Гидроэнергетика СССР - Роль гидравлических и гидроаккумулирующих электростанций

5.2. Роль гидравлических и гидроаккумулирующих электростанций в энергосистемах
В обеспечении оптимального и надежного энергоснабжения развивающихся отраслей народного хозяйства гидроэлектростанции играют заметную роль. Высокая надежность работы энергосилового оборудования, высокая производительность труда, отсутствие транспортных операций по перевозкам топлива — все это делает гидроэлектростанции, по существу, незаменимыми источниками энергоснабжения отдаленных изолированных районов Севера и Северо-Востока страны. В районах, богатых гидроэнергетическими ресурсами, таких, как Сибирь, Средняя Азия, Закавказье, гидроэлектростанции являются одним из основных типов электростанций. Удельный вес ГЭС в общей мощности электростанций ОЭС Сибири составляет около 48%, Средней Азии—34%), Закавказья — 28%). Гидроэлектростанции в этих районах не только обеспечивают значительную выработку электроэнергии, но и широко используются для регулирования мощности и напряжения, как аварийный резерв быстрого ввода, в качестве источников реактивной мощности и энергии. В крупнейших энергообъединениях европейской части СССР— ОЭС Центра, Урала, Юга и Северо-Запада — ГЭС покрывают от 7 до 17%) балансовой мощности энергосистем. Помимо сокращения потребности в энергетическом топливе в этой части страны гидроэлектростанции благодаря своим очень высоким маневренным качествам участвуют в решении весьма серьезной проблемы современной энергетики — покрытии неравномерной части графиков электрической нагрузки.
До недавнего времени в большинстве энергосистем имелась техническая возможность быстрого изменения мощности электростанций в соответствии с требованиями потребителей электроэнергии. Проблема покрытия пиков нагрузки в этот период сводилась лишь к экономическому обоснованию такой структуры энергосилового оборудования, которая обеспечивала бы наиболее экономичное покрытие графика нагрузки, в том числе и переменной его части. Такое положение объяснялось двумя обстоятельствами. С одной стороны, относительно большая загрузка оборудования предприятий внутри суток (значительная доля трехсменных производств) и небольшой удельный вес коммунально-бытовых нагрузок приводили к сравнительно небольшим колебаниям нагрузки в течение суток. С другой стороны, в структуре мощностей энергетических систем значительное место занимали гидравлические электростанции, имеющие диапазон регулирования, практически равный их установленной мощности. Кроме того, в структуре теплосилового оборудования преобладали агрегаты небольшой мощности, работавшие на докритических параметрах пара (8,8 МПа) и в большинстве своем имевшие поперечные связи по пару.

Рис. 5.2. Участие ГЭС в покрытии графика нагрузки Объединенных энергосистем.
а — ОЭС Центра; б — ОЭС Северо-Запада; в — ОЭС Юга.

Такие агрегаты технически допускают довольно глубокое регулирование мощности.
В основных энергообъединениях европейской части СССР, испытывавших наибольшие затруднения с покрытием переменных нагрузок, 40—70% переменной части графиков нагрузки до последнего времени покрывали гидроэлектростанции (рис. 5.2). Работая преимущественно в часы наиболее интенсивных подъемов и снижений электрических нагрузок и воспринимая значительную часть колебаний нагрузки, гидроэлектростанции обеспечивали благоприятный режим работы тепловым электростанциям.
Даже в период паводка гидроэлектростанции частично используются для покрытия пиковой и полупиковой зон графиков нагрузки, так как сроки наступления паводка, его продолжительность и интенсивность нарастания, как правило, различны для отдельных рек, на которых расположены гидроэлектростанции данного энергообъединения. В результате режимы работы тепловых электростанций в целом по энергообъединению в паводочный период лишь незначительно отличались от режимов их работы в другие периоды года. Так, отношение минимальной за сутки мощности ТЭС к максимальной для ОЭС Центра в последние годы в зимних сутках составляло 0,72, а в период паводка —  0,73. Для ОЭС Юга аналогичные показатели были равны 0,76 и 0,78, а для ОЭС Северо-Запада — 0,68 и 0,67.
