Научная электронная библиотека

Монографии, изданные в издательстве Российской Академии Естествознания

Избранные работы по АСКУЭ (1981-2009)

Гуртовцев А. Л.,

Выравнивание графика электрической нагрузки энергосистемы

Гуртовцев А.Л., к.т.н., Забелло Е.П., д.т.н., РУП БЕЛТЭИ», г.Минск

Проблема покрытия неравномерных графиков электрической нагрузки характерна для любой энергосистемы мира. Она решается, как правило, тремя основными путями: созданием в энергосистеме оптимальной структуры генерирующих мощностей, использованием перетоков с соседними энергосистемами и привлечением потребителей к выравниванию графика нагрузки энергосистемы за счет административных (ограничивающих) и экономических (стимулирующих) мер. Кто и какой эффект может получить от выравнивания графика нагрузки энергосистемы? Это выявляет анализ, который проводится ниже на примере объединенной энергосистемы (ОЭС) Беларуси.

Графики электрической нагрузки энергосистемы

Типовой суточный график электрической нагрузки (СГН), отражающий суточные ритмы жизни общества и характерный для многих энергосистем - графики различных энергосистем отличаются не столько формой, сколько уровнем нагрузки - приведен на рис.1. На таком графике выделяют три временные зоны: зону минимальной нагрузки (ночные часы, или ночной провал) с мощностью не более Рмин, зону средней, или полупиковой нагрузки с мощностью Рпп, такой, что Рмин≤Рпп≤Рмакс, и зону максимальной, или пиковой нагрузки с мощностью не более Рмакс. Полупиковая зона характеризуется однократным в течение суток значительным возрастанием нагрузки в утренние часы и ее глубоким спадом в конце суток, а пиковая - рядом относительно небольших подъемов (до уровня максимальной нагрузки) и спадов (до уровня полупиковой зоны) нагрузки в дневные часы суток. В ней обычно присутствуют один или два максимума потребления электроэнергии: утренний и вечерний. Первый связан чаще всего с утренней сменой работы промышленных предприятий, а второй представляет собой совмещение потребления вечерней смены предприятий с потреблением электроэнергии в жилом секторе и сфере бытового обслуживания населения. Поэтому второй пик нередко превышает по своей величине первый.

В общем случае СГН энергосистемы имеет чередующиеся между собой провалы, подъемы, спады и пики, которые определяют в целом его неравномерный (неровный) характер. Для оценки СГН используем следующую систему аналитических характеристик: 1) коэффициент неравномерности α=Рмин/Рмакс, 2) коэффициент заполнения β=Рср/Рмакс, где Рср=Есут/24ч и Есут - потребление электроэнергии за сутки, 3) максимальный диапазон регулирования нагрузки ΔРмакс=Рмакс-Рмин=ΔРп+ΔРпп, 4) полупиковый диапазон регулирования нагрузки ΔРпп=Рпп-Рмин, 5) пиковый диапазон регулирования нагрузки ΔРп=Рмакс-Рпп. Очевидно, что для равномерных (ровных) графиков α=β=1, Рмин=Рмакс=Рср и ΔРмакс=ΔРп=ΔРпп=0. Поскольку абсолютно равномерных СГН энергосистем практически не бывает, то хорошим приближением к равномерным графикам считают графики с α=0,9 (неравномерность не более 10 процентов).

Характеристики СГН энергосистемы зависят не только от суточных ритмов жизни общества, но и от других сопутствующих им ритмов, определяющими из которых являются недельные (рабочие - РД и выходные – ВД дни) и сезонные (отопительный - ОП и межотопительный - МОП периоды для энергосистем с преобладанием ТЭС или зимний, паводковый и летний периоды для энергосистем со значительной долей ГЭС). С высокой степенью достоверности все годовое разнообразие СГН энергосистемы с преобладанием ТЭС (а именно такова ОЭС Беларуси) можно свести к четырем типам: 1) ОП-РД, 2) ОП-ВД, 3) МОП-РД и 4) МОП-ВД. На рис.2 представлены типовые СГН ОЭС Беларуси за 2007 год. Чтобы уменьшить при отборе графиков, как типовых, влияние побочных факторов, выбор был сделан для середины ОП и МОП (декабрь и июнь), для середины месяца (12-13 день) и недели (для рабочих дней - среда). В качестве выходного или праздничного дня выбрано воскресенье (субботний график часто имеет переходной вид между РД и ВД, не характерный для полностью выходного дня). Аналитические характеристики всех четырех графиков приведены в таблице.

Как следует из рис.2 и таблицы, наибольшей неравномерностью (α=0,62) отличается график в РД декабря, а наименьшая неравномерность (α=0,76) наблюдается у графика ВД июня. У этих же графиков и экстремальные максимальные диапазоны регулировки нагрузки – ΔРмакс=2179 МВт и ΔРмакс=901 МВт. Соответственно регулировочные диапазоны для этих дней по полупиковой и пиковой зонах составляет 74,4; 25,6 и 72,3; 27,7 процентов от максимального диапазона регулировки (доли полупика и пика по регулировочному диапазону сохраняются почти неизменными для РД и ВД).

