Г.А.Л._Изб. раб. по АСКУЭ

Комментарии, как говорится, излишни. Итак, проблемы в метрологии носят не национальный или территориальный, а всеобщий характер и их необходимо неотлагательно решать. Госстандарт вместе со своими институтами, как бы они этого ни избегали, должны представить на суд научно-технической общественности страны развернутую программу выхода из метрологических тупиков и защитить ее. До сих пор же они, будучи монополистами, чурались публичных дискуссий и обсуждений, принимая важные для страны решения в узком кругу, игнорируя предложения и запросы организаций и физических лиц (достаточно сказать, что многие корреспонденты ждут месяцами, если не годами, ответы на свои запросы в Госстандарт). С такой порочной практикой необходимо кончать, а государству пора обратить пристальное внимание на дееспособность и эффективность работы своего метрологического органа.

Но перейдем к анализу тупиков в другом Законе, который сравнительно недавно был принят под давлением мирового рынка и его организаций в странах СНГ, включая Беларусь. Этот закон в большинстве стран мира, в том числе в России и Казахстане, называется «О техническом регулировании», а у нас почему-то назван «О техническом нормировании и стандартизации».

Тупики Закона «О техническом нормировании и стандартизации»

Этот Закон «определяет правовые и организационные основы технического нормирования и стандартизации и направлен на обеспечение единой государственной политики в этой области» [22]. Закон вводит в оборот новый набор технических нормативно-правовых актов (ТНПА): технические регламенты (ТР), технические кодексы установившейся практики (ТКП), технические условия (ТУ) и стандарты. Последние подразделяются на стандарты организации (СТО), в частности, предприятия (СТП), государственные стандарты Республики Беларусь (СТБ), межгосударственные и международные стандарты. С вводом Закона в действие должны постепенно исчезнуть, точнее, быть заменены документами по новым формам все прежние метрологические документы, выполненные в формах РД, МИ, РМГ, инструкций, методик, программ и т.п. Нынешняя практика такой замены заключается в том, что эти документы переводятся, как правило, в форму ТКП.

Главное правовое нововведение Закона – это обязательность и всеобщность применения ТР и добровольность применения СТБ. Последнее условие о добровольности государственных стандартов является в нашей истории новым и непривычным, так как до этого такие стандарты имели безусловный статус обязательного и всеобщего исполнения (сейчас такой статус сохранен только за ТР, поскольку они имеют своей главной целью обеспечение на рынке для потребителей безопасности товаров и услуг). В рыночной же экономике считается, что государство должно до минимума ограничить свою регулирующую функцию в хозяйственной деятельности субъектов рынка, а исполнение государственных требований должно строиться сугубо на добровольной основе. Рыночники полагают, что рынок все урегулирует, и в процессе конкуренции те изделия или услуги, которые не удовлетворяют ряду стандартов, включая государственные, сами по себе исчезнут (справедливость или порочность данной концепции здесь не обсуждается).

Функцией утверждения ТР обладает только Совет Министров Республики Беларусь, а Госстандарт утверждает ТКП, СТБ и ТУ. Согласно статье 20 Закона, «если в техническом регламенте дана ссылка на государственный стандарт, то требования этого государственного стандарта становятся обязательными для соблюдения». Требования к ТКП изложены в статье 18, где сказано, что «технические кодексы разрабатываются с целью реализации требований технических регламентов…». Правовой статус ТКП, как ни парадоксально, разработчики Закона «забыли» установить. Видимо, по умолчанию они полагали, что раз ТКП разрабатываются для детализации ТР, то автоматически и на них распространяется требование обязательности ТР. Но, во-первых, каждый может трактовать

молчание документа в свою пользу, и, во-вторых, практика такова, что ТКП по метрологии сейчас разрабатываются без всяких предшествующих им ТР. Как результат – правовой статус всех этих новых-старых метрологических документов остается полностью неопределенным! Это ли не тупик?

