CC BY
362
6. А р ж а н н и к о в, Е. А. Дистанционный принцип в релейной защите и автоматике линий при замыканиях на землю / Е. А. Аржанников. - М.: Энергоатомиздат, 1985. - 176 с.
7. Ш н е е р с о н, Э. М. Цифровая релейная защита / Э. М. Шнеерсон. - М.: Энергоатомиздат, 2007. - 549 с.
8. Р о м а н ю к, Ф. А. Определение места короткого замыкания на линиях распределительных сетей в объеме функций микропроцессорных токовых защит / Ф. А. Романюк, А. А. Тишечкин, О. А. Гурьянчик // Энергетика... (Изв. высш. учеб. заведений и энерг. объединений СНГ). - 2010. - № 6. - С. 5-13.
9. А й з е н ф е л ь д, А. И. Определение мест короткого замыкания на линиях с ответвлениями / А. И. Айзенфельд, Г. М. Шалыт. - М.: Энергоатомиздат, 1988. - 160 с.
10. М а т е м а т и ч е с к а я статистика / В. М. Иванова [и др.]. - М.: Высш. шк., 1975. -398 с.
Представлена кафедрой
электрических систем Поступила 22.04.2013
К 50-летию кафедры «Электрические системы»
УДК 621.311
ОЦЕНКА ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ НАКОПИТЕЛЕЙ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ В ЭНЕРГОСИСТЕМЕ
Канд. техн. наук ЧЕРНЕЦКИЙ А. М.
Белорусский национальный технический университет
В течение последнего десятилетия отмечается устойчивая тенденция расширения сферы практического применения накопителей электроэнергии [1]. Изначально используемые в основном в качестве аккумуляторных батарей и источников бесперебойного питания нагрузок небольшой мощности в настоящее время накопители рассматриваются в качестве одной из важнейших составляющих электроэнергетики будущего как неотъемлемый элемент «интеллектуальных электроэнергетических систем» [2, 3]. Основными движущими силами, способствующими более пристальному изучению аспектов применения технологий сохранения энергии в большой электроэнергетике, являются тенденции увеличения генерации на основе возобновляемых источников энергии (в первую очередь, энергии ветра), значительный рост в большинстве энергосистем стоимости электроэнергии в пиковые часы [4], возрастающие требования к надежности электроснабжения и вопросам экологии. Основное свойство накопителей - способность аккумулировать электроэнергию с ее последующей выдачей в нужное время - имеет особое значение для создания принципиально новых методик оптимального управления энергосистемами.
На современном этапе общая установленная мощность используемых в мире накопителей электроэнергии превышает 127 ГВт [1, 3]. Порядка
99 % из них составляют гидроаккумулирующие станции [3]. Далее в порядке убывания мощностей следуют накопители, в которых энергия сохраняется за счет нагнетания сжатого воздуха (подземного и наземного исполнения - 440 МВт установленной мощности), батареи различного типа исполнения (сернисто-натриевые - 316 МВт, свинцово-кислотные -35 МВт, кадмиево-никельные - 27 МВт, ионно-литиевые - 20 МВт), а также маховики - 25 МВт.
К основным сферам применения накопителей относят покрытие пиковых нагрузок, регулирование частоты и напряжения, замещение вращающегося резерва, уменьшение загруженности линий электропередачи и перенос на более поздний срок необходимости их модернизации, повышение надежности и качественных показателей электроснабжения, обеспечение интеграции возобновляемых источников электроэнергии в систему [4-7]. Для каждого из указанных применений имеет значение энергоемкость накопителя (количество электроэнергии, которое устройство способно накапливать и сохранять на протяжении определенного периода), выдаваемая в единицу времени мощность на протяжении периода разряда, длительность разряда (способность выдавать требуемую мощность в течение конечного временного интервала) и КПД накопителя. В табл. 1 на основе полученных американским институтом исследований в сфере электроэнергетики EPRI (Electric Power Research Institute) данных [3] приведены основные характеристики существующих в настоящее время вариантов использования накопителей электроэнергии для решения конкретных задач энергосистемы с указанием технических и стоимостных параметров устройств (с учетом стоимости оборудования, необходимого для подключения накопителя к системе), степени проработки технологии для каждого из применений. Данные, приведенные в табл. 1, могут служить отправной точкой при проведении предварительных исследований, связанных с оценкой экономической целесообразности применения известных технологий накопления энергии для решения в энергосистемах конкретных задач.