С целью контроля того, насколько представленные графики являются типовыми для нагрузки Беларуси в 2007г., можно провести расчет суммарного годового электропотребления по Есут и количеству рабочих и выходных дней в ОП и МОП (ориентировочно РДОП=148, ВДОП=64 и РДМОП=107, ВДМОП=46). Реальное суммарное потребление электроэнергии в Беларуси в 2007 г. составило 36,1 млрд. кВт·ч. Расчет по типовым графикам дает величину 37 млрд. кВт·ч (при использовании в качестве модели нагрузки только одного типа графика из 1…4 результаты соответственно дают значения: 41,5; 35,9; 33,5 и 28,4 млрд.кВт·ч), т.е. погрешность составляет менее 2,5 процентов. По графику ОП-РД в течение года потребляется до 47 процентов годового объема электроэнергии. Именно этот график представляет наибольший интерес для дальнейшего анализа и оценок.

 Таблица характеристик типовых суточных графиков нагрузки ОЭС Беларуси в 2007 году (мощность Р в МВт, энергия Е в ГВт·ч

Сопоставление графиков показывает, что в ОП график ВД имеет максимум нагрузки на 894 МВт (на 15,5 %) меньше, чем в РД (причем он формируется только в вечернее время - отдыхает» промышленность), а общее электропотребление уменьшается в ВД также на 15,5%. В МОП в РД имеется выраженный максимум в утренне-дневное время, который на 1249 МВт (на 21,6%) меньше зимнего максимума (в формирование этого максимума вносит вклад как промышленность, так и сфера летнего обслуживания населения). В летний ВД максимум смещается на конец суток и формируется, скорее всего, сферой вечернего обслуживания населения. Абсолютный максимум нагрузки в ОЭС Беларуси в 2007 г. имел место 22 февраля - Рмакс=5890 МВт, а за последние несколько лет – в феврале 2006 г. (Рмакс=6245 МВт). Величина максимума определялась наиболее низкой зимней температурой. Среднегодовое значение коэффициента неравномерности СГН энергосистемы в 2007 г. для РД составило α=0,67.

На рис. 3 приведен типовой зимний недельный график нагрузки (НГН) ОЭС Беларуси. Из графика следует, что базовое и пиковое потребление электроэнергии постепенно возрастает в энергосистеме к четвергу, затем несколько снижается в пятницу (предвыходной день) и резко падает в выходные дни. НГН четко демонстрирует неравномерность потребления электроэнергии как на суточных (ночные провалы, полупики и пики), так и недельных (РД и ВД) интервалах времени.

Покрытие электрической нагрузки энергосистемы

Главный закон функционирования любой энергосистемы – непрерывное обеспечение баланса спроса и предложения на электроэнергию путем оперативного покрытия графика нагрузки соответствующей выработкой электроэнергии на генерирующих источниках с гарантированной поставкой ее в узлы потребления. В случае нарушения этого закона в энергосистеме изменяются частота сети переменного тока и расчетные уровни напряжения, что может привести к массовым отключениям потребителей или выходу из строя генерирующего, передающего и распределительного оборудования и электроустановок потребителей.

Эффективность покрытия неравномерных графиков нагрузки энергосистемы определяется в первую очередь составом и характеристиками энергоблоков электростанций энергосистемы. В ОЭС Беларуси установленная генерирующая мощность электростанций, равная 7,95 ГВт, почти вся приходится на ТЭС (доля ГЭС ничтожна – менее 0,2%, АЭС и ГАЭС отсутствуют, хотя с 2016 года планируется ввод в действие первого блока 1 ГВт АЭС, а позже и второго блока) и распределена приблизительно в отношении 37:63 между КЭС и ТЭЦ. Таким образом, на сегодняшний день покрытие графиков нагрузки за счет собственной генерации возможно в энергосистеме только на энергоблоках ТЭС. С учетом того, что ежегодно в ремонте находится в среднем 1 ГВт генерирующей мощности, для покрытия графиков нагрузки остается 6,95 ГВт (при возможном максимуме нагрузки в холодные зимние дни выше 6 ГВт).

В базисной, наиболее экономичной части СГН в энергосистемах с преобладанием ТЭС работают, как правило, ТЭЦ, покрывающие в ОП не только электрическую, но и тепловую нагрузку. ТЭЦ имеют по сравнению с КЭС, вследствие работы по теплофикационному циклу, при котором часть затрат топлива относится на электрическую, а часть на тепловую энергию, более низкие удельные затраты топлива (УЗТ) на выработку 1 кВт·ч электроэнергии (на 50-60% ниже). Маневренные же, но менее экономичные (относительно комбинированной, но не раздельной, выработки энергии) энергоблоки КЭС, используются для покрытия полупиковой и пиковой зон СГН.

