ОСОБЕННОСТИ ДЕЦЕНТРАЛИЗОВАННОГО ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ РЕСПУБЛИКИ САХА (ЯКУТИЯ)
Б. В. Лукутин, Г. Н. Климова, С. Г. Обухов, Е. А. Шутов, Н. М. Парников
Томский политехнический университет, ОАО "Сахаэнерго"
Якутия – крупнейшее административно-территориальное образование в Российской Федерации. Её территория в 5,5 раза больше Франции – самого крупного государства Европы – и составляет 18 % от площади РФ. Доля населения Якутии в общей численности населения РФ составляет примерно 0,7 %. Промышленность Якутии ориентирована на добычу и обогащение сырья, так как Республика богата природными ресурсами.
Якутская энергосистема во многом уникальна*. В ней представлены все виды генерации: гидрогенерация каскада Вилюйских ГЭС, газовая генерация Якутской ГРЭС и Якутской ТЭЦ, генерация на угле Нерюнгринской ГРЭС. При этом электроснабжение значительной части территории Якутии обеспечивают малые электростанции, работающие на дизельном топливе; они объединены в дочерней компании ОАО "Сахаэнерго", специализирующейся на малой энергетике. Приоритетным направлением социально-экономического развития Республики является повышение надёжности и эффективности электроснабжения потребителей в зонах децентрализованного энергоснабжения.
В настоящее время в организационную структуру ОАО "Сахаэнерго" входят шесть филиалов (Булунские, Верхоянские, Кобяйские, Олекминские, Эльдиканские и Янские электрические сети) и 14 обособленных структурных подразделений – районов электрических сетей (РЭС). Имущественный комплекс "Сахаэнерго" насчитывает 128 дизельных электростанций в 18 улусах Республики), в том числе 605 единиц дизель-агрегатов общей установленной мощностью 272,4 МВт, линии электропередачи общей протяжённостью 4101 км, 1007 единиц трансформаторных подстанций.
В соответствии с "Правилами технической эксплуатации дизельных электростанций" режимы работы станций должны планироваться. Долгосрочное планирование их режима должно осуществляться для характерных периодов года и предусматривать составление годовых, квартальных, месячных балансов энергии и баланса мощности на час максимума нагрузок; составление годовых и месячных планов ремонта основного оборудования электростанций, устройств релейной защиты и автоматики; разработку схем соединений электростанции, тепловых сетей для нормального и ремонтных режимов и др.
Основными характеристиками для классификации потребителей принято считать [1]: максимальную (пиковую) мощность Рmax; минимальный (базовый) уровень нагрузки Рmin; среднюю нагрузку Рср; коэффициент неравномерности нагрузки Кн=Рmin/Рmax; коэффициент использования максимума нагрузки Ки=Рср/Рmax (характеризует "плотность" нагрузки). В целом по "Сахаэнерго" максимальная (пиковая) мощность в 2007 г. составила 87,05 МВт при минимальном (базовом) уровне нагрузки 10,19 МВт. Средняя годовая нагрузка по всему объединению составила 43,85 МВт. Коэффициент неравномерности нагрузки Кн=0,12, коэффициент использования максимума нагрузки Ки=0,5.
Важнейшую роль в планировании играет прогнозирование графиков потребления электрической энергии. На рис. 1 представлены типовые суточные графики нагрузки для ДЭС пос. Чокурдах. Аналогичные графики построены и для других ДЭС ОАО "Сахаэнерго". Анализ суточных графиков электрических нагрузок децентрализованных потребителей Якутии позволяет сделать следующие выводы:
1. Форма суточного графика нагрузки определяется социально-бытовыми условиями жизни населения и в течение характерного сезона года изменяется незначительно.
2. Изменения суточного минимума и максимума нагрузки связаны главным образом с климатическими условиями и могут варьироваться в широких пределах.
3. Возможен достоверный прогноз суточного изменения нагрузки потребителей для каждой конкретной ДЭС на основе статистической обработки экспериментальных данных.
