CC BY
44
- составляются перспективные ТЭБ, что даёт возможность проводить системный анализ состояния Байкальского региона, рассчитывать коэффициенты полезного использования топлива и показатели энергоемкости - для определения наиболее предпочтительного сценария развития ТЭК и сравнения уровней развития различных регионов.
Разработанная ИСС позволяет значительно облегчить и ускорить обработку данных для проведения анализа современного состояния ТЭК и прогнозирования его развития. Визуализация оболочки позволяет
легко обращаться и перемещаться по интересующим данным с помощью дружеского интерфейса.
Кроме того, ИСС позволяет не только формировать перспективные ТЭБ, с помощью которых можно оценить развитие энергетики Байкальского региона, но и анализировать энергоэффективность экономики и результативность использования ТЭР, представляя полученные результаты в наглядной форме.
Исследование выполнено при финансовой поддержке Российского фонда фундаментальных исследований (проект № 12-08-98023-р_сибирь_а).
Библиографический список
1. Интеграция информационных технологий в системных исследованиях энергетики / Л.В. Массель, Е.А. Болдырев, А.Ю. Горнов [и др.]. Под ред. Н.И. Воропая. Новосибирск: Наука, 2003. 320 с.
2. Методические положения разработки энергетического баланса по международной форме Евростата. Институт народнохозяйственного прогнозирования РАН. М., 2001. 14 с.
3. Санеев Б.Г., Соколов А.Д., Музычук С.Ю., Музычук Р.И.
Топливно-энергетические балансы в системе комплексного исследования развития региональных ТЭК // Известия РАН: Энергетика. 2011. № 2. С. 22-36.
4. Методы и модели разработки региональных энергетических программ / Б.Г. Санеев, А.Д. Соколов, Г.В. Агафонов [и др.]. Новосибирск: Наука, 2003. 140 с.
5. Энергетика Байкальского региона: современное состояние, стратегия развития, механизмы реализации. Иркутск: ИСЭМ СО РАН. 2011. 103 с.
УДК 621.311.001
УПРАВЛЕНИЕ ЭЛЕКТРОПОТРЕБЛЕНИЕМ ПУТЕМ ДЕФОРМАЦИИ ГРАФИКОВ НАГРУЗКИ ПОТРЕБИТЕЛЕЙ
© В.С. Степанов1, К.В. Суслов2, Е.В. Козлова3
Иркутский государственный технический университет, 664074, Россия, г. Иркутск, ул. Лермонтова, 83.
Регулирование режимов электропотребления является одним из важнейших способов повышения эффективности развития спроса на электроэнергию. В работе приводится обоснование необходимости детального технико -экономического анализа функционирования комплекса электроэнергетическая система (ЭЭС) - потребитель с равными правами его участников. В условиях рыночной экономики осуществить этот процесс ЭЭС могут только путём гибкого использования экономических рычагов. Ставится цель показать, что регулирование спроса на электроэнергию путем деформации графиков нагрузки наиболее энергоемких потребителей позволяет существенно повысить эффективность ЭЭС, в том числе за счет отсрочки ввода новых генерирующих мощностей. Компенсация расходов на перестройку режимов их работы может осуществляться посредством предоставления со стороны энергосистемы дифференцированного экономически обоснованного тарифа на электроэнергию. Ил. 3. Библиогр. 10 назв.
Ключевые слова: график электрической нагрузки; управление энергопотреблением; системы электроснабжения.
POWER DEMAND MANAGEMENT BY CONSUMER LOAD CURVE DEFORMATION V.S. Stepanov, K.V. Suslov, E.V.Kozlova
Irkutsk State Technical University, 83 Lermontov St., Irkutsk, Russia, 664074.
Regulation of energy consumption modes is one of the most important methods to improve the efficiency of electricity demand. This paper justifies the need for a detailed technical and economic analysis of the operation of the complex of electrical power system (EPS) - consumer under equal rights of both partners. Only flexible use of economic tools allows
Степанов Владимир Сергеевич, доктор технических наук, профессор кафедры электроснабжения и электротехники, тел.: 89149228606, e-mail: stepanov@istu.edu.
Stepanov Vladimir, Doctor of technical sciences, Professor of the Department of Power Supply and Electrical Engineering, tel.: 89149228606, e-mail: stepanov@istu.edu
2Суслов Константин Витальевич, кандидат технических наук, доцент кафедры электроснабжения и электротехники, тел.: 89148704673, e-mail: souslov@istu.edu.
