// Промышленная энергетика. - 2015. - № 5. - С. 2-8.

 

О подходах к решению проблемы неравномерности графика нагрузки*

 

Некрасов С.А., канд. экон. наук, Матюнина Ю.В., Цырук С.А., кандидаты техн. наук

НИУ «МЭИ», Москва

 

Одним из сдерживающих факторов экономического развития Российской Федерации является высокая стоимость энергоснабжения. Директивные решения по ограничению темпов роста тарифов привели к сворачиванию ряда инвестиционных программ в энергетике, а применительно к реализуемым проектам – к увеличению сроков реализации, что в конечном итоге приведет к их удорожанию. В этих условиях требуется поиск новых механизмов, позволяющих снизить издержки энергоснабжения.

Предложено сформировать новый субъект электроэнергетики – агрегированную генерирующую компанию, решающую проблему пикового спроса на основе оптимизации работы потребителей, а не за счет строительства новых объектов генерации с увеличением сетевой инфраструктуры. Вовлечение потребителей в оптимизацию электроснабжения за счет изменения их технологических процессов с целью выравнивания графика электрических нагрузки позволит снизить общие затраты в электроэнергетике. Экономия, полученная от снижения капитальных и эксплуатационных затрат, должна стать источником финансирования инновационных проектов в энергетике, не находящих реализации в рамках сегодняшней модели ее функционирования.

______________________________________

* Работа подготовлена по результатам исследования, поддержанного Российским фондом фундаментальных исследований (проект №15-06-01292а).

_______________________________________________________

Несмотря на множество существующих подходов [14] к решению проблемы выравнивания графика нагрузок она по-прежнему остается актуальной. Его неравномерность обусловливает необходимость формирования соответствующей инфраструктуры – создания систем аккумулирования энергии, строительства пиковых электростанций, расширения пропускной способности существующих или строительства новых ЛЭП для выдачи их мощности, перевода работы существующих станций в режимы регулирования нагрузки и др.

Во многих странах мира отмечается рост неравномерности графика нагрузки, на который влияют две группы факторов:

– структурная трансформация экономики (рост доли сферы услуг, опережающее развитие высокотехнологичных отраслей промышленности), в соответствии с которой со снижением в общем электропотреблении снижается доля энергоемких отраслей с непрерывным циклом производства, обеспечивающих базовую загрузку энергосистемы;

– увеличение доли неравномерного коммунально-бытового сектора потребления (вследствие повышения доступности электробытовых приборов, роста электрооснащенности домохозяйств).

Рост неравномерности графика нагрузки ведет к снижению числа часов использования установленной мощности электростанций (ЧЧИМ, ч/год) или коэффициента использования установленной мощности (КИУМ, %). Уменьшение ЧЧИМ обусловливает увеличение доли постоянных и рост удельных переменных издержек (в результате работы оборудования в неоптимальных режимах при бóльших удельных расходах топлива), что ведет к увеличению стоимости электроэнергии. В [5] для трех групп развитых стран показано, что высокое ЧЧИМ определяет относительно небольшую цену электроэнергии (Франция, Южная Корея, Тайвань, ЮАР, Канада), а низкое – большую цену (Италия, Япония, Аргентина) – см. рис. 1.

Рис. 1. Кривые стоимости электроэнергии, в центах США (♦) и ЧЧИМ, ч/год (■) в 2008 г. для промышленных потребителей: а – лидеры европейской экономики; б – азиатские страны дефицитные по природным ресурсам; в – страны с высоким уровнем обеспеченности энергоресурсами

 

При рассмотрении динамики ЧЧИМ в отечественной энергетике (рис. 2 [5]), видно, что в процессе проведения рыночных реформ эффективность использования установленной мощности значительно снизилась и, несмотря на рост электропотребления после 1999 г., находится на уровне не выше довоенного. При этом высокая стоимость электроэнергии у конечного потребителя становится одной из причин сдерживания отечественного экономического развития [6].

Рис. 2. Кривая ЧЧИМ, ч/год, в СССР и России за период 1932–2010 гг.

