«КОМПЛЕКСНАЯ ОЦЕНКА ЭФФЕКТИВНОСТИ ФУНКЦИОНИРОВАНИЯ ГИДРОАККУМУЛИРУЮЩИХ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ НА ЭНЕРГЕТИЧЕСКОМ РЫНКЕ ...»

ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ БЮДЖЕТНОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ

УЧРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ

«САНКТ-ПЕТЕРБУРСГКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ПОЛИТЕХНИЧЕСКИЙ

УНИВЕРСИТЕТ»

На правах рукописи

ШУЛЬГИНОВ Роман Николаевич

КОМПЛЕКСНАЯ ОЦЕНКА

ЭФФЕКТИВНОСТИ ФУНКЦИОНИРОВАНИЯ

ГИДРОАККУМУЛИРУЮЩИХ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ

НА ЭНЕРГЕТИЧЕСКОМ РЫНКЕ

Специальность 08.00.05 – Экономика и управление народным хозяйством (экономика, организация и управление предприятиями, отраслями, комплексами ) Диссертация на соискание ученой степени кандидата экономических наук

Научный руководитель – Малинина Татьяна Всеволодовна, кандидат экономических наук, доцент Санкт-Петербург -

ОГЛАВЛЕНИЕ

Стр.

Введение ……………………………………………... ГЛАВА I. РАЗВИТИЕ ГАЭС В ЭНЕРГЕТИКЕ СЕВЕРОЗАПАДНОГО РЕГИОНА …………………………. 1.1. Особенности ГАЭС и её функции в энергосистеме 1.2. Основные технико-экономические проблемы развития энергетики Северо-Западного региона ………… 1.3. Актуальность и предпосылки строительства Ленинградской ГАЭС ………………………………………. 1.3.1. Краткая информация о проекте ……………………… 1.3.2. Роль ГАЭС в регулировании перспективного баланса мощности Центральной части ОЭС СевероЗапада ………………………………………………………. 1.3.3. Роль ГАЭС в расширении маневренных возможностей электростанций и в покрытии неравномерного графика нагрузки ОЭС Северо-Запада …………… Выводы по главе I ……………………………………

ГЛАВА II. МЕТОДЫ СРАВНИТЕЛЬНОЙ ОЦЕНКИ КОНКУРЕНТНЫХ ПРЕИМУЩЕСТВ ГАЭС В

ЭНЕРГОСИСТЕМЕ ………………………………. 2.1. Анализ технико-экономических показателей ГАЭС 2.2. Характеристика режимов работы ГАЭС …………… 2.3. Метод оценки конкурентных преимуществ ГАЭС… 2.3.1. Мощностной эффект от строительства ГАЭС … 2.3.2. Топливный эффект от строительства ГАЭС …… 2.4. Метод сравнительной оценки конкурентных преимуществ ГАЭС с альтернативными источниками энергии………………………………………………… Выводы по главе II …………………………………..

ГЛАВА III. МЕТОДЫ ОЦЕНКИ ЭФФЕКТИВНОСТИ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ГАЭС В ЭНЕРГОСИСТЕМЕ

мми 3.1. Методика оценки эффективности использования ГАЭС …………………………………………………. 3.2. Оценка показателей эффективности функционирования ГАЭС в энергосистеме Северо-Западного региона ………………………………………………….. 3.2.1. Показатели эффективности без учета системных эффектов ………………………………………………….. 3.2.2. Показатели эффективности с учетом системных эффектов ………………………………………………….. 3.3. Анализ чувствительности проекта к неопределенности и рискам ……………………………………….. 3.4. Влияние инфляции на обоснование целесообразности инвестиций в ГАЭС……………………………… 3.4.1. Сущность инфляции, взаимосвязь инфляции и инвестиций ……………………………………………… 3.4.2. Метод оценки эффективности инвестиций в ГАЭС без учета инфляции ………………………………… 3.4.3. Метод оценки эффективности инвестиций в ГАЭС с учетом инфляции ………………………………… 3.4.2. Выводы по главе III ………………………………….

ГЛАВА IV. МЕХАНИЗМЫ РЕАЛИЗАЦИИ СИСТЕМНЫХ

ЭФФЕКТОВ ПРИ ФУНКЦИОНИРОВАНИИ

ГАЭС НА РЫНКЕ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ И

МОЩНОСТИ ………………………………………. 4.1. Принципы функционирования рынка электроэнергии и мощности ……….. …………………………… 4.1.1. Общие принципы функционирования рынка электроэнергии и мощности в России и за рубежом … 4.1.2. Устройство рынка мощности в России ……………. 4.1.3. Ценовые параметры и структура рынка мощности 4.2. Принципы и механизмы реализации системных эффектов при функционировании ГАЭС …………….. 4.2.1. Распределение единовременного и текущего эффектов от ГАЭС между получателями услуг ……. 4.2.2. Оценка реализации эффекта от функционирования 4.2.3. Корректировка механизма финансирования ГАЭС 4.3. Методика обоснования платы за мощность для 4.4.1. Перспективы развития рынка системных услуг в 4.4.2. Методика расчета размера тарифа на услуги по обеспечению системной надежности ……………….

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность исследования. В связи с необходимостью рационализации топливно-энергетического комплекса в современной энергетике имеет место тенденция развития АЭС и строительства ТЭС с турбоагрегатами большой единичной мощности, а также укрупнение электростанций, что в свою очередь приводит к ухудшению маневренных свойств энергосистемы.

Несоответствие маневренных возможностей современных энергосистем с преобладанием маломаневренных ТЭС и АЭС требованиям обеспечения суточного графика электропотребления приводит к значительным режимным затруднениям, особенно в осенне-зимний период, когда необходимо выполнение графика тепловой нагрузки. Значительной проблемой становятся условия прохождения минимальной нагрузки. В результате из-за отсутствия собственных пиковых источников в энергосистеме ТЭЦ были вынуждены обеспечивать не только базовый, но и переменный режим электропотребления. Разгрузки по теплу в ряде случаев приходится производить с использованием водогрейных котлов, что в значительной степени ухудшает экономические показатели ТЭЦ и приводит к перерасходу топлива. При этом из-за неоптимальных режимов тепловых электростанций ухудшаются эксплуатационные показатели, снижается надежность энергоснабжения, уменьшается ресурс оборудования.

Поскольку при дефиците маневренных мощностей для прохождения ночных минимумов ТЭС вынуждены разгружаться, резко уменьшается число часов использования установленной мощности ТЭС и снижается эффективность их использования.

Кроме того, еще одна проблема неэффективной работы существующих ТЭЦ связана с несбалансированностью мощности ТЭЦ и потребностью локального рынка электрической и тепловой энергии. Основы этой проблемы были заложены еще в плановой экономике, когда выбор мощности ТЭЦ осуществлялся по завышенным тепловым нагрузкам промышленности и населения. Это привело к частичному использованию мощности ТЭЦ и искажению проектного режима их работы, причем за последние 20 лет проблема еще больше усугубилась вследствие сокращения промышленной, а в ряде случаев и тепловой нагрузки населения. Следствием этого стало сокращение по сравнению с проектным режимом годового числа часов использования установленной мощности ТЭЦ по наиболее экономичному теплофикационному режиму и снижение доли выработки электроэнергии по теплофикационному циклу с 63 % в году до 51 % в 2010 году. Фактически ТЭС, составляющие основу электроэнергетики России, работают менее чем наполовину своих технических возможностей.

Практически все ОЭС Европейской части России, особенно ОЭС Центра, Северо-Запада и Северного Кавказа испытывают проблемы не столько с покрытием пиковых зон графиков нагрузок, сколько с прохождением ночных провалов. По данным Системного оператора в ОЭС Центра ночные избытки мощности составляют 2-3 млн. кВт; для ОЭС Северо-Запада - 1,5-2 млн. кВт.

Одним из возможных путей решения проблемы может стать строительства гидроаккумулирующих электрических станций (далее – ГАЭС), обладающих высокими маневренными возможностями. Причем, в отличие от других типов маневренных электростанций (ГЭС, ГТУ), которые могут покрывать только пиковые нагрузки, ГАЭС могут работать в насосном (нагрузочном) режиме в зоне ночного провала суточного графика нагрузки, обеспечивая более благоприятный базисный режим ТЭС и АЭС, а также способствуя снижению межсистемных перетоков мощности.

Основным назначением гидроаккумулирования является повышение надежности, маневренности и экономичности работы энергосистем, что достигается совместным решением задач по прохождению ночного провала суточных графиков нагрузки, покрытию их пиковой части, улучшению режима работы теплового оборудования ТЭС и созданию условий для увеличения мощности базовых электростанций.

Мировой опыт использования ГАЭС в электроэнергетике давно подтвердил их техническую эффективность в обеспечении экономичности и живучести энергообъединений, в повышении надежности электроснабжения и качества поставляемой электроэнергии. Также, использование ГАЭС в целях регулирования электрических режимов доказало, что они являются не только генерирующим источником, но и источником оказания системных услуг, способствующих как оптимизации суточного графика нагрузок, так и повышению надёжности и качества электроснабжения.