Suslov Konstantin, Candidate of technical sciences, Associate Professor of the Department of Power Supply and Electrical Engineering, tel.:89148704673,e-mail: souslov@istu.edu.
3Козлова Елена Владимировна, аспирант кафедры электроснабжения и электротехники, e-mail: otep@istu.edu Kozlova Elena, Postgraduate of the Department of Power Supply and Electrical Engineering, tel.: 89149341816, e-mail: otep@istu.edu
EPS to fulfill this process in conditions of market economy. The authors set a goal to show that the efficiency of EPS could be considerably increased through energy demand regulation by deforming the load curves of the most powerintensive consumers and postponing new generating facilities. The power supply system grants a differentiated economically sound tariff for electricity and, thus, compensates the costs for EPS modes rearrangement. 3 figures. 10 sources.
Key words: electrical load curve; demand management; power supply systems.
Достаточно часто в силу различных причин электроэнергетические системы (ЭЭС) испытывают затруднения с покрытием суточных максимумов графика собственных нагрузок. Устранение дисбаланса мощности в ЭЭС может быть достигнуто своевременным вводом новых генерирующих мощностей на электростанциях ЭЭС или изменением конфигурации и параметров графика ее нагрузки путем соответствующей деформации графиков потребителей.
Задача текущего и перспективного планирования ввода генерирующих мощностей является чрезвычайно затратной и сложной, поскольку параметры электропотребления имеют высокую степень неопределенности в силу того, что оно подвержено влиянию различных социальных и экономических факторов. При этом кроме перспектив дефицита генерации всегда имеется вероятность того, что строящиеся электрические мощности окажутся недогруженными, то есть какой-то период времени они будут работать в неэффективном режиме. Поэтому обычно идут по пути изменения параметров графика нагрузки ЭЭС в текущем времени, управляя электропотреблением разного рода потребителей. Важно отметить, что увеличение генерации путем ввода резервного источника питания может быть достигнуто в течение 10 минут, в то время как снижение нагрузки потребителей осуществляется за 1,5-2 минуты. Вот почему деформация графика нагрузки является предпочтительным решением вопроса [1-4].
В России основной проблемой масштабного внедрения мер по деформированию графиков электрической нагрузки является противоречие между целями потребителей и генерирующих компаний. Поскольку цель генерирующих компаний - создание и продажа максимально большего (максимально возможного) количества своей продукции - электрической и тепловой энергии (именно эти показатели определяют эффективность их деятельности и прибыль), то у компаний есть серьезные основания выступать против любых намерений уменьшения потребления электроэнергии [5].
Как показали исследования одной из энергосистем Казахстана [6], где основными потребителями электроэнергии являются предприятия цветной металлургии, горной и химической промышленности, возможности снижения их нагрузки в часы прохождения максимума в ЭЭС не превышают 5-7% своего максимума. Это снижение не изменяет конфигурацию графика нагрузки предприятия, а достигается отключением в эти часы вспомогательных и неответсствен-ных потребителей.
В то же время значительная часть электроприемников обследованных предприятий допускает деформацию режима своего электропотребления. К их числу
относятся рудно-термические электропечи в производствах карбида кальция и меди, электролизные ванны для рафинирования меди, водооткачивающие установки шахт и др.
Суммарная потребляемая мощность обследованных предприятий составила около 50% максимальной нагрузки ЭЭС, от которой они запитаны. Снижение максимальной мощности, потребляемой предприятиями, вследствие деформации графиков достигает 3035% [7, 8]. Очевидно, что при такой постановке вопроса возможности регулирования нагрузки ЭЭС существенно расширяются. Но также важно подчеркнуть, что в условиях рыночной экономики пригодными для решения этих задач остаются только экономические подходы, базирующиеся на корректном учете всех аспектов взаимосвязи источников генерирования и потребителей электрической энергии.