В регулировании электрической нагрузки энергоблоками ТЭС наиболее широкое применение получили следующие способы:

- разгружение энергоблока в пределах регулировочного диапазона нагрузок - от номинальной Nном или максимальной Nмакс нагрузки блока до его технического минимума Nтм, который зависит от типа блока и сжигаемого топлива (например, газомазутные блоки 300 МВт Лукомльской ГРЭС позволяют иметь Nмакс=330 МВт и Nтм=120 МВт, т.е. разгрузка для них возможна на 60% от Nном; в эксперименте достигался даже минимум в 90 МВт) - с работой на частичных нагрузках;

- останов энергоблока на период прохождения минимальной нагрузки энергосистемы с последующим пуском (ОПР) из холодного» состояния (в ночной провал при суточном регулировании и/или выходные и праздничные дни при недельном регулировании);

- перевод энергоблока в режим горячего вращающегося резерва (ГВР) или так называемый режим частичных оборотов турбогенератора (до 800-1000 об/мин против номинальных 3000 об/мин для генераторов с одной парой полюсов);

Существуют и другие способы регулирования, или резервирования мощности, причем для теплофикационных энергоблоков их гораздо больше, чем для конденсационных (в частности, для первых могут использоваться режимы разгрузки по электрической мощности как с сохранением отпуска энергии по тепловому графику, так и с его понижением). В ОЭС Беларуси преимущественное использование получили первые два способа резервирования мощности при покрытии соответственно СГН и НГН.

Эффект от выравнивания графика нагрузки энергосистемы

Эффект от возможного выравнивания графика нагрузки может и должен получить каждый из трех участников этого процесса – государство, энергосистема и потребители. Этот эффект имеет ряд составляющих, часть из которых может быть определена однозначно, а другая часть требует проведения дополнительных исследований, сбора и обработки информации, которая может иметь противоречивый характер. Поэтому нижеприведенные расчеты следует воспринимать как приблизительные оценки, требующие дальнейшего уточнения в ходе проведения соответствующих работ.

На рис.4 приведен ранее рассмотренный СГН ОП-РД (кривая 1) и основные составляющие его покрытия. Собственная генерация ОЭС в этот день показана кривой 2. Разность между кривыми 1 и 2 характеризует импорт электроэнергии из энергосистем соседних государств (мощность поставки электроэнергии колеблется по графику в пределах от 500 МВт в ночные и вечерние часы до 700 МВт в часы утреннего и 870 МВт в часы вечернего пика, т.е. имело место очевидное использование импортируемой электроэнергии для частичного покрытия пиков СГН). Расчет показывает, что собственная суточная генерация электроэнергии в энергосистеме была на 12% ниже общего суточного потребления (т.е. импорт составлял 12%) и распределялась по пиковой, полупиковой и базисной частях СГН в соотношении 3,4 : 21,3 : 75,3 процентов (см. рис.1). Иными словами, более 75% электроэнергии вырабатывается в базисе СГН, а остальная – в его переменной части, которая требует соответствующего маневренного покрытия энергоблоками КЭС.

Кривыми 4 и 5 на рис. 4 отмечена генерация двух главных регуляторов в энергосистеме: Лукомльской ГРЭС (8 блоков по 300 МВт) и Березовской ГРЭС (4 блока по 165 МВт и два блока по 215 МВт), а кривая 3 отображает суммарную генерацию этих двух станций. Кривая 6 представляет суммарную генерацию ряда ТЭЦ, которые совместно с КЭС и импортом электроэнергии обеспечивают баланс электроэнергии в целом по СГН. Из сопоставления кривых следует, что главную регулирующую роль в энергосистеме выполняет Лукомльская ГРЭС (для ее графика α=726/1812МВт=0,4, т.е. большая неравномерность графика генерации отражает больший регулировочный диапазон станции), а вспомогательную - Березовская ГРЭС с α=392/660 МВт=0,59. График суммарной генерации ТЭЦ имеет более равномерный характер ( α=2032/2612МВт=0,78). В рассматриваемый день включенная мощность на 6 блоках Лукомльской ГРЭС составила 1812МВт (302 МВт на блок), а на Березовской ГРЭС на 4 блоках – 715 МВт (178 МВт на блок). Регулирование СГН осуществлялось за счет разгрузки блоков Лукомльской ГРЭС в ночные часы (00:00 – 06:00) в режим минимальной нагрузки (Nмин=726 МВт на станцию и Nтм=121 МВт на блок), а в часы нарастания (06:00 – 08:00) и спада (22:00 – 24:00) полупиковой нагрузки – в режим частичных нагрузок (соответственно в среднем по 160 и 210 МВт на каждый блок).

Первая и самая крупная составляющая эффекта от возможного выравнивания СГН энергосистемы – составляющая экономии устанавливаемой электрической мощности Ээм, или экономии кредитных ресурсов - выделяется очевидным образом из таблицы. Если для каждого из четырех типовых СГН вся потребляемая в течение соответствующих суток электроэнергия потреблялась бы по ровному графику с Рмакс=Рмин=Рср, то это позволило бы снизить в энергосистеме установленные полупиковые и пиковые мощности на величину ΔРэм=Рмакс-Рср или соответственно на 936, 794, 673 или 464 МВт по графикам. Ограничимся рассмотрением минимального снижения устанавливаемой мощности на величину 300 МВт. Считая, что 1 кВт планируемой к установке новой генерирующей мощности на КЭС ориентировочно стоит 1500 долл., получим эффект в стоимостном выражении Ээм =300000·1500=450 млн. долл. Примем, что этот эффект относится на период в 10 лет. Тогда его годовая доля составит Эгэм=45 млн.долл.