Само по себе появление рассматриваемого закона входит в определенное противоречие с Законом «Об обеспечении единства измерений». Первый закон устанавливает для СТБ добровольный статус, а второй закон не только для СТБ, но и всех других метрологических документов, требует обязательного исполнения. Противоречия были бы сняты только при обязательности всех метрологических СТБ и ТКП (например, через их связь с соответствующими ТР, которые отсутствую и, скорее всего, так и не появятся, так как далеко не все метрологические вопросы могут быть оправданы безопасностью, для обеспечения которой и разрабатываются соответствующие ТР). Итак, чему же должен верить потребитель? Вопрос открыт, хотя потребитель и Госстандарт находятся в очередном тупике.

Вместо заключения

Обычно в конце статьи следует делать выводы. Но все эти выводы уже сделаны в тексте и нет нужды их еще раз повторять в заключении. Остается отметить одно: современная метрология и ее институты, как в Беларуси, так и в других странах СНГ, находятся в системном кризисе, вызванном их отставанием от тех революционных изменений в технологии измерений и их последующей цифровой обработке, которые произошли в мире за последние 10-15 лет. Метрологам следует критически переосмыслить свои цели и задачи в этом новом, ежесекундно меняющемся цифровом мире и не пытаться «подмять» под себя все бесконечное множество цифровых операций, утвердив и на них свой монополизм. Как говорит библейская мудрость, «отдай богу богово, а кесарю - кесарево». Метрология должна заниматься измерениями, а вся последующая обработка цифровых результатов измерений должна быть отдана потребителям этих результатов. Что и как им делать с цифровыми результатами измерений – это их право и их воля. Собственно ради этого и был принят в различных странах закон «О техническом регулировании». Пора начать его выполнять.

Литература

1.Закон Республики Беларусь от 20 июля 2006г. № 163-З «О внесении изменений и дополнений в Закон Республики Беларусь «Об обеспечении единства измерений».

2.РМГ 29-99. Рекомендации по межгосударственной стандартизации. Государственная система обеспечения единства измерений. Метрология. Основные термины

иопределения.

3.СТБ П 8021-2003. Предварительный государственный стандарт Республики Беларусь. Система обеспечения единства измерений Республики Беларусь. Метрология. Основные термины и определения.

4.Гуртовцев А.Л. Метрология цифровых АСКУЭ и границы метрологической экспансии. – Энергетика и ТЭК, №5, 2006.

5.Гуртовцев А.Л. Измерительные системы: где кончается измерение? - Энергетика и ТЭК, №2, 2008.

6.Гуртовцев А.Л. Метрология цифровых измерений. – СТА, №1,2, 2008.

7.Гуртовцев А.Л., Бордаев В.В., Чижонок В.И. Электронные счетчики. Результаты отраслевых испытаний. – Энергетика и ТЭК, №4,5, 2005.

8.РД РБ 50-8105-93. Руководящий документ Республики Беларусь. Система обеспечения единства измерений Республики Беларусь. Положение о государственном реестре средств измерений.

9.Положение «Об отраслевом рекомендуемом перечне средств коммерческого учета электрической энергии». – Энергетика и ТЭК, №7, 2005.

10.Отраслевой рекомендуемый перечень средств коммерческого учета электроэнергии для целей применения в составе АСКУЭ. Редакция №1. – Энергетика и ТЭК, №2,2006.

11.Отраслевой рекомендуемый перечень средств коммерческого учета электроэнергии для целей применения в составе АСКУЭ. Редакция №2. – Энергетика и ТЭК, №6,2006.

12.Отраслевой рекомендуемый перечень средств коммерческого учета электроэнергии для целей применения в составе АСКУЭ. Редакция №3. – Энергетика и ТЭК, №7/8,2007.

13.Гуртовцев А.Л., Забелло Е.П. Приборный учет электрической энергии. Система новых взглядов. – Энергетика и ТЭК, №3,4,2003.

14.Концепция приборного учета электрической энергии в Республике Беларусь. – Энергетика и ТЭК, №12,2005; №1,2006.

15.Правила организации приборного учета электрической энергии в Республике Беларусь. –Энергетика и ТЭК, №7,9,10,11,12,2004; №1, 2005.

16.СТБ 8004-93. Система обеспечения единства измерений Республики Беларусь. Метрологическая аттестация средств измерений.

17.СТБ 8001-93. Система обеспечения единства измерений Республики Беларусь. Государственные испытания средств измерений. Основные положения. Организация и порядок проведения.

18.Гуртовцев А.Л. Аттестация цифровых АСКУЭ: какой ей должно быть? – Энергетика и ТЭК, №6,2008.

