Примеры оценки энерго-экономической эффективности двух крупных построенных гидроэлектростанций
Ниже мы приводим подробный анализ экономической эффективности двух крупных гидроэлектростанций: Братской ГЭС имени 50-летия Великого Октября и Волжской ГЭС имени В. И. Ленина.
Братская ГЭС проектной мощностью 4,5 млн. кВт со среднемноголетней выработкой электроэнергии 22,6 млрд. κвτ·ч положила начало формированию энергообъединения Центральной Сибири и дала толчок к развитию производительных сил этого обширного района [Л. 35]. Наряду с этим Братский гидроузел имеет важное значение в комплексном использовании водных ресурсов в части водного транспорта, лесного, рыбного хозяйства и других отраслей.
Сооружение Братской ГЭС имеет большое районообразующее значение и обусловливает развитие ряда крупных промышленных узлов.
Район влияния Братской ГЭС характеризуется преобладающим развитием крупной промышленности, особенно электроемких производств, что определяет значительную плотность годовых и суточных графиков электрической нагрузки.
Число часов использования максимума нагрузки энергообъединения и была принята 600 Мвт на уровне 1970 г. и 700 Мвт в последующие голы.
Экономически оправданной оказалась установленная мощность Братской ГЭС 4 500 Мвт в 20 агрегатах.
Среднемноголетная выработка энергии при принятой мощности составит 22,6 млрд. кВт-ч. Удельные капиталовложения на основной киловатт установленной мощности определены в 132 руб/кВт, а себестоимость энергии 0,05 коп/кВт-ч.
В настоящее время на ГЭС введено 18 агрегатов; установленная мощность станции составляет 4100 Мвт1. Два агрегата второй очереди будут введены ко времени их возможного использования в графиках нагрузки. Минимально необходимый объем строительных работ для двух последних агрегатов произведен.
В период временной эксплуатации при не наполненном водохранилище режим работы ГЭС в летний период определялся минимально необходимыми навигационными попусками, а в зимний период требованиями энергетики. Выработка энергии и располагаемая мощность ГЭС возрастала из года в год. по мере наполнения водохранилища (табл. 4-30).
При нормальной эксплуатации ГЭС ее энергетический режим даже в маловодных условиях будет весьма плотным (рис. 4-13).
Энерго-экономическая эффективность ГЭС определялась путем сопоставления затрат по гидроузлу, относимых на энергетику. с затратами на заменяемые тепловые электростанции.
Рис. 4-12. Участие Братской ГЭС - покрытии зимних суточных графиков нагрузок энергосистемы Центральной Сибири (режим гарантированной энергоотдачи).
а — первый этап; б — расчетный уровень.
1 Два агрегата перемаркированы с 225 на 250 Мет.
Таблица 4-30
Нарастание ежегодной выработки Братской гидроэлектростанции
Годы | 1961 | 1962 | 1963 | 1964 | 1965 | 1956 | 1967 | 1968 | 1969 |
Выработка, млрд. кВт·ч | 0,03 | 2,96 | 17,9 | 12,6 | 13,8 | 16,0 | 19,35 | 24,39 | 22,71 |
Суммарные капиталовложения в Братский гидротехнический комплекс составили согласно сметам 789,2 млн. руб. При оценке народнохозяйственной эффективности ГЭС из указанной суммы сняты затраты по разделу «Б» (объекты жилищного и культурно-бытового строительства) в размере 71,1 млн. руб. и возвратные суммы в размере 22,2 млн. руб.
Пионерный характер района сооружения гидроузла потребовал создания мощной промышленной базы, авто- и железных дорог и вызвал к жизни целый ряд других сопутствующих производств, расходы по которым относились не на самостоятельные сметы, а финансировались за счет сметы гидроэлектростанции. Так как объекты строительной индустрии (бетонные заводы, заводы железобетонных изделий, ремонтно-механические мастерские и др.), коммунального хозяйства, постоянные дороги после окончания строительства гидроузла будут переданы для использования в другие отрасли народного хозяйства, то их стоимость в размере 126 млн. руб. снята с капиталовложений, относимых на энергетику.
