Главная Коллекция "Revolution" Физика и энергетика Графики электрической нагрузки энергосистемы

Графики электрической нагрузки энергосистемы

Типовой суточный график электрической нагрузки. Покрытие электрической нагрузки энергосистемы. Эффект от выравнивания графика нагрузки энергосистемы. Экономия и управление электропотреблением как альтернатива строительству новых электростанций.

Рубрика	Физика и энергетика
Вид	курсовая работа
Язык	русский
Дата добавления	18.11.2016
Размер файла	604,7 K

посмотреть текст работы

скачать работу можно здесь

полная информация о работе

весь список подобных работ

Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Страница:

Размещено на http://www.allbest.ru/

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 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. Второй представляет собой совмещение потребления работающих в вечернюю смену предприятий с потреблением электроэнергии в жилом секторе и сфере бытового обслуживания населения. Поэтому второй пик по своей величине нередко превышает 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 б = Рмин / Рмакс;

2) коэффициент заполнения в = Рср / Рмакс, где Рср = Есут / 24 ч и Есут - потребление электроэнергии за сутки;

3) максимальный диапазон регулирования нагрузки ДРмакс = Рмакс - - Рмин = ДРп + ДРпп;

4) полупиковый диапазон регулирования нагрузки ДРпп = Рпп - Рмин;

5) пиковый диапазон регулирования нагрузки ДРп = Рмакс - Рпп.

Очевидно, что для равномерных (ровных) графиков б = в = 1, Рмин = Рмакс = Рср и ДРмакс = ДРп = ДРпп = 0. Поскольку абсолютно равномерных СГН энергосистем практически не бывает, то хорошим приближением к равномерным графикам считают графики с б = 0,9 (неравномерность не более 10 %).

Характеристики СГН энергосистемы зависят не только от суточных ритмов жизни общества, но и от других сопутствующих им ритмов. Определяющими из них являются недельные (рабочие дни - РД и выходные - ВД) 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: ОП-РД, ОП-ВД, МОП-РД и МОП-ВД.

На рис. 2 представлены типовые СГН ОЭС Беларуси за 2007 г. 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-й день) и недели (для рабочих дней - среда). В качестве выходного или праздничного дня выбрано воскресенье (субботний график часто имеет переходный вид между РД и ВД, не характерный для полностью выходного дня). Аналитические характеристики всех четырех графиков приведены в таблице.

Характеристики типовых суточных графиков нагрузки ОЭС Беларуси в 2007 г.

(мощность (Р, МВт), энергия (Е, ГВт*ч))

График	б	в	Рмин,t	Рмакс,t	Рпп,t	Рср	ДРмакс	ДРп	ДРпп	Есут
№ 1ОП-РД	0,62	0,82	3 60703:30	5 78617:30	5 22911:30	4 850	2 179	557	1 622	116,382
№ 2ОП-ВД	0,71	0,84	3 45403:00	4 89218:00	4 26215:30	4 098	1 438	630	808	98,361
№ 3МОП-РД	0,66	0,85	2 99805:00	4 53713:30	4 15312:00	3 864	1 539	384	1 155	92,755
№4МОП-ВД	0,76	0,87	2 80704:30	3 70822:30	3 45820:30	3 244	901	250	651	77,865

Как следует из рис. 2 и таблицы, наибольшей неравномерностью (б = 0,62) отличается график в РД декабря, а наименьшая неравномерность (б = 0,76) наблюдается у графика ВД июня. У этих же графиков и экстремальные максимальные диапазоны регулировки нагрузки: ДРмакс = 2 179 МВт и ДРмакс = 901 МВт. Соответственно регулировочные диапазоны для этих дней по полупиковой и пиковой зонах составляют 74,4; 25,6 и 72,3; 27,7 % от максимального диапазона регулировки (доли полупика и пика по регулировочному диапазону сохраняются почти неизменными для РД и ВД).

Чтобы проверить, насколько представленные графики являются типовыми для нагрузки Беларуси в 2007 г., 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 %. По графику ОП-РД в течение года потребляется до 47 % годового объема электроэнергии. Именно этот график представляет наибольший интерес для дальнейшего анализа и оценок.