Таким образом, сравнительно плотные суточные графики электрической нагрузки и наличие достаточного количества маневренных мощностей приводили к тому, что в большинстве энергосистем СССР серьезных несоответствий между требуемым режимом электропотребления и возможностями работы энергосилового оборудования с переменными нагрузками до недавнего времени не было. Построенные гидроэлектростанции на Волге, Каме, Днепре, Даугаве и других реках создали необходимые условия для устойчивой работы Объединенной энергосистемы европейской части СССР, обеспечили тепловым электростанциям благоприятные режимы их работы и тем самым в немалой степени способствовали скорейшему освоению новых типов тепловых электростанций с агрегатами на закритических параметрах пара.
На современном этапе развития энергетики в условиях стремления к всемерному улучшению структуры топливно-энергетического баланса главными направлениями научно-технического прогресса в строительстве электростанций и создании энергетического оборудования являются: активный переход на новый вид топлива—ядерное горючее; сооружение крупных блочных конденсационных тепловых электростанций с агрегатами большой единичной мощности на закритических параметрах пара; комбинированное производство электрической и тепловой энергии на ТЭЦ. В частности, в европейской части СССР большую долю в структуре вводимых мощностей на ближайшие 15—20 лет будут составлять атомные электростанции.
Укрупнение мощностей агрегатов и электростанций обеспечивает более быстрый ввод мощностей в энергосистемах, повышение их экономичности (снижение стоимости установленного киловатта, снижение расхода топлива), уменьшение потребности в трудовых ресурсах при строительстве и эксплуатации, снижение металлоемкости. При наличии ограничений по трудовым и материальным ресурсам и необходимости улучшения структуры топливно-энергетического баланса такой путь развития электроэнергетики, как одной из наиболее капиталоемких отраслей народного хозяйства, является закономерным и наиболее правильным. Однако наряду с положительными сторонами насыщение энергетических систем блочными тепловыми и атомными агрегатами и электростанциями большой мощности усугубляет трудности с покрытием минимальных и максимальных нагрузок. Ограниченный диапазон регулирования мощности этих агрегатов и невозможность частых пусков — остановок без резкого снижения надежности и экономичности работы энергосилового оборудования затрудняют покрытие неравномерной части графиков электрической нагрузки.
В то же время современные суточные графики электрической нагрузки в основных энергообъединениях европейской части страны характеризуются значительной неравномерностью. В период прохождения зимнего максимума нагрузок коэффициент неравномерности нагрузки, равный отношению минимальной за сутки нагрузки к максимальной, составляет для отдельных энергосистем 0,6, т. е. размах колебаний нагрузки в пределах суток достигает 0,4 максимума энергосистемы. Неравномерность режима электропотребления наблюдается не только в течение суток (внутрисуточная неравномерность), но и по дням недели (внутринедельная неравномерность) и сезонам года (внутригодовая неравномерность). Так, для энергосистем европейской части СССР в выходные дни недели максимальная нагрузка снижается на 20—30% максимума рабочих дней недели, а летний максимум рабочего дня на 25—35% меньше зимнего.
Анализ динамики изменения режимов электропотребления в основных энергосистемах европейской части СССР за последние 15—20 лет показывает, что в начале этого периода имело место постепенное снижение коэффициентов неравномерности суточных графиков электрической нагрузки, затем наступила их стабилизация, а в последние годы даже некоторое повышение (табл. 5.10).
Режим электропотребления основных энергетических систем СССР с течением времени претерпевает изменения, вследствие как абсолютного роста электропотребления, так и изменения структуры потребителей энергии и режимов их работы. При этом одни факторы действуют в сторону уплотнения графиков электрической нагрузки, другие — в сторону их разуплотнения.