Зарубежный опыт работы энергосистем с преобладанием ТЭС и АЭС показывает, что для их оптимальной работы необходимо иметь ГАЭС суммарной мощностью 1012 % от мощности всех электростанций, входящих в состав энергосистемы. В России в настоящее время действует только две ГАЭС (Загорская, мощностью 1200 МВт, и Ставропольская ГАЭС, мощностью 20 МВт), их доля составляет 0,5% от установленной мощности всех станций страны, что существенно ниже, чем в развитых странах мира.

В настоящее время в мире действует более 460 гидроэлектростанций, суммарная мощность которых составляет порядка 300 ГВт. Несколько десятков ГАЭС находятся на этапе проектирования и строительства. Однако, гидроаккумулирование не получило широкого развития в России. Это связано с рядом причин, в первую очередь с большими удельными капитальными вложениями в эти источники энергии, отсутствием механизмов стимулирования их развития, изменением принципов финансирования развития электроэнергетики при переходе к конкурентному рынку. Кроме того, ГАЭС потребляют электроэнергию в часы провала графика нагрузки больше, чем вырабатывают в пике. Все это снижает показатели их эффективности, определяемые на основе традиционного подхода с использованием стандартных методов расчета, не учитывающих системные эффекты, возникающие при функционировании ГАЭС, в результате показатели их эффективности, оцениваемые без учета системных эффектов, находятся на границе допустимых значений, отсюда возникает вопрос о приемлемости сооружения ГАЭС в энергосистеме.

Следует также отметить, что при оценке экономической эффективности энергетических объектов важным фактором, оказывающим влияние на их эффективность, является учет инфляции в технико-экономических расчетах, основанный на использовании сопоставимых цен. Этот фактор приобретает особое значение для энергетических объектов, имеющих нормативный срок эксплуатации 30 лет, а в ряде случаев и 50 лет, например, для ГАЭС. Рыночные условия развития электроэнергетики, сформулированные в законе «О электроэнергетике» также в значительной степени влияют на методологию обоснования ГАЭС и должны учитываться при разработке перспектив развития этого типа электростанций.

Таким образом, на современном этапе одной из ключевых задач при обосновании развития гидроаккумулирующих электростанций в условиях функционирования рынка энергии является задача совершенствования методики оценки экономической эффективности ГАЭС, разработка механизмов учета системных эффектов, оказываемых ГАЭС в условиях функционирования рынка энергии. В настоящее время не достаточно изучены вопросы оказания ГАЭС системных услуг другим субъектам хозяйственной деятельности, реализации этих услуг в условиях постоянно меняющегося рынка электроэнергии и мощности, влияние инфляции на оценку экономической эффективности энергетических объектов, имеющих длительный срок эксплуатации Состояние научной разработанности проблемы. Методические вопросы обоснования эффективности энергетических объектов, в том числе ГАЭС, изучаются в отечественной и зарубежной научной литературе. Среди трудов отечественных исследователей можно выделить работы Б.Л.Бабурина, П.П.Безруких, Л.С.Беляева, В.В.Болотова, М.Ф.Губина, В.В.Елистратова, А.Н.Зейлигера, А.С.Козлова, Э.М.Косматова, А.А.Макарова, В.А.Непомящего, В.В.Новожилова, Е.В.Обухова, В.Р.Окорокова, Р.В.Окорокова, А.М.Резняковского, Л.Д.Хабачева, Е.В.Цветкова, Д.С.Щавелева, В.С.Шарыгина и др.

Область исследования. Диссертационное исследование проведено по специальности 08.00.05 «Экономика и управление народным хозяйством», паспорта специальностей ВАК в рамках раздела 1 «Экономика, организация и управление предприятиями, отраслями, комплексами»: пункты 1.1.15. «Теоретические и методологические основы эффективности развития предприятий, отраслей и комплексов народного хозяйства» и 1.1.19. «Методологические и методические подходы к решению проблем в области экономики, организации управления отраслями и предприятиями топливно-энергетического комплекса».

Объект исследования - гидроаккумулирующие электростанции.

Предмет исследования – система технико-экономических, организационных, финансовых, правовых механизмов, обеспечивающих эффективное функционирование ГАЭС на рынке электроэнергии и мощности.

Целью исследования является разработка принципов и методов эффективного функционирования ГАЭС в энергосистеме в условиях рынка электроэнергии и мощности. В рамках поставленной цели необходимо решить следующие задачи:

Рассмотреть особенности и преимущества функционирования ГАЭС в энергосистеме в условиях рынка, предложить классификацию системных эффектов, оказываемых ГАЭС на энергетическом рынке, позволяющую формировать оптимальную структуру генерирующих мощностей и увеличить эффективность функционирования ГАЭС. Разработать методику экономической оценки эффектов от функционирования ГАЭС.

Разработать методы сравнительной экономической эффективности функционирования ГАЭС в энергосистеме в рыночных условиях, в том числе с учетом альтернативных источников энергии. Провести комплексную и сравнительную оценку экономической эффективности ГАЭС и выявить влияние системных эффектов от функционирования ГАЭС на ее эффективность.

Исследовать влияние инфляции на оценку целесообразности инвестиций с учетом комплекса факторов, определяющих результаты и затраты в ГАЭС. Разработать метод учета инфляции при обосновании экономической эффективности ГАЭС.

Разработать принципы и предложить механизмы реализации системных эффектов при функционировании ГАЭС на рынке электроэнергии и мощности для повышения ее конкурентоспособности. Провести оценку реализации эффекта от функционирования ГАЭС в комплексе с АЭС.

Разработать методику обоснования платы за мощность для ГАЭС на долгосрочном оптовом рынке электроэнергии и мощности.

Теоретической и методологической основой исследования послужили теоретические основы экономики и управления, обоснования эффективности инвестиционных решений, методы системного анализа, теории функционирования рынка электроэнергии и мощности.

Информационной базой диссертации служили материалы Госкомстата РФ, нормативно-правовые акты в области регулирования рынка электроэнергии, «Энергетической стратегии России до 2030 года», энергетических компаний ОАО «РусГидро», ОАО «Системный оператор», Агентства по прогнозированию балансов в электроэнергетике, материалы Интернета.

Научная новизна исследования состоит в разработке методики оценки конкурентных преимуществ ГАЭС с учетом системных эффектов на рынке электроэнергии и мощности, а также методов и механизмов реализации этих эффектов, позволяющих более обоснованно принимать решения о вложении инвестиций в сооружение и функционирование ГАЭС с учетом фактора инфляции и использования сопоставимых цен.

К числу результатов, обладающих признаками научной новизны и выносимых на защиту, относятся следующие:

1) Рассмотрены особенности и преимущества функционирования ГАЭС в энергосистеме в условиях рынка, предложена классификация системных эффектов, оказываемых ГАЭС на энергетическом рынке, позволяющая формировать оптимальную структуру генерирующих мощностей и увеличить эффективность функционирования ГАЭС. Разработана методика и проведена экономическая оценка эффектов от функционирования ГАЭС.

2) Разработаны методы сравнительной эффективности функционирования ГАЭС в энергосистеме в рыночных условиях, в том числе с учетом альтернативных источников энергии. Проведена комплексная и сравнительная оценка экономической эффективности ГАЭС и выявлено влияние системных эффектов от функционирования ГАЭС на ее эффективность.

3) Исследовано влияние инфляции на оценку целесообразности инвестиций с учетом комплекса факторов, определяющих результаты и затраты в ГАЭС. Предложен метод учета инфляции при обосновании экономической эффективности ГАЭС, основанный на использовании сопоставимых цен.

4) Разработаны принципы реализации системных эффектов и предложены механизмы их реализации при функционировании ГАЭС на рынке электроэнергии и мощности. Проведена оценка реализации эффекта от функционирования работы ГАЭС в комплексе с АЭС.

5) Разработана методика обоснования платы за мощность для ГАЭС на долгосрочном оптовом рынке электроэнергии и мощности с использованием рыночного механизма – договоров о предоставлении мощности (ДПМ).

Теоретическая и практическая значимость исследования состоит в разработке методов и механизмов эффективного функционирования ГАЭС, повышающих ее конкурентоспособность на энергетическом рынке и позволяющих более обоснованно подойти к оценке целесообразности их сооружения.

Материалы диссертации имеют теоретическую и практическую значимость и могут представлять научный интерес для научно-исследовательских, проектных энергетических организаций и энергетических компаний, функционирующих на рынке электроэнергии и мощности. Разработанные материалы могут использоваться в учебном процессе высших учебных заведений по соответствующему профилю.

Апробация результатов исследования. Основные результаты представлены и опубликованы в сборнике ХIV Всероссийской научно-методической конференции «Фундаментальные исследования и инновации в национальных исследовательских университетах» (СПб, 2010), в материалах Всероссийской научной конференции «Оценка эффективности инвестиционных проектов в энергетике с учетом их общественной значимости» (СПб, 2010), на 6-м Международном симпозиуме «Электроэнергетика 2011» (Словакия, 2011), на Всероссийской конференции с международным участием «Современные методы обеспечения эффективности и надежности в энергетике» (СПб, 2012).

Публикации. По теме диссертационного исследования опубликовано научных работ общим объемом 2,1 п.л., в том числе 1 доклад на международной конференции и 3 статьи в научных журналах, содержащихся в перечне ВАК.