Следующая составляющая эффекта образуется в энергосистеме и связана с перерасходом топлива на КЭС в режимах работы их блоков на минимальных и частичных нагрузках – эффект частичных нагрузок Эчн, Еще тридцать лет назад были установлены зависимости УРТ энергоблоков от их нагрузки. На рис.5 приведена такая зависимость для новых тогда энергоблоков Лукомльской ГРЭС (по данным журнала Энергетик», №6,1985). Возможно, к настоящему времени эта зависимость претерпела изменения как в силу старения энергоблоков, так и модернизации некоторых из них, но за отсутствием других оценочных данных воспользуемся приведенным графиком. Из графика следует, что УРТ при Nном=300 МВт равен 312, при Nчн=210 МВт – 320, при Nчн=160 МВт – 326, при Nтм=120 МВт – 336 г у.т./кВт·ч. Иными словами, УРТ при техническом минимуме увеличивается на 24 г у.т./кВт·ч или на 7,7% относительно номинальной нагрузки (по данным последних двух лет средний УРТ на Лукомльской ГРЭС составил 316,7 г у.т/кВт·ч).

Расчеты показывают, что выработка электроэнергии Лукомльской ГРЭС по СГН в ОП-РД составила в целом за сутки 33612 МВт·ч, в том числе в ночные часы (6 часов) - 4380, в период набора полупикой нагрузки (2 часа) – 1920 и в период спада полупиковой нагрузки (2 часа) – 2520 МВт·ч. С учетом этого перерасход топлива на работу станции в режиме минимальных и частичных нагрузок составил за сутки по графику ОП-РД Э1Лчнс= 24·4380000+14·1920000+8·2520000 (г у.т.)=152,16 т у.т., а за год – Э1Лчнг=152,16·148= 22,5 тыс. т у.т. Если аналогичные расчеты провести по СГН (см рис.6) МОП-РД (7 блоков с включенной мощностью 2112 МВт), ОП-ВД (5 блоков с включенной мощностью 1514 МВт) и МОП-ВД (5 блоков с включенной мощностью 1507 МВт), то перерасход топлива соответственно составит Э3Лчнг= 224,12·107=24 тыс. т у.т., Э2Лчнг=308,14·64= 19,7 тыс. т у.т., Э4Лчнг= 59,2·46=2,7 тыс. т у.т. Таким образом, только по Лукомльской ГРЭС годовой перерасход топлива в связи с суточным регулированием по РД и ВД ориентировочно составит ЭЛчнг≈ 69 тыс. т у.т. Наибольший суточный перерасход топлива (308,14 т у.т.) имел место в ОП-ВД, когда блоки станции практически целые сутки работали на минимальной или средней нагрузке.

Для Березовской ГРЭС перерасход топлива можно грубо оценить, исходя из того, что ее годовая выработка электроэнергии составляет около 30% выработки Лукомльской ГРЭС, а средний УРТ на 10% выше. Тогда ЭБчнг≈22 тыс. т у.т., а суммарный годовой перерасход топлива по двум станциям ЭЛБчнг составит около 90 тыс. т у.т. По этим станциям основным сжигаемым топливом является природный газ. При расчетной калорийности газа 7900 ккал/м3 1ту.т.=7·106ккал=886м3 газа. С учетом этого ЭЛБчнг≈80 млн. м3 газа. При текущей среднеевропейской цене на природный в 300 долл./1000м3 годовой эффект в стоимостном выражении составит ЭЛБчнг≈24 млн. долл. (при нынешней, временно пониженной стоимости российского газа для Беларуси этот эффект соответственно меньше).

В процессе регулирования НГН отдельные энергоблоки обеих КЭС приходится останавливать на выходные и праздничные дни. В среднем по Лукомльской ГРЭС годовое количество циклов останов - пуск» (ОПР) колеблется около 80-90 а по Березовской ГРЭС – 30-50. Из них только часть относится к процессу регулирования НГН, а остальные – к планово-предупредительным и иным видам ремонтам. Примем, что ежегодное количество циклов ОПР на станциях в целях регулирования равно соответственно 50 и 30. Для блоков 300 МВт каждый цикл пуска из холодного» состояния требует порядка 100 т у.т. дополнительного расхода топлива, а для блоков 150-200 МВт – около 70 т у.т. Тогда составляющая эффекта ЭТопр от перерасхода топлива для циклов ОПР составит величину ЭТопр=100·50+70∙30≈7 тыс. т у.т или около 2 млн. долл. (около 8% от ЭЛБчнг).

Коварство» циклов ОПР заключается не столько в перерасходе топлива на каждый цикл (т.е. в снижении, как и при разгрузке, экономичности блоков), а во влиянии в длительной перспективе количества таких циклов на повреждаемость и аварийность блоков и их элементов (котлов, турбин и генераторов), а также количество различных ремонтов. Большинство аварий на станциях случается чаще всего при пусках блоков из холодного» состояния (такой процесс в недостаточной мере поддается полной автоматизации, в отличие от процессов пуска блоков из горячего» состояния, и поэтому на него сильно влияет человеческий фактор») – это и взрывы котлов, и повреждения валов турбогенераторов, и поломка лопаток турбин, а иногда и человеческие жертвы. Ущерб в таких случаях исчисляется десятками-сотнями миллионов долларов. В зарубежных энергосистемах проводились статистические исследования по представительным наборам циклов ОПР (более ста циклов) для пылеугольных электростанций, которые выявили прямую зависимость повреждаемости блоков от количества таких циклов. Для ОЭС Беларуси и, видимо, энергосистем России и Украины такие данные отсутствуют или носят секретный характер. Поэтому оценить без специальных исследований годовой эффект Энопр от повышения надежности и долговечности энергооборудования при снижении количества циклов ОПР, вызванных потребностями регулирования СГН и НГН, не представляется возможным, хотя наличие самого эффекта не вызывает сомнений.