19.Метрология. Основные термины в электроэнергетике. - Сайт журнала «Новости электротехники» www.news.elteh.ru.

20.ГОСТ Р 8.596-2002.ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.

21.Дивноморское продолжает работу. – Новости электротехники, №3,2008.

22.Закон Республики Беларусь от 5 января 2004г. № 262-З «О техническом нормировании и стандартизации».

Справка

Статья опубликована в журналах: Энергетика и ТЭК, №,12, 2008 (Беларусь);

Электрические сети и системы, №6,2008 (Украина); Промышленные АСУ и контроллеры, №4,2009 (Россия).

Энергорынок, №12, 2008 (Россия).

Промышленная энергетика, №5, 2009 (Россия).

Раздел 5.

Средства и методы покрытия и выравнивания графика нагрузки энергосистем.

Режимное взаимодействие потребителей с энергосистемой. Энергия как товар

Выравнивание графика электрической нагрузки энергосистемы …………………….............….....345

Наращивать генерацию или управлять нагрузкой?

Анализ концепции московских энергетиков …………….360

ВЫРАВНИВАНИЕ ГРАФИКА ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ НАГРУЗКИ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ: ПРОБЛЕМЫ И РЕШЕНИЯ

Гуртовцев А.Л., к.т.н., Забелло Е.П., д.т.н., РУП «БЕЛТЭИ», г.Минск

Проблема покрытия неравномерных графиков электрической нагрузки характерна для любой энергосистемы мира. Она решается, как правило, тремя основными путями: созданием в энергосистеме оптимальной структуры генерирующих мощностей, использованием перетоков с соседними энергосистемами и привлечением потребителей к выравниванию графика нагрузки энергосистемы за счет административных (ограничивающих) и экономических (стимулирующих) мер. Кто и какой эффект может получить от выравнивания графика нагрузки энергосистемы? Это выявляет анализ, который проводится ниже на примере объединенной энергосистемы (ОЭС) Беларуси.

Графики электрической нагрузки энергосистемы

Типовой суточный график электрической нагрузки (СГН), отражающий суточные ритмы жизни общества и характерный для многих энергосистем - графики различных энергосистем отличаются не столько формой, сколько уровнем нагрузки - приведен на

рис.1. На таком графике выделяют три временные зоны: зону минимальной нагрузки (ночные часы, или ночной провал) с мощностью не более Рмин, зону средней, или полупиковой нагрузки с мощностью Рпп, такой, что Рмин≤Рпп≤Рмакс, и зону максимальной, или пиковой нагрузки с мощностью не более Рмакс. Полупиковая зона характеризуется однократным в течение суток значительным возрастанием нагрузки в утренние часы и ее глубоким спадом в конце суток, а пиковая - рядом относительно небольших подъемов (до уровня максимальной нагрузки) и спадов (до уровня полупиковой зоны) нагрузки в дневные часы суток. В ней обычно присутствуют один или два максимума потребления электроэнергии: утренний и вечерний. Первый связан чаще всего с утренней сменой работы промышленных предприятий, а второй представляет собой совмещение потребления вечерней смены предприятий с потреблением электроэнергии в жилом секторе и сфере бытового обслуживания населения. Поэтому второй пик нередко превышает по своей величине первый.

В общем случае СГН энергосистемы имеет чередующиеся между собой провалы, подъемы, спады и пики, которые определяют в целом его неравномерный (неровный) характер. Для оценки СГН используем следующую систему аналитических характеристик: 1) коэффициент неравномерности α=Рмин/Рмакс, 2) коэффициент заполнения β=Рср/Рмакс, где Рср=Есут/24ч и Есут - потребление электроэнергии за сутки, 3) максимальный диапазон регулирования нагрузки Рмакс=Рмакс-Рмин=ΔРп+ΔРпп, 4) полупиковый диапазон регулирования нагрузки Рпп=Рпп-Рмин, 5) пиковый диапазон регулирования нагрузки Рп=Рмакс-Рпп. Очевидно, что для равномерных (ровных) графиков α=β=1, Рмин=Рмакс=Рср и

Рмакс=ΔРп=ΔРпп=0. Поскольку абсолютно равномерных СГН энергосистем практически не бывает, то хорошим приближением к равномерным графикам считают графики с α=0,9 (неравномерность не более 10 процентов).

