|
|
По проекту ПЭС Северн в 1978— 1981
гг. были проведены широкие разработки и исследования, для чего под эгидой
министерства энергетики Великобритании были созданы три группы, объединившие
40 различных фирм. При этом производилась оптимизация всех рассматриваемых вариантов
и створов при различных диаметре и заглублении турбин, мощности генератора,
числе агрегатов и водопропускных отверстий. Использовались модели с
предположением плоской поверхности бассейна и гидродинамическая модель.
В 1981 г. Комитет по Севернской плотине опубликовал доклад
о результатах рассмотрения трех вариантов схемы проекта:
А—однобассейновая (внутренняя)— створ плотины м.
Лавернок—м. Брин- Даун (7,2 ГВт, 13 ТВт-ч/год, стоимость 5,6 млрд. ф. ст.);
см. 16.6;
Б — двухбассейновая, выполняемая в две очереди, т. е.
схема А с вспомогательным бассейном (выработка 18,7 ТВт-ч с затратой на
аккумулирование 20 ТВт-ч/год);
В — однобассейновая (внешняя)— створ м. Брекси — м. Уоррен
(12 ГВт, 20 ТВт-ч/год, стоимость 8,9 млрд. ф. ст.).
В однобассей новых вариантах рассматривалась только
односторонняя работа на опорожнение.
В качестве исходных для всех вариантов принимались
капсульные гидроагрегаты мощностью 45 МВт с диаметром рабочего колеса 9,15 м, массой 1200 1 и стоимостью 5 млн. ф. ст. (в том числе стоимость генератора 1,6 млн. ф. ст.) с
учетом снижения стоимости агрегатов на 28 % при изготовлении массовой серии в
160 агрегатов (Р проекте Фанди предполагается возможность снижения на 40 %, а
в одном из вариантов принималась стоимость агрегата 7 млн. ф. ст.
Для всех вариантов приняты одинаковые наплавные блоки
здания ПЭС типа Кислогубской, но без совмещенной компоновки, блоки сопряжения
и водопропускные.
Конструкция глухой плотины — песчаное намывное ядро с креплением
откосов
Сравнение вариантов производилось по экономическим
показателям: стоимости энергии и коэффициенту отношения доходов к затратам, а
также по приведенным энергозатратам.
Для определения энергозатрат были рассчитаны коэффициенты
приведения стоимости материалов, оборудования и финансовых средств к
энергозатратам. выражаемым в джоулях.
Пересчет физических и финансовых затрат по этим
коэффициентам позволил определить суммарные первоначальные энергозатраты на
сооружение ПЭС Северн. Кроме того, учет затрат на эксплуатацию ПЭС в течение
120 лет (включая ремонт и двукратную замену оборудования) показал, что для
варианта А отношение полученной энергии к затраченной составляет 14,2:1, для
двухбассейновой схемы с увеличенным вспомогательным бассейном (вариант Б)—
12:1 и для внешней однобассейновой схемы В — 13,9:1. Эти данные говорят об
относительной эффективности всех трех вариантов, поскольку критическим для
АЭС считается отношение 10:1 (для ветровых ЗС, находящихся в лучших условиях,
оно составляет 13,5:1 и для волновых ЭС—только 2:1).
Однако полученные соотношения еще не позволяют сделать
окончательного вывода о преимуществах одной из схем, поскольку в приводимых
показателях не учитывается качество энергии, т. е. необходимость затрат
дополнительных средств на вписывание энергии ПЭС в график энергосистемы. В
этом отношении представляет интерес сравнение работы такой однобассейновой
ПЭС одностороннего действия по проекту 1979 г. с обычной ГАЭС, которое произвел Шоу. Для аккумуляции энергии ПЭС в течение 10 ч слабой нагрузки требуется
объем, соответствующий 50 ГВт - ч в сутки, или, если принять за эталон ГАЭС
Даиноруик, это означал- бы потребность в пяти таких ГАЭС, а при увеличении
объема их водохранилищ на 60 % — трех; ГАЭС Даиноруик, что обошлось бы
дополнительно еще в 3,2 млрд. ф. ст., т. е. весь комплекс . однобассейновой
ПЭС — ГАЭС обошелся бы в 7,3 млрд. ф. ст. При этом коэффициент нагрузки ПЭС
поднялся бы с 17 до 38% . При такой работе ПЭС с ГАЭС более 30 % энергии (в
зависимости от расстояния до ГАЭС) будет потеряно. В противоположность этому
аккумулирование энергии однобассейновой ПЭС в своем бассейне дает не
уменьшение, а увеличение конечной энергии («насосный эффект»), но оно ведет к
общей потере (до 20 %) энергии ПЭС за счет периодов ожидания.