Следующая составляющая эффекта Эвтэц связана с вытеснением ТЭЦ из базовой части графика за счет использования при прохождении суточного или недельного минимума нагрузки энергосистемы разгруженных энергоблоков КЭС (с целью предотвращения их остановов). Если такое вытеснение происходит в ОП, то ТЭЦ приходится разгружаться по электрической мощности, сохраняя тепловую нагрузку и теряя тем самым свою экономичность в производстве электроэнергии по теплофикационному циклу. Таким образом, в указанных случаях к неэкономичным режимам работы блоков КЭС (они обсчитаны выше) добавляются еще более неэкономичные режимы работы ряда ТЭЦ. Для оценки данной составляющей эффекта необходимо провести дополнительные исследования.

Существуют и другие составляющие эффекта Эдр, связанные, в частности, с возрастанием на неравномерном графике нагрузок потребления электроэнергии на собственные нужды электростанций, ростом потерь на транспорт и распределение электроэнергии и т.д. В частности, хорошим показателем эффективности использования установленной генерирующей мощности, связанным, в том числе, с неравномерным характером графика нагрузки энергосистемы, является число часов ее использования Тисп в течение года. Так, например, в европейском энергообъединении UCTE, объединяющем 21 страну, при установленной мощности 516 ГВт было выработано в 2001 г. 2100 млрд. кВт·ч и Тисп=4070 ч [1]. Для сравнения в Беларуси только планируется получить Тисп=3984 ч к 2025г. Улучшив график, эту задачу можно было бы решить уже в ближайшие годы, а ее решение привело бы к увеличению выработки электроэнергии на существующих мощностях без необходимости их увеличения.

Таким образом, суммарный годовой эффект от выравнивания графика нагрузки энергосистемы равен Эвгн= Эгэм+ Эчн+ ЭТопр+ Энопр+ Эвтэц+ Эдр. Годовая величина этого эффекта, которая может быть получена в ОЭС Беларуси согласно вышеприведенным расчетам, оценивается по минимуму в 71 млн. долл. (не исключено, что еще не обсчитанные составляющие могут его значительно увеличить). Указанная величина эффекта может быть получена при ровных СГН и НГН. При сохранении же в измененных графиках определенной степени неравномерности, меньшей чем существующая, эффект также будет получен, но его величина уменьшится соответствующим образом. Заметим, что всегда работа энергосистемы по неравномерному графику нагрузки связана с дополнительными издержками (в виде пережога топлива и наличия избыточных генерирующих мощностей с сопутствующими им другими лишними ресурсами), которые закладываются в тариф на электроэнергию в целях сохранения экономичности энергосистемы. При этом одновременно увеличиваются издержки потребителей.

Следует отметить, что все расчеты приведены выше для текущего состояния генерирующих мощностей ОЭС. Между тем, в течение ближайших 10 лет в республике планируется построить АЭС с установленной мощностью 2000 МВт. Поскольку АЭС должна работать исключительно в базе СГН и НГН на своей номинальной нагрузке (хотя блоки АЭС и допускают незначительную разгрузку, но она крайне нежелательна), то проблема неравномерности графиков, особенно в период прохождения энергосистемой зимнего суточного минимума нагрузки, значительно обострится, а цена эффекта возрастет. Но такие расчеты не входят в задачу настоящей статьи.

Выравнивание графика нагрузки энергосистемы

Выравнивание графика нагрузки энергосистемы не может быть самопроизвольным, случайным процессом, а требует проведения целенаправленных мероприятий с соответствующим им материальным и финансовым обеспечением. Средства для этого, в первую очередь, могут и должны быть получены от перераспределения инвестиций на создание новых генерирующих источников, включая затраты на выравнивание графика нагрузок энергосистемы (как это и предлагалось в технико-экономическом обосновании на создание автоматизированных систем учета электроэнергии в республике [2]).

График нагрузки энергосистемы представляет собой сумму множества графиков нагрузки потребителей и поэтому выровнять его можно только с помощью потребителей-регуляторов (ПР), т.е. тех потребителей, которые способны к ограничению или переносу части своей электрической нагрузки с одних часов суток на другие (при суточном регулировании) или с рабочих дней на выходные (при недельном регулировании). В общем случае таким регулятором может стать любой из потребителей электроэнергии, хотя возможности каждого индивидуальны и могут существенно различаться друг от друга.

Всех ПР можно условно разделить на две группы: группу ПР, являющуюся частью энергосистемы и реализующую совмещенную функцию производства-потребления электроэнергии, и массовую группу ПР, находящуюся вне энергосистемы и использующую электроэнергии в собственных целях (в условиях рынка электроэнергии различие между поставщиком и потребителем электроэнергии стирается: каждая из сторон в зависимости от текущих условий может стать поставщиком или потребителем). К первой группе относят, прежде всего, различные аккумулирующие электростанции [3]. Их главное достоинство состоит в потреблении электроэнергии в часы минимальной нагрузки энергосистемы (за счет этого достигается в рамках СГН уменьшение ночного провала, снижается неравномерность графика и отпадает необходимость разгрузки или останова крупных блоков ТЭС и АЭС в ночные часы и ВД) и высокоманевренной генерации в часы максимальной нагрузки энергосистемы (за счет ранее аккумулированного энергоресурса). Поскольку все агрегаты таких станций, в отличие от блоков ТЭС, работают при нормальных температурных условиях и более низких давлениях, постольку аккумулирующие станции дешевле, надежнее и долговечнее ТЭС. Для них, как правило, удельная стоимость 1 кВт установленной мощности не превышает 1000 долларов.