Таким образом, капиталовложения, относимые на энергетику Братского гидроузла, составляют 592,1 млн. руб., т. е. 75% сметной стоимости.
Рис. 4-13. Годовые режимы работы Братской ГЭС.
а — маловодный год; б — многоводный год. 1 — установленная мощность; 2 — рабочая мощность; 3 — среднемесячная мощность; 4 — резерв и ремонт.
Сооружение Братской ГЭС было начато в 1954 г., первый агрегат на ней был пущен в эксплуатацию в 1961 г., т. е. через 6 лет после начала строительства. Эксплуатационный персонал ГЭС в период временной эксплуатации составлял менее двух человек на каждые 10 Мвт мощности. При достижении проектных параметров, когда отпадет надобность в проведении пуско-наладочных работ, эксплуатационный персонал снизится до одного человека на 10 Мвт мощности.
Себестоимость энергии в период временной эксплуатации постепенно снижалась и достигла в 1966—1967 гг. 0,07— 0,08 коп/кВт·ч. В период нормальной эксплуатации она составит 0,05 коп/кВт·ч, что почти в 7 раз ниже себестоимости энергии заменяемой тепловой электростанции. Структура себестоимости энергии на ГЭС и ТЭС складывается следующим образом: себестоимость энергии ГЭС—0,05 коп/кВт-ч, в том числе амортизационная составляющая —0,046; и себестоимость энергии на ТЭС—0,34 коп/кВт-ч, в том числе амортизационная составляющая—0,123 коп) кВт-ч и топливная—0,107 κοп/κвτ·ч.
Гидроэлектростанция расходует меньше электроэнергии на собственные нужды и имеет меньшую потребность в аварийном и ремонтом резерве. Вследствие этого заменяемые тепловые электростанции должны иметь установленную мощность на 13% и выработку электроэнергии на 6% большую, чем ГЭС. Таким образом. Братская ГЭС вытесняет в системе 5090 тыс. кВт мощности и 24 млрд, кВт-ч энергии ТЭС. Гидроэлекιростаи- ция имеет более высокие по сравнению с заменяемыми ТЭС затраты и потери мощности и энергии в линиях электропередачи
В расчетах принято, что затраты на линии электропередачи в варианте ТЭС составили бы 50% затрат на линии, сооруженные для выдачи мощности Братской ГЭС. При этом учтено, что в обоих сравниваемых вариантах сооружение межсистемной ЛЭП связи между Красноярской и Иркутской энергосистемами оправдано благодаря экономии 600—800 Мвт установленной мощности за счет меньшей потребности в аварийном резерве и совмещения максимумов нагрузки энергосистем
В период строительства и освоения энергоотдачи 1 очереди Братской ГЭС (3,6 млн. кВт) в ОЭС Центральной Сибири вводились конденсационные электростанция мощностью 600— 1 200 Мвт, с. агрегатами по 100, 150 и 200 Мвт. Удельные капиталовложения по этим ТЭС составляют от 83.5 до 121 руб/кВт, в среднем 95 руб/κвт. Сроки строительства ГЭС (или их первых очередей) до ввода первых агрегатов 6—8 лет.
Пиковая мощность Братской ГЭС в размере 900-1000 Мвт будет осваиваться после 1970 г. В качестве заменяемой для нее рассмотрена ГРЭС мощностью 4 млн. кВт с агрегатами 500 Мвт. Именно в этот период намечен ввод первых ГРЭС такого типа, капиталовложения в дополнительный киловатт на этих ГРЭС составляет 97 руб.
В качестве топлива для тепловых электростанции приняты поровну угли Дзенского и Канско-Ачинского месторождений, которые пришлось бы использовать для покрытия растущих потребностей энергообъединения при отсутствии энергии Братской ГЭС.