Сопоставление графиков показывает следующее. 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 в ВД уменьшается также на 15,5 %. В МОП в РД имеется выраженный максимум в утренне-дневное время, который на 1 249 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 = 5 890 МВт, а за последние несколько лет - в феврале 2006 г. (Рмакс = 6 245 МВт). Величина максимума определялась наиболее низкой зимней температурой. Среднегодовое значение коэффициента неравномерности СГН энергосистемы в 2007 г. для РД составило б = 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 - менее 0,2 %, АЭС и ГАЭС отсутствуют, хотя в 2016 г. 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 сегодня покрытие графиков нагрузки за счет собственной генерации в энергосистеме возможно 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).

В базисной, 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 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.

В регулировании 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 с последующим 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 800-1 000 об/мин против номинальных 3 000 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 частям СГН в соотношении 3,4:21,3:75,3 % (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). 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 б = 726 / 1 812 МВт = 0,4, т. е. большая неравномерность графика генерации отражает больший регулировочный диапазон станции), а вспомогательную - Березовская ГРЭС с б = 392 / 660 МВт = 0,59. График суммарной генерации ТЭЦ имеет более равномерный характер (б = 2 032 / / 2 612 МВт = 0,78). В рассматриваемый день включенная мощность на 6 блоках Лукомльской ГРЭС составила 1 812 МВт (302 МВт на блок), а на 4 блоках Березовской ГРЭС - 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 ДРэм = 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 1 500 долл., получим эффект в стоимостном выражении Ээм = 300 000 Ч 1 500 = 450 млн долл. Примем, что этот эффект достигается за период в 10 лет. Тогда его годовая доля составит Эгэм = 45 млн долл.

график электрический нагрузка энергосистема

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 30 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 в силу как старения энергоблоков, так и модернизации некоторых из них, но за отсутствием других оценочных данных воспользуемся приведенным графиком. Из него следует, что при Nном = 300 МВт УРТ равен 312 г у.т./кВт*ч, при Nчн в 210 МВт - 320, при Nчн в 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 33 612 МВт*ч, в том числе в ночные часы (6 часов) - 4 380, в период набора полупикой нагрузки (2 часа) - 1 920 и в период спада полупиковой нагрузки (2 часа) - 2 520 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 Ч 4 380 000 + 14 Ч 1 920 000 + 8 Ч 2 520 000 г у.т. = 152,16 т у.т., а за год - Э1Лчнг = 152,16 Ч 148 = 22,5 тыс. т у.т. Если аналогичные расчеты провести по СГН (рис. 6) МОП-РД (7 блоков с включенной мощностью 2 112 МВт), ОП-ВД (5 блоков с включенной мощностью 1 514 МВт) и МОП-ВД (5 блоков с включенной мощностью 1 507 МВт), то перерасход топлива соответственно составит Э3Лчнг = 224,12 Ч 107 = 24 тыс. т у.т., Э2Лчнг = 308,14 Ч 64 = 19,7 тыс. т у.т., Э4Лчнг = 59,2 Ч 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 7 900 ккал/м3 1 т у.т. = 7*106 ккал = 886 м3 газа. С учетом этого ЭЛБчнг ? 80 млн м3 газа. При существующей среднеевропейской цене на природный газ в 300 долл./1 000 м3 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 ремонтов. 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 будет равна величине ЭТопр = 100 Ч 50 + 70 Ч 30 7,1 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), сколько 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 - 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 без специальных исследований оценить 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 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, куда входит 21 страна, при установленной мощности 516 ГВт в 2001 г. было выработано 2 100 млрд кВт*ч и Тисп = 4 070 ч [1]. Для сравнения: в Беларуси к 2025 г. только планируется получить Тисп = 3 984 ч. Улучшив график, эту задачу можно было бы решить уже в ближайшие годы, и 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 ее 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 работа энергосистемы по неравномерному графику нагрузки всегда связана с дополнительными издержками в виде пережога топлива и наличия избыточных генерирующих мощностей с другими сопутствующими им лишними ресурсами. Эти издержки закладываются в тариф на электроэнергию для 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 планируется построить АЭС с установленной мощностью 2 ГВт. Поскольку АЭС должна работать исключительно в базе СГН и НГН на своей номинальной нагрузке (хотя блоки АЭС и допускают незначительную разгрузку, но она крайне нежелательна), то проблема неравномерности графиков, особенно в период прохождения энергосистемой зимнего суточного минимума нагрузки, значительно обострится, а цена эффекта возрастет. Но такие расчеты не входят в задачу настоящей статьи.