Наиболее широкое применение получили гидроаккумулирующие (ГАЭС) [4-6,8] и воздушноаккумулирующие газотурбинные электростанции (ВАГТЭ) [6,7]. Среди равнинных малонапорных (напор до 110 м) ГАЭС, созданных в условиях, близких к ландшафту Беларуси, можно выделить Загорскую ГАЭС-1 (1987г., 6 обратимых гидроагрегатов с генераторной мощностью по 200 МВт) в Московской области на р. Кунья, Круонисскую ГАЭС (1992г., 4 агрегата по 200 МВт) близ Каунасского водохранилища в Литве, Ташлыкскую ГАЭС (2006г., 6 агрегатов по 150 МВт, пущен один блок) на р. Южный Буг в Николаевской области Украины (предназначена для работы совместно с Южно-Украинской АЭС). Среди крупных высоконапорных ГАЭС отметим станцию в Гуанджоу (8 агрегатов по 300 МВт, напор 543 м) в Китае, введенную в работу в 2001 г. и предназначенную для совместной работы с двумя АЭС [6], а среди ВАГТЭ - станцию Нортон в штате Огайо (9 блоков по 300 МВт) с давлением воздуха 11 МПа в шахте-резервуаре [8]. В РУП БЕЛТЭИ» разработано предложение в программу союзного государства Россия-Беларусь» по созданию ВАГТЭ на базе газотурбинных установок (ГТУ) мощностью 25 МВт и аккумуляторах сжатого воздуха (давление 6 МПа), выполненных в виде отрезков металлических труб заданной длины и диаметром 1420 мм (такие трубы используются для магистральных газопроводов), из которых можно формировать аккумулирующие батареи.

ГАЭС, в отличие от других станций, включая ТЭС и ГЭС, обладают двойным регулирующим эффектом: практически одна и та же установленная мощность (мощность в режиме генерации и мощность в насосном режиме) в одном случае используется для подъема ночного провала СГН (при работе в режиме зарядки станции), а в другом случае – для покрытия пиков (в режиме разрядки). Поэтому такие станции являются одним из самых эффективных инструментов выравнивания и покрытия СГН в энергосистемах с преобладанием крупных генерирующих мощностей ТЭС и АЭС. Их кпд составляет 72-75% и для зарядки станций используется ночная электроэнергия, которая, как правило, в 3-6 раз дешевле пиковой электроэнергии (особенно выгодно использовать для зарядки ГАЭС дешевую ночную электроэнергию соседних государств, если таковая имеется; пример – симбиоз энергосистем Франции с преобладанием АЭС и Швейцарии с высокой долей ГАЭС).

При отсутствии в энергосистеме сбалансированной структуры генерирующих мощностей, включая ГАЭС и ВАГТЭ, единственной возможностью выравнивания графиков становится режимное взаимодействие энергосистемы с потребителями на основе административных или экономических мер. Первые связаны с принудительным ограничением нагрузки потребителей в определенные часы суток и дни недели и приносят потребителям прямой и косвенный ущерб, который может существенно превысить выигрыш энергосистемы от эффекта выравнивания СГН и НГН. В этом случае неэффективность административных мер приводит к ущербу государства в целом, хотя энергосистема и может временно оказаться в выигрыше.

Путь экономической заинтересованности потребителей электроэнергии в выравнивании графика нагрузки не нов и насчитывает много десятилетий (пример тому два сообщения из архива событий 30-хх и 80-хх годов). При использовании экономических мер, связанных с введением в отношения между энергосистемой и потребителями эффективной системы дифференцированных по времени суток и дням недели тарифов на электроэнергию – почасовых тарифов (но не тех часовых тарифов, которые в настоящее время действуют, например, на оптовом и розничном рынках электроэнергии в России), ущерб для потребителей сводится к минимуму (этот ущерб превращается в неудобство типа недостаточной зарплаты или малой жилплощади). Эти тарифы становятся для потребителя в длительной перспективе дополнительным условием его жизни, к которому он может адаптироваться, самостоятельно и независимо от энергосистемы решая сколько, когда и по какой цене приобретать ему электроэнергию.

Важно только так составить систему тарифов, чтобы самая дорогая электроэнергия была постоянно связана с максимальными нагрузками энергосистемы (а они могут с помощью тех же потребителей периодически плавать» по графикам нагрузки), а самая дешевая – с минимальными (которые не так динамично, как максимальные, но также способны к дрейфу»). Практически все действующие тарифные системы в странах СНГ, причем как в условиях оптового или розничного рынков электроэнергии, так и безрыночных структур, не отвечают этому условию (хотя эффективная тарифная система была предложена еще более двадцати лет назад [9]). Как пример действия неудачных тарифов, не учитывающих, в частности, возможности адекватного регулирования в ВД (важность сохранения такой адекватности показана, например, в [10]), можно привести графики нагрузки одного и того же предприятия в РД и ВД (рис.7). Видно, что потребитель как регулировался в РД, снимая максимум своей нагрузки в часы утреннего пика энергосистемы, так и продолжил такое же, но не адекватное реальности, регулирование в ВД. Абсурд не требует комментариев.