Основной проблемой, препятствующей масштабному использованию накопителей электроэнергии, является их высокая стоимость. Однако уже сейчас в ряде стран (США, Япония, Индия, Бразилия, Российская Федерация) отмечается активизация исследований и практических разработок, направленных на создание накопителей новых типов (суперконденсаторы, различные типы электрохимических и асимметричных накопителей), наряду с поиском вариантов снижения стоимости и изучением аспектов их использования для решения прикладных задач оптимизации управления энергосистемой. Намеченной Министерством энергетики США концепцией разработки практических вариантов использования накопителей электроэнергии в сетях на период до 2020 г. предусматривается получение решений, готовых к внедрению, уже к 2015-2016 гг. [4, 8]. Особое внимание уделяется исследованиям, связанным с применением накопителей для обеспечения интегрирования в систему электростанций, работающих на ветряной либо солнечной энергии, использованием систем накопления электроэнергии как в интересах конечного потребителя (покрытие пиковых нагрузок), так и для решения системных вопросов, а также аспектам уменьшения стоимости накопителей. В результате уже к 2020 г. прогнозируется снижение затрат на создание накопителей в среднем на 70 %.
Таблица 1
Стоимостные и технические характеристики накопителей электроэнергии
Используемая технология Уровень проработки Энергоемкость, МВт-ч Мощность, МВт Время разряда, ч КПД % (количество циклов) Стоимость (дол./кВт)
Системные потребности (оптовая торговля электроэнергией, покрытие пиковых нагрузок), интеграция возобновляемых источников энергии
ГАЭС Практ. исп. 1680-5300 280-530 6-10 80-82 (>13000) 2500-4300
5400-14000 900-1400 6-10 1500-2700
Сж. воздух (подз. исп.) Коммерч. 1080 135 8 (>13000) 960
2700 20 1150
Натрий/сера Коммерч. 300 50 6 75 (4500) 3100-3300
Свинцово-кислотный Коммерч. 200 50 4 85-90 (2200) 1700-1900
Коммерч. 250 20-50 5 85-90 (4500) 4600-4900
Демонстр. 400 100 4 85-90 (4500) 2700
Ванадий, окисл.-восст. Демонстр. 250 50 5 65-75 (>10000) 3100-3700
Цинк/бром, окисл.-восст. Демонстр. 250 50 5 60 (>10000 1450-1750
Железо/хром, окисл.-восст. Ведутся разработки 250 50 5 75 (>10000) 1800-1900
Регулирование частоты, интеграция возобновляемых источников энергии
Маховик Демонстр. 5 20 0,25 85-87 (>100000) 1950-2200
Ионно-литиевый Демонстр. 0,25-25 1-100 0,25-1 87-92 (>100000) 1085-1550
Свинцово-кислотный Демонстр. 0,25-50 1-100 0,25-1 75-90 (>100000) 950-1590
Сетевые потребности (разгрузка линий электропередачи, перенос сроков модернизации линий и подстанций)
Сж. воздух (надз. исп.) Демонстр. 250 50 5 (>10000) 1950-2150
Свинцово-кислотный Демонстр. 3,2-48 1-12 3,2-4,0 75-90 (4500) 2000-4600
Натрий/сера Коммерч. 7,2 1 7,2 75 (4500) 3200-4000
Цинк/бром Демонстр. 5-50 1-10 5 60-65 (>10000) 1670-2015
Ванадий, окисл.-восст. Демонстр. 4-40 1-10 4 65-70 (>10000) 3000-3130
Железо/хром Ведутся разработки 4 1 4 75 (>10000) 1200-1600
Ионно-литие-вый Демонстр. 4-24 1-10 2-4 90-94 (4500) 1800-4100
Использование в интересах потребителей (выравнивание графика потребления, улучшение качества электроэнергии, повышение надежности энергоснабжения)
Свинцово-кислотный Демонстр.-коммерч. 10 5 2 85-90 (1500-5000) 4520-5600
20 4
Цинк/бром Демонстр. 9-30 3-15 2-4 60-64 (>5000) 2000-6300
Ионно-литие-вый Демонстр. 7-40 1-10 1-7 75-92 (5000) 1250-11000
Анализ материалов, относящихся к оценке экономической эффективности применения накопителей электроэнергии, свидетельствует о том, что, несмотря на многочисленность задач, которые устройства для накопления электроэнергии способны решать в энергосистеме, на данном этапе наиболее действенным стимулом активизации их практического использования является возможность накапливать электроэнергию в период снижения спроса на нее с последующей выдачей во время максимального потребления.