Таблица 5.10. Коэффициенты неравномерности электрических нагрузок

  К уплотнению графиков нагрузки приводят рост использования электротехнологии и внедрение автоматизации производства, более полное использование производственных мощностей, электрификация транспорта, развитие машинного орошения и пр. Уплотнению графиков способствует также объединение энергетических систем. Графики нагрузки разуплотняются вследствие повышения доли коммунально-бытовой и сельскохозяйственной нагрузки в общем электропотреблении, сокращения продолжительности рабочего дня и рабочей недели, некоторых изменений режимов работы предприятий (сдвигов во времени, сокращения ночных смен) и т. и. Наибольшее влияние на увеличение неравномерности графиков нагрузки оказывает рост коммунально-бытовых нагрузок. Если учесть реальную возможность насыщения населения электроприборами, рост потребности в электроэнергии на освещение жилищ, обусловленный ростом обеспеченности жилой площадью, внедрение кондиционирования в административных зданиях и т. п., то средняя норма расхода электроэнергии на одного городского жителя может возрасти в перспективе в 2—3 раза по сравнению с современным уровнем. Примерно в таком же отношении возрастет электропотребление и в сельском хозяйстве.
Изучение влияния перечисленных выше факторов на расчетные графики электрических нагрузок является предметом исследований различных организаций. Результаты этих исследований несколько расходятся из-за различия исходных данных и методических положений. Однако все работы в этом направлении приводят к выводу о непрерывном и заметном разуплотнении перспективных графиков нагрузки энергосистем европейской части СССР и об углублении ночных провалов нагрузки по отношению к максимуму нагрузки. Можно ожидать, что в ближайшие 10—15 лет плотность графиков электрической нагрузки снизится по большинству энергосистем на 2—5% по сравнению с современной, а отношение минимальной ночной нагрузки к максимальной в зимних сутках уменьшится на 4—9%. Даже несмотря на кажущееся незначительное уменьшение этих показателей, переменная часть графиков электрической нагрузки отдельных энергосистем в европейской части СССР будет измеряться десятками миллионов киловатт.
Значительно возрастет в будущем и интенсивность изменений нагрузки в пределах суток. Наиболее интенсивный рост нагрузки в энергосистемах Единой европейской энергетической системы СССР имеет место перед наступлением утреннего максимума, наибольшие часовые приросты нагрузки в этот период уже в настоящее время измеряются несколькими миллионами киловатт и достигают 15—20% нагрузки предшествующего часа. Если учесть, что в отдельные моменты внутри часа скорость нарастания нагрузки в 3—4 раза превышает среднечасовую скорость, то максимальная интенсивность подъема нагрузки в энергосистеме в современных условиях достигает 1% в минуту и более. В целом для всей энергосистемы такая интенсивность может быть воспринята оборудованием электростанций, однако для отдельных ее звеньев, где интенсивность подъема будет значительно выше 1% в минуту, и при наличии ограничений в пропускной способности внутрисистемных линий электропередачи неизбежно возникнут трудности с обеспечением нормального энергоснабжения в периоды наиболее интенсивных подъемов нагрузки.
Таким образом, характерной особенностью динамики развития режимов электропотребления в основных энергосистемах СССР является абсолютный и относительный рост переменной части суточных графиков электрической нагрузки и увеличение интенсивности подъемов нагрузки в предпиковые часы. Поэтому неизбежно повышение требований к маневренности энергосилового оборудования, к обеспечению возможности быстрого изменения мощности электростанций в соответствии с изменением нагрузки. Способность энергетических систем приспосабливаться к переменному режиму электропотребления зависит в первую очередь от регулировочных возможностей оборудования электростанций, входящих в данную энергосистему. Поэтому структура энергосилового оборудования оказывает решающее влияние на маневренные возможности энергосистемы в целом. Существенное влияние оказывает также состояние энергетических связей между отдельными энергоузлами. Недостаточно развитые связи ограничивают возможность осуществления так называемых «перетоков взаимопомощи», т. е. уменьшают маневренность энергосистемы. Из других факторов, влияющих на регулировочную способность энергосистемы, следует отметить уровень теплового потребления, наличие резервных пиковых котлов и редукционно-охладительных устройств на теплофикационных агрегатах. При большом удельном весе теплофикационного оборудования в отечественных энергосистемах указанные факторы существенно влияют на возможность использования ТЭЦ для регулирования мощности в энергосистеме.
