Выравнивание графика нагрузки энергосистемы

Выравнивание графика нагрузки энергосистемы не может быть самопроизвольным, случайным процессом. Оно 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).

График нагрузки энергосистемы представляет собой сумму множества графиков нагрузки потребителей, и поэтому выровнять его можно только с помощью потребителей-регуляторов (ПР). Это значит — с помощью 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 группы: 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 ее поставщиком и потребителем 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 в рамках СГН достигается уменьшение ночного провала, снижается неравномерность графика и отпадает необходимость разгрузки или останова крупных блоков ТЭС и АЭС в ночные часы и ВД. К достоинствам также относится их высокоманевренная генерация в часы максимальной нагрузки энергосистемы за счет ранее аккумулированного энергоресурса. Все 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 1 000 долл.

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 (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, пущено 2 блока) на р. Южный Буг в Николаевской области Украины. Среди крупных высоконапорных ГАЭС отметим станцию в Гуанджоу (8 агрегатов по 300 МВт, напор 543 м) в Китае, введенную 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 в шахте-резервуаре 11 МПа [8].

В РУП «БелТЭИ» разработано предложение в программу Союзного государства России и Беларуси 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 1 420 мм, из которых можно формировать аккумулирующие батареи.

ГАЭС, в отличие от других станций, включая ТЭС и ГЭС, обладают двойным регулирующим эффектом. Так, практически одна и та же установленная мощность (в режиме генерации и в насосном режиме) в одном случае используется для подъема ночного провала СГН (при работе в режиме зарядки станции), а в другом — 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. Особенно выгодно использовать для зарядки ГАЭС дешевую ночную электроэнергию соседних государств, если таковая имеется. Как 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 для 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. 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 на оптовом и розничном рынках электроэнергии в России), ущерб для потребителей сводится к минимуму. Он 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 ему приобретать электроэнергии, когда и по какой цене.

Важно только таким образом составить систему тарифов, чтобы самая дорогая электроэнергия была постоянно связана с максимальными нагрузками энергосистемы (они могут с помощью тех же потребителей периодически «плавать» по графикам нагрузки), а самая дешевая — с минимальными, которые не так динамично, как максимальные, но все же 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 20 лет назад [9]. Как пример действия неудачных тарифов, не учитывающих, в частности, возможности адекватного регулирования в ВД (важность сохранения такой адекватности показана 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, так и продолжил такое же, но не адекватное реальности регулирование в ВД. Абсурд не требует комментариев.

Важно понять, что потребитель будет регулироваться так, как это надо энергосистеме, только в том случае, если такое регулирование даст ему ощутимую выгоду. Иными словами, если 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 компенсированными 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 вряд ли потребитель получит ту выгоду, которая заставит его что-то предпринимать.

Противоположный перекос в сторону потребителя также невыгоден энергосистеме. Видимо, оптимальное решение лежит 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 долл., или 75 млрд руб. Такова оправданная цена выпадающих доходов энергосистемы, но только в том случае, если система тарифов действительно на все сто процентов выполняет свои функции, непрестанно направляя 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 (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. 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].