ВОПРОСЫ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРОИЗВОДСТВА И КАЧЕСТВА РАБОТЫ
ГОЛОВАНОВ А. П., ОВСЕЙЧУК В. А., кандидаты техн. наук, Алма-Атинский энергетический институт — Казахское отделение Энергосеть-проекта
Необходимость снижения нагрузки электроэнергетической системы (ЭЭС) и объединенной энергосистемы (ОЭС) и стабилизация ее на требуемом уровне в период дефицита мощности или энергоресурсов привела к разработкам систем управления электропотреблением у нас в стране и за рубежом.
Известно, что эффект от таких систем не может быть достигнут без применения экономически обоснованных дифференцированных по зонам суток тарифов. Действующие в настоящее время тарифы на электроэнергию имеют два существенных недостатка:
их уровень занижен и не отражает в полной мере эффекта, получаемого потребителем от электрификации (применения электроэнергии);
Рис. 1. Структурная схема энергообъединения
они не стимулируют потребителя к эффективному использованию электроэнергии и уплотнению графика нагрузки, что обусловливает завышение капитальных вложений в новое энергетическое строительство, нерациональное использование мощностей и т. п.
В Алма-Атинском энергетическом институте на кафедре «Электрические системы и сети» проводятся исследования по обоснованию экономических предпосылок и принципов управления электропотреблением в ЭЭС и ОЭС.
Рис. 2. Характерный график нагрузки ОЭС Казахстана в зимний период без управления электропотреблением (кривая 1) и расчетный график с предполагаемым управлением (ЭНП (кривая 2)
Для ОЭС Казахстана, в состав которого входят шесть ЭЭС, была выполнена серия расчетов нормальных режимов, определивших эффективность снижения нагрузки в режиме летнего и зимнего максимумов как для производственного энергообъединения (ПЭО), так и потребителей электроэнергии.
Для ПЭО эта выгода выразилась в уменьшении расхода топлива на электростанциях и эксплуатационных расходов, потерь электроэнергии в сетях, а также в сокращении капитальных вложений на создание новых генерирующих мощностей. Для потребителей выигрыш получен в результате снижения оплаты за электроэнергию при дифференцированном учете стоимости по зонам суток с отключением части нагрузки электронагревательных приборов (ЭНП), промышленных потребителей — регуляторов (ПР) и переходом в более дешевые тарифные 30Hы. Для проведения расчетов была собрана информация о структуре и объеме ПР в ОЭС с точки зрения возможности управления ими и нанесения при этом потребителю наименьшего ущерба. На рис. 1 показана структурная схема энергообъединения с указанием установленной мощности ЭНП (МВт) по энергосистемам (в числителе) и в том числе с аккумуляторами тепла и автоматическими устройствами управления (в знаменателе).
В основном ПР — это крупные промышленные предприятия и ЭНП (электрокотлы, электроводонагреватели, электрокалориферы численностью 90 тыс. и общей мощностью 1467 МВт, что составляет 15 % мощности электростанций объединения). Из указанного количества ЭНП только часть оснащена аккумуляторами тепла и автоматическими устройствами, т. е. готова к подключению в контур управления.
Для оценки технически возможного и экономически целесообразного объема управляемой нагрузки ОЭС была выполнена серия итеративных расчетов нормальных режимов зимнего и летнего максимумов нагрузки. На рис. 2 приведен суточный график нагрузки ОЭС Казахстана (кривая 1), из которого следует, что эффективное выравнивание графика (кривая 2) может быть достигнуто при объеме управляемой нагрузки 350— 500МВт (3,5—5 % максимума нагрузки).
При снижении нагрузки потребления были получены данные и построены (рис. 3) зависимости:
где Р — потери (затраты) мощности на транспортирование электроэнергии в ОЭС; А, — нагрузка ОЭС, Кн — коэффициент нагрузки (отношение Рн в относительных единицах к максимуму нагрузки) .
Рис. 3. Зависимость потерь мощности от изменения электропотребления в зимний и летний периоды в ОЭС Казахстана
Одновременно с выравниванием графика нагрузки потребления исследовалась возможность оптимизации электрического режима энергообъединения по минимуму потерь мощности в сетях 110—1150 кВ. На рис. 3 показана зависимость потерь мощности Р в основных сетях 110—1150 кВ ОЭС Казахстана от значения нагрузки в зимний (кривая 1) и летний (кривая 2) периоды. Изменение нагрузки и мощности регулирующей электростанции в зимний и летний периоды характеризуются соответственно кривыми 3 и 4.
Учитывая межсистемные ограничения по перетокам мощности на связях ОЭС Казахстана с ОЭС Сибири и ОЭС Урала, при изменении электропотребления желательно регулировать генерирующую мощность электрических станций.
Для ОЭС Казахстана наиболее оптимальным с точки зрения минимизации потерь мощности оказался режим с уменьшенной генерирующей мощностью электростанций на ту же величину, что и нагрузка потребления (кривые 2 и 4). Это в конечном счете позволит экономить и топливо.
Анализ схем электроснабжения и реальной возможности приобретения трехтарифных трехфазных счетчиков для учета электроэнергии, оценка по использованию в ближайшие годы в энергосистемах ЭНП для регулирования нагрузки показали, что установленная мощность ЭНП, которая может быть использована для управления нагрузкой без ущерба потребителя, составляет 360 МВт.
Для контроля за этой нагрузкой потребуется не менее 15 тыс. тарифных счетчиков, позволяющих суммировать электропотребление по трем зонам суток: утреннему и вечернему максимумам, ночному провалу и дневному времени с соответственно максимальным, минимальным и средним тарифом на электроэнергию.