а б
Рис. 1. Типовые суточные графики нагрузки ДЭС п. Чокурдах:
а) осенне-зимне-весенний период; б) летний период
Для определения основных направлений повышения эффективности малой энергетики Якутии на базе электрических балансов ОАО "Сахаэнерго" был проведён комплексный системный анализ основных технологических процессов производства, распределения и потребления электрической энергии в децентрализованных зонах за период 2004–2006 гг. Численность и суммарная установленная мощность агрегатов ДЭС представлены в табл. 1.
1. Численность и установленная мощность агрегатов ДЭС
ОАО "Сахаэнерго"
Мощность, кВт |
Численность |
Суммарная мощность, кВт |
Суммарное время наработки, ч |
13–18 |
8 |
131 |
13868 |
25–85 |
151 |
8077,5 |
2057653 |
100–160 |
151 |
16460 |
2360500 |
200–220 |
22 |
4420 |
168442 |
300–375 |
107 |
33889 |
4036839 |
500–735 |
22 |
13441 |
1144915 |
800 |
80 |
64000 |
4242756 |
1000–12000 |
64 |
132020 |
1123035 |
Итого |
605 |
272438,5 |
15148008 |
Средняя установленная мощность на один агрегат составляет 450 кВт, среднее время наработки на один агрегат к 2007 г. достигло 25038 ч, средняя выработка на один агрегат – 0,64–0,71 млн кВтч в год. Выработка электрической энергии по "Сахаэнерго" за рассматриваемый период практически не изменялась и находилась в пределах 388,4–431 млн кВтч. Динамика изменения электрического баланса представлена в табл. 2.
2. Электрический баланс ОАО "Сахаэнерго", % от выработки
Направление использования |
Доля от выработки, % |
||
2004 г. |
2005 г. |
2006 г. |
|
Полезный отпуск |
81,3 |
79,3 |
80 |
Потери |
13 |
15,1 |
14,8 |
Собственные и хозяйственные нужды |
5,7 |
5,6 |
5,2 |
Представленные результаты свидетельствуют, что электрический баланс "Сахаэнерго" стабилен, и его значительные изменения в дальнейшем могут быть связаны только с введением в строй крупных объектов производственного или социально-бытового назначения. Полезный отпуск электрической энергии на уровне 80 % от выработки говорит, что имеются значительные резервы по повышению эффективности режимов работы основного электрооборудования и снижению непроизводственных потерь электрической энергии.
Основным энергетическим показателем любого преобразовательного устройства является коэффициент полезного действия. Именно КПД определяет эффективность преобразования одного вида энергии в другой. Общий КПД энергетической системы определяется КПД входящих в него структурных элементов [1–3]. В этом смысле комплекс децентрализованного электроснабжения Республики Саха представляет собой совокупность автономных систем электроснабжения, осуществляющих преобразование потенциальной энергии органического топлива (дизельного, нефти, угля, газа) в более удобную в использовании электрическую энергию, а также доставку её до потребителя. Проведём оценку энергетической эффективности комплекса децентрализованного электроснабжения Республики Саха (Якутия) в целом и его основных структурных составляющих.
Выберем в качестве энергетического эквивалента условное топливо (1 кг дизельного топлива эквивалентен 1,45 кг ут, 1 кВтч электрической энергии – 0,123 кг ут). Баланс использования условного топлива по ОАО "Сахаэнерго" в 2006 г. представлен на рис. 2. Видно, что эффективность использования топлива (энергии) в децентрализованных зонах составляет 25,2 % (без учёта утилизации тепловой энергии). Наибольшие потери наблюдаются в дизель-генераторах при выработке электрической энергии – 68,1 %. Расход топлива на собственные и хозяйственные нужды ДЭС составляет 1,8 % от первичной энергии. Потери электрической энергии в распределительных сетях в среднем по ОАО "Сахаэнерго" составляют 4,9 %.
Рис. 2. Баланс эффективности использования топлива по ОАО "Сахаэнерго" (2006 г.)
Стоимость одной тонны натурального топлива по ОАО "Сахаэнерго" в 2007 г. составляла в среднем 21958 руб. [4], общий расход финансовых средств, связанный с приобретением топлива, идущего на выработку электрической энергии − 2,208 млрд руб. Учитывая, что КПД в целом по ОАО "Сахаэнерго" составил 25,2 %, эффективно использовано лишь около 556 млн руб.