Характеристики СГН энергосистемы зависят не только от суточных ритмов жизни общества, но и от других сопутствующих им ритмов, определяющими из которых являются

недельные (рабочие - РД и выходные – ВД дни) и сезонные (отопительный - ОП и межотопительный - МОП периоды для энергосистем с преобладанием ТЭС или зимний, паводковый и летний периоды для энергосистем со значительной долей ГЭС). С высокой степенью достоверности все годовое разнообразие СГН энергосистемы с преобладанием ТЭС (а именно такова ОЭС Беларуси) можно свести к четырем типам: 1) ОП-РД, 2) ОП-ВД,

3) МОП-РД и 4) МОП-ВД. На рис.2 представлены типовые СГН ОЭС Беларуси за 2007 год. Чтобы уменьшить при отборе графиков, как типовых, влияние побочных факторов, выбор был сделан для середины ОП и МОП (декабрь и июнь), для середины месяца (12-13 день) и недели (для рабочих дней - среда). В качестве выходного или праздничного дня выбрано воскресенье (субботний график часто имеет переходной вид между РД и ВД, не характерный для полностью выходного дня). Аналитические характеристики всех четырех графиков приведены в таблице.

Как следует из рис.2 и таблицы, наибольшей неравномерностью (α=0,62) отличается график в РД декабря, а наименьшая неравномерность (α=0,76) наблюдается у графика ВД июня. У этих же графиков и экстремальные максимальные диапазоны регулировки нагрузки

– Рмакс=2179 МВт и Рмакс=901 МВт. Соответственно регулировочные диапазоны для этих дней по полупиковой и пиковой зонах составляет 74,4; 25,6 и 72,3; 27,7 процентов от максимального диапазона регулировки (доли полупика и пика по регулировочному диапазону сохраняются почти неизменными для РД и ВД).

С целью контроля того, насколько представленные графики являются типовыми для нагрузки Беларуси в 2007г., можно провести расчет суммарного годового электропотребления по Есут и количеству рабочих и выходных дней в ОП и МОП

(ориентировочно РДОП=148, ВДОП=64 и РДМОП=107, ВДМОП=46). Реальное суммарное потребление электроэнергии в Беларуси в 2007 г. составило 36,1 млрд. кВт·ч. Расчет по типовым графикам дает величину 37 млрд. кВт·ч (при использовании в качестве модели нагрузки только одного типа графика из 1…4 результаты соответственно дают значения: 41,5; 35,9; 33,5 и 28,4 млрд.кВт·ч), т.е. погрешность составляет менее 2,5 процентов. По графику ОП-РД в течение года потребляется до 47 процентов годового объема электроэнергии. Именно этот график представляет наибольший интерес для дальнейшего анализа и оценок.

Таблица характеристик типовых суточных графиков нагрузки ОЭС Беларуси в 2007 году (мощность Р в МВт, энергия Е в ГВт∙ч

Сопоставление графиков показывает, что в ОП график ВД имеет максимум нагрузки на 894 МВт (на 15,5 %) меньше, чем в РД (причем он формируется только в вечернее время - «отдыхает» промышленность), а общее электропотребление уменьшается в ВД также на 15,5%. В МОП в РД имеется выраженный максимум в утренне-дневное время, который на

1249 МВт (на 21,6%) меньше зимнего максимума (в формирование этого максимума вносит вклад как промышленность, так и сфера летнего обслуживания населения). В летний ВД максимум смещается на конец суток и формируется, скорее всего, сферой вечернего обслуживания населения. Абсолютный максимум нагрузки в ОЭС Беларуси в 2007 г. имел место 22 февраля - Рмакс=5890 МВт, а за последние несколько лет – в феврале 2006 г. (Рмакс=6245 МВт). Величина максимума определялась наиболее низкой зимней температурой.

Среднегодовое значение коэффициента неравномерности СГН энергосистемы в 2007 г. для РД составило α=0,67.