 

Тенденция снижения эффективности использования установленной мощности энергосистемы сохраняется и после завершения реформирования энергетики (табл. 1, [7, 8]). В период максимальной загрузки (которая на большей части территории России приходится на первый квартал) КИУМ ЕЭС в 2012–2014 гг. уменьшился с 64,7 до 57,2 % как в результате снижения спроса на электроэнергию (с 291,9 до 280,3 млрд кВт∙ч), так и за счет роста мощности ЕЭС (с 219,6 до 227,5 ГВт) ([7, 8]).

Таблица 1

 

КИУМ электростанций

ЕЭС России в первом квартале, %

Год

ЕЭС

ТЭС

ГЭС

АЭС

2012

64,7

61,6

31,4

92,3

2013

59,1

60,3

39,3

88,2

2014

57,2

56,7

43,3

86,2

 

Прогнозируется опережение увеличения максимума потребления мощности ЕЭС России по отношению к спросу на электроэнергию. Согласно [9] спрос на электроэнергию в 20132020 гг. вырастет с 1010 до 1084 млрд кВт∙ч в базовом и до 1145 млрд кВт∙ч в умеренно-оптимистическом сценариях (на 7 и 13 % соответственно), а значение максимума потребления мощности ЕЭС России за тот же период – со 147 до 166,9 и 174,8 ГВт (на 13,5 и 18,9 %). Поэтому следует ожидать дальнейшего роста неравномерности графика нагрузки, что в совокупности со строительством новых энергетических мощностей сохранит тенденцию снижения ЧЧИМ отечественной энергетики.

В ближайшие годы появится еще один фактор, приводящий к уменьшению КИУМ тепловых станций и их вытеснению из базовой нагрузки, это увеличение доли АЭС (в новых мощностях, планируемых к вводу в России в 2014–2020 гг. она составляет 41,2 % [9]). Анализ ЧЧИМ различных стран показал, что величину загрузки энергетического оборудования определяет не способность энергосистемы производить электроэнергию и не структура энергетических мощностей, а возможность равномерного потребления энергии экономикой государства [10]. На рис. 3 представлены все страны, располагающие атомной энергетикой по состоянию на 2008 год, в порядке возрастания доли АЭС в мощности энергосистемы (нижняя кривая), которая меняется от 1 % в Китае (номер 1) до 35 % в Бельгии (30) и 54 % во Франции (31). Для рассматриваемых стран приведены три числовых ряда ЧЧИМ, соответствующие атомной (▲), неатомной (♦) энергетике и всей энергетике (■) страны. Как видно, что по мере увеличения доли атомной энергетик снижается ЧЧИМ неатомных станций вследствие вытеснения их из базовой части нагрузки. При этом среднее значение ЧЧИМ не зависит от доли АЭС в энергетике государства.

Рис. 3. Кривые ЧЧИМ атомной (▲), неатомной (♦) энергетики и всей энергетики (■) страны, а также доля мощности АЭС в общей энергетике.

 

Известно, что академик Л.А. Мелентьев предостерегал о необходимости различать эксплуатационный и так называемый «парадный» удельный расход топлива, т.е. расход, достигаемый кратковременно при наиболее экономичной и ровной нагрузке. В результате участия тепловых станций в регулировании графика нагрузки среднегодовые эксплуатационные удельные расходы, естественно, становятся выше [11].

В странах со значительной долей АЭС (более 22 %) неатомные станции имеют ЧЧИМ не более 3000 ч/год (правая часть рис. 3). Поэтому можно считать, что в сегодняшних условиях задача регулирования графика нагрузки актуальнее, чем повышение КПД электростанций в номинальном режиме. Можно выделить два подхода к ее решению: первый – на основе использования технических решений в энергосистеме без задействования возможностей потребителя по регулированию графика нагрузки; второй – с широким привлечением потребителей.

При первом подходе выделяется увеличение спроса на пиковые энергетические мощности с целью строительства новой пиковой генерации (вплоть до газовых турбин, работающих на моторном топливе [9]) и создания различного типа аккумуляторов электроэнергии. При этом часть тепловых станций переводится в режим регулирования графика нагрузки; возрастают требования к количеству циклов для пуска новых тепловых энергоблоков, что не может не обусловить усложнение их конструкции и, как следствие, удорожание. Изменяются требования к АЭС, согласно которым – они должны в непрерывном режиме обеспечивать диапазон регулирования от 50 до 100 % установленной мощности энергоблока [12]. В ЕЭС России необходимо иметь нормативный резерв мощности в объеме не менее 20,5 % от совмещенного максимума нагрузки [13].

