРтз топлиВЗ. При расчете по ценам на топливо или замыкающим оценкам затраты на топливо для зарядки ГЛЭС определяются по формуле ГАЭС ГАЭС Зтопл = ЬзарЭаар Йтопл (1-!9) ГДЕ !!топи ЗЗМЫКЗЮЩЗЯ ОЦЕНКЗ, ИЛИ ЦЕНЗ 1 Т УСЛОВНОГО ТОП- вива. Суммарные затраты в заменяемом варианте Зван опредегтэ ляются затратами на сооружение заменяющей мощности 3 гтэ гтэ гоплиВной базы Зтопл, соприженных меРопРиЯтий Зсопр по ВО доснабжению, ирригации и т по 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 н энергии 3,, и в улучшении режимов ТЭС Зр,, т.
е, 3 =. 3 + Зтопл+Зсопр ~~ Зс.к +Зрею (1-20) По современным представлениям удельные капиталовложения в пиковую газотурбинную электростанцию оцениваются в размере 90 — 100 руб/кВт при постоянных издержках эксплуагтэ рации 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 ЗГ>э ЬГтэ Эгтэ Гтэ (1-21) где Ь вЂ” удельный расход топлива, оцениваемый в размере гтэ 0,5 кг/(кВт ч); Э вЂ” годовая выработка электроэнергии; гтэ гтэ а>топл — ЗЗМЫКЗ>ОЩЗН ОцЕНКа 1 т УСЛОВНОГО тОПЛИВа, КОтОрая с учетом потребления газомазутного топлива принимается несколько большей по сравнению с оценкой топлива в формуле (1-19) . гтэ глас Сопряженные затраты Зс,пр, так же, как и З„пр, определяются специальным расчетом, Они зависят от схемы присоединения электростанции к энергосистеме (капиталовложения в ли- 2! пни электропередачи), а в случае комплексного использования ГАЭС для ирригации, водоснабжения и т.
и. и от затрат на заменяемые мероприятия, обеспечивающие тот же эффект в варианте ГТЭ. Прп использовании агрегатов ГАЭС в режиме потребления или выработки реактивной энергии затраты Зс к 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 1О руб/квар, постоянные издержки эксплуатации — ! руб/ивар. Последнее слагаемое в формуле (1-20) Зр,, 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 газо- мазутному топливу, потребляемому ГТЭ, составят не менее 50 — 60 руб/т.
При стоимости ГТЭ 90 — 100 руб, на 1 кВт н!000 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 ГАЗС. Если учесть, что удельные капвложения в намеченные для строительства в этих районах ГАЗС (Загорская, Кайшядорская и др.) оцениваются в 160 — 170 руб., то следует отметить их высокую 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. 22 В качестве примера ниже приводится расчет экономической эффективности Кайшядорской ГАЭС, сооружаемой в ОЗС Северо-Запада.
Кайшядорская ГАЭС установленной мощностью 1800 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 37,8 млн.
м', что обеспечивает использование полной установленной мощности ГАЭС в течение б,б ч в сутки. Капиталовложения в ГАЭС за вычетом стоимости автодорог, линий свнзн. возвратных сумм от строительного оборудования, коммунально-бытового строительства, не связанного с эксплуатацией ГАЭС, т.
![](https://s.studizba.com/z.php?f=/templates/si/i/noavatar.png&w=100&h=100&t=1"){kind=avatar}