ГЛАВА I. РАЗВИТИЕ ГАЭС В ЭНЕРГЕТИКЕ

СЕВЕРО-ЗАПАДНОГО РЕГИОНА

1.1. Особенности ГАЭС и ее функции в энергосистеме Гидроаккумулирующая электростанция (ГАЭС) – гидроэлектростанция, используемая для выравнивания суточной неоднородности графика электрической нагрузки. ГАЭС использует в своей работе либо комплекс генераторов и насосов, либо обратимые гидроэлектроагрегаты, которые способны работать как в режиме генераторов, так и в режиме насосов. Во время ночного провала энергопотребления ГАЭС получает из энергосети электроэнергию и расходует её на перекачку воды в верхний бьеф (насосный режим).

Во время утреннего и вечернего пиков энергопотребления ГАЭС сбрасывает воду из верхнего бьефа в нижний, вырабатывает при этом пиковую электроэнергию, которую отдаёт в энергосеть (генераторный режим).

Основным назначением гидроаккумулирования является выравнивание суточного графика нагрузки, повышение маневренности и экономичности работы энергосистем, что достигается совместным решением задач по прохождению ночного провала суточных графиков нагрузки, покрытию их пиковой части, улучшению режима работы теплового оборудования ТЭС и созданию условий для увеличения мощности базовых электростанций.

Несоответствие маневренных возможностей современных энергосистем с преобладанием маломаневренных ТЭС и АЭС требованиям «отслеживания»

суточного графика электропотребления приводит к значительным режимным затруднениям, особенно в осенне-зимний период, когда необходимо выполнение графика тепловой нагрузки. Значительной проблемой становятся условия прохождения часов минимальной нагрузки. Например, в энергообъединении «Мосэнерго» в течение отопительного сезона вынужденно осуществляются сверхнормативные разгрузки как ТЭЦ (на 15-20 % и более), так и для некоторых ГРЭС (на 50 % и более). Разгрузки по теплу в ряде случаев приходится производить с использованием водогрейных котлов, что в значительной степени ухудшает экономические показатели ТЭЦ и приводит к перерасходу топлива. При этом из-за неоптимальных режимов тепловых электростанций ухудшаются эксплуатационные показатели, снижается надежность энергоснабжения, в результате может уменьшиться ресурс оборудования.

Поскольку при дефиците маневренных мощностей для прохождения ночных минимумов ТЭС вынуждены разгружаться, резко уменьшаются их коэффициенты использования установленной мощности (КИУМ). В табл. 1.1 приведены значения КИУМ, рассчитанные по данным Госкомстата России.

Таблица 1.1. Значения коэффициента использования установленной мощности для разных типов электрических станций [96, с.52] Низкая величина числа часов использования установленной мощности ТЭС обусловлена неэффективным их использованием, в частности для ТЭЦ увеличением доли их выработки по неэкономичному конденсационному режиму.

В настоящее время обе основные функции ГАЭС — заряд (режим потребления) и разряд (режим выработки) — являются крайне востребованными с вариациями в пользу той или иной функции в зависимости от конкретных условий. Например, в период весеннего половодья гидроэлектростанции ВолжскоКамского бассейна располагаются в базовой части графика нагрузки. Поэтому актуальность генераторного режима Загорской ГАЭС для ОЭС Центра в это время снижается. Одновременно возрастает напряженность в прохождении ночного минимума нагрузок. Поэтому генерирующая мощность этой ГАЭС используется многократно в полупиковой части графика, чтобы разрядить и подготовить ее для работы в режиме потребления.

Опыт Загорской ГАЭС, а также крупнейших зарубежных ГАЭС свидетельствует, что для современных условий эксплуатации мощных ГАЭС характерны частые и многократные (в течение суток) пуски, остановы и переводы обратимых гидроагрегатов из одного режима в другой.

Третьей важной функцией ГАЭС является их использование для оперативного и аварийного резервирования мощности. При этом ГАЭС суточного аккумулирования при их сравнительно небольшой емкости бассейнов целесообразно использовать в качестве краткосрочного резерва для быстрого набора и снижения нагрузки. Этот вид резерва используется при интенсивном подъеме нагрузки и во время прохождения ее пиков, а также при аварийном выходе из строя отдельных электростанций или энергоблоков. Для быстрого ввода аварийного резерва часть агрегатов ГАЭС должна быть недогружена (если это технологически возможно) или вращаться на холостом ходу, работая в режиме синхронного компенсатора без сброса воды из верхнего бьефа.

По продолжительности цикла аккумулирования ГАЭС подразделяются на ГАЭС суточного, недельного и сезонного регулирования. В ГАЭС суточного регулирования наполнение и сработка бассейна происходят в течение суток.

Ориентировочная продолжительность работы ГАЭС в турбинном режиме составляет 4 – 5 ч., в насосном режиме 6 – 8 ч. в сутки [46, с.32]. В некоторых случаях на суточный цикл может накладываться недельный цикл аккумулирования, что требует обычно некоторого увеличения емкости бассейнов. ГАЭС сезонного аккумулирования закачивают воду в аккумулирующие бассейны в сезон малого энергопотребления или при наличии избыточных водных ресурсов (обычно в теплый сезон года).

Технология ГАЭС предусматривает большие потери электроэнергии.

ГАЭС возвращает в объединенную энергосистему около 70-75% потребленной электроэнергии, а 25-30% расходуется на ее собственные нужды. Формально ГАЭС является убыточной, поскольку в среднем потребляет больше электроэнергии, чем вырабатывает. Однако в крупных энергосистемах, где большую долю составляют мощности тепловых и атомных электростанций, ГАЭС повышает как эффективность использования других мощностей, так и надежность энергоснабжения. Именно эти обстоятельства и делают строительство в Ленинградской области гидроаккумулирующей электростанции экономически оправданным.

На рис. 1.1 представлен примерный суточный график нагрузки современной мощной энергосистемы с указанием примерного времени включения ГАЭС в разных режимах.

Способность ГАЭС покрывать пики нагрузки и повышать спрос на электроэнергию в ночные часы суток делает их действенным средством для выравнивания режима работы энергосистемы.

Рис. 1.1. Примерный суточный график нагрузки современной Примечание: АЭС, ТЭЦ, КЭС, и ПТЭС - атомные, теплофикационные, конденсационные и пиковые тепловые электростанции; ГЭС — гидроэлектростанции; ГАЭС — гидроаккумулирующие электростанции, работающие в режимах: HP - насосном, TP - турбинном, СК и BP - синхронного компенсатора и во вращающемся резерве активной или реактивной мощности; N— мощность энергосистемы, % [95, с.26.].

1.2. Основные технико-экономические проблемы развития электроэнергетики Северо-Западного региона В Северо-Западном Федеральном округе кризисными с точки зрения дефицита мощности электросетевого хозяйства являются Ленинградская область и Республика Карелия, однако и у других регионов округа существуют проблемы с надежностью энергоснабжения, возникающие вследствие износа оборудования. Поскольку проблема дефицита электроэнергии в большинстве случаев решается за счет перетоков из соседних регионов, и все регионы зависимы друг от друга и связаны в единый энергетический комплекс, то вопросы реконструкции и развития генерирующих мощностей в энергетике СЗФО необходимо рассматривать комплексно.

Опережающее развитие субъектов РФ, входящих в Северо-Западный регион, связано с наличием здесь мощного производственного и научнотехнического потенциала. На территории этих регионов ожидается расширение многочисленных действующих и строительство новых, в том числе электроемких, промышленных производств (см. табл. 1.2).

Таблица 1.2. Прогноз электропотребления в ОЭС Северо-Запада Предполагается осуществление крупных инвестиционных проектов по развитию транспортной инфраструктуры. Существенным факторам, способствующим росту электропотребления будет динамичное развитие новых направлений сферы услуг и крупномасштабное жилищное строительство. Развитие экономики России и электропотребление с точки зрения умеренного сценария представлено в табл. 1.3.

Таблица 1.3. Развитие экономики России и электропотребление Помимо роста внутреннего потребления, в Генеральной схеме размещения объектов электроэнергетики до 2020 г. предусмотрено дальнейшее увеличение экспорта электрической энергии в Финляндию в период 2016 – 2020 гг.

[11].

В энергетических системах Европейской части Российской Федерации гидроэлектростанции приобретают все большее значение как источники маневренной мощности, органически сочетаясь с широко внедряемыми атомными электростанциями.

Наличие маневренной мощности и оперативного резерва в энергетических системах определяет качество электроснабжения, т.е. возможность наиболее надежного и экономичного покрытия графиков электропотребления в пределах его пиковой части и в различных аварийных ситуациях.

Однако, наиболее эффективные гидроэнергетические ресурсы в европейской части Российской Федерации в значительной мере исчерпаны, поэтому особое значение приобретает здесь гидроаккумулирование, не связанное с наличием крупных рек и требующее значительно меньших размеров отчуждений земель, чем речные ГЭС.

Увеличивающиеся масштабы производства обуславливают значительные приросты электропотребления. Удовлетворение этого прироста электропотребления энергетическими мощностями не возможно без концентрации мощностей на электростанциях и отдельных агрегатах.

Концентрация мощностей агрегатов и электростанций обеспечивает более быстрый ввод мощностей в энергосистемах, повышение экономичности электростанций, уменьшение потребности в трудовых ресурсах при строительстве и эксплуатации, снижение металлоемкости.