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].

Регулирование графика электронагрузки

Первым в СССР документом по регулированию графика нагрузки был Циркуляр ВСНХ СССР от 26 ноября 1930 г. № 85 «О регулировании графиков нагрузки». Этот документ предложил несколько видов регулировочных мероприятий для потребителей. В частности, планирование рабочих смен на одно-, двух- и трехсменных предприятиях таким образом, чтобы работа не выполнялась в вечерний пик, использование на предприятиях скользящего выходного дня, остановку некоторых предприятий во время прохождения пика, назначение фиксированных часов для работы энергоемкого оборудования.

В 1931 г. Мосэнерго заключило соглашения с 25 предприятиями о снижении ими нагрузки в часы утреннего и вечернего пиков с выплатой им компенсации за каждый снятый кВт/год (60 руб. в утренний и 36 руб. в вечерний пик). Снизили нагрузку 22 предприятия суммарно на 12 МВт. Энергосистема получила выигрыш в размере 85 руб./кВт (суммарно более 1 млн руб.) и выплатила компенсацию потребителям в размере 400 тыс. руб. Эффект налицо. Если бы потребителей просто отключали, то Мосэнерго получило бы недоотпуск электроэнергии на 5,7 млн руб. Дополнительный ущерб в сумме 17 млн руб. получил бы и потребитель из-за недовыпуска продукции.

Экономия и управление электропотреблением - альтернатива строительству новых электростанций

Энергокомпания Carolina Power&Light Co сократила план ввода в строй новых мощностей до 1995 г. на 3,6 млрд долл. и приняла программу экономии и управления потреблением электроэнергии, целью которой является уменьшение пиковой нагрузки к 1995 г. на 1,75 ГВт (16 % от текущей пиковой нагрузки). Стоимость работ по программе составляет 600 млн долл. и охватывает 37 объектов: жилые массивы (630 МВт), торговые центры (250 МВт) и промышленные предприятия (870 МВт) - всего 770 тыс. абонентов. Компания отмечает, что за последние 20 лет удельная стоимость сооружений новых ТЭС и АЭС возросла в 5 раз и составляет в среднем 1 800 долл./кВт. С помощью принятой программы можно будет экономить пиковую мощность при затратах 250 долл./кВт.

Выравнивание графика нагрузки возможно установлено. В целях повышения экономических показателей их работы следует установить, какой режим является более экономичным: полное отключение с дополнительными расходами для его пуска или холостой ход с дополнительными потерями.

Выравнивание графика нагрузок в энергосетях может быть обеспечено также другими станциями и устройствами: гидро-аккумулирующими станциями, электролизными установками и генераторами энергии на водородном топливе, паровыми аккумуляторами, маховиками, электромагнитными накопителями, химическими накопителями и другими.

Выравнивание графика нагрузки с помощью аккумулятора может способствовать и некоторому повышению экономичности в расходовании тепла, однако это обстоятельство по сравнению с уменьшением изначальных затрат настолько незначительно, что обычно во внимание не принимается.

Выравнивание графика нагрузки ведет к снижению этих потерь.

Помимо выравнивания графиков нагрузок, в некоторых случаях применяется также, преимущественно в энергоснабжающих системах, другой вид регулирования, а именно, уплотнение графиков нагрузок путем возможного увеличения площади графика при неизменном его максимуме.

Проблема выравнивания графиков нагрузки имеет важное народнохозяйственное значение. Потребители электроэнергии, изменяя режим работы отдельных электроприемников, так называемых потребителей-регуляторов ( ПР), могут способствовать выравниванию графиков, нагрузки энергосистем.