На рис. 3 приведен типовой зимний недельный график нагрузки (НГН) ОЭС Беларуси. Из графика следует, что базовое и пиковое потребление электроэнергии постепенно возрастает в энергосистеме к четвергу, затем несколько снижается в пятницу (предвыходной день) и резко падает в выходные дни. НГН четко демонстрирует неравномерность потребления электроэнергии как на суточных (ночные провалы, полупики и пики), так и недельных (РД и ВД) интервалах времени.

Покрытие электрической нагрузки энергосистемы

Главный закон функционирования любой энергосистемы – непрерывное обеспечение баланса спроса и предложения на электроэнергию путем оперативного покрытия графика нагрузки соответствующей выработкой электроэнергии на генерирующих источниках с гарантированной поставкой ее в узлы потребления. В

случае нарушения этого закона в энергосистеме изменяются частота сети переменного тока и расчетные уровни напряжения, что может привести к массовым отключениям потребителей или выходу из строя генерирующего, передающего и распределительного оборудования и электроустановок потребителей.

Эффективность покрытия неравномерных графиков нагрузки энергосистемы определяется в первую очередь составом и характеристиками энергоблоков электростанций энергосистемы. В ОЭС Беларуси установленная генерирующая мощность электростанций, равная 7,95 ГВт, почти вся приходится на ТЭС (доля ГЭС ничтожна – менее 0,2%, АЭС и ГАЭС отсутствуют, хотя с 2016 года планируется ввод в действие первого блока 1 ГВт АЭС, а позже и второго блока) и распределена приблизительно в отношении 37:63 между КЭС и ТЭЦ. Таким образом, на сегодняшний день покрытие графиков нагрузки за счет собственной генерации возможно в энергосистеме только на энергоблоках ТЭС. С учетом того, что ежегодно в ремонте находится в среднем 1 ГВт генерирующей мощности, для покрытия графиков нагрузки остается 6,95 ГВт (при возможном максимуме нагрузки в холодные зимние дни выше 6 ГВт).

Вбазисной, наиболее экономичной части СГН в энергосистемах с преобладанием ТЭС работают, как правило, ТЭЦ, покрывающие в ОП не только электрическую, но и тепловую нагрузку. ТЭЦ имеют по сравнению с КЭС, вследствие работы по теплофикационному циклу, при котором часть затрат топлива относится на электрическую, а часть на тепловую энергию, более низкие удельные затраты топлива (УЗТ) на выработку 1 кВт·ч электроэнергии (на 50-60% ниже). Маневренные же, но менее экономичные (относительно комбинированной, но не раздельной, выработки энергии) энергоблоки КЭС, используются для покрытия полупиковой и пиковой зон СГН.

Врегулировании электрической нагрузки энергоблоками ТЭС наиболее широкое применение получили следующие способы:

- разгружение энергоблока в пределах регулировочного диапазона нагрузок - от номинальной Nном или максимальной Nмакс нагрузки блока до его технического минимума Nтм, который зависит от типа блока и сжигаемого топлива (например, газомазутные блоки 300 МВт Лукомльской ГРЭС позволяют иметь Nмакс=330 МВт и Nтм=120 МВт, т.е. разгрузка для них возможна на 60% от Nном; в эксперименте достигался даже минимум в 90 МВт) - с

работой на частичных нагрузках;

-останов энергоблока на период прохождения минимальной нагрузки энергосистемы

споследующим пуском (ОПР) из «холодного» состояния (в ночной провал при суточном регулировании и/или выходные и праздничные дни при недельном регулировании);

-перевод энергоблока в режим горячего вращающегося резерва (ГВР) или так называемый режим частичных оборотов турбогенератора (до 800-1000 об/мин против номинальных 3000 об/мин для генераторов с одной парой полюсов);

Существуют и другие способы регулирования, или резервирования мощности, причем для теплофикационных энергоблоков их гораздо больше, чем для конденсационных (в

частности, для первых могут использоваться режимы разгрузки по электрической мощности как с сохранением отпуска энергии по тепловому графику, так и с его понижением). В ОЭС Беларуси преимущественное использование получили первые два способа резервирования мощности при покрытии соответственно СГН и НГН.

Эффект от выравнивания графика нагрузки энергосистемы

Эффект от возможного выравнивания графика нагрузки может и должен получить каждый из трех участников этого процесса – государство, энергосистема и потребители.