По азойским углям капитальные и ежегодные затраты составляют в настоящее время соответственно 6,5 и 2,0 руб. на тонну, а по канско-ачинским углям 4,0 и 1,0 руб. на тонну. Суммарная экономия топлива, обеспечиваемая вводом первой очереди Братской ГЭС, составит 10,6 млн. т условного топлива. Ввод второй очереди Братской ГЭС в связи с незначительным числом часов ее использования приводит к некоторому пережогу топлива, что снижает суммарный топливный эффект Братской ГЭС до 10 млн. т условного топлива. В расчете энергоэкономической эффективности Братской ГЭС учтено омертвление капиталовложений в Братский гидроузел, связанное главным образом с постепенностью первоначального наполнения водохранилища и освоением пиковой мощности гидроэлектростанции.
Расчет сводится к следующим итоговым данным:
За счет чистого дохода от реализации выработанной электроэнергии по среднему тарифу для Иркутскэнерго 0,59 коп/кВт·ч Братская ГЭС в 1970—1971 гг. возвратит в государственный бюджет капиталовложения, относимые на энергетику, а еще через год-два будут возвращены полные капиталовложения в Братский гидроузел. В процессе нормальной эксплуатации гидроэлектростанция будет давать ежегодно 130—140 млн руб. чистого дохода при существующем тарифе на электроэнергию.
Братский гидроузел является крупнейшим сооружением, эффективность которого не исчерпывается энергетическим значением.
Братская ГЭС создала глубоководный транспортный путь, на котором может эксплуатироваться современный крупнотоннажный озерный флот. До сооружения Братского гидроузла на Ангаре эксплуатировались суда малой грузоподъемности, так как большое количество перекатов и островов значительно осложняли судоходство. Однако полностью проблема судоходства будет разрешена позднее, с постройкой нижележащих ГЭС каскада и сооружением судопропускных устройств при них.
Рыбное хозяйство в зоне водохранилища создается почти заново, так как промышленное рыбоводство до строительства ГЭС на Ангаре почти отсутствовало. Площадь водоемов зоны увеличивается в 10 раз. а улов рыбы в 15 раз и достигнет 50 тыс. ц рыбы в год; значительно улучшится состав рыб. В настоящее время проводятся работы по зарыблению водохранилища ценными породами рыб: хариусом, омулем, сазаном из оз. Байкал и лещом из оз. Убинское.
После наполнения Братского водохранилища условия для развития лесной промышленности значительно улучшились. На обширной территории происходит резкий подъем экономики, улучшаются транспортные связи, возрастают потребности в древесине и в продуктах се переработки. Возникают более благоприятные условия для лесозаготовок и для создания лесопромышленных предприятий. Открываются широкие возможности для электрификации лесозаготовительного и фабрично-заводского производства.
Количественная оценка экономического эффекта по речному транспорту, лесному и рыбному хозяйству в настоящее время затруднена из-за незавершенности каскада ГЭС на Ангаре и отсутствия достаточных данных.
Волжская ГЭС имени В. И. Ленина мощностью 2,3 млн. кВт со среднемноголетней выработкой 11,0 млрд. κвτ-ч с регулирующим водохранилищем полезной емкостью 34,6 км3 является одной из крупнейших в европейской части страны. Ее энергетическое влияние распространяется на обширную территорию. При составлении настоящего раздела использованы материалы [Л. 5. 8].
Строительство Куйбышевского гидроузла во многих отношениях было пионерным. Здесь осваивались методы возведения крупнейших гидросооружений на мягких грунтах. Важной особенностью Куйбышевского водохранилища является то. что оно было создано как основной регулятор волжского стока.
Капитальные вложения в течение шестилетнего строительства с момента пуска гидроэлектростанции в эксплуатацию сменились постепенным нарастанием энергетического эффекта и снижением себестоимости отдаваемой энергии (рис. 4-14).
Формирование Единой энергетической системы Европейской части СССР началось с ввода в строй Волжской ГЭС имени В. И. Ленина и создания высоковольтных связей с Центром и Уралом. Ввод гидроэлектростанции в эксплуатацию коренным образом улучшил энергоснабжение Москвы, Центра европейской части Союза и Поволжья, а после ввода в эксплуатацию линий электропередачи 400 кв Волжская ГЭС — Урал — энергоснабжение Татарии, Башкирии и Урала.
Рис. 4-14. Энергетические и экономические показатели Волжской ГЭС имени В. И. Ленина а период ее освоения и эксплуатации.