Стимулирующим фактором выравнивания графика нагрузки является оплата электроэнергии по двухставочному тарифу. Основная ставка, не зависящая от количества израсходованной электроэнергии, составляет плату за 1 кВт заявленной ( договорной) максимальной мощности ( нагрузки) в часы суточного максимума нагрузки энергосистемы или за 1 кВ - А присоединенной трансформаторной мощности, дополнительная ставка - за каждый киловатт-час, учтенный счетчиком.

Мотивацией к выравниванию графика нагрузки может служить дифференцированный тариф на потребляемую электроэнергию, когда он в часы максимума нагрузки энергосистемы устанавливается повышенным, а в часы минимума - пониженным.

Кроме того, выравнивание графика нагрузки электростанций приводит к уменьшению удельного расхода топлива и к повышению срока службы основного оборудования электростанций. Часть получаемой в энергосистемах экономии необходимо затратить на осуществление мероприятий по выравниванию нагрузки промышленных предприятий.

Заметим, что выравнивание графика нагрузки линии может быть осуществлено не только путем перестройки технологического процесса потребителя электроэнергии, но и за счет установки у него накопителя энергии. При этом в режиме минимума нагрузки он должен накапливать электроэнергию, а в режиме максимума - выдавать ее, разгружая тем самым линию в часы наиболее напряженной работы энергосистемы.

Имеется несколько путей выравнивания графика нагрузок в энергосистемах, которые будут рассмотрены позднее. В данной главе рассматривается возможность использования ЭЭС для этих целей.

Внедрение мероприятий по выравниванию графика нагрузки должно стимулироваться системой тарифов на электроэнергию и быть экономически выгодными не только для городской электросети, но и для потребителя. Например, для потребителя, на которого распространяется двухставочный тариф с основной платой за мощность, участвующую в суточном максимуме энергосистемы, выравнивание графика нагрузки приводит к снижению мощности и, следовательно, к уменьшению расходов на оплату электроэнергии.

Проводить мероприятия по выравниванию графика нагрузок потребителей городской электросети: а) переносить время работы оборудования с дневных или вечерних на другие ( ночные) часы; б) отключать часть или всю нагрузку потребителей в часы максимума; в) уменьшать мощность установленного оборудования при увеличении продолжительности его работы.

Экономический эффект от выравнивания графика нагрузок равен снижению затрат на производство и потребление электроэнергии 3 х и достигает своего максимума при некотором режиме электропотребления Тмот.

Наконец, потребители-регуляторы обеспечивают выравнивание графика нагрузки энергосистемы, разгружаясь в часы максимальных нагрузок и форсируя свою производительность в часы ночного провала нагрузки.

Предложены также другие варианты выравнивания графика нагрузок в энергосистемах с помощью электролиза воды. Примером такого варианта может служить создание энерготехнологического комплекса, включающего энергосистему и производство аммиака или металлургическое производство, использующее водород для восстановления металлов из их оксидов.

Существуют и другие способы выравнивания графика нагрузок. Для уменьшения провалов в графиках нагрузок применяют специальные меры, в частности включение в эти часы некоторых мощных потребителей, например индукционных печей на заводах.

Наличие противовеса приводит к выравниванию графика нагрузки двигателя, что снижает его нагрев.

Наличие противовеса приводит к выравниванию графика нагрузки двигателя, что снижает его нагрев в процессе работы.

Целесообразно провести технико-экономический анализ использования ЭАЭС для выравнивания графика нагрузок в энергосетях в условиях нашей страны.

С народнохозяйственной точки зрения снижение Рэтах означает выравнивание графика нагрузки энергосистемы. В пределе это ведет к отказу от строительства части электростанций фактической экономии капитальных вложений, которые ( в ценах 1985 г.) составляли около 400 руб / кВт, приближаясь к 1000 руб / кВт для АЭС.

Гидроаккумулирующие электростанции ( ГАЭС) предназначены для выравнивания графиков нагрузки энергосистем.

Для энергетического хозяйства России первоочередное значение имеет возможно большее выравнивание графиков нагрузок.

