Техніко-економічне порівняння параметрів гідротехнічних споруд

ПЛАН

Основи техніко-економічного порівняння варіантів ГТС

Визначення оптимальної глибини спрацювання водосховища

Основи техніко-економічного порівняння варіантів ГТС

При порівнянні варіантів будь-яких параметрів гідровузла повинні прийматись їх оптимальні значення для кожного з цих варіантів. Наприклад, при порівнянні варіантів нормального підпірного рівня (НПР) гідровузла повинна прийматись найвигідніша (оптимальна) глибина спрацювання, тобто корисна емність водосховища, і оптимальна установлена потужність ГЕС.

А. Вибір НПР гідровузла.

Вибір відмітки НПР є однією з найвідповідальніших задач при проектуванні гідровузла. НПР є важливим параметром, який визначає:

- потужність і виробку електричної енергії;

- типи гідротехнічних споруд;

- характеристики устаткування;

- капіталовкладення в гідровузол.

Значення НПР впливає на характеристики гідроелектростанцій, що розташовані вище або нижче даного гідровузла, тому це необхідно враховувати при проектуванні.

Із збільшенням НПР зростає напір, збільшується регулююча спроможність водосховища і зменшуються холості скиди води. Це призводить до збільшення гарантованої N_>гар> і установленої N_>у> потужностей ГЕС і виробки електроенергії, але зростають збитки від затоплення територій. Додатковий енергетичний ефект, який може бути отриманий на ГЕС при підвищені рівня НПР, повинний бути співставлений із розрахунковими витратами по заміняючій тепловій електростанції (ТЕС), її паливній базі та іншими витратами.

Так як значення НПР пов’язано з багатьма техніко-економічними факторами (потужність і виробка електроенергії ГЕС, збитки від затоплення земель, втрати цінних порід лісу), то функціональну залежність між НПР і розрахунковими витратами З отримати важко. Задача визначення оптимального НПР вирішується поетапно з визначенням всіх витрат для різних значень НПР. При цьому призначається найбільш можливий інтервал зміни НПР з урахуванням природних умов і можливих затоплень землі та населених пунктів. Розрахунок виконують починаючи з найменших можливих значень НПР з поступовим підвищенням рівня. Для кожного значення визначаються: гарантована і установлена потужність ГЕС, середньобагаторічна виробка електроенергії, капіталовкладення в гідровузол, щорічні витрати і вплив НПР на каскад в цілому.

На основі цих даних розраховують зведені розрахункові витрати

і приріст розрахункових витрат на кожному інтервалі НПР.

Додатковий енергетичний ефект в енергосистемі від підвищення НПР може бути отриманий іншим шляхом за рахунок побудови альтернативної теплової станції (ТЕС). При цьому приріст розрахункових витрат на ТЕС для будь-якого інтервалу НПР можна записати так:

, (26)

де ∆З_>ТЕС> - приріст зведених розрахункових витрат на ТЕС;

∆З_>П.Б>_>. >- приріст зведених розрахункових витрат по паливній базі.

Перехід на більші значення НПР буде економічно виправданим, якщо приріст розрахункових витрат по ГЕС буде менший ніж по тепловій електростанції, тобто:

Визначення оптимальної глибини спрацювання водосховища

Глибина спрацювання водосховища впливає на:

- ступінь регулювання річного стоку (добове, річне, багаторічне);

- установлену потужність і виробку електроенергії ГЕС;

- види і компоновку основного енергетичного устаткування;

- типи споруд гідровузла.

Із збільшенням глибини спрацювання необхідно заглиблювати водоприймачі ГЕС, знижувати трасу дериваційних водоводів і збільшувати висоту зрівнювальних резервуарів, що призводить до подорожчання цих споруд. Крім того, із збільшенням глибини спрацювання зменшуються розрахунковий і мінімальний напори, що може привести до зміни типу гідротурбін.

Так як ГЕС працює в енергосистемі з іншими електростанціями, то найбільш загальним критерієм для визначення оптимальної глибини спрацювання є мінімум розрахункових витрат в енергосистемі і збитків по всіх галузях господарства, яке пов’язане з режимом роботи водосховища.

Задача може бути дещо спрощена, якщо не враховувати розмір збитків і визначити глибину спрацювання в залежності від виробки електроенергії і витиснутої потужності теплових електростанцій в енергосистемі.

Із збільшенням глибини спрацювання поліпшуються умови регулювання стоку, скорочуються холості скиди води і збільшується забезпечена потужність ГЕС.