Показателем, характеризующим возможность энергетической системы снижать электрическую нагрузку, является технически допустимый минимум нагрузки, который определяется техническими минимумами отдельных агрегатов электростанций, а также ограничениями по линии электропередачи, топливу, теплопотреблению и т. п. Для гидроэлектростанций, не работающих по режиму обязательного базисного попуска, технический минимум нагрузки оборудования практически равен нулю, т. е. их мощность может изменяться от нуля до полной располагаемой мощности. Весь цикл пуска агрегатов гидроэлектростанций с включением в сеть (без набора нагрузки) продолжается не более 40—50 с, а из режима синхронного компенсатора — не более 10—20 с. Полный набор нагрузки гидроагрегатами с холостого хода занимает также не более 40—50 с. Толчки нагрузки практически любой интенсивности гидроэлектростанциями принимаются без затруднений.
Регулировочные возможности тепловых электростанций зависят от параметров и типа энергосилового оборудования. Электрическая нагрузка теплофикационных турбин с противодавлением определяется тепловым потреблением, т. е. эти агрегаты не могут участвовать в регулировании мощности. Допустимое снижение нагрузки на прочих ТЭЦ лимитируется расчетным отбором пара для потребителей тепла. Большинство агрегатов этого типа при расчетных отборах пара имеет электрическую мощность, равную 80—90% номинальной, что является их техническим минимумом. Более глубокое снижение мощности отдельных ТЭЦ может производиться лишь при наличии соответствующих пиковых резервных котлов. При этом, однако, будет иметь место снижение эффекта комбинированной выработки тепла и электроэнергии на этих ТЭЦ. Таким образом, теплофикационное оборудование, удельный вес которого в современных энергосистемах достигает 30—50% всего энергосилового оборудования и который, видимо, сохранится в перспективе примерно на том же уровне, оказывает значительное влияние на ограничение маневренной способности энергосистем.
Технический минимум нагрузки конденсационных электростанций (КЭС) определяется ограничениями в разгрузке котлов вследствие погасания факела, опасности зашлаковки топки, нарушения циркуляции и гидродинамического режима при неравномерном нагреве отдельных элементов котла. Допустимый минимум нагрузки котлоагрегата зависит от конструкции котла, топки и вида используемого топлива. Котлы со слоевым сжиганием топлива имеют минимум нагрузки 60—80%, с пылеугольным — 70—85%. Использование газомазутного топлива снижает допустимый минимум нагрузки до 50—60%. Основным типом энергосилового оборудования КЭС в ближайшей перспективе будут блочные агрегаты на сверхвысоких параметрах пара единичной мощностью 300, 500 МВт и более. С учетом существенно большей эффективности использования нефти и газа в химическом производстве и металлургии, основным видом энергетического топлива в перспективе останется уголь. В этих условиях допустимый технический минимум нагрузки агрегатов КЭС будет не ниже 70%.
Устанавливаемое в настоящее время и в ближайшей перспективе оборудование атомных электростанций практически не приспособлено к работе в переменных режимах. К тому же последствия работы этого оборудования с переменными нагрузками изучены пока недостаточно. Поэтому при анализе проблемы покрытия неравномерной части графиков электрической нагрузки, установлении целесообразных соотношений между электростанциями различных типов регулирующую способность АЭС следует принимать не более 10—15%.
Ограниченные возможности регулирования мощности крупноблочным оборудованием ТЭС и АЭС в пределах технического минимума заставляют в последнее время все в большей степени прибегать к остановке агрегатов на ночные часы суток. По отдельным ГРЭС число плановых пусков блоков за период 1971—1975 гг. выросло почти в четыре раза. В целом по Объединенной энергосистеме Центра за тот же период число остановок за год, приходящееся в среднем на один блок, увеличилось с 12 до 22, в ОЭС Северо-Запада — с 18 до 34, а в ОЭС Юга — с 15 до 45. При этом на отдельных ГРЭС число остановок блока за год достигает 60—67. В то же время отечественная практика свидетельствует о том, что процесс пуска котлов и турбин тепловых электростанций является наиболее сложным в их эксплуатации. Сложность обусловливается переходными процессами, быстрыми изменениями теплового состояния оборудования. Наибольшие опасения вызывают пуски агрегатов из неостывшего состояния, так как в этих случаях отдельные элементы оборудования блока имеют различную температуру, поскольку они остывают с разными скоростями, и, как следствие, появляются температурные напряжения, изменения зазоров между вращающимися частями. Поэтому периоды пуска и остановок агрегатов характеризуются наибольшей аварийностью, повышенным износом оборудования.