Регулирование режимов электропотребления промышленных предприятий ведет к выравниванию графика нагрузки энергосистемы и снижению общесистемного максимума. В результате в энергокомпании сокращаются текущие и капитальные затраты, улучшается баланс генерирующих мощностей, повышается конкурентоспособность компании на рынке электроэнергии. Отсюда следует, что экономической основой режимного взаимодействия предприятий с энергокомпаниями служат дифференцированные тарифы на электроэнергию, стимулирующие проведение соответствующих регулировочных мероприятий.

Внутрибазовые операции допустимо передвигать на несколько часов для выравнивания графика нагрузки котельных установок нефтебазы или паропотребления при централизованном теплоснабжении. По годовому графику суточных максимумов потребления тепловой энергии составляется график планово-предупредительного ремонта котельного оборудования.

Это значительно снижает мощность двигателя и приводит к выравниванию графика нагрузки двигателя, вследствие чего сокращается его перегрев в процессе работы.

Гидроаккумулирующая электростанция при включении ее в энергосистему наряду с выравниванием графика нагрузки, заполнением провалов и покрытием пиков повышает надежность эксплуатации, обеспечивая нагрузочный и аварийный резерв и улучшает условия регулирования энергосистемы. Внезапный выход из строя какого-либо работающего агрегата требует немедленного включения из резерва такой же мощности. Гидравлические агрегаты могут хорошо осуществлять функции аварийного резерва, даже если они предварительно находились в покое, так как пуск их в эксплуатацию, включая синхронизацию, продолжается 0 5 - 1 0 мин.

Основными задачами регулирования режимов электропотребления являются снижение суточных максимумов и выравнивание графиков нагрузки предприятий путем заполнения ночного провала и переноса нагрузок во внепиковые ( дневные) часы суток.

В настоящее время для энергетического хозяйства России первоочередное значение имеет возможно большее выравнивание графиков нагрузок.

Аккумуляторы горячей воды применяются в случаях значительной нагрузки горячего водоснабжения для и выполняются металлическими; устанавливают их на открытом воздухе.

При проектировании электроснабжения должны предусматриваться рациональные мероприятия по оптимизации электропотребления и

Двухставочный тариф является определенным стимулом для потребителей к максимальному использованию установленной мощности и Это в свою очередь способствует организации рациональной работы предприятий энергоснабжения.

Двухставочный тариф является определенным стимулом для потребителей к максимальному использованию установленной мощности и Это в свою очередь способствует организации рациональной работы энергоснабжающего предприятия.

Определенные возможности дает трехзонный суточный тариф в отношении влияния на снижение максимума потребляемой мощности и за счет значительной разницы в стоимости электроэнергии в разное время суток. Кроме того, это способствует стабилизации прибыли энергосистемы относительно воздействия внешних факторов. Трехзонные суточные тарифы введены в новый прейскурант Госкомцен России на электроэнергию. Однако их широкое внедрение сдерживается из-за отсутствия счетчиков для фиксации количества отпущенной энергии по зонам суток. Кроме того, как показывает опыт, например Запорожской и Бурштынской ГРЭС, где в порядке эксперимента применяются трехзонные суточные тарифы, имеются трудности методического и организационного характера.

За последнее десятилетие резко повысились темпы строительства гидроаккумулирующих станций ( ГАЭС), предназначенных для . Принцип работы таких станций состоит в следующем. В очные часы, когда потребление электроэнергии уменьшается, включаются насосы и перекачивают воду из нижнего водохранилища ( бассейна) в верхнее, а в дневные часы пика нагрузки включаются турбины и срабатывают воду из верхнего водохранилища. Таким образом, ГАЗС ночью потребляет электроэнергию, а днем ее генерирует.

Снижение потерь может быть достигнуто путем осуществления мероприятий общего организационного характера, как, например, всех элементов сети, разработка плана и внедрение регулирования и выравнивания графика потребителей, заполнение ночных провалов графика и снижение нагрузки в часы пик, распределение выходных дней предприятий по различным дням недели.

Построены первые электрохимические электростанции мощностью до 5 МВт, работающие на природном топливе и предназначенные для в энергосетях.