Выше при рассмотрении двухбассейновой ПЭС по варианту Б
было по- 200 казано, что при этой схеме в противоположность однобассейновой
вся энергия ПЭС полностью используется как самая ценная, т. е. в пиковой
части графика. При этом ПЭС, казалось бы, выгодно отличается от обычной ГАЭС
только коэффициентом аккумулирования (0,90 вместо 0,75). Но поскольку такая
приливная ГАЭС осуществляет аккумулирование при низком напоре, она, как было
показано выше, менее экономична. Именно поэтому предпочтение было отдано
однобассейновой схеме А благодаря ее экономичности Таким образом, вернулись к
решению, принятому в проекте 1945 г. когда энергия однобассейновой ПЭС
непосредственно вписывалась в систему работающих на угле ТЭС. Для ПЭС
оставлялась максимально допустимая доля участия (20 %), а ее регулирование
осуществлялось путем перевода в пиковую часть графика морально устаревших ТЭС
. В современных условиях при более благоприятном соотношении мощности ПЭС и
системы такое решение является технически более приемлемым, поскольку
новейшие агрегаты ТЭС обладают большой маневре- ностью и их следящая
способность выше, чем скорость сброса и наброса нагрузки ПЭС.
Рассматривая вопрос о включении ПЭС в английскую
энергосистему, Комитет по Север некой плотине отметил, что, если только доля
АЭС в энер- госистеме не будет резко возрастать, сооружение ПЭС может
привести к снижению общей стоимости энергии за счет уменьшения затрат по
вытесняемым тепловым электростанциям
Из графика на 16.9 следует, что если на уровне 2000 г. ПЭС будет заменять электростанции, работающие на 25% на угольном и на 75% на ядерном топливе,
то стоимость 1 кВт-ч энергии этого альтернативного для ПЭС источника (1,2—1,7
пенса) будет находиться вне пределов экономической конкуренции любого из
вариантов проекта ПЭС Северн. При уменьшении доли АЭС, или замене энергии ПЭС
энергией только
угольных электростанций (2,8—3,8 пенс/кВт-ч) стоимость 1
кВт-ч однобассейновой ПЭС («внутренняя плотина»), равная 2,5—3,5 пенса,
является экономически оправданной, чего нельзя сказать о двухбассейновом
варианте и варианте с «внешней плотиной».
Из этого очевидно, что реальность осуществления проекта
ПЭС Северн зависит от того, насколько будет увеличиваться доля АЭС в
энергобалансе страны, и от стоимости ядерной энергии.
Современная доля АЭС в общем производстве электроэнергии
(12,7 %) еще очень далека до «опасного» для ПЭС значения (75 %), поскольку
строящиеся АЭС к 1991 г. лишь удвоят современную их мощность, а планы
дальнейшего строительства АЭС пересматриваются в сторону их сокращения, что
объясняется экологическими причинами.
Что касается стоимости энергии АЭС, то при обсуждении в
парламенте вопроса об атомной энергии и ее фактической стоимости выяснилось,
что «стоимость энергии АЭС будет выше, чем предполагалось, и разрыв между нею
и стоимостью энергии ПЭС. уменьшится» Так, стоимость энергии наиболее
экономичной сейчас АЭС Хинкли-Пойнт равна 2,24 пенс/(кВт-ч).
Следует отметить влияние на экономическое обоснование ПЭС
размера учетного процента. Так, если при 5%-ной учетной ставке для
однобассейновой схемы Вилсона (4,56 ГВт и 10,5 ТВт-ч) отношение доходов к
расходам составляло 1,4 (для АЭС — 1,7), то при повышении учетной ставки до
10 % ПЭС не может обеспечить даже дополнительную прибыль после оплаты
процентов. Поэтому важным резервом уменьшения общей стоимости ПЭС должно
явиться сокращение срока ввода первых агрегатов.
При оценке перспективной экономичности ПЭС Северн надо
считаться также с прогнозом уменьшения к 2000 г. в 3—5 раз добычи нефти на шельфе Северного моря.
Комитет по Севернской плотине, считая, что окончательное
суждение об экономичности ПЭС может быть получено только при точном учете
всех этих факторов, но полагая, что, когда страна столкнется с
энергетическими трудностями, ПЭС будет иметь большое значение, единодушно
рекомендовал незамедлительно приступить к следующей стадии работ, для того
чтобы в конце 80-х годов можно было принять решение о начале строительства.
Правительство согласилось с выводами Комитета и высказалось за дальнейшее
финансирование проекта частным капиталом. На этом основании был создан
консорциум фирм Severn Tidal Power Group (STPG), по предложению которого в 1986 г. принят окончательный вариант ПЭС с плотиной в створе Кардиф-Уес- тон длиной 16,3 км и капсульными агрегатами вместо Страфло агрегата по N=37,5 МВт и 0^8,2 м). Появившаяся при
этой замене агрегатов возможность насосной работы позволяет поднять выработку
до 14,4 МВт при прежней мощности 7,2 ГВт. На составление проекта отпущено 4,2
млн. ф. ст., ПЭС предполагается построить к 2000 г.
|