Этот эффект имеет ряд составляющих, часть из которых может быть определена однозначно, а другая часть требует проведения дополнительных исследований, сбора и обработки информации, которая может иметь противоречивый характер. Поэтому нижеприведенные расчеты следует воспринимать как приблизительные оценки, требующие дальнейшего уточнения в ходе проведения соответствующих работ.

На рис.4 приведен ранее рассмотренный СГН ОП-РД (кривая 1) и основные составляющие его покрытия. Собственная генерация ОЭС в этот день показана кривой 2. Разность между кривыми 1 и 2 характеризует импорт электроэнергии из энергосистем соседних государств (мощность поставки электроэнергии колеблется по графику в пределах от 500 МВт в ночные и вечерние часы до 700 МВт в часы утреннего и 870 МВт в часы вечернего пика, т.е. имело место очевидное использование импортируемой электроэнергии для частичного покрытия пиков СГН). Расчет показывает, что собственная суточная генерация электроэнергии в энергосистеме была на 12% ниже общего суточного потребления (т.е. импорт составлял 12%) и распределялась по пиковой, полупиковой и базисной частях СГН в соотношении 3,4 : 21,3 : 75,3 процентов (см. рис.1). Иными словами, более 75% электроэнергии вырабатывается в базисе СГН, а остальная – в его переменной части, которая требует соответствующего маневренного покрытия энергоблоками КЭС.

Кривыми 4 и 5 на рис. 4 отмечена генерация двух главных регуляторов в энергосистеме: Лукомльской ГРЭС (8 блоков по 300 МВт) и Березовской ГРЭС (4 блока по 165 МВт и два блока по 215 МВт), а кривая 3 отображает суммарную генерацию этих двух станций. Кривая 6 представляет суммарную генерацию ряда ТЭЦ, которые совместно с КЭС и импортом электроэнергии обеспечивают баланс электроэнергии в целом по СГН. Из сопоставления кривых следует, что главную регулирующую роль в энергосистеме выполняет Лукомльская ГРЭС (для ее графика α=726/1812МВт=0,4, т.е. большая неравномерность графика генерации отражает больший регулировочный диапазон станции), а

вспомогательную - Березовская ГРЭС с α=392/660 МВт=0,59. График суммарной генерации ТЭЦ имеет более равномерный характер ( α=2032/2612МВт=0,78). В рассматриваемый день включенная мощность на 6 блоках Лукомльской ГРЭС составила 1812МВт (302 МВт на блок), а на Березовской ГРЭС на 4 блоках – 715 МВт (178 МВт на блок). Регулирование СГН осуществлялось за счет разгрузки блоков Лукомльской ГРЭС в ночные часы (00:00 – 06:00) в режим минимальной нагрузки (Nмин=726 МВт на станцию и Nтм=121 МВт на блок), а в часы нарастания (06:00 – 08:00) и спада (22:00 – 24:00) полупиковой нагрузки – в режим частичных нагрузок (соответственно в среднем по 160 и 210 МВт на каждый блок).

Первая и самая крупная составляющая эффекта от возможного выравнивания СГН энергосистемы – составляющая экономии устанавливаемой электрической мощности Ээм, или экономии кредитных ресурсов - выделяется очевидным образом из таблицы. Если для каждого из четырех типовых СГН вся потребляемая в течение соответствующих суток электроэнергия потреблялась бы по ровному графику с Рмакс=Рмин=Рср, то это позволило бы снизить в энергосистеме установленные полупиковые и пиковые мощности на величину Рэм=Рмакс-Рср или соответственно на 936, 794, 673 или 464 МВт по графикам. Ограничимся рассмотрением минимального снижения устанавливаемой мощности на величину 300 МВт.

Считая, что 1 кВт планируемой к установке новой генерирующей мощности на КЭС ориентировочно стоит 1500 долл., получим эффект в стоимостном выражении Ээм =300000·1500=450 млн. долл. Примем, что этот эффект относится на период в 10 лет. Тогда его годовая доля составит Эгэм=45 млн.долл.