Поэтому почти всегда прибегают к установке на прессе маховика, являющегося аккумулятором механической энергии и дающего известное выравнивание графика нагрузки.

Режимы энергопотребления планируются с учетом мероприятий по регулированию графиков нагрузки, направленных на снижение суточных максимумов и выравнивание графиков нагрузки. Регулирование графиков нагрузки потребителей приводит к улучшению технико-экономических показателей энергохозяйства предприятия и энергоснабжающих систем. Мероприятия по регулированию графиков энергопотребления должны быть согласованы предприятием с энергоснабжающими организациями.

Поэтому одним из путей решения этой задачи является привлечение потребителей к регулированию режимов электропотребления, направленному на выравнивание графика нагрузки энергосистемы.

Принимаем, что в систему вводится некоторое количество локальных электрохимических аккумулирующих электрических станций ( ЭАЭС), обеспечивающих выравнивание графика нагрузок путем разряда аккумуляторов в дневное время и заряда их в часы провала графика нагрузок. Для обеспечения выравнивания графика нагрузок при наименьших приведенных затратах энергосистема должна быть оптимизирована.

Анализ изменения графиков нагрузок энергосистем показывает, что неравномерность нагрузки имеет тенденцию к увеличению, и поэтому актуальность выравнивания графика нагрузок возрастает.

К важнейшему направлению электрохимической энергетики следует отнести крупномасштабное аккумулирование энергии, а также аккумулирование солнечной и ветровой энергии выравнивание графика нагрузок в энергосетях и применение электромобилей. Эти вопросы также отражены в настоящей книге.

Однако при постоянно включенном в роторной цепи сопротивлении увеличиваются потери энергии, кроме того, использование инерционных масс и выравнивание графика нагрузки получается неудовлетворительным.

Наряду с сооружением специальных пиковых установок и повышением маневренных свойств базисного оборудования большое значение имеет нахождение и реализация эффективных мероприятий для выравнивания графиков нагрузок.

В нашей стране и за рубежом проектируются крупные СПИН с энергиями порядка 1012 - 1014 Дж, которые будут использоваться для выравнивания графиков нагрузки мощных энергосистем или длительного хранения электроэнергии.

Сокращение электропотребления из энергосистемы достигается: оптимизацией режимов электропотребления, снижением максимумов активной и реактивной мощности предприятия, внедрением мероприятий по выравниванию графиков нагрузки. В связи с неравномерным характером графика нагрузок появляется необходимость регулирования электропотребления в часы максимума нагрузок энергосистемы путем изменения режима работы потребителей для снижения максимальной получасовой мощности предприятия.

Чем больше маховой момент маховика и чем сильнее снижается скорость вращения в период максимальной нагрузки, тем в большей мере маховик способствует выравниванию графика нагрузки электродвигателя.

Выводы

1. В условиях безудержного роста мировых цен на органическое топливо одним из факторов сдерживания роста тарифов на электрическую энергию в энергосистемах с преобладанием ТЭС является, наряду с энергосбережением, выравнивание, или уплотнение, графиков электрических нагрузок энергосистемы.

2. Уплотнение графиков электрических нагрузок на суточных, недельных и сезонных интервалах является межотраслевой проблемой, решением которой должны заниматься три стороны: государство, энергосистема и потребители. Решение проблемы связано с существенными инвестициями (кредитными ресурсами) не только в энергетику, но и в другие энергоемкие отрасли хозяйства, в которых имеются потенциальные потребители-регуляторы.

3. Государство в лице правительственного органа - тарифного комитета - должно обеспечить разработку и возможность применения потребителями эффективных тарифных систем, способствующих выравниванию графика нагрузки энергосистемы.

4. Государство в лице отраслевых министерств и ведомств должно обеспечить льготные условия привлечения кредитных ресурсов потребителями для создания полномасштабных АСКУЭ с целью последующего перехода на современные тарифные системы. Окупаемость кредитов должна быть обеспечена по отраслям за счет снижения темпа роста тарифов по отношению к темпам роста цен на энергоносители, а также за счет организационно-технических мероприятий по энергосбережению, выполняемых с использованием АСКУЭ.

