![](/pics/vl2.gif) |
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.
![](/pics/54/foto.gif) 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.)
| ![](/pics/transp.gif)
|