Наряду с положительными сторонами насыщение энергетических систем тепловыми и атомными электростанциями огромной мощности усугубляет трудности с покрытием минимальных и максимальных нагрузок. Ограниченный диапазон регулирования мощности крупноблочных агрегатов и невозможность частых пусков и остановок без резкого снижения надежности и экономичности работы энергосилового оборудования, тепловых и атомных электростанций затрудняет покрытие неравномерной части графиков электрической нагрузки.

Современные суточные графики электрической нагрузки в СевероЗападном регионе характеризуются значительной неравномерностью.

Неравномерность режима электропотребления наблюдается не только в течение суток, но и по дням недели и сезонам года. В этих условиях оптимальным вариантом развития энергосистем мог бы стать ввод необходимых мощностей ГАЭС. ГАЭС занимают особое место при решении данной проблемы, так как они одновременно являются высокоманевренными источниками пиковой мощности и потребителем-регулятором. В отличие от ГЭС обычного типа, пиковая энергоотдача ГАЭС не зависит от водности года.

ГАЭС не только производит электроэнергию и поставляет ее на рынок.

Она также используется в энергосистеме для покрытия остропиковой части графиков электрической нагрузки; для участия в регулировании частоты и мощности, особенно в качестве аварийного резерва быстрого ввода, источника реактивной мощности и энергии; для улучшения режимов работы тепловых и атомных электростанций.

Важными элементами энергобезопасности являются валовое производство электроэнергии, соответствующее годовой и сезонной потребности промышленности и населения, обеспечение маневренного ведения суточных режимов нагрузки энергосистемы, качество поставляемой потребителям электроэнергии и живучесть систем энергетики, то есть свойство противостоять возмущениям, не допуская их каскадного развития с массовым нарушением питания потребителей. Графики потребления электроэнергии (суточные графики нагрузки) современных энергообъединений отличаются высокой степенью неравномерности, что создает трудности как с покрытием пиков, так и, в большей степени, с прохождением ночных провалов суточных графиков нагрузки. Конфигурация суточных графиков представлена на рис. 1.2 и рис. 1.3.

Рис. 1.2. Конфигурация суточного графика нагрузки ОЭС Северо-Запада в рабочие дни. Прогноз на 2015-2025 гг.

Рис. 1.3. Конфигурация суточного графика нагрузки ОЭС Северо-Запада в выходные дни. Прогноз на 2015-2025 гг.

Исходя из графика 1.2 можно сделать вывод, что глубина регулирования составляет около 5 ГВт в рабочий день при установленной мощности энергосистемы Северо-Запада 22 ГВт.

Эта проблема усугубляется в связи с тенденцией укрупнения маломаневренных энергоблоков на тепловых и атомных электростанциях, что особенно актуально для энергообъединений Европейской части России, где преобладают низкоманевренные блоки ГРЭС, ТЭЦ и АЭС. Серьезной проблемой для них становится разгрузка тепловых электростанций в часы ночного снижения нагрузок с учетом необходимости выполнения теплового графика нагрузок и обеспечения равномерной работы энергоблоков АЭС. Кроме того, в связи с резким ростом интенсивности подъема нагрузок в часы утренних и вечерних максимумов обостряются проблемы обеспечения качества электроэнергии (поддержание нормированных значений частоты и напряжения) [64].

Опыт зарубежных энергосистем с преобладанием ТЭС и АЭС показывает, что доля всех высокоманевренных установок должна составлять не менее 12 % от суммарной установленной мощности энергообъединения. При этом для организации оптимальной и надежной работы ТЭС и АЭС доля ГАЭС (с учетом их способности осуществлять двойное регулирование – как генерации, так и нагрузки) должна составлять 10-12 %. В России в структуре генерирующих мощностей также преобладают ТЭС и АЭС, поэтому оптимальная доля ГАЭС может составить 4-5 %.

В настоящее время практически все ОЭС Европейской части России, особенно ОЭС Центра, Северо-Запада и Северного Кавказа, испытывают не столько проблемы с покрытием пиковых зон графиков нагрузок, сколько с прохождением ночных провалов. По данным Системного оператора – Центрального диспетчерского управления (СО-ЦДУ) ЕЭС, самые напряженные условия прохождения ночных провалов графиков нагрузок существуют в ОЭС Центра, где при использовании полного регулировочного диапазона конденсационных электростанций и ТЭЦ, а также с учетом возможностей Загорской ГАЭС, ночные избытки мощности составляют 2 – 3 млн. кВт.

Структура генерирующих мощностей Европейской части России (большая доля ТЭС и АЭС, недостаточный диапазон регулирующих возможностей) обусловливает необходимость регулирования суточного графика потребления со значительным участием генерирующих мощностей ОЭС Урала и Сибири.

Такое регулирование сопряжено с наличием перетоков мощности из ОЭС Урала в ОЭС Центра в часы максимальных нагрузок и в обратном направлении в часы минимальных нагрузок на уровне максимально допустимых. Величины перетоков достигают 5000 МВт в вечерние часы и 3000 МВт в ночные часы.

Одновременно наблюдается предельная загрузка внутрисистемных контролируемых сечений ОЭС Урала.

В этой ситуации даже сравнительно небольшое динамическое возмущение, особенно сопровождаемое нештатным действием защит и автоматики, может привести к такому развитию аварийных процессов, которое приведет к погашению значительной части потребителей, разделению ЕЭС на несинхронно работающие части с вероятным повреждением генерирующего и сетевого электрооборудования. Ликвидация подобного рода нарушений технологически очень сложна и занимает значительное время.

Кроме того, динамические возмущения в энергосистеме, возникающие при отключении загруженных линий электропередачи, создают угрозу безопасной эксплуатации электростанций, в том числе атомных.

В ОЭС Северо-Запада при разгрузке блочных станций и ТЭЦ ночные избытки мощности могут достигать 1,5 – 2 млн. кВт. Недостаток регулирующей мощности в ОЭС Северо-Запада приводит к увеличению межсистемных перетоков мощности, особенно в условиях необходимости обеспечения контрактных условий поставок электроэнергии в Финляндию, однако эти поставки в ближайшее время могу сократиться. Более того, складывается негативная тенденция сокращения регулировочных возможностей западной части ОЭС Северо-Запада в ближайшей перспективе в связи с вводом энергоблоков на ТЭС:

450 МВт на Северо-Западной ТЭЦ, 180 МВт на ТЭЦ-5 и 640 МВт на ЮгоЗападной ТЭЦ ОАО «ТГК-1», 450 МВт на Калининградской ТЭЦ-2, а также реконструкцией Ленинградской АЭС с увеличением ее суммарной установленной мощности (ввод ЛАЭС-2). Увеличение установленной мощности энергообъединения не сопровождается соответствующим увеличением регулировочного диапазона. Это усугубляет проблемы регулирования суточного графика нагрузки, которые могут быть решены только за счет межсистемных перетоков мощности.

Глубокая разгрузка Киришской ГРЭС, а также остановы и пуски ее энергоблоков, практикуемые для обеспечения регулировочного диапазона в ОЭС Северо-Запада в настоящее время, в ближайшем будущем будут недостаточными. Кроме того, они приводят к повышенному износу оборудования станции, снижению надежности ее работы, а также к финансовым потерям, обусловленным неэкономичным режимом работы, увеличением продолжительности и объема ремонтных работ. Таким образом, в настоящее Киришская ГРЭС является регулятором графика нагрузки в энергосистеме и выполняет системные услуги.

Наиболее эффективным способом увеличения регулировочных возможностей ОЭС Северо-Запада является строительство Ленинградской ГАЭС. Технология работы ГАЭС позволяет решить две задачи балансирования генерации и потребления: потреблять избыточную мощность в энергообъединении в часы минимальных нагрузок и выдавать мощность в энергосистему в часы дефицита мощности.

Недостаточный удельный вес высокоманевренных электростанций и прежде всего ГЭС и ГАЭС в структуре генерирующих мощностей энергообъединений Европейской части России в сочетании со значительной неравномерностью суточных графиков электрических нагрузок приводит к тому, что регулирование мощностей вынужденно осуществляется тепловыми электростанциями. При этом коэффициент регулирования, представляющий собой отношение диапазона регулирования соответствующих электростанций к их максимальной нагрузке, достигает предельного значения.

При таком положении не может быть обеспечено нормальное и качественное электроснабжение, так как тепловые электростанции не могут оперативно изменять мощность. Это приводит к изменению напряжения и частоты в энергосистеме, а при их предельных значениях - к автоматическому частичному отключению потребителей, необходимому для предотвращения развала энергосистемы. Кроме того, в аварийной ситуации отсутствие маневренных резервных мощностей может привести к развитию аварии либо к увеличению времени восстановления нормального режима работы.

Таким образом, недостаточное регулирование мощности тепловыми электростанциями приводит к низкому качеству электроснабжения по частоте и напряжению в нормальном режиме, усугублению ситуации в аварийных режимах. Режим регулирования на тепловых электростанциях приводит к перерасходу топлива, снижению долговечности теплоэнергетического оборудования и увеличению затрат на ремонтное обслуживание, ухудшению экологической обстановки в районах расположения ТЭС.

Технологические возможности ГАЭС, адресное их использование зависит от расположения ГАЭС в энергообъединении. Так, создание ГАЭС в едином энергокомплексе с АЭС или крупными ТЭЦ обеспечит оптимизацию работы, в первую очередь, именно этих электростанций; строительство ГАЭС в непосредственной близости от мегаполисов резко повысит надежность электроснабжения этих городов, особенно в аварийной ситуации (например, строительство в кратчайшие сроки четырех ГАЭС в непосредственной близости от Нью-Йорка после знаменитой аварии 1965 г.).