5. Основанием для снижения темпа роста тарифов на электроэнергию в энергосистеме в случае выбора стратегии на уплотнение графиков электрических нагрузок должен быть отказ от сооружения определенного дополнительного объема пиковых и полупиковых генерирующих мощностей, следовательно, и от наличия «замороженных» капитальных вложений, объем которых оказывает существенное влияние на величину тарифа на электроэнергию.

...

Страница:

курсовая работа "Графики электрической нагрузки энергосистемы" скачать

Подобные документы

Графики нагрузки различных типов потреблений электроэнергии и энергосистемы в целом, их обеспечение и регулирование
Факторы распространенности электроэнергии на современных производствах и в быту в виде энергии пара, горячей воды, продуктов сгорания топлива. Виды тепловых электрических станций. Графики электрической и тепловой нагрузки, способы покрытия их пиков.

контрольная работа [62,5 K], добавлен 19.01.2011
Построение графиков нагрузок потребителей узла электрической сети
Расчет параметров и построение суточных (зимних и летних) графиков нагрузки потребителей электрической сети. Составление годового и квадратичного графика нагрузки работы узла электрической сети по продолжительности в течение различных периодов времени.

контрольная работа [317,2 K], добавлен 17.12.2011
Электрические сети нефтяных месторождений Южного Васюгана ОАО "Томскнефть"
Формирование вероятностной модели нагрузки, генерирующей части, энергосистемы. Расчет и анализ коэффициентов бездефицитной работы и готовности энергосистемы, вычисление показателей. Оценка надежной работоспособности распределительного устройства.

курсовая работа [2,7 M], добавлен 05.12.2014
Электропитающие системы и электрические сети
Знакомство с суточными графиками нагрузки. Анализ способов определения располагаемой мощности станций энергосистемы. Рассмотрение особенностей оценки максимальных рабочих мощностей станций и резервов в электропитающих системах и электрических сетях.

презентация [101,3 K], добавлен 30.10.2013
Наивыгоднейшее распределение нагрузки потребителей в энергосистеме
Определение характеристики относительного прироста расхода топлива конденсационной тепловой электростанции. Расчет оптимального распределения нагрузки между агрегатами тепловой электростанции. Определение графика электрической нагрузки потребителей ЭЭС.

курсовая работа [2,3 M], добавлен 08.01.2017
Расчёт и анализ устойчивости электроэнергетической системы
Расчет установившихся режимов электрической системы. Определение критического напряжения и запаса устойчивости узла нагрузки по напряжению в аварийных режимах энергосистемы с АРВ и без АРВ на генераторах. Комплексная схема замещения, расчет параметров.

курсовая работа [3,8 M], добавлен 09.03.2016
Технико-экономическое обоснование варианта схемы развития электрической сети районной энергосистемы для электроснабжения новых узлов нагрузки
Выбор вариантов развития существующей сети. Выбор номинальных напряжений сооружаемых воздушных линий радиального варианта сети. Определение сечений проводов сооружаемых линий радиального варианта сети. Выбор понижающих трансформаторов на подстанции.

курсовая работа [2,9 M], добавлен 22.07.2014
Планирование производственной программы энергосистемы
Расчет производственной мощности и составление годового графика ремонта оборудования электростанций. Планирование режимов работы электростанций. Планирование месячной выработки электроэнергии и отпуска тепловой энергии электростанциями энергосистемы.

курсовая работа [46,1 K], добавлен 14.07.2013
Выбор оптимального способа прохождения энергоблоками провала электрической нагрузки электростанции
Определение суточных и диспетчерских графиков нагрузок электростанций. Режим работы блока без останова в провалы нагрузки. Горячий вращающийся резерв. Применение комбинированного пуско-остановочного режима и режима горячего вращающегося резерва.

курсовая работа [194,5 K], добавлен 07.08.2012
Организация схемы энергоснабжения нефтяного месторождения из энергосистемы ОАО "Тюменьэнерго"
Анализ схемы и техническое обоснование ввода в действие электрической подстанции по обеспечению электроэнергией потребителей нефтяного района от энергосистемы ОАО "Тюменьэнерго". Расчет проекта и сравнение схем подключения газотурбинной электростанции.