Очевидно, что потребители, осуществляя деформацию графика собственной нагрузки, несут дополнительные издержки, обусловленные выполнением своих производственных функций. Структура этих издержек определяется следующими составляющими:
• прямыми издержками в период ограничения (стоимость перерасхода электроэнергии или других видов энергоносителей, используемых для поддержания технологического процесса и т.п.);
• издержками, связанными с созданием запаса продукции, расходуемого из накопителя в период снижения нагрузки - стоимость возможного перерасхода электроэнергии (в ряде случаев сырья и материалов) при работе оборудования в измененном режиме;
• издержками, связанными с увеличением износа оборудования вследствие частых пусков и остановов, а также из-за использования форсированных режимов их работы.
Постановка задачи и методология решения.
Известно, что величины удельных издержек при деформации режимов электропотребления у различных промышленных потребителей существенно отличаются. Это говорит о том, что дефицит пиковой мощности в ЭЭС может быть ликвидирован разным составом промышленных потребителей и соответствующей каждому из них величиной суммарных издержек.
Таким образом, осуществление компенсации дефицита пиковой мощности ЭЭС путем деформации режимов электропотребления промышленных потребителей с учетом их предельных регулировочных возможностей представляет собой не что иное, как технико-экономически обоснованное управление режимом электропотребления ЭЭС. Решение принимается на основе сопоставления собственных затрат, обусловленных ограничением электропотребления, с величиной снижения платы за потребленную электроэнергию, которая получена вследствие установленно-
го системой льготного тарифа таким потребителям. Если предоставляемые ЭЭС тарифы не позволят перекрыть затраты потребителя, необходимые для соответствующего снижения его нагрузки, то, очевидно, это предприятие участвовать в процессе регулирования электропотребления не согласится.
В зависимости от сложившейся в силу разных причин дефицитной ситуации в ЭЭС определяются требуемые для ее разрешения величина снижаемой мощности и продолжительность ограничения потребителей. С другой стороны, эти величины имеют ограничения, обусловленные технологическими особенностями каждого из них. Предельные значения параметров снижения нагрузки должны определяться эксплуатационным персоналом потребителя, хорошо знающим его технологические особенности и способность адаптироваться к ограничениям электропотребления
[9].
Регулировочные возможности у-го потребителя Пу могут характеризоваться следующими параметрами:
- «регулируемой» мощностью, то есть. предельно допустимой величиной снижения потребляемой мощ-
п *
ности - Рру , МВт;
- допустимым временем, в течение которого может быть снижена мощность без срыва графика поставки целевого продукта, выпускаемого данным по*
требителем - т^у , ч.
При определении предельных возможностей снижения нагрузки потребителем необходимо учитывать следующие обстоятельства (на примере промышленного предприятия):
1. Должны быть выявлены те электроприемники, отключение которых приводит лишь к временному снижению производительности потребителя. Суммарная мощность этих электроприемников составит его регулируемую нагрузку, то есть:
Рр = М .
2. Необходимо выделить технологические звенья (ТЗ) производства, характеризующиеся явно выраженным началом и концом определенного технологического процесса, чтобы имелась возможность складирования его продукции (при этом под ТЗ понимается совокупность участников производства, электроприемники которого включены в регулируемую нагрузку рассматриваемого потребителя).
3. Принимается, что отключение мощности электроприемника приводит к пропорциональному снижению производительности ТЗ.
4. Количество целевого продукта, производимого ТЗ или предприятием в единицу времени, принимается постоянным. Сохранение графика его поставки в период ограничения электрической нагрузки достигается за счет использования запаса готовой продукции или полуфабрикатов из накопителей.
5. Считаются выявленными величины и виды внутренних резервов по производительности для каждого ТЗ предприятия. За счет их привлечения в бесперебойный период электроснабжения осуществляется заполнение накопителей продукции каждого технологического звена.
Таким образом, снижение мощности ЭЭС в часы прохождения максимума нагрузки за счет у-го потребителя не может превышать величину, равную
ЛРс < Рру*, а продолжительность ограничения электропотребления вследствие отключения не должна
*
превышать т^у . Отсюда следует, что снижаемая мощность у потребителя Пу может меняться от нуля до предельной величины - 0 < Рру < Рр * .
Будет ли рассматриваемый потребитель участвовать в процессе регулирования электрической нагрузки ЭЭС, какие параметры ограничения своего электропотребления им будут приняты, должны показать технико-экономические расчеты.
Модель деформирования графика электрической нагрузки. Процедура определения регулировочных возможностей показана ниже на примере конкретного потребителя - системы электроснабжения студенческого городка Иркутского государственного технического университета (ИрГТУ), схема которой приведена на рис. 1. На основе реальных данных этой схемы составлена расчетная модель электрической сети, которая используется для оптимизации графика электрических нагрузок отдельных подстанций.
