Экономика энергетических комплексов с объединенной водной системой
Энергетические комплексы представляют собой территориально-технологическое объединение электростанций разного типа. Основой такого объединения является общая водная система. В процессе генерирования электрической энергии вода последовательно используется для гидравлических и тепловых электростанций. Так, ГЭС и ГАЭС используют расход и напор воды непосредственно для выработки электрической энергии. Тепловым агрегатом электростанций на органическом и ядерном топливе вода необходима для охлаждения конденсаторов паровых турбин. Расход ее составляет 40—50 м3/с на 1 ГВт мощности КЭС или
АЭС. При прохождении воды через конденсатор вода нагревается в среднем на 10 °С, после чего ее необходимо охладить, чтобы опять использовать в системе водообеспечения теплоэнергетических установок.
На современных тепловых электростанциях применяют в основном схемы охлаждения воды с устройством водоемов-охладителей, градирен и других специальных сооружений. Расход воды атомной электростанцией мощностью 4 ГВт составляет 160—200 м3/с, а в течение суток — около 15—17 млн. м3. Для охлаждения воды создаются дорогостоящие сооружения и отчуждаются большие площади земель. Сброс теплых вод в значительных объемах в водоемы вызывает неблагоприятные изменения в природной среде.
С целью экономии водных и земельных ресурсов, используемых для строительства и эксплуатации электростанций, целесообразно создавать комплексные системы водообеспечения гидравлических и тепловых энергетических установок. В таких системах водохранилища ГЭС или бассейны ГАЭС совмещаются с водоемами-охладителями КЭС или АЭС. Наиболее рациональной схемой является соединение функций бассейна аккумуляции водной энергии ГАЭС с водоемом-охладителем АЭС (рис. 9.1,а). В суточном режиме работы ГАЭС происходит интенсивный обмен воды между верхним и нижним бассейнами. Это улучшает процесс водоохлаж- дения. Кроме того, близкое расположение базисной атомной электростанции и пиковой гидроаккумулирующей повышает экономичность и надежность электроснабжения в условиях переменной нагрузки.
На рис. 9.1,6 показана схема водообеспечения энергокомплекса в составе АЭС — ГЭС — ГАЭС. В этом случае водохранилище ГЭС является одновременно бассейном аккумуляции водной энергии ГАЭС и водоемом- охладителем АЭС. По такой схеме создается Южно-Украинский энергокомплекс мощностью около 6 ГВт (рис. 9.2).
Водная система энергетического комплекса может использоваться и для целей неэнергетического характера орошения сельскохозяйственных земель, разведения рыб, водоснабжения промышленных предприятий.
В общем случае структура энергетического комплекса может быть представлена двумя видами объектов — общими и отраслевыми. Общие объекты (рис. 9.3) представляют собой совокупность многоцелевых сооружений, обеспечивающих совместное строительство и эксплуатацию водохозяйственных и энергетических предприятий.
В период строительства создается общая промышленно-строительная база, которая обеспечивает сооружение водохозяйственных и энергетиче-ских объектов в оптимальной последовательности. Водохранилища и бассейны, плотины, водоводы и прочие гидротехнические сооружения в системе водообеспечения энергокомплекса объединяются в общие водохозяйственные объекты. Они предназначены для регулирования, транспортирования и распределения воды.
Рис. 9.3. Обобщенная структура объектов энергетического комплекса
Рис. 9.2. Водообеспечение электростанций Южно-Украинского энергокомплек- La на р. Юж. Буг
Сосредоточение больших энергетических мощностей, интенсивное воздействие на водную систему требуют осуществления природоохранных мероприятий по утилизации отходов энергетического производства, очистке стоков и т. п.
Отраслевые объекты энергокомплекса состоят из гидроэнергетических (ГЭС, ГАЭС и насосные станции) и теплоэнергетических (АЭС или КЭС, тепло-электроцентраль и др.).
Определение экономической эффективности капиталовложений в энергетический комплекс необходимо для обоснования целесообразности территориально-технологического объединения тепловых и гидравлических электростанций на базе общей водной системы. Альтернативным вариантом в этом случае является строительство аналогичных электростанций с системами раздельного водообеспечения. При сравнении затрат по этим вариантам выбирается тот, у которого они окажутся наименьшими. Этот вариант и будет наиболее эффективным. Например, энергетический комплекс в составе АЭС — ГАЭС (см. рис. 9.1, а) может быть сопоставлен с вариантом раздельного строительства этих электростанций. В этом случае АЭС имеет изолированную систему водоснабжения с бассейном-охладителем или градирнями. Возможны и другие альтернативные варианты.
Затраты в энергетический комплекс составят:
В варианте раздельного строительства отсутствуют общие сооружения, так как для каждой электростанции создаются своя система водообеспечения, промстройбаза, осуществляются специальные природоохранные мероприятия. Затраты в эти объекты и мероприятия входят в расчетные величины.