Ленинградская ГАЭС предназначена для работы в пиковой части графика нагрузок энергосистемы Северо-Запада, испытывающей дефицит высокоманевренных мощностей (в регионе располагаются три крупные АЭС — Ленинградская, Кольская и Калининская, а также ряд мощных тепловых электростанций, работающих, в основном, в базовой части графика нагрузок; в пиковой части графика работает ряд небольших ГЭС).

1.3. Актуальность и предпосылки строительства Ленинградская ГАЭС была спроектирована в начале 1980-х годов. В конце 1980-х годов начались подготовительные работы к строительству станции, вскоре прекращенные в связи с ухудшением экономического состояния страны.

К середине 2000-х годов, в связи с экономическим подъемом, сопровождающимся ростом энергопотребления, строительство новых ГАЭС вновь стало актуальным. Проект ГАЭС был включен в перспективную программу развития гидроэнергетики страны до 2020 года и инвестиционную программу ОАО «РусГидро» (в 2006—2010 годах были запланированы инвестиции в проект в объеме 16,77 млрд руб.). 21 декабря 2007 года вопрос о строительстве ГАЭС был рассмотрен и одобрен межведомственной комиссией по размещению производительных сил на территории Ленинградской области. Пуск первого агрегата был намечен на 2015 год, вывод ГАЭС на полную мощность — на год, однако ОАО «РусГидро» приостановило строительство ГАЭС.

Строительство Ленинградской ГАЭС может существенно улучшить режим работы Ленинградской АЭС и ТЭС энергосистемы и обеспечит систему дополнительной пиковой мощностью. Кроме того, Ленинградская ГАЭС будет выполнять «системные услуги» (см. п. 1.1), которые обеспечивают надежное и эффективное электроснабжение потребителей при поддержании установленных норм качества электроэнергии. К системным услугам ГАЭС можно отнести:

участие в регулировании графика нагрузки энергосистемы, в регулировании частоты, регулирование реактивной мощности, оказание услуг по формированию технологического резерва мощности, услуг по обеспечению вывода ЕЭС России из аварийной ситуации.

Ленинградская ГАЭС будет являться равнинной, а с точки зрения инженерно-геологических условий равнинные ГАЭС являются объектами повышенной сложности. В районе строительства Ленинградской ГАЭС возвышенные участки представляют собой берега глубоко врезанных долин [95, с.240].

Сложным при строительстве ГАЭС представляется вопрос обеспечения устойчивости склонов и откосов, связанный с влиянием подземных и фильтрующихся вод.

Площадка Ленинградской ГАЭС расположена на берегу р. Шапша (бассейн р. Оять) в Лодейнопольском районе Ленинградской области, на территории, обслуживаемой ОЭС Северо-Запада. В здании ГАЭС должны быть размещены 8 радиально-осевых обратимых гидроагрегатов мощностью по 195/220 МВт (в генераторном/насосном режиме), работающих при расчётном напоре 87 м. Нижнее водохранилище и напорно-станционный узел проектируются в районе притока р.Оять – р.Шапша, а верхнее водохранилище – на водоразделе между этими двумя реками.

1.3.2. Роль ГАЭС в регулировании перспективного баланса мощности Баланс мощности Центральной части ОЭС Северо-Запада в режиме зимнего максимума приведен в Приложении (табл. П1). В этом режиме энергосистема является избыточной во всем прогнозном периоде. Избыток мощности позволяет создать дополнительный резерв, который может позволить увеличить величину оперативного и стратегического резерва или быть использован в качестве перетока мощности в смежные энергосистемы.

При снижении потребления в ночной период возникает проблема выдачи избыточной мощности. Выдача такой мощности в ОЭС Центра становится технически невозможной, в связи с этим необходимо принимать меры по обеспечению баланса мощности. Поэтому необходимо снижение генерируемых мощностей в ночной период в рассматриваемом регионе.

Строительство Ленинградской ГАЭС существенно облегчает ситуацию с разгрузкой электрических станций в минимальных режимах. При заряде Ленинградской ГАЭС от станций энергосистемы Санкт-Петербурга и Ленинградской области более чем на 1500 МВт снижается необходимая мощность разгрузки других электростанций рассматриваемой энергосистемы, что позволяет атомным и маломаневренным тепловым станциям не изменять мощность и работать практически ровным графиком в течение суток. В этом случае при переходе Ленинградской ГАЭС из режима генерации мощности в режим потребления диапазон регулирования только самой ГАЭС составляет более 3200 МВт.

Такой широкий диапазон существенно облегчает работу в течение суток остальных электростанций и практически исключает отключение генераторов при суточном регулировании. При наличии ГАЭС величина разгрузки других станций снижается, мощность разгрузки станций увеличивает резерв мощности, который может быть востребован в соседних энергосистемах.

В режиме летнего минимума (см. табл. П2 в Приложении) Центральная часть ОЭС Северо-Запада является избыточной на всем прогнозном периоде.

Избыток мощности позволяет увеличить величину резерва мощности как ремонтного, так и оперативного. Снижение мощности потребления в ночной период требует разгрузки генераторов станций, и с учетом оборудования, находящегося в ремонте, может создавать проблемы, связанные с нежелательными отключениями генераторов в ночной период. В решении этой проблемы может помочь ввод в эксплуатацию Ленинградской ГАЭС, которая в минимальных режимах позволяет существенно снизить мощность разгрузки станций. Строительство второй цепи 750 кВ транзита ОЭС Северо-Запада позволяет расширить маневренность перетоков между энергосистемами.

Регион Санкт-Петербурга и Ленинградской области является наиболее динамично развивающимся регионом в зоне управления ОДУ Северо-Запада.

Наряду с планируемым вводом большого количества новых мощностей прогнозируется и рост потребления. Строительство Ленинградской ГАЭС повысит надёжность и качество энергоснабжения Санкт-Петербурга и Ленинградской области. Ленинградская ГАЭС будет играть важную роль в оптимизации суточных режимов работы электростанций, обеспечит покрытие пиковых нагрузок, облегчит прохождение ночного минимума суточного графика нагрузки.

1.3.3. Роль ГАЭС в расширении маневренных возможностей электростанций и покрытии суточного графика нагрузки Анализируя суточный график нагрузки ОЭС Северо-Запада можно отметить, что базисную часть графика нагрузки покрывают АЭС и ТЭЦ.

Работа АЭС предусматривается ровным графиком без снижения нагрузки в ночное время и в выходные дни. Работа ТЭЦ предусматривается по тепловому графику потребителей. Конденсационные электростанции (ГРЭС-19 Кириши и Псковская ГРЭС) должны привлекаться к регулированию графика нагрузки с полным использованием их маневренных возможностей.

Покрытие пиковой части графика нагрузки обеспечивается гидроэлектростанциями с учетом обязательной нагрузки по условиям водотока, ограничений по санитарным попускам в нижний бьеф и т. д. Конденсационная часть Киришской ГРЭС работает на газе, имеет резервное топливо (мазут) и обеспечивает основную часть регулировочн го одиапазона ОЭС Северо-Запада.

Структура установленной мощности энергосистемы Санкт-Петербурга и Ленинградской области приведена на рис. 1.5 и характеризует недостаточность электростанций, обладающих необходимым регулировочным диапазоном.

Рис. 1.5. Структура установленной мощности по типам электростанций энергосистемы Санкт-Петербурга и Ленинградской области Как видно, нерегулируемая или частично регулируемая часть составляет:

АЭС – 37% (базовая часть графика нагрузки);

ТЭЦ – 53% (частично регулируемая часть нагрузки, конденсационная нагрузка ТЭЦ в основном летом);

БТЭЦ – 4% (работа по технологии промышленных предприятий);

ГЭС – 6% (работа в соответствии с требованиями водного законодательства).

Покрытие суточного графика нагрузки максимального зимнего дня ОЭС Северо-Запада показано на графике (рис. 1.4).

Рис. 1.4. Покрытие суточного графика нагрузки ОЭС Северо-Запада На территории ОАО «Карелэнерго» и ОАО «Ленэнерго» расположены ГЭС с водохранилищами, в основном, суточного и недельного регулирования, ГЭС с водохранилищами многолетнего регулирования с ограниченной пропускной способностью находятся на территории ОАО «Колэнерго».

Складывается негативная тенденция сокращения регулировочных возможностей ОЭС Северо-Запада в перспективе при росте потребности в увеличении регулировочного диапазона электростанций.

Стратегическим направлением развития генерирующих мощностей в России является переход к строительству высокоэкономичных ПГУ. Данные установки обеспечивают высокий КПД только при работе в номинальном режиме и имеют весьма ограниченный регулировочный диапазон. Вводы энергоблоков ПГУ-450 на ТЭЦ-5 (2006 г.), ПГУ 2x180 МВт на Первомайской ТЭЦ-2 (2012 г.), ПГУ 2x100 МВт на Юго-Западной ТЭЦ (2011 г.), ПГУ 450 МВт на Южной ТЭЦ и др., а также реконструкция ЛАЭС (ввод ЛАЭС-2) не предполагают увеличения регулировочного диапазона ОЭС Северо-Запада.