Следующая составляющая эффекта образуется в энергосистеме и связана с перерасходом топлива на КЭС в режимах работы их блоков на минимальных и частичных нагрузках – эффект частичных нагрузок Эчн, Еще тридцать лет назад были установлены зависимости УРТ энергоблоков от их нагрузки. На рис.5 приведена такая зависимость для новых тогда энергоблоков Лукомльской ГРЭС (по данным журнала «Энергетик», №6,1985). Возможно, к настоящему времени эта зависимость претерпела изменения как в силу старения энергоблоков, так и модернизации некоторых из них, но за отсутствием других оценочных данных воспользуемся приведенным графиком. Из графика следует, что УРТ при

Nном=300 МВт равен 312, при Nчн=210 МВт – 320, при Nчн=160 МВт – 326, при Nтм=120 МВт

– 336 г у.т./кВт·ч. Иными словами, УРТ при техническом минимуме увеличивается на 24 г у.т./кВт·ч или на 7,7% относительно номинальной нагрузки (по данным последних двух лет средний УРТ на Лукомльской ГРЭС составил 316,7 г у.т/кВт·ч).

Расчеты показывают, что выработка электроэнергии Лукомльской ГРЭС по СГН в ОП-РД составила в целом за сутки 33612 МВт·ч, в том числе в ночные часы (6 часов) - 4380, в период набора полупикой нагрузки (2 часа) – 1920 и в период спада полупиковой нагрузки (2 часа) – 2520 МВт·ч. С учетом этого перерасход топлива на работу станции в режиме минимальных и частичных нагрузок составил за сутки по графику ОП-РД Э1Лчнс= 24·4380000+14·1920000+8·2520000 (г у.т.)=152,16 т у.т., а за год – Э1Лчнг=152,16·148= 22,5

тыс. т у.т. Если аналогичные расчеты провести по СГН (см рис.6) МОП-РД (7 блоков с включенной мощностью 2112 МВт), ОП-ВД (5 блоков с включенной мощностью 1514 МВт) и МОП-ВД (5 блоков с включенной мощностью 1507 МВт), то перерасход топлива соответственно составит Э3Лчнг= 224,12·107=24 тыс. т у.т., Э2Лчнг=308,14·64= 19,7 тыс. т у.т.,

Э4Лчнг= 59,2·46=2,7 тыс. т у.т. Таким образом, только по Лукомльской ГРЭС годовой перерасход топлива в связи с суточным регулированием по РД и ВД ориентировочно составит ЭЛчнг≈ 69 тыс. т у.т. Наибольший суточный перерасход топлива (308,14 т у.т.) имел место в ОП-ВД, когда блоки станции практически целые сутки работали на минимальной или средней нагрузке.

Для Березовской ГРЭС перерасход топлива можно грубо оценить, исходя из того, что ее годовая выработка электроэнергии составляет около 30% выработки Лукомльской ГРЭС, а средний УРТ на 10% выше. Тогда ЭБчнг≈22 тыс. т у.т., а суммарный годовой перерасход топлива по двум станциям ЭЛБчнг составит около 90 тыс. т у.т. По этим станциям основным сжигаемым топливом является природный газ. При расчетной калорийности газа 7900 ккал/м3 1ту.т.=7·106ккал=886м3 газа. С учетом этого ЭЛБчнг≈80 млн. м3 газа. При текущей среднеевропейской цене на природный в 300 долл./1000м3 годовой эффект в стоимостном выражении составит ЭЛБчнг≈24 млн. долл. (при нынешней, временно пониженной стоимости российского газа для Беларуси этот эффект соответственно меньше).

В процессе регулирования НГН отдельные энергоблоки обеих КЭС приходится останавливать на выходные и праздничные дни. В среднем по Лукомльской ГРЭС годовое количество циклов «останов - пуск» (ОПР) колеблется около 80-90 а по Березовской ГРЭС – 30-50. Из них только часть относится к процессу регулирования НГН, а остальные – к планово-предупредительным и иным видам ремонтам. Примем, что ежегодное количество циклов ОПР на станциях в целях регулирования равно соответственно 50 и 30. Для блоков 300 МВт каждый цикл пуска из «холодного» состояния требует порядка 100 т у.т. дополнительного расхода топлива, а для блоков 150-200 МВт – около 70 т у.т. Тогда составляющая эффекта ЭТопр от перерасхода топлива для циклов ОПР составит величину ЭТопр=100·50+70∙30≈7 тыс. т у.т или около 2 млн. долл. (около 8% от ЭЛБчнг).