Збільшення гарантованої потужності ГЕС із зростанням глибини спрацювання водосховища дозволяє зменшити установлену потужність теплових електростанцій, а додаткова виробка електроенергії дає можливість скоротити паливну базу ТЕС.

З_>ТЕС >= Е_>н >· К_>ТЕС >+ И_>ТЕС>. (27)

Із зміною глибини спрацювання вартість енергетичних споруд гідровузла і устаткування буде змінюватись. Але по деяких спорудах (наприклад, по греблі) об’єми робіт і капіталовкладення не зміняться, тому вони мають бути виключені з розрахунків. Зведені розрахункові витрати по ГЕС визначають по формулі:

(28)

де  - норма амортизаційних відрахувань.

Збільшення глибини спрацювання на величину ∆h економічно буде виправдано, якщо приріст розрахункових витрат по ГЕС буде при цьому менший за приріст розрахункових витрат по тепловій електростанції з витратами по паливній базі :

. (29)

Всі розрахунки по визначенню глибини спрацювання водосховища виконуються на розрахунковому відрізку часу, який дорівнює декільком рокам і, як правило, включає характерні роки ( середній, маловодний і багатоводний).

Граничну глибину спрацювання водосховища необхідно пов’язувати із типами гідротурбін: для турбін РО максимальна глибина спрацювання не повинна перевищувати 30% розрахункового напору, для турбін ПЛ глибина спрацювання не повинна перевищувати (40-50%) Н_>р>.

Треба також враховувати рівень замулення водосховища наносами (розрахунковий період замулення 50 років). Виходячи з цього, необхідно, щоб рівень РМО завжди був більше рівня замулення і дозволяв розмістити між ними водоприймач ГЕС.

В гідротехнічному і водогосподарському будівництві оптимальні параметри споруд повинні відповідати умові мінімуму розрахункових витрат:

При цьому в якості параметра споруди П може бути відмітка НПР, глибина спрацювання водосховища, кількість агрегатів гідроелектростанції, діаметр або площа перерізу водоводів, створ гідровузла, тип греблі тощо.

Але якщо в зоні оптимуму крива = f(П) полога, то це дає зону невизначеності (рис.1). До того ж об’єми робіт і одиничні розцінки не є абсолютно точними. Тому ця зона є зоною (областю) практично рівноекономічних параметрів. Вибір параметрів в цій зоні може бути зроблений в залежності від інших факторів, що не були задіяні в економічних розрахунках. Наприклад, соціальних (відпочинок і оздоровлення), витрат дефіцитних матеріалів і трудових ресурсів і т.п. Особливо необхідно враховувати ефект від можливого скорочення строків будівництва споруд і найшвидшого введення його в експлуатацію. Суттєвими факторами є також надійність і довготривалість споруд.

В практиці проектування ГТС, особливо в дипломному проектуванні, можуть бути використані простіші способи визначення економічної ефективності гідротехнічних об’єктів. Розглянемо деякі приклади.

А. Порівняння варіантів споруд гідровузла з однаковою відміткою НПР і однаковими енергетичними характеристиками (↓НПР = const, N_>y> = const, E = const)

1) Вибір варіанта бетонної греблі може бути здійснений за мінімумом об’єму бетону, якщо в усіх варіантах немає відмінностей по інших спорудах (будівля ГЕС, трубопроводи, водоскиди тощо) і об’єми земельно-скельних робіт практично однакові.

2) Порівняння варіантів з бетонною (гравітаційною) греблею і залізобетонною (арочною) греблею виконується за капіталовкладеннями. При цьому не враховують вартість всіх тих споруд, конструкція і компоновка яких однакові в обох варіантах гідровузла.

Б. Порівняння варіантів з різними енергетичними характеристиками.

1) Порівняння варіантів гідровузла з бетонною греблею і греблею з місцевих матеріалів для заданої відмітки НПР = const.

В таких варіантах гідровузлів має місце різний склад споруд (рис.2): греблі, водоскиди, водоприймачі та трубопроводи ГЕС різні за типами, компоновкою і конструкцією. Тому необхідно враховувати різні капіталовкладення по всіх спорудах.