а— установленная мощность; б — выработка электроэнергии; в — капиталовложения; г — себестоимость электроэнергии.
Рис. 4-15. Фактический суточный режим работы Волжской ГЭС имени В. И. Ленина в 1962 г.
а — зимой; б — летом.
Рис. 4-16. Максимальная рабочая мощность Волжской ГЭС имени В. И. Ленина в 1962 г.
С вводом в эксплуатацию Волжской ГЭС имени В. И. Ленина значительно повысились надежность и экономичность работы энергосистем и тепловых электростанций благодаря улучшению режимов их работы. При этом впервые были отменены в районах Центра все мероприятия по принудительному регулированию графиков потребления электроэнергии, па предприятиях был установлен единый выходной день, частично отменены ночные смены.
Режим работы гидроэлектростанции в первые годы эксплуатации определялся в основном условиями выпуска мощности по линиям электропередачи, а в отдельные периоды — величиной располагаемой мощности. Полное использование установленной мощности гидроэлектростанции было достигнуто в зимний период 1962 г. после снятия ограничений по пропускной способности ЛЭП 500 кв. Суточные графики работы гидроэлектростанции в зимний и летний периоды и ход максимальных используемых се мощностей в этот год показаны на рис. 4-15 и 4-16.
Волжская ГЭС имени В. И. Ленина стала крупным источником пиковой мощности в европейской части СССР и совместно с другими гидроэлектростанциями значительно выравнивает суточный график работы тепловых электростанций в энергосистемах Центра, Поволжья, и Урала, повышая их эффективность. Волжская ГЭС имени В. И. Ленина явилась основой объединения энергосистем Центра, Поволжья и Урала линиями электропередачи 500 кв, что позволило реализовать эффект от совмещения нагрузок (разницы в поясном времени). По данным объединенного диспетчерского управления Средней Волги величина экономии на совмещении составляла от 250 Мвт в 1962 г. до 500 Мвт в 1965 г. Объединение энергосистем позволило также получить экономию на аварийном резерве.
Уже на четвертом году эксплуатации гидроэлектростанция достигла проектной выработки 11 млрд. кВт-ч электроэнергии, что привело к ежегодной экономии топлива (около 5,2 млн. т донецкого или 12 млн. т подмосковного угля). За период с 1 января 1956 г. по 1 января 1967 г. было выработано более 100 млрд. кВт-ч гидроэнергии, что эквивалентно экономии 115 млн. т подмосковного или 50 млн. т донецкого угля.
Общая сумма сметного лимита на строительство Куйбышевского комплекса составила 1214,6 млн. руб. Эти ассигнования были использованы для создания энергетических, воднотранспортных и рыбохозяйственных сооружений, а также ряда других предприятий и народнохозяйственных объектов.
Распределение затрат произведено правительственной комиссией по приемке гидроэлектростанции в постоянную эксплуатацию в следующих размерах (млн. руб.):
Энергетические сооружения и комплексные затраты (гидроэлектростанция, плотина и водохранилище) 681,8
Транспортные сооружения и затраты на транспортное освоение водохранилища 173,2
Рыбохозяйственное освоение водохранилища............2,7
Жилищный фонд, объекты строительной индустрии, железные и шоссейные дороги, линии электропередачи и пр 346,9
Стоимость объектов энергетического строительства и комплексных сооружений составила лишь около 60% общей суммы затрат по гидроузлу. Остальные 40% стоимости гидроузла — затраты па строительство объектов, которые после окончания строительства переданы на баланс соответствующих ведомств и организаций.
Сооружение гидроузла и образование водохранилища оказали существенное влияние на условия работы водного транспорта. На всем протяжении водохранилища (488 км по Волге и 193 км по Каме) установлена гарантированная глубина судового хода 3,65 м при ширине 100 м и радиусе закруглений I 000 м. Это дало возможность повысить использование грузоподъемности судов и ликвидировать ежегодное землечерпание в объеме около 3 млн. м3. По отчетным данным ежегодная экономия за счет сокращения землечерпания на водохранилище Волжской ГЭС имени В. И. Ленина составляет 0,3—0,4 млн. руб., а экономия капиталовложений около 3 млн. руб. С образованием водохранилища сократилась длина судового хода по Волге на 38 км и по Каме на 11 км. Спрямление трасс и увеличение габаритов судового хода, сокращение объемов землечерпания и погашение скоростей течения (для судовых перевозок) оказали положительное влияние на экономические показатели работы водного транспорта.