Простейшая методика предварительной оценки эффективности использования накопителя приведена в [4, 7, 8]. Для ее иллюстрации рассмотрим пример, основанный на суточных изменениях стоимости электроэнергии для потребителей штата Калифорния, США (данные соответствуют периоду с 1 мая по 31 октября 2010 г., http://www.pge.com/tariffs):
• с 00.00 до 8.30 - 0,13840 дол. США/(кВтч);
• с 8.30 до 12.00 - 0,22498 дол. США/(кВтч);
• с 12.00 до 18.00 - 0,43995 дол. США/(кВтч);
• с 18.00 до 21.30 - 0,22498 дол. США/(кВтч);
• с 21.30 до 24.00 - 0,13840 дол. США/(кВтч).
В случае аккумулирования электроэнергии в часы ее минимальной стоимости (как правило, это время наименьших нагрузок) в накопителе, имеющем КПД 80 % и удельные отчисления на амортизацию и обслуживание 0,02 дол./(кВтч) [4, 8], стоимость 1 кВтч Сс0хр может быть определена по упрощенной формуле
С 0 13840
Ссохр = — + Сао = - + 0,02 = 0,193 дол./(кВтч), (1)
П 0,8
где Смин - стоимость электроэнергии в часы ночного минимума (21.30-8.30); Сао - удельные отчисления на амортизацию и обслуживание устройства для накопления энергии; п - КПД устройства для накопления энергии.
При выдаче накопителем сохраненной электроэнергии в часы пиковых нагрузок выгода может быть оценена как разность между стоимостью электроэнергии в пиковые часы Смакс и величиной Ссохр
Смакс - Ссохр = 0,43995 - 0,193 = 0,24695 дол./(кВт ч).
В общем случае анализ эффективности применения накопителей является сложной многокритериальной задачей, основные принципы решения которой содержатся в [9]. Приведенный выше подход носит исключительно оценочный характер, поскольку, во-первых, не учитывает ряд факторов (затраты на создание, установку и обслуживание накопителя, влияние устройства на параметры энергосистемы, состав генерирующих мощностей энергосистемы и пр.). Во-вторых, приведенные выше соображения в основном относятся к точке зрения потребителей. Тем не менее подобный подход наглядно демонстрирует одно из основных условий целесообразности использования накопителей - наличие как минимум двух суточных тарифов на электроэнергию.
Для выработки подхода к анализу эффективности применения устройства для накопления электроэнергии (УНЭ), с точки зрения генерирующей
компании, рассмотрим примерный суточный график нагрузки, приведенный на рис. 1. В течение суток выработка электроэнергии станциями, работающими в базовой, полупиковой и пиковой частях графика, равна Жбаз, Жппик и Жпик соответственно. Стоимостные показатели выработки 1 кВтч равны Сбаз, Сп/пик, Спик. Устройство для накопления энергии работает в полупиковой зоне в режиме заряда, в пиковой - в режиме разряда, при этом
Ж
разр
пЖзар, где п - КПД УНЭ; - энергия заряда устройства; Ж разр -
энергия разряда устройства.