Менее затратный второй подход – вовлечение потребителя в оптимизацию энергоснабжения – может опираться на опыт советской электроэнергетики. Теоретические и практические основы управления нагрузками потребителей были заложены еще в 30-е годы прошлого столетия [3]. Последующее развитие данного направления в условиях плановой экономики обеспечило эффективное использование так называемой «заявленной мощности» промышленными потребителями.

Для энергосистемы важна не суммарная установленная мощность совокупности электроприемников потребителя, а фактическое потребление в период прохождения максимума нагрузки, которое не должно превышать значение, заявленное предприятием («заявленную мощность»). Например, на трубном заводе «Лентрубсталь» в 1984 г. суммарная мощность электроприемников составляла 33 МВт. Однако благодаря координации интересов энергосистемы и технологических процессов потребителя во время прохождения максимума нагрузки мощность не превышала 3,3 МВт. В результате увеличения потребления во время дневного и ночного провалов нагрузки более 3,3 МВт обеспечивалось число часов использования заявленной мощности Т = 11 419 ч в год (см. табл. 2) т.е. больше числа часов в году. В табл. 2 представлены также показатели ряда других предприятий черной металлургии в 1984 г. (по данным [4]).

Таблица 2

Предприятие

Заявленная мощность, МВт

Установленная мощность, МВт

Т, ч

Кузнецкий ферросплавный завод

270

325,3

8213

Серовский ферросплавный завод

166

197,6

9024

Новомосковский огнеупорный завод

1,9

14,6

10 887

Красноармейский горно-обогатительный комбинат

2,6

11,8

8400

Лентрубосталь

3,3

33

11 419

Челябинский электрометаллургический комбинат

455

650

8110

 

В Министерстве черной металлургии СССР был разработан механизм, позволяющий при неизменной (или даже увеличивающейся) установленной мощности электроприемников целенаправленно снижать электропотребление в период прохождения максимума. На первом этапе осуществлялись корректировка технологических процессов, согласованное изменение графика рабочего времени, перенос времени обеденных перерывов и т.д. На втором этапе реализовывались технологические решения, обеспечивающие разгрузку электроемкого оборудования на 1 – 2 ч в сутки. Третий этап включал разработку и установку нового оборудования, позволяющего снижать электропотребление с минимизацией издержек для основного технологического процесса. Если первый этап реализовывался достаточно просто, то второй и третий этапы требовали длительного периода внедрения. Поэтому число часов использования заявленной мощности предприятиями черной металлургии в 1976 – 1985 гг. (рис. 4) росло постепенно.

Рис. 4. Динамика использования заявленной мощности предприятиями черной металлургии в 1976–1985 гг. (по данным [4])

 

Таким образом, в результате снижения расхода электроэнергии в период прохождения максимума нагрузки энергосистемы предприятия принимали на себя функции регуляторов электропотребления и обеспечивали время использования заявленной мощности до 12 400 ч/год. Необходимо отметить, что данный результат, полученный за счет продуманного руководства энергетическим хозяйством предприятий черной металлургии и в дальнейшем развиваемый кафедрой Электроснабжения промышленных предприятий Московского энергетического института [4], является одним из лучших примеров эффективной организации энергопотребления, потенциал которой не был использован в других отраслях. В последующем предлагались различные механизмы вовлечения потребителя в регулирование графика нагрузки, например на основе добровольного ограничения нагрузки [2], но по разным причинам они не нашли отражения в документах, определяющих направление развития энергетики [9, 12].

В настоящее время во многих странах ведутся работы по вовлечению потребителй в оптимизацию работы энергосистемы, в частности, на основе концепции «виртуальной электростанции» (virtual power plant, VPP) [14]. В качестве примера приведем опыт Словении, где с 2011 г. промышленные потребители и компания «ElektroLjubljana» используют возможности виртуальной электростанции для стабилизации работы энергосистемы и предоставления мощности балансирующему рынку. За счет управления спросом крупных и средних промышленных потребителей в соответствии с требованиями энергосистемы при номинальной мощности 20 МВт пиковая мощность виртуальной электростанции составила 63 МВт.