Воднотранспортная эффективность Волжской ГЭС имени В. И. Ленина за период с 1956 по 1963 г., выявленная с учетом всех указанных факторов, характеризуется снижением отраслевых капитальных вложений в среднем на 17,8 млн. руб. и экономней эксплуатационных расходов 16,5 млн. руб. Объем перевозок в створе гидроузла непрерывно возрастает. За период 1956—1960 гг. он вырос с 15 до 22,7 млн. т., т. е. в 1,5 раза. В дальнейшем по мере роста грузооборота и освоения значительной доли его крупнотоннажным флотом будет возрастать и фактическая воднотранспортная эффективность гидроузла. Расчетная эффективность воднотранспортного освоения водохранилища была определена на уровне 1972 г. при объеме перевозок в створе гидроузла в 48 млн. т. Эффективность оценивалась экономией воднотранспортных затрат в сумме 73,4 млн. руб. по капиталовложениям и 14 млн. руб. по эксплуатационным издержкам.
В результате эксплуатации Куйбышевского водохранилища за период 1955—1964 гг. получено рыбы 277,2 тыс. ц вместо 228 тыс. ц, которые можно было получить в бытовых условиях.
В период строительства Волжской ГЭС имени В. И. Ленина был создан большой жилой фонд. Заново построены города Тольятти. Жигулевск с населением 80 тыс. чел., с общей жилой площадью свыше 500 тыс. м2. Для эксплуатации гидроэлектростанции и шлюза необходимы лишь 1,5 тыс. чел. В связи с этим большая часть жилого фонда в настоящее время используется для вновь создаваемых в этом районе промышленных комплексов.
По подпорным сооружениям гидроузла проложены магистральный двухпутный железнодорожный переход Сызрань — Кинель и автомобильный переход дороги Москва — Куйбышев.
При сооружении Куйбышевского гидроузла были созданы мощная строительная база с разнообразными объектами строительной индустрии и высокомеханизированные карьеры с камнедробильными заводами, выпускающими в год до 5 млн. м2 камня и щебня. Построены четыре ремонтно-механических завода. три деревообделочных комбината, два завода сборного железобетона, завод товарного бетона.
В связи с выдачей мощности Волжской ГЭС имени В. И. Ленина были построены межрайонные и внутрисистемные линии электропередачи 500 кв ГЭС — Москва и ГЭС — Бугульма — Златоуст, а также 220 и 110 кв в Поволжье. Вся стоимость сетевого строительства составила 260,2 млн. руб. Таким образом, при определении эффективности гидроэлектростанции учитываются капиталовложения в сумме 952 млн. руб.
При определении экономической эффективности Волжской ГЭС имени В. И. Ленина следует учитывать следующую обстановку по тепловым электростанциям и добыче топлива в период 1950—1958 гг.
Таблице 4-31
Отчетная себестоимость добычи донецких и кузнецких углей
В числе наиболее крупных ГРЭС, сооруженных в европейской части СССР в этот период, следует назвать Щекинскую, Троицкую, Черепетскую, Заинскую, Южно-уральскую. Мощность каждой из этих ГРЭС составила 300—600 Мвт, единичная мощность агрегатов 100—150 Мвт, срок строительства 5— 7 лет. В среднем капиталовложения по ним составили руб/кВт, в том числе относимые на энергетику — 122,8 руб/кВт. В качестве топлива для ТЭС в районах Центра и Поволжья в течение всего рассматриваемого периода использовались в основном донецкие и подмосковные угли, а также ставропольский и прикаспийский газ, в уральских энергосистемах— кузнецкие угли. Углями, замыкающими топливный баланс указанных районов, следует считать для Центра и Поволжья Донецкие, для Урала — кузнецкие.
