Г.А.Л._Изб. раб. по АСКУЭ

© Гуртовцев А.Л. Избранные работы по АСКУЭ (1981-2009)

351

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 потребителейрегуляторов (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 ЮжноУкраинской 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-

© Гуртовцев А.Л. Избранные работы по АСКУЭ (1981-2009)

352

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,

© Гуртовцев А.Л. Избранные работы по АСКУЭ (1981-2009)

353

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].

© Гуртовцев А.Л. Избранные работы по АСКУЭ (1981-2009)

354

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.

© Гуртовцев А.Л. Избранные работы по АСКУЭ (1981-2009)

355

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 электропотреблениемальтернатива 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)

© Гуртовцев А.Л. Избранные работы по АСКУЭ (1981-2009)

356

Р, МВт

7000

6000	Пиковое потребление

Рмакс

РПП

Рср

Полупиковое потребление (до уровня пика)

4000

Рмин

3000

Базовое потребление (до уровня ночного провала)

2000

Час

суток

1000

0	2	4	6	8	10	12	14	16	18	20	22	24
		Рис.1 Типовой суточный график нагрузки энергосистемы
	Р, МВт
6000									1
5000									2
4000									3
									4
3000

2000
												Час
1000												суток
	2	4	6	8	10
0						12	14	16	18	20	22	24

Рис.2 Типовые суточные графики нагрузки ОЭС Беларуси в 2007 г.

1- отопительный период, рабочий день, среда (12.12.2007); 2 – отопительный период, выходной день, воскресенье (16.12.2007); 3 – межотопительный период, рабочий день, среда (13.06.2007); 4 – межотопительный период, выходной день, воскресенье

(17.06.2007)

© Гуртовцев А.Л. Избранные работы по АСКУЭ (1981-2009)	357
Р, МВт
6000
5000
4000
3000
Базовое недельное потребление

2000

Дни

недели

1000

Пн	Вт	Ср	Чт	Пт	Сб	Вс
10.12.2007	11.12.2007	12.12.2007	13.12.2007	14.12.2007	15.12.2007	16.12.2007

Рис. 3 Типичный недельный график электрической нагрузки ОЭС Беларуси в отопительный период 2007 г.

Р, МВт

6000

1

2

5000

4000

3000

	6	3
2000	4

1000 5

Час

суток

0

0

2

4

6

8

10

12

14

16

18

20

22

24

Рис. 4 Типичные суточные графики электрической нагрузки и генерации ОЭС Беларуси в отопительный период 2007 г. (12.12.2007); 1- график нагрузки ОЭС, 2- график генерации ОЭС, 3- график суммарной генерации ГРЭС, 4- график генерации Лукомльской ГРЭС, 5- график генерации Березовской ГРЭС, 6- график суммарной генерации ТЭЦ

© Гуртовцев А.Л. Избранные работы по АСКУЭ (1981-2009)

358

Р, МВт

3000

3

2000

1

4

1000

2

Час

суток

0

0

2

4

6

8

10

12

14

16

18

20

22

24

Рис. 5 Типичные графики генерации Лукомльской ГРЭС в 2007 г.

1 - график ОП-РД, 2- график ОП-ВД, 3 – график МОП-РД, 4 – график МОП-ВД

УРТ, гу.т./кВт·ч

346

342

338

334

330

326

322

318

314

310

90 110 130 150 170 190 210 230 250 270 290 310 330 N МВт

Рис.6. Зависимость удельного расхода условного топлива (УРТ) от нагрузки энергоблока 300 МВт Лукомльской ГРЭС (по данным 1985г. для новых энергоблоков)

© Гуртовцев А.Л. Избранные работы по АСКУЭ (1981-2009)

359

Рис 7. График получасовых мощностей предприятия строительных материалов, март 2005г. а) РД, среда, б) ВД, воскресенье

© Гуртовцев А.Л. Избранные работы по АСКУЭ (1981-2009)

360

НАРАЩИВАТЬ ГЕНЕРАЦИЮ ИЛИ УПРАВЛЯТЬ НАГРУЗКОЙ?

Анализ концепции московских энергетиков

Гуртовцев А.Л., к.т.н., ведущий научный сотрудник РУП "БЕЛТЭИ"

В 2005 представительным коллективом специалистов РАН, ОАО "Мосэнерго", ОАО РАО "ЕЭС России", ОАО "ФСК ЕЭС", ОАО "СО-ЦДУ ЕЭС", научных и проектных институтов и ряда структур Правительства г. Москвы была разработана "Концепция технического перевооружения энергетического хозяйства Московского региона",

которая была одобрена в конце декабря 2005 г. на итоговом совещании у полномочного представителя Президента РФ в Центральном федеральном округе. Она должна стать основой Комплексного плана развития электроэнергетики Московского региона. Концепция является многостраничным документом, опубликованным на протяжении 2006 г. в журнале "Электрические станции"[1]. Ниже рассматриваются базовые характеристики Московской энергосистемы и анализируются ключевые положения Концепции, важные для стратегии модернизации любой энергосистемы.

Московская энергосистема

Замечание. Данные о Московской энергосистеме приведены по [1] и могут отличаться от состояния на текущий момент.

Московский регион включает в себя Московскую область (площадь 46 тыс. км2 - 0,27% территории России, население около 6,6 млн чел., или 4,5% всех россиян, плотность расселения в 16 раз выше, чем средняя по стране) и Москву (площадь около 1тыс. км2,

жителей 8,7 млн чел., или 6% населения страны). Энергоснабжение региона осуществляется от 23 региональных электростанций и 21 блок-станций с суммарной установленной мощностью около 15,1 ГВт (6,8% всей российской установленной мощности), а также частично от электростанций объединенной энергосистемы Центра (ОЭС Центра), в которую входит Московская энергосистема. По мнению авторов документа "Московская

энергосистема является самой мощной в мире энергосистемой, обеспечивающей комбинированное производство электроэнергии и тепла и покрытие соответствующих нагрузок крупнейшего мегаполиса, расположенного в холодных климатических условиях".

При реструктуризации РАО "ЕЭС России" 18 электростанций из вышеуказанных 23 вошли в состав территориальной генерирующей компании (ТГК-3) ОАО "Мосэнерго", Загорская ГАЭС-1 (ЗаГАЭС-1) - в состав ГидроОГК, а остальные четыре - в состав различных ОГК (оптовых генерирующих компаний). Важной особенностью энергоснабжения Москвы является высокоцентрализованное комбинированное производство и потребление тепла и электроэнергии. Суммарная тепловая и электрическая мощность Московских ТЭЦ составляет 53,6 ГВт, причем степень централизации оборота электроэнергии достигает 100%, а оборота теплоэнергии - 75%. В связи с многолетним отставанием в Московской энергосистеме ввода новых мощностей образовался дефицит собственной активной мощности порядка 1,8 ГВт, который покрывается электростанциями ОЭС Центра через сеть напряжением 500 кВ, образующую кольцо вокруг Москвы. Это кольцо является схемой выдачи мощности для большинства крупных электростанций Мосэнерго и одновременно оно служит системообразующей сетью как для Мосэнерго и ОЭС Центра, так и для ЕЭС России, выполняя транзитные функции между ее частями.