Глубокая разгрузка, а также остановы и пуски энергоблоков Киришской ГРЭС, необходимые для обеспечения регулировочного диапазона в ЭС СанктПетербурга и Ленинградской области в настоящее время, приводят к повышенному износу, снижению надежности ее работы и финансовым потерям, обусловленным неэкономичным режимом работы и увеличением продолжительности и количества ремонтных работ.

Наиболее эффективными мероприятием по увеличению регулировочных возможностей в ЭС Санкт-Петербурга и Ленинградской области является строительство Ленинградской ГАЭС. Технология работы ГАЭС позволяет потреблять избыточную часть мощности в энергосистеме в часы минимальных нагрузок и выдавать мощность в энергосистему в часы максимальных нагрузок. Тем самым обеспечивается снижение степени неравномерности графика нагрузки и покрытие пиков потребления.

Регулировочный диапазон ГАЭС, исходя из самого принципа её работы, близок к двукратной установленной мощности, что является одним из основных её достоинств. В отличие от других типов маневровых электростанций, которые могут перекрывать только пиковые нагрузки, ГАЭС могут работать в насосном режиме в провале графика электрической нагрузки, обеспечивая более благоприятный базисный режим тепловых и атомных электростанций.

В дальнейшем ГАЭС будут в определенной степени влиять на формирование энергетической базы энергосистемы, позволяя перераспределять соотношение между маневренными и базисными электростанциями (АЭС) в пользу последних, работающих на более дешевом топливе, и обеспечивая сокращение затрат на эксплуатацию энергосистемы в целом.

Структура мощностей Центральной части ОЭС Северо-Запада, содержащая большую долю ТЭЦ и АЭС, обуславливает необходимость регулирования суточного графика потребления.

График потребления ОЭС Северо-Запада [112] как в летний, так и в зимний период характеризуется существенной степенью неравномерности (рис. 1.6, 1.7).

Рис. 1.6. Почасовой график изменения генерации и потребления Например, в дни почасовой записи потребления и генерации ОЭС (июнь 2008 и декабрь 2008 г.) в Западной части ОЭС Северо-Запада потребление составило:

Из приведенных данных видно, что коэффициент неравномерности для зимнего периода составляет:

Указанный коэффициент позволяет рассчитать необходимый объем регулировочного диапазона электростанций для покрытия неравномерности графика потребления. Для характерного зимнего режима он будет составлять:

Рис. 1.7. Почасовой график изменения генерации и потребления ОЭС Аналогично, для летнего режима (см. рис. 1.8):

Фактические данные по покрытию нагрузки (рис. 1.4) показывают, что неравномерность графика нагрузки в основном покрывается конденсационными электростанциями и гидроэлектростанциями.

Мощность, генерируемая Ленинградской ГАЭС, позволит существенно увеличить диапазон регулирования в режиме пиковых нагрузок. При заряде Ленинградской ГАЭС от станций энергосистемы Санкт-Петербурга и Ленинградской области существенно снизится необходимая мощность разгрузки других электростанций рассматриваемой энергосистемы, что позволит атомным и маломаневренным тепловым станциям не изменять мощность и работать практически ровным графиком в течение суток. В этом случае, при переходе Ленинградской ГАЭС из режима генерации мощности в режим потребления диапазон регулирования только самой ГАЭС составляет более 3200 МВт. Такой широкий диапазон существенно облегчает работу в течение суток остальных электростанций и практически исключает отключение генераторов при суточном регулировании.

Ленинградская ГАЭС будет играть важную роль в решении задачи повышения надежности и улучшении качества электроснабжения потребителей Санкт-Петербурга и Ленинградской области, способствовать совершенствованию структуры генерирующих мощностей энергосистемы Северо-Запада для оптимизации суточных режимов работы электростанций, обеспечит покрытие пиковых нагрузок, выполнит резервные функции, облегчит прохождение ночного минимума суточного графика нагрузки энергосистемы.

Стимулированием развития ГАЭС в России послужил бы учет этих преимуществ при обосновании эффективности использования ГАЭС в энергосистеме в условиях функционирования энергетического рынка. С этой целью предложена классификация факторов, определяющих эффективность ГАЭС (табл. 1.4), которые делятся на две группы - внутренние и внешние.

Таблица 1.4. Классификация факторов, определяющих эффективность сооружения и функционирования ГАЭС 1. Технические свойства ГАЭС, 1. Спрос на электроэнергию и мощобеспечивающие маневренность и ность в рассматриваемом регионе.

способность работы в резко переПравила функционирования оптового менном режиме.

2. Управленческие, определяющие мощности.

эффективность менеджмента энерСпособность оказания коммерческих гетической компании ОАО «Русуслуг другим участникам рынка:

- сооружения ГАЭС;

- эксплуатации ГАЭС в оптималь- ТГК, ОГК, ОАО «СО ЕЭС» - снижение ном режиме в соответствии с пра- аварийного и ремонтного резерва в вилами энергетического рынка. энергосистеме; ЛЭП – компенсация реактивной мощности и снижение потерь.

3. Квалификация эксплуатационного и ремонтного персонала, опре- 4. Уровень развития смежных отраслей, деляющая функционирование в частности энергетического машиноГАЭС в оптимальном режиме при строения, определяющих эффективные выполнении команд диспетчера технологические решения и величину энергосистемы и правил рынка. капитальных вложений в ГАЭС.

4. Структура издержек на произ- 5. Инфляционные процессии в энергеводство электроэнергии – в основ- тике и в экономике в целом.

ном условно-постоянные затраты, не связанные с объемом произвона энергетическом рынке, цены на топдимой энергии.

Первая группа факторов определяется технологическими особенностями работы ГАЭС; уровнем квалификации менеджмента, определяющего стратегические решения по управлению электростанцией; квалификацией эксплуатационного персонала, определяющего эффективность операционного управления;

структурой издержек, которые для ГАЭС включают в основном постоянные затраты. Ко второй группе факторов относятся факторы, определяющие в значительной степени эффективность функционирования ГАЭС на энергетическом рынке – способность оказания системных услуг другим участникам рынка и требующие детального изучения. Кроме того, интерес представляет также исследование ценовых параметров энергетического рынка и инфляционных процессов в энергетике и в экономике в целом. Эти вопросы требуют детального изучения при оценке эффективности функционирования ГАЭС.

Выводы по главе I:

Анализ использования ГАЭС в целях регулирования электрических режимов показал, что они являются не только генерирующим источником, но и источником оказания системных услуг, способствующих как оптимизации суточного графика нагрузок, так и повышению надёжности и качества электроснабжения.

ГАЭС потребляет больше электроэнергии, чем расходует, т.е. формально ГАЭС является убыточной. Однако в крупных энергосистемах, где большую долю составляют мощности тепловых и атомных электростанций, ГАЭС повышает как эффективность использования других мощностей, так и надежность энергоснабжения.

Опыт работы энергосистем с преобладанием ТЭС и АЭС показывает, что для их оптимальной работы необходимо иметь в структуре генерирующих мощностей 1012 % мощности ГАЭС при доле АЭС 40-50 %. В России доля ГАЭС составляет в настоящее время 0,5 %, что при доле АЭС в 37 % и доле ТЭС 53 % для энергосистемы Северо-Западного региона является недостаточным.

Несоответствие маневренных возможностей современных энергосистем с преобладанием маломаневренных ТЭС и АЭС требованиям «прохождения» суточного графика нагрузки приводит к значительным режимным затруднениям и сложности прохождения минимальной нагрузки, особенно в осенне-зимний период. Разгрузки по теплу на ТЭЦ и ГРЭС приводят к неоптимальным режимам работы оборудования, ухудшают эксплуатационные и технико-экономические показатели работы станций, снижают надежность работы оборудования. Анализ суточного графика нагрузки показывает, что базисные конденсационные электростанции (ГРЭС-19 Кириши и Псковская ГРЭС) должны привлекаться к регулированию графика нагрузки, Киришская ГРЭС обеспечивает основную часть регулировочного диапазона ОЭС Северо-Запада.

Баланс мощности Центральной части ОЭС Северо-Запада показывает, что в режиме зимнего максимума энергосистема является избыточной во всем прогнозном периоде до 2020 года. При снижении потребления в ночной период возникает проблема выдачи избыточной мощности.

Структура установленной мощности энергосистемы СанктПетербурга и Ленинградской области характеризуется недостаточностью электростанций, обладающих регулировочным диапазоном.

Строительство Ленинградской ГАЭС существенно облегчает ситуацию с разгрузкой электрических станций в минимальных режимах. При заряде Ленинградской ГАЭС от станций энергосистемы Санкт-Петербурга и Ленинградской области более чем на 1500 МВт снижается необходимая мощность разгрузки других электростанций рассматриваемой энергосистемы, а в режиме потребления ГАЭС диапазон регулирования только самой ГАЭС составляет более 3200 МВт. Такой широкий диапазон существенно облегчает работу в течение суток остальных электростанций и практически исключает отключение базисных генераторов при суточном регулировании.

7. На основе анализа особенностей функционирования ГАЭС предложена классификация внешних и внутренних факторов, определяющих эффективность их сооружения на рынке электроэнергии и мощности.