Р
/ ЖПИк \
Жп/пик \
Жбаз
г, ч
0
4
8
12
16
20
24
Рис. 1. Применение накопителей электроэнергии для выравнивания суточного графика работы энергосистемы
Усредненная стоимость генерации 1 кВтч в течение суток в энергосистеме, функционирующей без устройства для накопления электроэнергии, может быть определена следующим образом:
Ж С +
С _ баз баз ^ уср " Ж
Ж С
п/пик п/пик
Ж С с
"пик^пик _
баз
Ж
п/пик
Ж
Ж
(2)
В случае подключения УНЭ, заряд которого происходит в полупиковой, а разряд - в пиковой зонах суточного графика, формула (2) после преобразований примет вид
Сунэ _. уср "
-'Е + Жзар (Сп/пик пСпик ) ЖЪ+ Жзар (1 - п) "
(3)
Из формул (2), (3) можно определить условие снижения усредненной стоимости генерации 1 кВтч в энергосистеме в случае использования УНЭ
С СУНЭ _ ^^зар(1 П) ЖЕЖ5ар(Сп/пик пСпик) > о уср - Уср _ > •
(4)
Условие (4) выполняется всегда, если Спик > (Сп/пик/п). В ином случае (Спик < (Сп/пик/п)) необходимо соблюдение между Суср, Сп/пик и Спик следующего соотношения:
: < пик
С
пик
Соотношение между стоимостью генерации пиковой и полупиковой электроэнергии зависит в первую очередь от вида задействованных электростанций энергосистемы. Если генерирующие мощности энергосистемы представлены различными видами станций, то Спик и Сп/пик, могут различаться в 1,5-2 раза или более [10]. В этом случае использование УНЭ, работающего в полупиковой (режим заряда) и пиковой (режим разряда) зонах всегда обеспечит выполнение (4). Необходимость принятия во внимание зависимости (5) может возникать только при анализе эффективности применения УНЭ в энергосистеме, состоящей из станций одного типа, удельные стоимости генерации киловатт-часа в которых различаются незначительно.
Окончательное суждение о заинтересованности генерирующей части (генерирующей компании) энергосистемы в использовании УНЭ может быть сделано только на основе сопоставления эффекта от использования устройства, заключающегося в снижении стоимости генерации 1 кВтч согласно (4), с удельными затратами, связанными с использованием УНЭ. Оценивая их по методикам, приведенным в [3, 10] с учетом стоимости потерь в УНЭ, получим условие, характеризующее соотношение между параметрами суточного графика работы энергосистемы, стоимостью электроэнергии в пиковой, полупиковой и базовой зонах с диапазоном целесообразных удельных капиталовложений в создание УНЭ куд, при которых использование УНЭ для выравнивания суточного графика нагрузки энергосистемы будет экономически оправдано
где N - количество суток работы УНЭ в году, согласно [10] принято равным 300; ¿зар - время заряда УНЭ в течение суток, согласно данным табл. 1 может быть принято в пределах 6-8 ч; Е - коэффициент дисконтирования, принят 0,1 [3]; а - норма амортизации УНЭ, принята 0,033 [3, 4, 10].
Выражение (6) носит оценочный характер. Для более точных расчетов необходимо учитывать изменение потерь мощности в системе, вызванное работой УНЭ, точное соотношение различных типов электростанций, задействованных в покрытии суточного графика нагрузки, их доли в этом графике и другую информацию. Тем не менее по (6) возможно предварительно оценить величину удельных капитальных вложений в УНЭ, при которых применение устройств для накопления электроэнергии приводит к снижению стоимости генерации 1 кВтч. Так, для примера, приведенного в настоящей статье, подставляя значения Спик = 0,43995 дол./(кВтч) и Сп/пик = 0,22498 дол./(кВт ч) в формулу (6), получим, что удельная стоимость УНЭ куд, при которой в случае использования накопителя происходит снижение удельной стоимости генерации 1 кВтч, должна быть менее 2129 дол./(кВтч). Сопоставляя эту величину с данными табл. 1, соответст-
'п/пик
(6)
вующими рассматриваемому предназначению накопителя (выравнивание графика потребления - см. последние три строки табл. 1), можно предварительно оценить целесообразность применения технологий накопления электроэнергии для данного конкретного случая.
Следует отметить, что для данных, принятых в настоящей статье в качестве примера, порядок экономически целесообразных капиталовложений в УНЭ оказался сопоставим практически со всеми известными и разрабатываемыми технологиями. Этот факт еще раз подтверждает перспективность работ по созданию, совершенствованию и внедрению технологий накоплений электроэнергии в большой энергетике.
Приведенные соображения полезны при проведении углубленного анализа перспектив дальнейшего внедрения накопителей электроэнергии с учетом прогнозных оценок в отношении состава генерирующих мощностей конкретных энергосистем, динамики стоимостных показателей генерации электроэнергии с использованием различных видов топлива, особенностей работы накопителей электроэнергии.
В Ы В О Д Ы
1. Применение накопителей электроэнергии для решения прикладной задачи энергосистемы по выравниванию графиков нагрузки может быть одним из наиболее действенных стимулов для дальнейшего развития технологий накопления электроэнергии.