В настоящее время первая партия счетчиков венгерской фирмы «ГАНЦ» установлена в одном из совхозов Казахстана, где общая мощность ЭНП достигает 8 МВт, а также на горно-обогатительном комбинате. Эксперимент в течение года с введением дифференцированных тарифов должен показать их достаточность в качестве экономического рычага для снижения нагрузки в ОЭС в часы максимума или необходимость создания системы управления электропотреблением с центром, например, в ОДУ Казахстана.
Экономическая эффективность управления нагрузкой ЭНП в ОЭС Казахстана будет складываться из снижения потерь электроэнергии за счет рационализации режима электропотребления по часам суток (перенос нагрузки из зоны максимума в зону снижения для промышленных предприятий и кратковременное отключение нагрузки ЭНП), а также сокращения капитальных вложений на создание новых генерирующих мощностей.
Расчетный экономический эффект для ПЭО от уменьшения потерь мощности при предполагаемом отключении нагрузки ЭНП (360 МВт) в зимнее время определяется по формуле:
где РУ — среднее значение потерь мощности в утренний максимум при снижении нагрузки от 0,97 до 0,934 (см. рис. 3, режим 1), МВт; Рв — среднее значение снижения потерь мощности в вечерний максимум при уменьшении нагрузки от 1
до 0,964 (см. рис. 2, режим 1), МВт; Ту, Тв — допустимое по технологическим условиям время отключения нагрузки ЭНП соответственно в утренний и вечерний максимумы нагрузки системы, ч; Д — число дней в году, в течение которых значения нагрузки приближается к зимнему максимуму в условиях северной части Казахстана; С — среднее значение себестоимости электроэнергии, продаваемой ПЭО (данные Минэнерго Казахской ССР), коп/кВт-ч.
В летний период технологически допустимый перенос нагрузки из максимального в минимальный режим ОЭС при неизменном электропотреблении за счет снижения потерь мощности на ее транспортирование обеспечит экономический эффект примерно 75 тыс. руб. Тогда его суммарное значение от регулирования нагрузки в зимний и летний периоды в ОЭС Казахстана составит около 431 тыс. руб. в год.
Как видно из рис. 3 (кривые 2 и 4), потери мощности в электрических сетях ОЭС можно дополнительно уменьшить совместной оптимизацией отключаемой нагрузки и генерирующей мощности ОЭС примерно на 5—10 %, что повысит экономический эффект для ПЭО ОЭС Казахстана до 500 тыс. руб.
Отключение части нагрузки с одновременным уменьшением на ту же величину мощности электростанции в периоды зимнего утреннего и вечернего максимумов обеспечит экономию топлива ОЭС:
где Рно — значение отключаемой нагрузки ЭНП, МВт; т — топливная составляющая электростанций, регулирующих режим, коп./кВт-ч.
Экономия капитальных вложений за счет отказа от создания генерирующих мощностей при отключении нагрузки 360 МВт (соответствует мощности энергоблока в 300 МВт) составит: где г) — среднегодовая эксплуатационная нагрузка блоков тепловой электростанции; Ко — стоимость 1 кВт установленной мощности электростанции с блоками 300 МВт с учетом затрат на экологию; Ен — нормативный коэффициент эффективности капитальных вложений.
Таким образом, суммарный экономический эффект от управления нагрузкой ЭНП (360 МВт) в ОЭС Казахстана составит 14,2 млн. руб. Следовательно, на 1 кВт снижения нагрузки в максимальном режиме загрузки системы экономия составит около 40 руб.
Экономия за счет управления нагрузкой потребителя и контроля расхода электроэнергии трехтарифными счетчиками и таймерами определяется разницей в тарифах при оплате одного и того же количества электроэнергии по свободному и вынужденному графикам электропотребления.
В соответствии с прейскурантом, потребитель будет оплачивать за 1 кВт-ч 5 коп., а при переносе нагрузки из максимума графика системы в другие зоны — в среднем 2 коп. Тогда при управлении нагрузкой ЭНП за счет ее переноса в дешевые тарифные зоны экономический эффект потребителя составит:
где ДЦ0 — разница в тарифах на электроэнергию, отпускаемую по свободному и вынужденному графикам электропотребления (для отопления и горячего водоснабжения), коп./кВт-ч.
В случае установки на ПР 15 тыс. таймеров и счетчиков фирмы «ГАНЦ» (производства Венгрии) стоимостью по 196 руб. указанная сумма Ц уменьшится
до 12,6 млн. руб. В результате экономия потребителя электроэнергии при управлении его нагрузкой в течение суток на 1 кВт мощности ЭНП составит 35 руб.
В результате сравнения экономических эффектов энергосистем Казахстана от управления нагрузкой потребителей и введения экономических стимулов управления электропотреблением видно, что хозрасчетный доход в целом для всех ПЭО в ОЭС несколько выше, чем для ПР.
Вместе с тем при непосредственном взаимном расчете между ПЭО и ПР (без оценки затрат на перспективу) в выигрышном положении оказываются ПР. Достижение большего эффекта связано с более глубокой дифференциацией тарифов по часам суток (по 3—4 зоны), сезонам года, а также с выпуском в достаточном количестве дешевых отечественных многотарифных счетчиков.
Весьма актуальной является проблема пересмотра цен на электроэнергию с разработкой системы региональных цен и тарифов, что важно при создании межотраслевого хозрасчета в условиях перехода республик на самофинансирование и самоуправление.
Дальнейшую экономию электроэнергии в значительной степени следует связывать с разработкой и поэтапным внедрением комплексной системы управления электропотреблением, основанной не только на оптимизации режима электрической сети, но и мощности нагрузки электростанций в ОЭС или ЕЭС.