ГЛАВА II. МЕТОДЫ СРАВНИТЕЛЬНОЙ ОЦЕНКИ КОНКУРЕНТНЫХ

ПРЕИМУЩЕСТВ ГАЭС В ЭНЕРГОСИСТЕМЕ

2.1. Анализ технико-экономических показателей ГАЭС Установленная мощность Ленинградской ГАЭС:

в режиме потребления (двигательном) - 1 760 МВт;

в режиме выдачи (генераторном) - 1 560 МВт.

Ежегодная выработка электроэнергии – 1,91 млрд. кВт*ч.

Ежегодное потребление электроэнергии – 2,74 млрд. кВт*ч.

Число обратимых агрегатов – 8.

Здание ГАЭС - береговое, полуподземное.

Максимальный статический напор на ГАЭС - 96 м.

Плотина грунтовая, с суглинистым ядром, максимальной высотой – 25 м.

Турбина-насос:

тип РОНТ 115-В-630;

мощность в насосном режиме - 215 МВт;

мощность в турбинном режиме - 200 МВт;

изготовитель - ПО ЛМЗ, г. Санкт-Петербург.

Генератор-двигатель:

тип ВГДС-1025/245-40УХЛ;

мощность в генераторном режиме - 195 МВт;

мощность в двигательном режиме - 220 МВт;

изготовитель - Уралэлектротяжмаш, г. Екатеринбург.

Блочный трансформатор:

Автотрансформатор связи:

мощность – 1000 МВА/750/330;

Схема РУ-330 кВ – 4/3.

Схема РУ-750 кВ – четырехугольник.

На первом этапе строительства Ленинградская ГАЭС включается на напряжении 330 кВ. При вводе четырех гидроагрегатов ГАЭС предусматривается осуществить заход ОРУ 330 кВ ГАЭС ВЛ 330 кВ ПС Сясь – ПС Петрозаводская (2х45 км) и строительство ВЛ 330 кВ ПС Тихвин – Ленинградская ГАЭС (140 км). Присоединение генераторов рекомендуется осуществить в виде четырех укрупненных блоков: два генератора – трансформатор. Коммутация элементов в ОРУ 330 кВ может быть произведена по схеме 4/3 выключателя на присоединение.

На втором этапе строительства осуществляется включение Ленинградской ГАЭС по полной схеме с возможным сооружением РУ-750 и заходов ВЛ на напряжении 750 кВ. На рис. 2.1 представлена схема Ленинградской ГАЭС.

Ориентировочное положение ЛенГАЭС определено на территории Лодейнопольского района, вблизи пунктов Ратигора и Левково, на участке ограниченном реками Сара, Шапша и автомобильной дорогой АлеховщинаВинницы.

Сложные геологические условия размещения сооружений ГАЭС потребовали необычной компоновки станционного узла. Открытые сборы сталежелезобетонные турбинные водоводы диаметром 7,5 м укладываются на основание из железобетонных свай, бетонируемых в буровых скважинах диаметром 1 м. Здание ГАЭС полуподземного типа состоит из 4-х железобетонных шахт, в каждой из которых устанавливаются по два агрегата.

Существуют два варианта схем выдачи мощности:

1) Вариант, представленный на рис. 2.2, предусматривает строительство воздушной линии (ВЛ) 750 кВ (подстанция ПС 750 кВ Белозерская – Т1, ПС 750 кВ Ленинградская – Т4) – 470 км проводом 5хАс300/39, заходы ГАЭС-Т1, – порядка 110 км проводом 5хАС300/39. ВЛ 750 кВ Белозерская – Ленинградская проходит на расстоянии 50-60 км от намеченной ГАЭС, также удалена от жилых застроек населенных пунктов.

2) Вариант, представленный на рис. 2.3, предусматривает врезку в существующую линию намечается в районе угловой опоры, расположенной по трассе ВЛ между ПС Кирпичный завод и населенным пунктом Рахковичи.

Протяженность ВЛ 330 кВ – 245 км проводом 2АС400/51. В сторону югозапада предполагается строительство ВЛ 330 кВ ГАЭС – Тихвин.

Протяженность данной трассы – 140 км проводом 2АС400/51.

Рис. 2.2. Первый вариант схемы выдачи мощности Ленинградской ГАЭС Из двух вариантов второй вариант принят как базовый, т.к. строительство ВЛ 330 кВ предполагается по кратчайшему расстоянию и представляется наиболее предпочтительным [115].

В целом, анализ суточных режимов работы электростанций ОЭС СевероЗапада и Центра показывает, что Ленинградская ГАЭС может использоваться полной мощностью во все рассмотренные рабочие и выходные дни зимы, лета и паводка.

Расчетные почасовые объемы потребления Ленинградской ГАЭС мощности в насосном режиме и выдачи мощности в турбинном режиме на г. и 2020г. приведены в табл. 2.1 и табл.2.2.

Рис. 2.3. Второй вариант схемы выдачи мощности Ленинградской ГАЭС Таблица 2.1. Суточные графики работы Ленинградской ГАЭС– 2015г., МВт.

выраб отка загруз Таблица 2.2. Суточные графики работы Ленинградской ГАЭС – 2020г., МВт.

Таким образом, в годовом разрезе Ленинградская ГАЭС может быть ориентирована на максимально достижимую для ГАЭС продолжительность работы - около 24003500 часов в год. Этот годовой режим работы должен быть учтен при ее экономическом обосновании.

Из приведенных в таблицах данных можно сделать вывод о том, что использование мощности Ленинградской ГАЭС в ОЭС Северо-Запада в турбинном режиме на уровне 2020 г. – 1560 МВт. При этом в насосном режиме станция работает всеми восьмью агрегатами лишь с 2020 года с максимальной мощностью заряда 1760 МВт.

Далее, в табл.2.3 и табл. 2.4 приведены сводные показатели режима работы Ленинградской ГАЭС в 2015г. и в 2020 г. [112].

Таблица 2.3. Сводные показатели режима работы Ленинградской ГАЭС в 2015г.

Генераторный режим Суточная выработка энергии тыс.

Число часов работы в течение суток Годовая выработка энергии млн.

Годовое число часов использования мощности Насосный режим Суточное электропотребление тыс.

Годовое электропотребление млн.

Годовое число часов использования присоединенной мощности Таблица.2.4.Сводные показатели режима работы Ленинградской ГАЭС в 2020 г.

Генераторный режим Суточная выработка энергии тыс.

Годовая выработка энергии млн.

Годовое число часов использования мощности Насосный режим Суточное электропотребление тыс.

Годовое электропотребление млн.

Годовое число часов использования присоединенной мощности 2.2. Характеристика режимов работы ГАЭС Гидротехнические сооружения ГАЭС (рис.2.4) состоят из двух бассейнов, расположенных на разных уровнях, и соединительного трубопровода. Гидроагрегаты, установленные в здании ГАЭС у нижнего конца трубопровода, могут быть трёхмашинными, состоящими из соединённых на одном валу обратимой электрической машины (двигатель-генератор), гидротурбины и насоса, или двухмашинными — обратимая электромашина и обратимая гидромашина, которая в зависимости от направления вращения может работать как насос или как турбина. В конце 60-х гг. 20 в. на вновь вводимых ГАЭС стали устанавливать более экономичные двухмашинные агрегаты [90].

Рис.2.4. Схема гидроаккумулирующей электростанции:

Примечание: а – вертикальный разрез; б – план:

1 – верхний аккумулирующий бассейн; 2 – водоприёмник; 3 – напорный водовод; 4 – здание электростанции; 5 – нижнее питающее водохранилище; 6 – плотина с водосбросом; – нормальный подпорный уровень воды; 8 – уровень сработки.

Электроэнергия, вырабатываемая недогруженными электростанциями энергосистемы (в основном в ночные часы суток), используется ГАЭС для перекачивания насосами воды из нижнего водоёма в верхний, аккумулирующий бассейн. В периоды пиков нагрузки вода из верхнего бассейна по трубопроводу подводится к гидроагрегатам ГАЭС, включенным на работу в турбинном режиме; выработанная при этом электроэнергия отдаётся в сеть энергосистемы, а вода накапливается в нижнем водоёме.

Количество аккумулированной электроэнергии определяется ёмкостью бассейнов и рабочим напором ГАЭС. Верхний бассейн ГАЭС может быть искусственным или естественным (например, озеро); нижним бассейном нередко служит водоём, образовавшийся вследствие перекрытия реки плотиной. Одно из достоинств ГАЭС состоит в том, что они не подвержены воздействию сезонных колебаний стока.

Гидроагрегаты ГАЭС в зависимости от высоты напора оборудуются поворотно-лопастными, диагональными, радиально-осевыми и ковшовыми гидротурбинами. Время пуска и смены режимов работы ГАЭС измеряется несколькими минутами, что предопределяет их высокую эксплуатационную манёвренность. Регулировочный диапазон ГАЭС, из самого принципа её работы, близок двукратной установленной мощности, что является одним из основных её достоинств [51].

По опыту зарубежных энергосистем, ГАЭС целесообразно размещать либо в центрах энергопотребления в промышленных и урбанизированных районах страны, либо рядом с неманевренным мощным источником электроэнергии. Но этим диапазон возможностей их использования не ограничивается. В зависимости от варианта размещения ГАЭС могут быть реализованы определенные специфические преимущества, особенно в аварийных и послеаварийных ситуациях:

1. Расположение ГАЭС на транзитных общесистемных связях ограничивает возможности ГАЭС рамками стандартных технологических услуг. В этом случае, как правило, ГАЭС участвует в регулировании режимов энергообъединения в целом, обеспечивая требуемые значения частоты и напряжения; при этом она мало влияет на конкретные локальные объекты.