2. В статье выполнена оценка границы экономически целесообразных значений удельных капиталовложений в техническую систему накопления энергии, предназначенную решать задачу выравнивания суточного графика нагрузки, для заданных стоимостных показателей генерации. Сопоставление полученного значения с удельной стоимостью изготовления накопителей на основе известных технологий подтверждает перспективность данного направления научно-прикладных исследований.
Л И Т Е Р А Т У Р А
1. А б л я з о в, П. Н. Энергия впрок / П. Н. Аблязов // Энергоэксперт. - 2011. - № 1. -C. 31-32.
2. В о р о п а й, Н. И. Интеллектуальные электроэнергетические системы: концепция, состояние, перспективы / Н. И. Воропай // Автоматизация и IT в энергетике. - 2011. - № 3. -С. 11-16.
3. E l e c t r i c i t y Energy Storage Technology Options. A White Paper Primer on Applications, Costs and Benefits // EPRI, Palo Alto, CA: December 2010. 1020676. - Р. 170.
4. E y e r, J. Energy Storage for the Electricity Grid: Benefits and Market Potential Assessment Guide. Study for the DOE Energy Storage Systems Program / J. Eyer, G. Corey // SAND2010-0815. - 2010. - Р. 232.
5. B u t l e r, P. C. Innovative Business Cases For Energy Storage In a Restructured Electricity Marketplace. Study for the DOE Energy Storage Systems Program / P. C. Butler, J. Iannucci, J. Eyer // SAND REPORT SAND2003-0362. - 2003. - Р. 84.
6. E n e r g y Storage Systems Projects. Sandia National Laboratories. March 16, 2010. -http://www.sandia.gov/ess/About/projects.html.
7. E n e r g y Storage in the New York. A New York Independent System Operator White Paper March 2010 / D. Allen [et. al.].
8. S c h o e n u n g, S.M. Energy Storage Systems Cost Update. A Study for the DOE Energy Storage Systems Program / S. M. Schoenung // SAND2011-2730. - 2011. - P. 30.
9. Н а к о п и т е л и энергии в электрических системах: учеб. пособие для электроэнерг. спец. вузов / Ю. Н. Астахов, В. А. Веников, А. Г. Тер-Газарян. - М.: Высш. шк., 1989.
10. О ц е н к а экономической эффективности использования аккумулирующих систем в электроэнергетике / В. А. Волконский [и др.] // Проблемы прогнозирования. Отрасли и межотраслевые комплексы. - Изд-во Института народнохозяйственного прогнозирования РАН. - 2010. - № 2б.
Представлена кафедрой электрических систем Поступила 22.04.2013
К 50-летию кафедры «Электрические системы»
УДК 621.311
ВЛИЯНИЕ ПАРАМЕТРОВ НАГРУЗКИ НА ЭФФЕКТИВНОСТЬ ЗАМЕНЫ ТРАНСФОРМАТОРОВ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ СЕТЕЙ
Асп. ПЕТРАШЕВИЧ Н. С.
Белорусский национальный технический университет
Оптимальная или близкая к ней загрузка трансформаторов распределительных электрических сетей 6-10 кВ может быть обеспечена двумя основными путями [1]. Первый состоит в расчете и подключении к эксплуатируемым трансформаторам оптимальной нагрузки [1], второй - в замене установленных в сети трансформаторов на оптимальные номинальные мощности [2]. В ходе исследований, проведенных автором на примере схемы распределительной линии 10 кВ [1, 2], были определены условия глобального оптимума эффективности эксплуатации трансформаторов. Эти условия характеризуют случай идеальной оптимизации. На практике случаи идеальной оптимизации встречаются редко, так как в процессе эксплуатации реальных электрических сетей приходится учитывать различные ограничения - как технические, так и экономические. Например, для изменения загрузки установленных трансформаторов необходимо изменять состав и величину нагрузки, а это не всегда возможно и более эффективно при планировании развития сети. Поэтому наиболее практичным в эксплуатации будет замена трансформаторов. Однако одновременная оперативная замена большого числа трансформаторов в разветвленных распределительных сетях (рис. 1) представляет собой трудную, а порой и невыполнимую задачу. В таком случае оптимизацию электрической сети целесообразно проводить последовательно, трансформатор за трансформатором. На каждом таком шаге состояние сети можно определять как некий локальный оптимум.