Для оценки влияния переменного режима работы теплосилового оборудования на его техническое состояние пока еще нет достаточной информации. По данным фирмы «Дженерал электрик» в результате ревизии более 800 турбин, выпущенных за 20 лет, выявлено, что наибольшее число трещин имели турбины с частыми пусками и остановками. Анализ материалов эксплуатации отечественных энергоблоков в переменных режимах подтверждает вывод о заметном влиянии такого режима на технико-экономические показатели и сроки службы этого оборудования. В частности время простоя котлов и турбин в аварийном ремонте увеличивается на 30—35%, денежные затраты на проведение капитальных и текущих ремонтов возрастают на 20—30%. По данным фирмы «Эшер Висс» систематические изменения нагрузки теплоагрегатов на 20% сокращают срок их службы на 15—20%.
Увеличение неравномерности работы ТЭС и связанное с этим снижение числа часов использования их мощности приводят к существенному увеличению стоимости энергии, получаемой на тепловых электростанциях. Для современной ТЭС, оборудованной крупноблочными агрегатами, снижение числа часов использования мощности с 6000 до 5000 в год приводит к росту себестоимости производства электроэнергии на 12—15%. Еще большее повышение себестоимости электроэнергии будет иметь место на АЭС при снижении числа часов использования ее мощности из-за существенно меньшей доли стоимости топлива в общей стоимости производства электроэнергии на АЭС.
Таким образом, возложение функций регулирования мощности на тепловые и атомные электростанции связано с трудностями технического и экономического характера. Вместе с тем анализ динамики изменения режимов электропотребления энергосистем и структуры энергосилового оборудования показывает, что в перспективе следует ожидать еще большего несоответствия маневренных возможностей оборудования энергосистемы режимным требованиям потребителей электроэнергии. Это приводит к необходимости либо увеличивать маневренность вводимого оборудования ТЭС и АЭС, что связано со снижением экономичности и надежности, либо предусматривать сооружение специальных пиковых электростанций.
Анализируя мировой опыт решения проблемы несоответствия маневренных возможностей энергосилового оборудования требуемым режимам электропотребления, необходимо отметить два принципиальных направления ее решения — сооружение специальных пиковых электростанций и проведение мероприятий по уплотнению графиков электрической нагрузки. Первое направление способствует увеличению маневренности энергосистем, второе — уменьшает неравномерность графиков нагрузки и тем самым снижает потребность в маневренной мощности.
Уменьшение неравномерности графиков нагрузки достигается сооружением специальных потребителей-регуляторов, потребляющих энергию лишь в периоды снижения электрической нагрузки (производство- карбида кальция и т. и.), введением дифференцированных тарифов на электроэнергию, стимулирующих большее потребление энергии в ночные часы, и т. п. Возможности подобных мероприятий по данным Комитета по электроэнергии Европейской экономической комиссии ООН весьма ограниченны, они лишь временно снижают остроту проблемы. Поэтому для покрытия пиков нагрузки в зарубежных энергосистемах широко используются специальные пиковые электростанции.
В мировой практике в качестве источников пиковой мощности используются гидравлические и гидроаккумулирующие электростанции, а также специальные паротурбинные, газотурбинные и дизельные электростанции. Среди источников пиковой мощности гидроаккумулирующие электростанции занимают особое место, так как они являются одновременно и высокоманевренными источниками пиковой мощности, и потребителями-регуляторами. Эти особенности ГАЭС наряду с независимостью от естественных колебаний речного стока, меньшими затоплениями и общими капиталовложениями на строительство делают их в ряде случаев более предпочтительными даже по сравнению с обычными ГЭС. По сравнению же с пиковыми тепловыми электростанциями эти преимущества ГАЭС дополняются большой маневренностью, улучшением режимов работы ТЭС и АЭС энергосистемы и существенной экономией газомазутного топлива. Последнее объясняется тем, что зарядка ГАЭС осуществляется от ТЭС на твердом топливе или АЭС, тогда как для работы пиковых ТЭС, газотурбинных и дизельных электростанций необходимо газомазутное топливо. Все это предопределило широкое строительство ГАЭС за рубежом.