Важно понять, что потребитель будет регулироваться тогда и так, как это надо энергосистеме, только в том случае, если такое регулирование даст ему ощутимую выгоду, т.е. он станет платить энергосистеме за потребленную электроэнергию меньше, чем платил до выполнения регулировочных мероприятий. В противном случае никакого регулирования не будет. Это - аксиома. Следует учесть, что в результате массового и хорошего» регулирования со стороны потребителей энергосистема, хотя и уменьшит свой денежный сбор за отпущенную электроэнергию (так называемые выпадаюшие доходы»), но эти финансовые потери окажутся скомпенсированными снижением стоимости ее основных фондов, эксплуатационных издержек и иных затрат, определяющих в целом уровни тарифов на электроэнергию

Вопрос в том, какую долю инвестиционных средств может позволить себе государство отдать потребителям для решения проблемы выравнивания графика нагрузки энергосистемы (в виде снижения тарифных ставок для регулирования графика нагрузки и создания у потребителей современных систем учета электроэнергии). Если эта доля мала (например, 5%), то навряд ли потребитель получит ту выгоду, которая заставит его что-то предпринимать. Противоположный перекос в сторону потребителя так же невыгоден энергосистеме. Видимо, оптимальное решение должно лежать где-то посередине, но оно должно быть тщательно просчитано при выборе тарифов с учетом всех характеристик энергосистемы и групп потребителей. Такую работу должен выполнять в государстве единый орган – тарифный комитет, который, видимо, следует создать при правительстве. Именно он должен определять долю снижения среднего тарифа на электроэнергию с учетом инвестиций на создание генерирующих мощностей и выравнивание графика нагрузки энергосистемы. В рассматриваемом примере ОЭС Беларуси справедливое распределение эффекта в пользу потребителей может составить ежегодно до 35 млн. долларов или 75 млрд. белорусских рублей. Такова оправданная цена выпадающих» доходов энергосистемы, но только в том случае, если система тарифов действительно на все сто процентов выполняет свои функции, направляя непрестанно потребителя на перенос части своей электрической нагрузки с пика на ночь и с РД на ВД.

Для использования на практике эффективных почасовых тарифов, способствующих выравниванию графика нагрузки энергосистемы, необходимо взамен устаревшего учета на базе индукционных электросчетчиков с визуальным съемом показаний с их электромеханических табло, массово внедрить новые средства приборного учета электроэнергии, основанные на использовании современных информационных технологий – цифровые автоматизированные системы контроля и учета электроэнергии (АСКУЭ) [11,12]. Эти системы должны быть установлены как в энергосистеме, так и у потребителей. Их цифровые показания должны стать основой для расчетов между сторонами за отпущенную/потребленную электроэнергию. Расходы на создание таких систем также могут и должны быть, хотя бы частично, изысканы в виде доли от эффекта по выравниванию графика нагрузки энергосистемы и отданы на переоснащение системами учета потенциальных потребителей-регуляторов.

Дополнительным эффективным решением в государстве для выравнивания графика нагрузки является создание непрерывных автоматических производств, которые бы изначально равномерно потребляли электроэнергию (такое оптимизирующее условие обязательно должно закладываться в проекты автоматических производств). Хотя такой путь и требует обновления существующих производств, больших инвестиций и решения комплекса социальных вопросов, но ему нет альтернативы, так как в противном случае энергетика и впредь будет вынуждена наращивать полупиковые и пиковые мощности и все другие сопутствующие им фонды в экономически не обоснованных объемах [13].

Выводы

1. В условиях безудержного роста мировых цен на органическое топливо одним их факторов сдерживания роста тарифов на электрическую энергию в энергосистемах с преобладанием ТЭС является, наряду с энергосбережением, выравнивание, или уплотнение графиков электрических нагрузок энергосистемы.

2. Уплотнение графиков электрических нагрузок на суточных, недельных и сезонных интервалах является межотраслевой проблемой, решением которой должны заниматься три стороны: государство, энергосистема и потребители. Решение проблемы связано с существенными инвестициями (кредитными ресурсами) не только в энергетику, но и другие энергоемкие отрасли хозяйства, в которых имеются потенциальные потребители-регуляторы.

3. Государство в лице правительственного органа – тарифного комитета – должно обеспечить разработку и возможность применения потребителями эффективных тарифных систем, способствующих выравниванию графика нагрузки энергосистемы.

4. Государство в лице отраслевых министерств и ведомств должно обеспечить льготные условия привлечения кредитных ресурсов потребителями для создания полномасштабных АСКУЭ с целью последующего перехода на современные тарифные системы. Окупаемость кредитов должна быть обеспечена по отраслям за счет снижения темпа роста тарифов по отношению к темпам роста цен на энергоносители, а также за счет организационно-технических мероприятий по энергосбережению, выполняемых с использованием АСКУЭ.