а)

б)

2

Рис.2. Компоновка споруд гідровузла: а) варіант з греблею із місцевих матеріалів; б) варіант з бетонною греблею; 1 – земляна гребля; 2 – бетонна гребля; 3 – будівля ГЕС; 4 – експлуатаційний тунельний водоскид; 5 – водозливна гребля; 6 – водоприймач; 7 – турбінні трубопроводи ГЕС; 8 – ВРП

Крім того, об’єми фільтрації води по варіантах будуть різні, а тому і пов’язані з нею втрати енергії також будуть різні. Втрати енергії залежать і від довжини і конструкції турбінних трубопроводів. Тому цільова функція економічної ефективності варіантів гідровузла буде мати слідуючий вигляд:

(30)

де З - розрахункові витрати по змінних спорудах гідровузла (грн/рік), в замикаючі витрати на електроенергію (грн/квт·год), ∆Е_>ф> - середньорічні витрати енергії через фільтрацію води з водосховища (квт·год/рік).

2) Якщо в порівняльних варіантах відмітки НПР різні, то в розрахунках повинна бути врахована різниця варіантів в виробці електроенергії на ГЕС, з урахуванням різних напорів і різних витрат води на випаровування і фільтрацію. В цьому випадку цільова функція може бути записана так:

(31)

де і - номер варіанта НПР, З_>і> - розрахункові витрати по гідровузлу, водосховищу і нижньому б’єфу, (Е_>з>)_>і> - виробка електроенергії на заміняючих електростанціях для варіанта і, необхідна для того, щоб вирівняти енергетичний ефект всіх варіантів гребель. Порівняння варіантів з різними енергетичними характеристиками може бути виконано за допомогою питомих показників К_>n >= K / N, грн/квт; К_>е> = К / Е, грн/квт·год за рік та собівартості S = И · 100 / Е коп/квт·год за рік. Абсолютно ефективним буде варіант з К_>N>_>1> < К_>N>_>2>, K_>е1> < К_>е2> і S_>1> < S_>2>. Для інших співвідношень необхідний детальний аналіз з визначенням рентабельності, прибутку і ефективності капіталовкладень.

В. Дуже велике значення має врахування різниці в строках будівництва для порівняльних варіантів. Для варіанта з коротшим строком будівництва необхідно враховувати ефект, отриманий від введення об’єкта в експлуатацію на більш ранішній стадії. Наприклад, стосовно до гідроенергетики ефект визначається додатковою виробкою електроенергії Е_>д>. Коштовний вираз ефекту визначається як прибуток П_>д> = в·Е_>д> - ΣИ, або при користуванні тарифом Ц - ΣИ, де Ц - вартість відпущеної споживачами електроенергії, а ΣИ - сума щорічних витрат за достроковий період (у порівнянні з варіантом із довшим строком будівництва).

Для дострокового пуску ГЕС в експлуатацію застосовують такі способи:

1) При недобудованій греблі на знижених напорах (рис.3).

При цьому можуть бути використані тимчасові водоприймачі, декілька тимчасових робочих коліс.

Ефективність пуску ГЕС на знижених напорах визначається порівнянням додаткових витрат пускового комплексу ΔК_>пк> (на тимчасові водоприймачі і робочі колеса) з отриманим ефектом З_>еф> від дострокової виробки електроенергії:

ΔК_>пк> + Σ∆И_>пк> ≤ З_>еф>, (32)

де Σ∆И_>пк> – щорічні витрати на експлуатацію пускового комплексу.

Рис.3. Робота ГЕС при знижених напорах.

1 – бетонна гребля; 2 – тимчасовий водоприймач; 3 – недобудована гребля; 4 – постійний водоприймач; 5 – турбінний трубопровід ГЕС.

2) При постійних водоприймачах і робочих колесах. В цьому випадку турбіни РО при пускових напорах (які менші за напори при нормальній експлуатації) мають підвищену кавітацію та вібрацію, тому вони швидше зношуються і потребують передчасного ремонту або реконструкції. Тобто є збитки, але не потрібні тимчасові робочі колеса. В цьому випадку ефективність дострокового пуску перших агрегатів визначається залежністю:

З_>еф> – У ≥ ∆К_>пк> + Σ∆И_>пк>_> >, (33)

де У - збитки від передчасного зносу турбін на знижених напорах.

Економічна ефективність гідротехнічних споруд і гідровузла в цілому багато в чому залежить від способу виробництва робіт, розміщення баз будівельної індустрії, під’їзних колій і організації транспорту матеріалів. В кожному конкретному випадку необхідно вибрати оптимальний план виробництва робіт, надійний та економічно ефективний спосіб пропуску будівельних витрат та інші організаційні заходи.