С целью оптимизации графика (для его выравнивания) рассмотрим группу электроприемников комбината общественного питания в роли активного потребителя, где регулирование осуществляется путём переноса нагрузки в пиковое время на более ранние часы. Результаты расчета на модели позволяют построить более сбалансированный график потребления мощности потребителями комбината студенческого питания (рис. 2).
В зависимости от величины тарифной ставки каждый потребитель может определить приемлемую для себя величину регулируемой мощности и продолжительность снижения электропотребления в часы максимальной нагрузки энергосистемы. После установления параметров регулируемой нагрузки каждого потребителя может быть определена величина суммарного снижения нагрузки энергосистемы. Если полученная величина снижения нагрузки окажется недостаточной для ликвидации дисбаланса, то энергосистема должна либо снижать тарифную ставку на электроэнергию для потребителей, которые при преж-
*
нем тарифе не превысили своего Рру , либо срочно
решать вопрос о вводе дополнительной пиковой мощности. При некоторой тарифной ставке суммарная величина снижения нагрузки может оказаться существенно выше ожидаемого в ЭЭС дисбаланса
Рис. 1. Схема системы электроснабжения Студгородока Иркутского государственного технического
Университета
1 2 3 4 £ в 7 8 9 Ю 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
время, час
Рис. 2. График потребления активной мощности комбината студенческого
питания до (1) и после (2) деформации графика нагрузки
мощностей. Это позволяет энергосистеме корректировать перспективный план строительства новых генерирующих мощностей, отодвинув срок ввода первоочередного и последующих объектов [9, 10].
С целью иллюстрации широких возможностей энергосистемы для управления электропотреблением с помощью экономических рычагов рассмотрим весьма упрощенно следующий пример.
Перспективный график нагрузки энергосистемы (рис. 3) имеет следующие характеристики:
Рмах = 9200 МВт; Тмах = 5000 ч; Wг = 46-109 кВт-ч.
В рассматриваемой ЭЭС действует двухставоч-ный тариф с основной платой за мощность, заявленную потребителем в часы максимума нагрузки. Эта плата составляет ам = 50 евро за 1 кВт Рзм, Ьэ = 0,04 евро за 1 кВт-ч электроэнергии, учтенной счетчиками за год.
Во взаимоотношениях с ЭЭС всю совокупность потребителей, формирующих график её нагрузки, условно будет представлять один эквивалентный потребитель. При указанном тарифе и его параметрах потребитель должен заплатить энергосистеме за год:
Пп = Рмах ■ ам + Wг■ ьэ = 9200-103-50 + 46-109-0,04 = = 0,46-109+1,84-109 =2,3-109 евро.
Если в системе намечается дефицит мощности А Рд , равный 800 МВт, то принимается решение привлечь для покрытия пиковой части графика нагрузки сторонние источники генерирования. Стоимость привлекаемой для этих целей электроэнергии равна 0,15 евро за 1 кВт-ч (СПОК = 0,15 евро/кВт-ч). Годовой объём привлекаемой электроэнергии составляет WПОК = 0,438-109 кВт-ч.
Плата ЭЭС за привлекаемую со стороны электроэнергию будет равна:
ПС = WПОК ■ СПОК = 0,438-109 -0,15 = 0,66-109 евро.
Объём продукции, реализованной системой, остаётся прежним:
О = ПП = 2,3-109 евро.
Балансовая прибыль системы при этом составит: П6с = О - Пс = 2,3 - 0,066 = 2,234-109 евро.
Другая ситуация складывается, если дефицит мощности ликвидируется за счёт деформации графика эквивалентного потребителя без изменения объёма его годового электропотребления. Объём реализованной ЭЭС продукции в этом случае несколько сокращается вследствие уменьшения величины заявленной потребителем мощности. Плата, полученная энергосистемой в этом случае, а следовательно, и её прибыль составит:
н СС
0
1 ЕГ о
го т со s
fe <
toooo
í>000
s wo
7000
6000
5000
4000
A—ï
/
_Л i / ) / _¡ . \ \ V 1 4
Х2 - S f J f 4 ч
Время, час
Рис. 3. Суточные графики нагрузки объединенной энергосистемы в зимний (1) и летний (2) периоды; 3 - дефицит мощности и электроэнергии в электроэнергетической системе
Ос= Пбс = (Рмах - ЛРд) -зм + -Ьэ = (9200 - 800). 103 50 + + 46-109-0,04 = 0,42-109 + 1,84-109 = 2,26-109 евро.