5. Основанием для снижения темпа роста тарифов на электроэнергию в энергосистеме, в случае выбора стратегии на уплотнение графиков электрических нагрузок, должен быть отказ от сооружения определенного дополнительного объема пиковых и полупиковых генерирующих мощностей, а, следовательно, и от наличия замороженных» капитальных вложений, объем которых оказывает существенное влияние на величину тарифа на электроэнергию.

6. Методическое, организационное и научное руководство решением проблемы уплотнения графиков нагрузки следует оставить за Министерством энергетики, создав в нем для этого соответствующую организационную структуру.

7. Поскольку в республике дан старт процессу сооружения АЭС, завершение которого может привести к обострению проблем неравномерного графика нагрузки энергосистемы, необходимо задачу по его уплотнению признать приоритетной и решать ее с использованием всех тех механизмов, которые раскрыты в настоящей работе.

Литература

1. Джангиров В.А. Интеграция энергообъединений на Евразийском континенте. – Вести в электроэнергетике, №4, 2003.

2. Забелло Е.П., Гуртовцев А.Л. Экономическая эффективность АСКУЭ. – Промышленные АСУ и контроллеры, №2, 2004.

3. Функциональные возможности накопителей электрической энергии в энергосистемах/Астахов Ю.Н, Веников В.А, Иванов А.М. и др. – Электричество, №4, 1983.

4. Гуртовцев А.Л. Гидроаккумулирующие электростанции. – Электро, №1, 2007.

5. Гуртовцев А.Л. ГАЭС в электроэнергетике Украины. – Энергия: экономика, техника, экология, №8, 2007.

6. Гуртовцев А.Л., Забелло Е.П. Дешевый энергоресурс для Беларуси. – Энергетика и ТЭК, №5, 2007.

7. Электростанция с аккумулированием сжатого воздуха в ФРГ/ Ольховский Г.Г., Корсов Ю.Г., Бабенков В.И. и др. – Энергохозяйство за рубежом, №2, 1983.

8. По страницам зарубежных журналов. – Электрические станции, №11, 2002.

9. Забелло Е.П. О совершенствовании тарифов на электроэнергию. – Промышленная энергетика, №5, 1985.

10. Забелло Е.П. Тарифы и тарифные системы на электрическую энергию как способ косвенного управления электрическими нагрузками. – Энергоэффективность, №9, 2000.

11. Гуртовцев А.Л. Современные принципы автоматизации энергоучета в энергосистемах. – Новости электротехники, №1,2, 2003.

12. Гуртовцев А.Л. Современные принципы приборного учета электроэнергии. Опыт Беларуси. – Промышленные АСУ и контроллеры, №1, 2008.

13. Забелло Е.П. Может ли высокоэкономичное производство сделать низкоэкономичной отрасль? – Энергетика и ТЭК, №12, 2005

 Архив событий

Регулирование графика электронагрузки

Первым в СССР документом по регулированию графика нагрузки был Циркуляр ВСНХ СССР от 26 ноября 1930 г. №85 О регулировании графиков нагрузки». Этот документ предложил несколько видов регулировочных мероприятий для потребителей, в частности, планирование рабочих смен в одно-, двух- и трехсменных предприятиях таким образом, чтобы работа не выполнялась в вечерний пик, использование на предприятиях скользящего выходного дня, остановку некоторых предприятий во время прохождения пика, назначение фиксированных часов для работы энергоемкого оборудования.

В 1931 г. Мосэнерго заключило соглашение с 25 предприятиями о снижении ими нагрузки в часы утреннего и вечернего пиков с выплатой им компенсации за каждый снятый кВт/год (60 руб в утренний и 36 руб в вечерний пик). Снизили нагрузку 22 предприятия суммарно на 12 МВт. Энергосистема получила выигрыш в размере 85 руб/кВт (суммарно более 1 млн. руб.) и выплатила компенсацию потребителям в размере 400 тыс. руб. Эффект налицо. Если бы потребителей просто отключали, то Мосэнерго получило бы недоотпуск электроэнергии на 5,7 млн. руб. Дополнительный ущерб в сумме 17 млн. руб. получил бы и потребитель из-за недовыпуска продукции. Источник – сборник трудов под ред. проф. Кукель-Краевского, 1933г.

Экономия и управление электропотреблением-

альтернатива строительству новых электростанций

Энергокомпания Carolina Power&Light Co» сократила план ввода в строй новых мощностей до 1995 г. на 3,6 млрд. долларов и приняла программу экономии и управления потреблением электроэнергии, целью которой является уменьшение пиковой нагрузки к 1995 г. на 1,75 ГВт (16% от текущей пиковой нагрузки). Стоимость работ по программе составляет 600 млн. долл. и охватывает 37 объектов: жилые массивы (630 МВт), торговые центры (250 МВт) и промышленные предприятия (870 МВт) – всего 770 тыс. абонентов. Компания отмечает, что за последние 20 лет удельная стоимость сооружений новых ТЭС и АЭС возросла в 5 раз и составляет в среднем 1800 долл./кВт. С помощью принятой программы можно будет экономить пиковую мощность при затратах 250 долл./кВт. Источник – материалы конференции в Вашингтоне, февраль-март 1983 г.

Справка

Статья опубликована в журналах:

Энергетика и ТЭК, №7,№8, 2008 (Беларусь)

Новости Электротехники, №5,№6,2008 (Россия)

Рисунки 1-7 к статье (ниже)