Технико-экономические показатели указанных видов топлива для рассматриваемого периода на основе отчетных данных и проектных проработок имели следующие значения. Удельные первоначальные капитальные затраты по построенным шахтам за 1961 —1964 гг., по отчетным данным бывшего Донецкого совнархоза, составили в среднем 31,6 руб/т. Учитывая, что усложнение горногеологических условий и изменение стоимостных показателей оборудования в прошедшее пятилетие приводили ежегодно к увеличению капиталовложений в среднем примерно на 5%. надо считать, что для расчетного периода 1959— 1960 гг. эти капиталовложения были меньше на 15—18%, т.е. составляли примерно 26 руб/т. Вместе с затратами на поддержание добычи, проектно-изыскательские и прочие работы полные капиталовложения в добычу донецких углей для рассматриваемого расчетного периода равнялись 31 руб/т, что в пересчете на энергетический уголь дает 29,5 руб/т. Для кузнецких углей, поступающих в качестве энергетического топлива на Урал, полные удельные капиталовложения для этого же периода были соответственно 17,5 руб/т.
Таблица 4-32
Сопоставительные расчеты по оценке эффективности Волжской ГЭС имени В. И. Ленина
На ТЭС с учетом затрат по транспортировке топлива капиталовложения составят: в районах Центра —42,3 руб/т условного топлива, в районах Поволжья —43,3 руб/т условного топлива и в Уральской системе—31,8 руб/т условного топлива. Отчетная себестоимость добычи донецких и кузнецких углей по данным ЦСУ приведена в табл. 4-31.
С учетом затрат по транспорту средние показатели себестоимости топлива (руб/т у. т.) на ГРЭС были следующими: в Центре—14,34; в Поволжье—14,56; на Урале—6,65.
Вытесняемая мощность и выработка теплоэлектростанции определены, как указано выше, с учетом использования за первые 10 лет по мощности 2,7 млн. кВт и по выработке 9,6 млрд. κвτ-ч энергии.
Суммарные затраты в заменяемый вариант по энергетике характеризуются следующими данными (млн. руб.):
Капиталовложения в ГРЭС................................................ 418,8
Капиталовложения в топливоподачу и транспорт..... 158,4
Ежегодные издержки по ГРЭС............................................ 52,9
Ежегодные издержки по топливу .... 51,6
При замене Волжской ГЭС имени В. И. Ленина тепловыми электростанциями понадобилось бы соответствующее строительство ЛЭП 220 и 110 кв с затратами примерно 119 млн. руб.
Результаты расчета (табл. 4-32) показывают, что при указанной экономии ежегодных издержек срок окупаемости дополнительных капиталовложений Волжской ГЭС имени В. И. Ленина по сравнению с вариантом тепловых электростанций составляет примерно 4 года.
За период эксплуатации средняя себестоимость электроэнергии Волжской ГЭС имени В. И. Ленина снизилась с 0,2— 0,17 коп/кВт-ч до проектной величины 0,13 коп/кВт-ч, а в 1963г. с переходом на начисление амортизации по новым нормам Госплана СССР себестоимость электроэнергии на гидроэлектростанции снизилась до 0,089—0,098 κоп/κвτ·ч.
С момента пуска и до настоящего времени электростанцией выработано свыше 100 млрд. κвτ·ч электроэнергии, которая распределилась между системами следующим образом:
Реализация электроэнергии производилась по средним отпускным тарифам энергосистем (коп/кВт·ч), которые составляли: по системе Мосэнерго—1,61, по системе Куйбышевэнерго—1,38, по системе Уралэнерго—1,16.
Доход от реализации электроэнергии Волжской ГЭС имени В. И. Ленина за вычетом издержек производства, расходов на передачу и коммерческих расходов уже за первые десять лет ее эксплуатации оказался практически равным затратам, вложенным в строительство всех сооружений гидроузла.
Доход, который можно было бы получить при замене электроэнергии Волжской ГЭС имени В. И. Ленина электроэнергией тепловых электростанций, был бы почти в 2 раза меньше.