дипломная работа [527,0 K], добавлен 08.12.2011
Гидроаккумулирующие электростанции
Принцип работы гидроэлектростанции, используемой для выравнивания суточной неоднородности графика электрической нагрузки. Опыт использования ГАЭС в целях регулирования электрических режимов. Состав сооружений гидросооружения и их характеристика.

презентация [644,4 K], добавлен 10.12.2015
Выбор схемы и определение параметров электрической сети района энергосистемы
Теоретические аспекты применения новых технологий, обеспечивающих развитие и функционирование единой национальной электрической сети. Проектирование электросети для района: выбор активной и реактивной мощности, компенсирующих устройств и оборудования.

дипломная работа [5,3 M], добавлен 22.02.2012
Электрические сети
Расчет удельной электрической нагрузки электроприемников квартир жилых зданий. Определение расчетной нагрузки трансформаторной подстанции. Величина допустимых потерь напряжения городских распределительных сетей. Выбор сечения проводов линии силовой сети.

контрольная работа [308,4 K], добавлен 13.07.2012
Разработка схемы статической и динамической устойчивости электроэнергетической системы
Определение основных параметров электростанций, составление комплексной схемы замещения и расчет ее параметров. Критическое напряжение и запас устойчивости узла нагрузки по напряжению в аварийных режимах энергосистемы с АРВ и без АРВ на шинах генераторов.

курсовая работа [1,6 M], добавлен 07.08.2011
Проектирование системы электроснабжения микрорайона
Краткая характеристика микрорайона. Расчетные электрические нагрузки жилых зданий. Определение числа и мощности трансформаторных подстанций и размещение. Нагрузка общественных зданий и коммунально-бытовых предприятий. Расчет электрической нагрузки.

курсовая работа [509,3 K], добавлен 12.02.2015
Исследование участка электрической сети предприятия, оборудованного автоматическими выключателями
Описание принципиальной схемы участка электрической сети предприятия. Опытное определение токов нагрузки и коротких замыкания участка электрической сети. Освоение методики и практики расчетов номинальных токов расцепителей автоматических выключателей.

лабораторная работа [141,4 K], добавлен 18.06.2015
Расчет участка электрической сети района энергосистемы
Выбор напряжения сети, типа и мощности силовых трансформаторов на подстанции, сечения проводов воздушной линии электропередачи. Схема замещения участка электрической сети и ее параметры. Расчеты установившихся режимов и потерь электроэнергии в линии.

курсовая работа [688,8 K], добавлен 14.07.2013
Использование водной энергии
Расчет гидрографов маловодного и средневодного года при заданной обеспеченности стока. Построение суточных, месячных, годовых графиков нагрузки энергосистемы. Определение заглубления рабочего колеса гидротурбины для обеспечения ее бескавитационной работы.

курсовая работа [1,4 M], добавлен 26.10.2011
Проектирование районной электрической сети
Оптимальная схема развития районной электрической сети. Выбор номинальных напряжений и оптимальной конструкции сети. Расчет сечений проводов, мощности компенсирующих устройств. Выбор оборудования подстанций. Расчет максимального режима энергосистемы.

курсовая работа [202,3 K], добавлен 24.03.2012
Проектирование электроснабжения токарного цеха
Определение электрической нагрузки цеха для углубленной проработки. Выбор трансформаторов и типа трансформаторной подстанции. Расчет пропускной способности трансформаторов. Автоматическое включение резерва. Сигнализация и учёт электрической энергии.

курсовая работа [668,8 K], добавлен 01.02.2014

Другие документы, подобные "Графики электрической нагрузки энергосистемы"

весь список подобных работ

скачать работу можно здесь

сколько стоит заказать работу?

Работы в архивах красиво оформлены согласно требованиям ВУЗов и содержат рисунки, диаграммы, формулы и т.д.
PPT, PPTX и PDF-файлы представлены только в архивах.
Рекомендуем скачать работу.