Анализ эффективности использования энергии по РЭС (табл. 3) показал, что усреднённый КПД дизель-генераторов РЭС изменяется от 34,9 % в Янских, Эльдиканских сетях и Верхнеколымском РЭС до 22,4 % в Нижнеколымском РЭС. В целом полезно используется лишь от 28,3 до 16,3 % топлива.
Что касается работы отдельных дизельных станций, то техническое состояние Черской ТДЭС (Нижнеколымский РЭС) и ДЭС Суччино (Среднеколымский РЭС) позволяет полезно использовать лишь 13,9 и 11 % топлива соответственно. Общая эффективность, учитывающая расход топлива на собственные и хозяйственные нужды и потери в сети, при распределении электрической энергии до потребителей составляет 9,4 %. Наиболее эффективна работа Зырянской ДЭС (Верхнеколымский РЭС), КПД преобразования которой 35,7 %; общая эффективность – 29 %. Повышение общего КПД преобразования энергии децентрализованного комплекса электроснабжения региона позволит только на топливе получить экономию в размере более 20 млн руб.
3. Эффективность использования энергии по РЭС
Наименование РЭС |
КПД, % |
Наименование РЭС |
КПД, % |
||
агрегата |
общий |
агрегата |
общий |
||
Янские сети |
34,9 |
27,7 |
Среднеколымский |
31,4 |
26,3 |
Верхнеколымский |
34,9 |
28,3 |
Булунский сети |
31,3 |
25,7 |
Эльдиканские сети |
34,8 |
27,1 |
Олекминские сети |
31,3 |
22,9 |
Жиганский |
33,2 |
27,5 |
Момский |
30,8 |
25,6 |
Усть-Майский |
32,4 |
27,7 |
Оймяконский |
30,3 |
24,4 |
Усть-Янский |
32,1 |
23,7 |
Эвено-Бытант. |
29,6 |
23,6 |
Кобяйские сети |
31,9 |
23,6 |
Оленёкский |
29,5 |
24,6 |
Чокурдахский |
31,7 |
26,7 |
Верхоянские сети |
28,6 |
22,7 |
Абыйский |
31,5 |
26,0 |
Нижнеколымский |
22,4 |
16,3 |
Специфика распределительных сетей предприятия определяет необходимость нормирования технологических потерь электрической энергии индивидуально для каждой ДЭС. Технологические потери энергии в сетях определяют расчётным путём, для чего на предприятии организованы регулярные замеры мощности не только на отходящих фидерах ДЭС, но и пофидерные замеры на подстанциях 6/0,4 кВ. В соответствии с [5] электросетевые компании обязаны ежегодно проводить необходимые организационные и технические мероприятия по снижению потерь электрической энергии в сетях.
Эффективным путём снижения себестоимости вырабатываемой электрической энергии и уменьшения расхода дизельного топлива является оптимизация расхода энергии на собственные и хозяйственные нужды ДЭС. Современные ДЭС обеспечивают уровень затрат энергии на собственные нужды станции не более 3 % от выработки (без учёта зданий), что существенно ниже среднего показателя по "Сахаэнерго" и по отдельным ДЭС. Повышение эффективности использования топлива дизельными электростанциями возможно за счёт оптимизации рабочего режима ДЭС; разработки новых эффективных структурных схем гибридных энергетических комплексов и использования местных природных и возобновляемых источников энергии.
1. Марченко О. В., Соломин С. В. Оптимизация автономных ветродизельных систем энергоснабжения // Электрические станции. 1996. № 10. С. 44–45.
2. Bezdek J.C. A convergence theorem for the fuzzy ISODATA clustering algorithm // IEEE Transactions on Pattern Analysis and Mashine Intelligence. Vol. 2, 1980. Р. 8.
3. НТПД-90 Нормы технологического проектирования дизельных электростанций // Утверждены Минэнерго СССР, протокол от 19 июля 1990 г. № 38 (срок действия продлён протоколом от 13.05.96 г.).
4. Ефремов Э. И. Экономика топливно-энергетического комплекса Якутии. Новосибирск: Наука, 2007. 287 с.
5. Положение об организации в Министерстве промышленности и энергетики Российской Федерации работы по утверждению нормативов технологических потерь электроэнергии при её передаче по электрическим сетям. Утверждено приказом Минпромэнерго России от 4.10.2005 г.