В энергосистемах СССР предусматривается применение различных источников пиковой мощности. Возможности сооружения новых пиковых гидроэлектростанций в районах европейской части СССР, испытывающих наибольшую потребность в пиковых мощностях, крайне ограниченны. После завершения находящихся сейчас в строительстве гидроэлектростанций использование экономического потенциала гидроэнергоресурсов на этой территории составит около 60%, а в таких районах, как Центр, Поволжье, Урал, Юг, 84—93%. Оставшиеся гидроэнергоресурсы сосредоточены главным образом на севере европейской части СССР и на Кавказе, т. е. в значительном удалении от центров пиковой нагрузки. Ограниченны также возможности увеличения мощности уже построенных ГЭС на европейской территории СССР. В последние годы увеличены мощности Череповецкой ГЭС, Днепровской ГЭС имени В. И. Ленина, Кегумской ГЭС. Однако дальнейшему развитию этого направления препятствуют сложившиеся уже здесь режимы хозяйственного использования водных ресурсов, возможное нарушение санитарных условий в нижних бьефах гидроузлов и другие причины.
Газотурбинные электростанции (ГТЭ), предусматриваемые для покрытия пиковых нагрузок, будут иметь облегченную тепловую схему без регенерации, пониженную температуру рабочего газа, к. п. д. примерно 20—25% и удельный расход условного топлива 0,45— 0,55 кг/(кВт-ч). В энергосистемах СССР имеется незначительное число газотурбинных установок небольшой единичной мощности. В последние годы введены в опытно-промышленную эксплуатацию две крупные газовые турбины единичной мощностью по 100 МВт. Этот тип ГТЭ в настоящее время представляется наиболее перспективным среди пиковых тепловых электростанций. В некоторых странах за рубежом нашли применение специальные пиковые паротурбинные электростанции. В отличие от паротурбинных электростанций «базисного» типа,  предназначенных для работы без ежесуточных остановок, оборудование пиковых ТЭС имеет пониженные параметры пара и упрощенную тепловую схему. Это позволяет повысить надежность работы оборудования в неравномерных режимах, так как толчки нагрузки, систематические остановки и пуски агрегатов и другие отклонения от установившихся режимов работы значительно легче переносятся этим оборудованием, чем обычными крупными агрегатами на сверхкритических параметрах пара. При этом, однако, заметно увеличиваются расходы топлива.
Существенным недостатком всех имеющихся в настоящее время типов пиковых тепловых электростанций является использование ими дефицитного газомазутного топлива, что препятствует сооружению подобных электростанций в больших масштабах. В этих условиях, а также с учетом отмеченных выше ограниченных возможностей строительства пиковых ГЭС гидроаккумулирующие электростанции должны стать в ближайшей перспективе основными источниками пиковой мощности в энергосистемах европейской части СССР.
В настоящее время в СССР на берегу водохранилища Киевской ГЭС эксплуатируется Киевская ГАЭС с напором около 70 м. На ГАЭС установлены шесть обратимых гидроагрегатов мощностью 225 МВт. Недалеко от Москвы строится Загорская ГАЭС с напором 100 м, мощностью 1200 МВт, на которой будут установлены шесть обратимых гидроагрегатов, каждый мощностью 200 МВт в турбинном режиме. В ОЭС Северо-Запада начато сооружение еще более крупной Кайшядорской ГАЭС также на напор 100 м, мощностью 1600 МВт, на которой намечается установить такие же агрегаты, как и на Загорской ГАЭС.
На территории европейской части СССР выявлено значительное число площадок возможного строительства ГАЭС, в том числе Днестровская, Тереблинская, Каневская в ОЭС Юга, Ленинградская в ОЭС Северо-Запада и другие, каждая мощностью 1,2—2,0 млн. кВт и более. Помимо ГАЭС чистого вида, использующих только оборотную воду, намечается сооружение так называемых ГЭС—ГАЭС, использующих насосную подкачку воды на обычных ГЭС. В качестве примера таких электростанций рассматривается Унижская ГЭС — ГАЭС мощностью 0,5 млн. кВт на Днестре.