Потребитель в данном случае также выигрывает за счёт снижения годовой платы за электроэнергию. На всю совокупность потребителей, подключённых к энергосистеме, этот выигрыш в год составит: ЭП = ПП- П6с = 2,3 - 2,26 = 0,04-109 евро.
Очевидно, что с учётом затрат у потребителей, связанных с деформацией собственных графиков с целью снижения максимумов нагрузки энергосистемы, эта сумма может оказаться недостаточной для организации и проведения мероприятий, позволяющих получить снижение РР, равное дефициту мощности в ЭЭС ЛРС.
Для стимулирования такой работы потребителей система должна предложить им тариф, например, с параметрами ам = 50 евро/кВт, Ьэ = 0,03 евро/кВт-ч. Годовая плата потребителя за электроэнергию при этом тарифе составит: Ппл = (Рмах - ЛРд)- ам + Wг - Ьэ = (9200 - 800)-103-50 +
+ 46-109-0,03 = 1,8 млрд евро.
Годовая экономия на оплате за потреблённую электроэнергию будет равна:
ЭП = ПП- ППл = 2,3 - 1,8 = 0,5-109 евро.
Эта сумма уже может компенсировать затраты потребителей, связанные с перестройкой режимов работы и деформацией графиков их нагрузки, и, возможно, даже получить ими некоторый бонус.
Таким образом, регулирование режимов электропотребления было и остается одним из важнейших способов повышения эффективности работы электроэнергетических систем. В условиях рыночной экономики осуществить этот процесс можно путем гибкого использования экономических рычагов. Предложение потребителям разнообразных хорошо продуманных льготных тарифов за потребляемую электроэнергию позволит энергосистемам с наименьшими затратами решать свои задачи, которые возникают как в плановых, так и в различных аварийных ситуациях.
Библиографический список
1. Zhanng N., Ochoa L.F., Kirschen D.S. Investigating the impact of demand side management on residential customers // IEEE PES ISGT Europe-2011. 5-7 Dec. 2011. UK, Manchester.
2. Fazeli A., Christopher E., Johnson C.M., Gillion M., Summer M. Investigating the effects of dynamic demand side management within intelligent smart energy communities of future decentralized power system // IEEE PES ISGT Europe-2011. 5-7 Dec. 2011. UK, Manchester.
3. Ravibabu P., Praveen A., Chandra C.V., Reddy P.R., Teja M. An approach of DSM techniques for domestic load management using fuzzy logic // IEEE International Conference of Fuzzy Systems. Aug. 2009. P. 1303-1307.
4. Molderink A., Bakker V., Bosman M.G.C., Hurink J.L., Smit G.J.M. Management and control of domestic smart grid technology // IEEE Trans. Smart Grid. 2010. Vol. 1. № 2. Sep. P. 109119.
5. Voropai N., Efimov D., Khanaev V. Demand side manage-
ment and load control in Russia: Experience and perspective
view for the next two decades in 2010 // IEEE Power and Energy Society General Meeting. 2010. Р.1-7.
6. Chokin Sh.Ch., Lojter E.E. Load management for electric power systems. Alma-Ata: Nauka, Kaz. otd., 1985. 288 p.
7. Михайлов В.В. Тарифы и режимы электропотребления. М.: Энергия, 1974. 129 с.
8. Применение тарифов для регулирования потребления электроэнергии // Eleckt. Rew (Suisse). 1986. 78. № 68. Р. 427.
9. Козлова Е.В. Модель и численные исследования системы электроснабжения с учетом активной роли потребителей // Повышение эффективности производства и использования энергии в условиях Сибири: материалы Всерос. науч.-практ. конф. с междунар. участием (Иркутск, 24-28 апреля 2012 г.). Иркутск: Изд-во ИрГТУ, 2012.
10. Волкова И.О., Шувалова Д.Г., Сальникова Е.А. Активный потребитель в интеллектуальной энергетике // Академия энергетики. 2011. № 2 (40), апрель. С. 50-57.
