Новости Электротехники 2(116) 2019





<  Предыдущая  ]  [  Следующая  >
Журнал №6 (54) 2008 год     

ЭЛЕКТРИЧЕСКАЯ НАГРУЗКА ЭНЕРГОСИСТЕМЫ
Выравнивание графика

В прошлом номере журнала («Новости ЭлектроТехники» № 5(53)2008) наши белорусские авторы начали разговор о проблеме покрытия неравномерных графиков электрической нагрузки, характерной для любой энергосистемы мира. Сегодня мы публикуем окончание материала.

Аркадий Гуртовцев, к.т.н., Евгений Забелло, д.т.н., РУП «БелТЭИ», г. Минск, Республика Беларусь

Выравнивание графика нагрузки энергосистемы не может быть самопроизвольным, случайным процессом, а требует проведения целенаправленных мероприятий с соответствующим 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 [1]).
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.
Всех ПР можно условно разделить на две составляющие: группу ПР, являющуюся частью энергосистемы и реализующую совмещенную функцию производства-потребления электроэнергии, и массовую группу ПР, находящуюся вне энергосистемы и использующую электроэнергию 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).

ПР – ЧАСТЬ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ

К первой группе относят прежде всего различные аккумулирующие электростанции [2]. 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). Агрегаты таких станций, в отличие от блоков ТЭС, работают при нормальных температурных условиях и более низких давлениях, поэтому аккумулирующие станции дешевле, надежнее и долговечнее ТЭС. Для них, как правило, удельная стоимость 1 кВт установленной мощности не превышает $ 1000.
Наиболее широкое применение получили гидроаккумулирующие (ГАЭС) [3–5, 7] и воздушно-аккумулирующие газотурбинные электростанции (ВАГТЭ) [5, 6]. Среди равнинных малонапорных (напор до 110 м) ГАЭС, созданных в условиях, близких к ландшафту Беларуси, можно выделить Загорскую ГАЭС-1 (1987 г., 6 обратимых гидроагрегатов с генераторной мощностью по 200 МВт) в Московской области на р. Кунья, Круонисскую ГАЭС (1992 г., 4 агрегата по 200 МВт) близ Каунасского водохранилища в Литве, Ташлыкскую ГАЭС (2006 г., 6 агрегатов по 150 МВт, пущены два блока) 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 строй в 2001 г. и предназначенную для совместной работы с двумя АЭС [5], а среди ВАГТЭ – станцию Нортон в штате Огайо (9 блоков по 300 МВт) с давлением воздуха 11 МПа в шахте-резервуаре [7]. РУП «БелТЭИ» предложило внести в энергетическую программу Союзного государства Россия–Беларусь работы по созданию ВАГТЭ на базе газотурбинных установок (ГТУ) мощностью 25 МВт и на аккумуляторах сжатого воздуха (давление 6 МПа). Аккумуляторы выполнены 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%, 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.

ПР ВНЕ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ

Путь экономической заинтересованности потребителей электроэнергии в выравнивании графика нагрузки не нов и насчитывает много десятилетий (пример тому – два сообщения из архива событий 30-х и 80-х 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 потребителей сводится к минимуму (этот ущерб превращается в неудобство типа недостаточной зарплаты или малой жилплощади). Такие тарифы становятся для потребителя в длительной перспективе дополнительным условием его жизни, к которому он может адаптироваться самостоятельно, независимо от энергосистемы решая, сколько, когда и по какой цене ему приобретать электроэнергию.
Необходимо 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 в условиях как оптового или розничного рынков электроэнергии, так и безрыночных структур, не отвечают этому условию (хотя эффективная тарифная система была предложена еще более двадцати лет назад [8]). Как пример действия неудачных тарифов, не учитывающих, в частности, возможности адекватного регулирования в ВД (важность сохранения такой адекватности показана, например, в [9]), можно привести графики нагрузки одного и того же предприятия в РД и ВД (рис. 1). 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 выпадающие 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 государство может позволить себе 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 также 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, 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) [10, 11]. 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 [12].

ВЫВОДЫ

1. В условиях безудержного роста мировых цен на органическое топливо одним из 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 в 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 Беларусь 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. Забелло Е.П., Гуртовцев А.Л. Экономическая эффективность АСКУЭ // Промышленные АСУ и контроллеры. – 2004. – № 2.
2. Астахов Ю.Н, Веников В.А, Иванов А.М. и др. Функциональные возможности накопителей электрической энергии в энергосистемах // Электричество. – 1983. – № 4.
3. Гуртовцев А.Л. Гидроаккумулирующие электростанции // Электро. – 2007. – № 1.
4. Гуртовцев А.Л. ГАЭС в электроэнергетике Украины // Энергия: экономика, техника, экология. – 2007. – № 8.
5. Гуртовцев А.Л., Забелло Е.П. Дешевый энергоресурс для Беларуси // Энергетика и ТЭК. – 2007. – № 5.
6. Ольховский Г.Г., Корсов Ю.Г., Бабенков В.И. и др. Электростанция с аккумулированием сжатого воздуха в ФРГ // Энергохозяйство за рубежом. – 1983. – № 2.
7. По страницам зарубежных журналов // Электрические станции. – 2002. – № 11.
8. Забелло Е.П. О совершенствовании тарифов на электроэнергию // Промышленная энергетика. – 1985. – № 5.
9. Забелло Е.П. Тарифы и тарифные системы на электрическую энергию как способ косвенного управления электрическими нагрузками // Энергоэффективность. – 2000. – № 9.
10. Гуртовцев А.Л. Современные принципы автоматизации энергоучета в энергосистемах // Новости ЭлектроТехники. – 2003. – № 1, 2.
11. Гуртовцев А.Л. Современные принципы приборного учета электроэнергии. Опыт Беларуси // Промышленные АСУ и контроллеры. – 2008. – № 1.
12. Забелло Е.П. Может ли высокоэкономичное производство сделать низкоэкономичной отрасль? // Энергетика и ТЭК. – 2005. – № 12.

АРХИВ

Регулирование графика электронагрузки

Первым в СССР документом по регулированию графика нагрузки был Циркуляр ВСНХ СССР от 26.11.1930 № 85 «О регулировании графиков нагрузки». Этот документ предложил несколько видов регули- ровочных мероприятий для потребителей, в частности, планирование рабочих смен на 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, 1933 г.)

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 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 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/кВт. С помощью принятой программы можно будет экономить пиковую мощность при затратах $ 250/кВт.

(Источник: Материалы конференции в Вашингтоне,
февраль–март 1983 г.)




Очередной номер | Архив | Вопрос-Ответ | Гостевая книга
Подписка | О журнале | Нормы. Стандарты | Проекты. Методики | Форум | Выставки
Тендеры | Книги, CD, сайты | Исследования рынка | Приложение Вопрос-Ответ | Карта сайта




Rambler's Top100 Rambler's Top100

© ЗАО "Новости Электротехники"
Использование материалов сайта возможно только с письменного разрешения редакции
При цитировании материалов гиперссылка на сайт с указанием автора обязательна

Segmenta Media создание и поддержка сайта 2001-2019