«Коварство» циклов ОПР заключается не столько в перерасходе топлива на каждый цикл (т.е. в снижении, как и при разгрузке, экономичности блоков), а во влиянии в

длительной перспективе количества таких циклов на повреждаемость и аварийность блоков и их элементов (котлов, турбин и генераторов), а также количество различных ремонтов. Большинство аварий на станциях случается чаще всего при пусках блоков из «холодного» состояния (такой процесс в недостаточной мере поддается полной автоматизации, в отличие от процессов пуска блоков из «горячего» состояния, и поэтому на него сильно влияет «человеческий фактор») – это и взрывы котлов, и повреждения валов турбогенераторов, и поломка лопаток турбин, а иногда и человеческие жертвы. Ущерб в таких случаях исчисляется десятками-сотнями миллионов долларов. В зарубежных энергосистемах проводились статистические исследования по представительным наборам циклов ОПР (более ста циклов) для пылеугольных электростанций, которые выявили прямую зависимость повреждаемости блоков от количества таких циклов. Для ОЭС Беларуси и, видимо, энергосистем России и Украины такие данные отсутствуют или носят секретный характер. Поэтому оценить без специальных исследований годовой эффект Энопр от повышения надежности и долговечности энергооборудования при снижении количества циклов ОПР, вызванных потребностями регулирования СГН и НГН, не представляется возможным, хотя наличие самого эффекта не вызывает сомнений.

Следующая составляющая эффекта Эвтэц связана с вытеснением ТЭЦ из базовой части графика за счет использования при прохождении суточного или недельного минимума нагрузки энергосистемы разгруженных энергоблоков КЭС (с целью предотвращения их остановов). Если такое вытеснение происходит в ОП, то ТЭЦ приходится разгружаться по электрической мощности, сохраняя тепловую нагрузку и теряя тем самым свою экономичность в производстве электроэнергии по теплофикационному циклу. Таким образом, в указанных случаях к неэкономичным режимам работы блоков КЭС (они обсчитаны выше) добавляются еще более неэкономичные режимы работы ряда ТЭЦ. Для оценки данной составляющей эффекта необходимо провести дополнительные исследования.

Существуют и другие составляющие эффекта Эдр, связанные, в частности, с возрастанием на неравномерном графике нагрузок потребления электроэнергии на собственные нужды электростанций, ростом потерь на транспорт и распределение электроэнергии и т.д. В частности, хорошим показателем эффективности использования установленной генерирующей мощности, связанным, в том числе, с неравномерным характером графика нагрузки энергосистемы, является число часов ее использования Тисп в течение года. Так, например, в европейском энергообъединении UCTE, объединяющем 21 страну, при установленной мощности 516 ГВт было выработано в 2001 г. 2100 млрд. кВт·ч и Тисп=4070 ч [1]. Для сравнения в Беларуси только планируется получить Тисп=3984 ч к 2025г. Улучшив график, эту задачу можно было бы решить уже в ближайшие годы, а ее решение привело бы к увеличению выработки электроэнергии на существующих мощностях без необходимости их увеличения.

Таким образом, суммарный годовой эффект от выравнивания графика нагрузки энергосистемы равен Эвгн= Эгэм+ Эчн+ ЭТопр+ Энопр+ Эвтэц+ Эдр. Годовая величина этого эффекта, которая может быть получена в ОЭС Беларуси согласно вышеприведенным расчетам, оценивается по минимуму в 71 млн. долл. (не исключено, что еще не обсчитанные составляющие могут его значительно увеличить). Указанная величина эффекта может быть получена при ровных СГН и НГН. При сохранении же в измененных графиках определенной степени неравномерности, меньшей чем существующая, эффект также будет получен, но его величина уменьшится соответствующим образом. Заметим, что всегда работа энергосистемы по неравномерному графику нагрузки связана с дополнительными издержками (в виде пережога топлива и наличия избыточных генерирующих мощностей с сопутствующими им другими лишними ресурсами), которые закладываются в тариф на электроэнергию в целях сохранения экономичности энергосистемы. При этом одновременно увеличиваются издержки потребителей.

Следует отметить, что все расчеты приведены выше для текущего состояния генерирующих мощностей ОЭС. Между тем, в течение ближайших 10 лет в республике