Принципиально новым направлением является сооружение так называемых полупиковых ГАЭС, использование которых предусматривается в полупиковой зоне графиков электрической нагрузки. Если обычные пиковые ГАЭС в проектном турбинном режиме рассчитаны на работу в 4—6-часовой зоне графиков электрической нагрузки, то полупиковые ГАЭС проектируются для работы в 10—12-часовой зоне. Это требует, с одной стороны, сооружения более емких аккумулирующих бассейнов, а с другой — значительно большей насосной мощности по сравнению с турбинной. Примером такой электростанции является проектируемая Каневская ГАЭС, расположенная на берегу существующего водохранилища Каневской ГЭС, которое служит ее нижним бассейном. Верхний бассейн объемом 88 млн. м³ позволит ГАЭС выдавать турбинную мощность 2400 МВт в течение 10 ч в сутки. Закачка верхового бассейна будет производиться в ночные часы насосной мощностью 4000 МВт. Возможность сооружения полупиковых ГАЭС существенно увеличивает масштабы гидравлического аккумулирования электроэнергии. Использование их в сочетании с атомными электростанциями позволяет  практически полностью исключить потребность в органических видах энергетического топлива и специальных маневренных ТЭС для покрытия полупиковой зоны графиков электрической нагрузки.
Стоимость строительства гидроаккумулирующих электростанций в значительной мере зависит от используемого напора. В районах европейской территории СССР напоры возможных ГАЭС не превышают 100—120 м и лишь на Западной Украине они достигают 500 м, а на Северном Кавказе 400 м. В этих условиях удельная стоимость ГАЭС в равнинных районах европейской части СССР почти в 2 раза превышает предполагаемую стоимость пиковых ГТЭ. Отечественный опыт проектирования ГАЭС позволяет наметить следующие пути снижения их стоимости:
увеличение единичной мощности агрегатов;
использование уже построенных водохранилищ или естественных водоемов в качестве одного из бассейнов ГАЭС;
создание энергокомплексов, предусматривающих совместное использование водохранилищ и наличие одной строительной базы при сооружении крупных тепловых, атомных и гидроаккумулирующих электростанций;
сооружение подземных ГАЭС с напорами 600 м и более, у которых нижний бассейн создается под землей.
Экономическая эффективность строительства ГАЭС по сравнению с газотурбинной электростанцией в конечном итоге определяется экономией топлива в энергосистеме, экономией ежегодных эксплуатационных затрат и экономией затрат, вызванных улучшением режимов работы оборудования ТЭС и АЭС вследствие повышения надежности и сроков службы. Кроме того, значительный эффект может иметь место в ряде случаев от использования ГАЭС в режиме синхронного компенсатора и в качестве аварийного резерва быстрого ввода.
Экономия топлива в энергосистеме при вводе ГАЭС по сравнению с ГТЭ объясняется тем, что зарядка ГАЭС осуществляется путем догрузки тепловых или атомных электростанций, работающих с пониженной нагрузкой в ночные часы. В это время требуется топлива на дополнительную загрузку тепловых электростанций примерно в 2 раза меньше, чем для производства того же количества электроэнергии газотурбинной установкой в пиковые часы. В результате энергосистема при наличии ГАЭС тратит топлива на покрытие одной и той же потребности в пиковой энергии меньше, чем при ГТЭ, несмотря на то, что ГАЭС больше потребляет энергии на зарядку, чем выдает ее в пиковые часы (к. и. д. ГАЭС равен примерно 0,7). Дополнительный расход топлива на 1 кВт-ч энергии для зарядки ГАЭС от тепловых конденсационных электростанций составляет 0,25—0,3 кг условного топлива. При догрузке теплофикационных агрегатов, работающих с редуцированием пара для потребителей тепла, дополнительный расход условного топлива на зарядку ГАЭС за счет сокращения отпуска пара через редукционно-охладительное устройство будет еще меньше и составит 0,1—0,15 кг/(кВт-ч). При к. и. д. ГАЭС, равном 0,7, для выдачи 1 кВт-ч пиковой электроэнергии потребуется израсходовать на ее аккумулирование 1,4 кВт-ч энергии в ночной период, т. е. 0,36— 0,43 кг условного топлива при зарядке от конденсационных электростанций или 0,15—0,22 кг условного топлива при зарядке от ТЭЦ, работающих с редуцированием пара. Газотурбинная электростанция, как уже отмечалось, тратит примерно 0,5 кг условного топлива на 1 кВт-ч пиковой электроэнергии, т. е. больше, чем требуется для работы ГАЭС.