В общем случае эффекты территориально-технологического объединения электростанций можно разделить на четыре группы: электроэнергетические, водохозяйственные, строительные, природоохранные (рис. 9.4).
Совместное использование водной системы энергетических комплексов для гидроаккумулирующей и атомной электростанций улучшает процесс теплообмена, в результате чего температура воды в летние месяцы ста-новится на несколько градусов ниже, чем в замкнутом бассейне-охладителе АЭС, имеющем ту же площадь. Охлаждение конденсаторов тепловых турбин летом водой более низкой температуры способствует повышению КПД тепловой электростанции (КЭС, АЭС) и, следовательно, увеличению располагаемой мощности и выработки электроэнергии. Так, для турбины мощностью 1000 МВт типа К-1000-60/500 снижение температуры охлаждающей воды на 1 °С (в определенном диапазоне) способствует увеличению мощности в следующих размерах:
Социально-экономическим эффектом создания энер-гетических комплексов является уменьшение потоков миграции строителей, так как последовательное строительство нескольких электростанций в энергокомплексе обеспечивает для них фронт работ на продолжительное время.
Использование общей водной системы, возможность регулировать в ней режим теплообмена позволяют уменьшить площади земель, изымаемые из полезного пользования, снизить потери воды на испарение и т. п.
В конечном виде экономическое обоснование совместного строительства тепловых и гидроаккумулирующих электростанций с общим водным хозяйством выражается сравнением затрат по двум вариантам: комплекс (9.1) и альтернативный вариант (9.2); АЗ — расчетный ежегодный эффект территориально-технологического объединения электростанций в виде экономии расчетных затрат, руб/год.
Все расчетные величины в соотношении (9.3) опреде-ляют с учетом фактора времени приведением затрат и ущербов к одному и тому же году по зависимостям (4.8) и (4.10).
Капитальные вложения и ежегодные издержки по общему водному хозяйству распределяют между всеми водопользователями. Эта задача решается в два этапа. Сначала затраты распределяют между отраслевыми водопользователями— энергетикой, сельским хозяйством, транспортом, рыбным хозяйством и др., причем энерге-тические водопользователи — АЭС и ГАЭС — выступают как одно целое. Затем относимая на энергетику часть затрат в общее водное хозяйство комплекса распределяется между отдельными электростанциями — ГЭС, ГАЭС и АЭС.
Пример. Обоснование эффективности капиталовложений в энергетический комплекс
Рассмотрим энергетический комплекс в составе АЭС—ГАЭС. Мощность АЭС 4000 МВт, а мощность ГАЭС 2000 МВт. Удельные капиталовложения в АЭС составляют 300 руб/кВт без учета стоимости системы водоснабжения. Удельные капиталовложения в ГАЭС приняты 180 руб/кВт без учета стоимости бассейнов аккумуляции, которые используются комплексно как водоемы-охладители для АЭС. Стоимость общей водной системы энергокомплекса составляет 200 млн. руб. Ежегодные издержки определяются: для АЭС — 11, для ГАЭС—4.
Исходя из этих данных определяем капиталовложения и ежегодные издержки по электростанции энергетического комплекса (табл. 9.1).
Ежегодные издержки по общей водной системе — водохранилищу, плотине, водосбросу — приняты в размере 1,4 %.
В качестве альтернативного варианта приняты АЭС и ГАЭС с аналогичными параметрами, но в условиях раздельного строительства на разных площадках и системой индивидуального водоохлаж- дения. Удельные капиталовложения в этом случае составляют, руб/кВт: для АЭС — 330, для ГАЭС — 250.
В стоимость альтернативной ГАЭС включены капиталовложения в бассейны аккумуляции водной энергии. Ежегодные издержки для альтернативной АЭС приняты такими же, как и в варианте энергокомплекса — 11 %, а для ГАЭС — несколько меньшими — 3 %, так как амортизационные отчисления по сооружениям бассейнов ниже, чем по зданию станций, водоводам и оборудованию.
Прочие затраты на аккумуляцию водной энергии ГАЭС, стоимость ядерного топлива и линий электропередачи в сравниваемых вариантах принимались равными и поэтому в расчетах не учитывались.
Альтернативный вариант электростанции характеризуется показателями, приводимыми в табл. 9.2.
Расчетные затраты в сравниваемых вариантах определялись при
Опыт проектирования энергетических комплексов показывает, что дополнительный экономический эффект за счет улучшения теплового режима водоемов дает увеличение выработки энергии и, следовательно, экономию расчетных затрат на 1 кВт установленной мощности ГАЭС, входящей в состав комплекса. При установленной мощности ГАЭС 2-106 кВт Д3 составит 8 млн. руб/год. Сравнительная экономическая эффективность энергокомплекса характеризуется следующим:
Коэффициент снижения расчетных затрат получился меньше 1, что свидетельствует об экономической эффективности территориально-технологического объединения АЭС и ГАЭС в комплекс.