Целевым рынком, на котором виртуальная электростанция успешно выполняет функции обычных пиковых генерирующих мощностей, является рынок третичного регулирования частоты энергосистемы. В зависимости от потребности энергосистемы в течение 15 мин. увеличивается или снижается потребление на промышленном предприятии, включенном в виртуальную электростанцию. Регулирование обеспечивается путем координации технологических процессов подготовки сырья и вывода готовой продукции, например, дробления сырья, сушки, помола клинкера в цементной промышленности. Эффективность работы виртуальной электростанции увеличивается по мере вовлечения в процесс балансирования нагрузки возможностей предприятий различных отраслей. В итоге координации различных технологических процессов средний потенциал пиковой экономии составляет 25 %.

С использованием технологий smart grids возможно управление нагрузками сетевых компаний в процессе передачи и распределения энергии и поддержания номинального напряжения за счет соблюдения баланса реактивной мощности в распределительных сетях, что ведет к снижению потерь электроэнергии при ее передаче. Сейчас опыт работы виртуальных электростанций распространяется в Германии, Франции, Бельгии и исследуется в Минэнерго России [15].

Таким образом, в настоящее время возможно вовлечение потребителей в оптимизацию работы энергосистемы на новом качественном уровне. С этой целью предлагается создать новый субъект на оптовом рынке электроэнергии – агрегированную генерирующую компанию (АГК), адаптирующую к нашим условиям опыт зарубежных компаний. Первоочередные задачи АГК – выравнивание графика нагрузки энергосистемы, повышение эффективности использования существующих мощностей, сокращение удельных расходов топлива – будут решаться в результате изменения технологических процессов у потребителя, позволяющих снижать потребление в период прохождения максимума нагрузок, что эквивалентно созданию новых пиковых электростанций.

Таким образом, при обосновании целесообразности реализации концепции АГК следует рассматривать разницу между двумя величинами: капитальными затратами на реализацию проекта по регулированию нагрузки непосредственно у потребителя в результате изменения его технологических процессов; вложениями, необходимыми для создания новых генерирующих мощностей и инфраструктуры в энергосистеме. В большинстве случаев концепция АГК оказывается меньше капиталоемкости.

Приведем некоторые оценки стоимости инфраструктуры, необходимой для регулирования графика потребления. Следует различать реализованные у потребителя мероприятия по их функциональному свойству для энергосистемы в части скорости регулирования нагрузки. Первая группа – проекты, позволяющие влиять на третичное регулирование частоты с характерным временем порядка 15 мин. и вызвать изменения в процессе подготовки сырья и доработки конечной продукции (регулировать работу дробилок, мельниц и т.д.). Вторая группа мероприятий направлена на изменения потребления, допускающие быстрый отклик, что эквивалентно участию в автоматическом вторичном регулировании частоты и перетоков активной мощности, например, при разгрузке индукционных печей, регулировании зарядки аккумуляторов электромобилей, включении/выключении определенной мелкомоторной нагрузки бытовых потребителей – кондиционеров, холодильников и т.д.

Для первой группы мероприятий затраты следует сравнивать с капитальными затратами на строительство пиковых газовых электростанций и создание инфраструктуры для их подключения к сетям (приблизительно 50–70 тыс. руб. за кВт установленной мощности). Для второй группы мероприятий правомочно сравнение необходимых затрат со стоимостью систем аккумулирования, например на основе ГАЭС (от 16 тыс. руб/кВт) и других технологий (стоимость самых дешевых свинцово-кислотных аккумуляторных батарей составляет 19–30 тыс. руб/кВт, а систем аккумулирования на их основе – от 44 тыс. руб/кВт [17]).

Помимо суточного регулирования, АГК внесет значимый вклад в снижение требуемых энергетических мощностей в период прохождения осенне-зимнего максимума нагрузки, который согласно [14] может достигать 25 % от заявленной мощности потребителя.

Дополнительно следует отметить, что, в отличие от зарубежных стран, в России существует значительный потенциал для развития АГК, – реализация проектов по энергосбережению. Во множестве программ по энергосбережению обосновано, что значительно дешевле сэкономить киловатт-час, чем выработать новый на существующей станции, и многократно дешевле, чем построить новую станцию и начать на ней генерацию. Рассмотрение сэкономленной энергии как продукции АГК, эквивалентной обычной генерации, расширяет ее рынок не менее чем до половины потенциала энергосбережения, т.е. до 20 % объема энергопотребления.