Экономия ежегодных эксплуатационных затрат на ГАЭС по сравнению с ГТЭ достигается за счет существенно меньших амортизационных отчислений (отчисления на реновацию и капитальный ремонт), меньших затрат на текущий ремонт, заработную плату и т. и. В результате даже с учетом больших единовременных капиталовложений абсолютное значение эксплуатационных затрат по ГАЭС примерно в 2 раза меньше, чем по газотурбинной электростанции соответствующей мощности.
Экономия затрат от улучшения режимов работы энергосилового оборудования за счет повышения нагрузки энергосистемы в ночные часы характерна только для ГАЭС. Когда в энергосистеме нет дефицита пиковых мощностей, ввод ГАЭС вместо ГТЭ уменьшает неравномерность работы ТЭС и АЭС и тем самым улучшает режимы использования их оборудования. Экономия затрат в энергосистеме в этом случае будет определяться снижением затрат на ремонты оборудования ТЭС и АЭС, уменьшением отчислений на его амортизацию за счет повышения долговечности и сокращением затрат на аварийный и ремонтный резерв.
Когда энергосистема испытывает дефицит пиковых мощностей, увеличение ночной нагрузки при работе ГАЭС в насосном режиме снижает размер этого дефицита. В результате появляется возможность улучшить структуру энергосилового оборудования за счет ввода дополнительных мощностей на ТЭС и АЭС «базисного» типа и соответственно сократить ввод специальных пиковых тепловых электростанций. Замена части пиковых ТЭС высокоэкономичными тепловыми и атомными электростанциями приводит к существенной экономии топлива в энергосистеме при некотором перерасходе капиталовложений. Суммарные затраты при таком изменении структуры мощностей будут снижаться и величина этого снижения определит экономию затрат в энергосистеме от заполнения ночного провала нагрузки.
Экономический эффект использования ГАЭС в режиме синхронного компенсатора и в качестве аварийного резерва быстрого ввода определяется стоимостью альтернативных мероприятий в энергосистеме, обеспечивающих выполнение тех же требований системы по надежности и качеству энергоснабжения.
Просуммировав все виды экономического эффекта при вводе ГАЭС и оценив их количественно с учетом сложившихся к настоящему времени хозяйственных и экономических условий для районов европейской части СССР, можно получить обобщенный показатель допустимых капиталовложений в ГАЭС. Такой показатель позволяет судить о границах эффективности этого источника пиковой мощности, о перспективности данного направления развития энергетики. Подобные оценки допустимых капиталовложений делаются как в СССР, так и за рубежом. В конце 60-х годов на основании сложившихся к тому времени представлений о стоимости строительства и эксплуатации тепловых электростанций различного типа, о стоимости энергетического топлива допустимые капиталовложения по ГАЭС оценивались в 150—160 руб/кВт. При этом, однако, учитывался лишь эффект ГАЭС по участию в покрытии пика электрической нагрузки, другие же функции ГАЭС, в частности улучшение режимов работы тепловых и атомных электростанций, никак не оценивались. По современным представлениям о затратах в электростанции различного типа и стоимости энергетического топлива в условиях постоянно растущих требований к качеству и эффективности энергоснабжения допустимые удельные капиталовложения в пиковые ГАЭС для районов европейской территории страны составляют примерно 220 руб/кВт. Эта цифра учитывает экономический эффект от улучшения режимов работы ТЭС и АЭС. Анализ имеющихся стоимостных показателей по площадкам возможного строительства ГАЭС показывает, что большинство возможных ГАЭС будут иметь затраты ниже допустимых и поэтому масштабы сооружения этих электростанций будут определяться потребностью энергосистем в остропиковой мощности.