Создание распределенной энергетики как части АГК (что практически реализовано в приведенном примере виртуальной станции [14]) должно рассматриваться как альтернатива строительству новых крупных электростанций и развитие сетевой инфраструктуры для выдачи их мощности.

Одной из причин роста стоимости электроснабжения является высокая доля сетевой составляющей в цене электроэнергии, достигающая в некоторых регионах 70 % [6]. Отметим, что для выполнения функций АГК по регулированию энергосистемы, аналогичных пиковым станциям и ГАЭС, отсутствует необходимость наращивания резерва сетей. Более того, поддержание баланса реактивной мощности в результате оптимизации энергохозяйства конечных потребителей и развития распределенной энергетики позволит обеспечить бóльшее снижение потерь электроэнергии в распределительных сетях, чем это достигнуто на основе виртуальных электростанций в европейских странах.

Таким образом, в отечественной энергетике существует практический опыт управления нагрузкой потребителя с целью оптимизации работы энергосистемы. В рыночной экономике он может найти применение и развитие на основе концепции АГК, что позволит обеспечить:

 рост эффективности использования установленной мощности энергосистемы, снижение доли постоянных издержек и стоимости энергоснабжения конечных потребителей;

 перевод работы существующих энергоблоков в оптимальные режимы и сокращение удельного расхода топлива на выработку электроэнергии;

 реализацию потенциала энергосбережения;

 развитие распределенной энергетики;

 сокращение потребности в новых пиковых и аккумулирующих мощностях, новой сетевой инфраструктуре;

снижение удельных потерь в электрических сетях.

 

Список литературы

 

1.                Гуртовцев А., Забелло Е. Электрическая нагрузка энергосистемы. Выравнивание графика. – Новости электротехники. 2008. № 5, 6.

2.                Аюев Б.И. Методы и модели эффективного управления режимами управления Единой электроэнергетической системы России: Дис. На соиск. учен. Степени д-ра техн. наук. Екатеринбург, УПИ, 2008.

3.                Маркович И.М. Режимы энергетических систем. – М.: Энергия, 1969.

4.                http://www.kudrinbi.ru

5.                Грачёв И. Д., Некрасов С. А. О значении эффективности использования энергетических мощностей (Четырнадцатый всероссийский симпозиум «Стратегическое планирование и развитие предприятий). М. 10.04.2013.

6.                Грачёв И. Д., Некрасов С. А. О тройной институциональной ловушке экономического развития Российской Федерации со стороны электроэнергетики и вступлении России в ВТО. – Микроэкономика. 2010. № 6.

7.                http://www.so-ups.ru/fileadmin/files/company/reports/ups-review/2014/ups_balance_ analysis_2014q1.pdf

8.                http://www.so-ups.ru/fileadmin/files/company/reports/ups-review/ups_review_mar12.pdf

9.                Схема и программа развития Единой энергетической системы Росси на 20142020 годы. Утверждена Приказом Минэнерго России 01.08.2014. (http://www.minenergo.gov.ru/documents/fold13/index.php?ELEMENT_ID=19356)

10.           Некрасов С. А. О независимости эффективности использования энергетического оборудования от структуры источников энергии // Промышленная энергетика. 2012, № 4.

11.           Мелентьев Л.А. Оптимизация развития и управления больших систем энергетики. – М.: Высшая школа, 1982.

12.           Проект правил технологического функционирования электроэнергетических систем. http://www.bigpowernews.ru/photos/0/ 0_G8VNP1BwnENS2V410SaBUuuADhpQtP2a.pdf

13.           Методика определения минимально необходимых объемов резервов активной мощности ЕЭС России. – ОАО СО «ЕЭС», Москва, 2012.

14.           Виртуальную электростанцию рассмотрели с разных точек зрения // Энергетика и промышленность (http://www.dveuk.ru/press/2/2013-04-16_.htm, http://www.e-c-m.ru/seminars/doc/UER_2013_11.pdf)

15.           http://www.minenergo.gov.ru/press/min_news/17932.html?print=Y

16.           Клейнер Г.Б. Российская экономика: системный подход: (Мезоэкономика развития). – М.: Наука, 2011.

17.           Implementing Agreement on Demand-Side Management Technologies and Programmes 2012. International Energy Agency. (Annual Report - Stockholm, January 2013). URL:http://www.ieadsm.org