2. Использование ГАЭС, размещаемых вблизи АЭС или крупной ТЭС. Сохраняя стандартные функции, ГАЭС в этом случае получает возможность оказывать более глубокое влияние на оптимизацию режимов работы теплоэнергетического оборудования конкретной тепловой или атомной электростанции.

Для АЭС, при условии электрической связи ГАЭС не только с высоковольтным распредустройством АЭС, но и на низком (генераторном) напряжении принципиально возможно организовать автоматическое включение обратимых гидроагрегатов ГАЭС в насосном (нагрузочном) режиме в случае аварийной потери связи АЭС с энергосистемой. Это целесообразно не только с точки зрения сохранения электрооборудования, но и с точки зрения повышения радиационной безопасности.

3. Использование ГАЭС для повышения надежности электроснабжения мегаполисов. Проблема повышения надежности электроснабжения мегаполиса может быть решена радикально путем размещения нескольких ГАЭС сравнительно небольшой мощности по периметру мегаполисов в непосредственной близости от города (или даже в черте города). Такие ГАЭС должны иметь связи по высоковольтным линиям электропередачи с основными узловыми распределительными подстанциями города и распредустройствами крупных ТЭЦ. Более того, эти ГАЭС территориально могут располагаться вблизи от существующих ТЭЦ, расположенных вокруг мегаполиса, что позволяет:

осуществлять в нормальном режиме работы энергосистемы стандартный набор регулирующих функций в интересах энергосистемы в целом;

в аварийной ситуации, благодаря глубокому вводу ГАЭС в структуру электроснабжения города, осуществлять адресное аварийное резервирование генерирующей мощности;

подхватывать нагрузку отделившихся ТЭЦ с сохранением их вращающейся генерирующей мощности при наличии необходимой пропускной способности ЛЭП;

обеспечивать электроснабжение системы собственных нужд ТЭЦ, потерявших связь с энергосистемой и разгрузившихся до нуля, что необходимо для последующего пуска их турбоагрегатов.

В качестве верхних бассейнов такие ГАЭС могли бы использовать акваторию реки, протекающей в черте города или вблизи него, либо другой естественный водоем достаточной емкости; нижние бассейны и машинные залы могут быть подземными. Такая компоновка не повлияет на наземные экосистемы города и не потребует отведения больших площадей.

Характерным примером такого подхода является строительство двух ГАЭС вблизи Нью-Йорка (США): Бленхейм-Джильбао (1000 МВт, 1973 г.) и Корнуэлл (2000 МВт, 1982 г.), сооруженных после знаменитой аварии 1965 г. в дополнение к введенной в 1961 г. ГЭС—ГАЭС Льюистон-Тусканора мощностью 2200 МВт. Кроме того, в непосредственной близости, в штате Массачусетс, соответственно, в 1972 и 1974 гг. введены ГАЭС Нордфильд установленной мощностью 1000 МВт и Бер-Свемп мощностью 600 МВт [96].

Характерной особенностью ГАЭС Бленхейм-Джильбао является высокая маневренность ее агрегатов и способность быстро выполнять режимные требования энергосистемы. Из резервного (остановленного) состояния эта ГАЭС может за 3 мин в турбинном режиме выдать в энергосистему мощность МВт, а в насосном режиме работы ее полная нагрузка может быть снята практически за 10 с. Любой из четырех агрегатов может быть запущен в турбинный режим за 130-150 с, причем собственно набор нагрузки длится 30 с. Перевод из режима синхронного компенсатора (СК) с турбинным направлением вращения в турбинный режим осуществляется за 100 с.

В насосный режим агрегаты этой ГАЭС запускаются с помощью вспомогательных пусковых электродвигателей в течение 5 мин, а полное время с набором нагрузки составляет 7 мин.

Для достижения максимума к.п.д. агрегатов на ГАЭС установлен оптимизатор открытия направляющего аппарата в насосном и турбинном режимах в зависимости от значений напоров, расхода и мощности обратимого агрегата.

Агрегаты ГАЭС Бленхейм-Джильбао могут быть запущены в турбинный (генераторный) режим при потере связи с энергосистемой в случае ее развала при крупной системной аварии и выдать полную мощность 1000 МВт для восстановления работы энергосистемы.

4. Использование ГАЭС в едином технологическом комплексе с приливными электростанциями. Приливные электростанции (ПЭС) по своему принципу работают циклически в соответствии с цикличностью приливной волны.

Функция сглаживания графика генерации и обеспечение соответствия генерации и потребления могут быть возложены на ГАЭС, построенную и работающую в едином технологическом комплексе с ПЭС.

До недавнего времени считалось, что в условиях современной энергетики, когда в крупных энергосистемах имеются большие возможности маневрирования генерирующим оборудованием, прерывистый характер выдачи электроэнергии ПЭС не имеет большого значения. Пока речь шла о сравнительно небольших опытных ПЭС, включая и наиболее мощную ПЭС Ранс во Франции, это действительно было так. Однако изменение структуры генерирующих мощностей в последние десятилетия в пользу теплоэнергетических и атомных блоков большой единичной мощности со сниженными возможностями регулирования кардинально изменили ситуацию, особенно с учетом того, что в настоящее время выполняются проектные работы по ПЭС большой (до нескольких миллионов кВт) мощности.

В настоящее время уже в практическом плане обсуждается порядок подготовки к рабочему проектированию и строительству Мезенской ПЭС. В связи с этим представляется целесообразным проанализировать проблемы интеграции мощной Мезенской ПЭС в объединенную энергосистему Европейской части России, учитывая специфический (дискретный) режим работы ПЭС. Эти проблемы в еще большей степени актуальны также и для будущих дальневосточных ПЭС.

Технологические сложности использования ПЭС с точки зрения электрических режимов заключаются в следующем. С одной стороны, режимы ПЭС в пределах лунных суток неизменны и являются как бы базовыми составляющими графиков генерации. С другой стороны – в суточном разрезе режим генерации ПЭС является прерывистым, что требует наличия со стороны энергообъединения существенных регулирующих возможностей для компенсации прерывистости генерации ПЭС, а также колебаний мощности ПЭС в месячном цикле. Эта задача со стороны энергообъединения вполне успешно решается, если мощность ПЭС несоизмерима с мощностью энергообъединения. Например, работа Кислогубской ПЭС установленной мощностью 450 кВт (с 2004 г. — 630 кВт) не оказывает существенного влияния на режимы Кольской энергосистемы.

Качественно иной становится проблема компенсации дискретности при вводе в эксплуатацию мощных ПЭС, в частности, Мезенской ПЭС мощностью 8 млн. кВт. Учитывая возросший во всех без исключения энергообъединениях дефицит маневренных мощностей, необходимых для адаптации суточного графика генерации к графику нагрузок, а также предполагаемую мощность современных ПЭС, следует отметить, что проблема сглаживания пульсирующего характера генерации ПЭС приобретает особую актуальность, причем в мировом масштабе. Более того, при проектировании таких мощных ПЭС возникает множество дополнительных проблем, которые потребуют своего решения уже на стадии проектирования.

Считается, что прерывистость режима ПЭС может быть скомпенсирована, если ее мощность составляет не более 25 % от суммарной мощности энергообъединения. Однако, к этой норме следует относиться критически. Опыт зарубежных энергосистем с преобладанием ТЭС и АЭС показывает, что даже без учета ПЭС доля всех высокоманевренных установок должна составлять не менее 25 % от суммарной установленной мощности энергообъединения. Можно предположить, что с появлением современных мощных ПЭС эта доля должна быть существенно увеличена, а отношение мощности ПЭС к суммарной мощности энергообъединения уменьшено, либо должны быть приняты дополнительные меры по увеличению регулирующих возможностей энергообъединения.

С формальной точки зрения, объединенная мощность четырех европейских энергообъединений России (137,5 млн. кВт) вполне достаточна, учитывая, что мощность Мезенской ПЭС составит 8 млн. кВт. Однако более внимательное рассмотрение возможностей каждого из этих энергообъединений показывает, что на самом деле соблюдение указанного соотношения без учета реальных нагрузочных режимов и структуры генерирующих мощностей не гарантирует достаточности регулирующих возможностей по отношению к ПЭС.

На рис. 2.5. приведен прогнозный объединенный суточный график нагрузок ОЭС Центра, Северо-Запада, Средней Волги и Урала и совмещенный с ним график генерации Мезенской ПЭС.

Рис. 2.5. Совмещенный суточный график нагрузки ОЭС Европейской части России и суточный график генерации Мезенской ПЭС.

Таким образом, анализ баланса генерирующих мощностей ОЭС Европейской части России показывает, что без принятия специальных дополнительных мер существующая структура генерации не может обеспечить полноценную работу Мезенской ПЭС с использованием ее полной установленной мощности.

Совершенно очевидно, что при принятии решения о строительстве Мезенской ПЭС и ее интеграции в ЕЭС России потребуется комплексный анализ сопутствующих проблем, главной из которых является проблема сглаживания (компенсации) дискретного характера генерации ПЭС, или разработка схемы использования электроэнергии ПЭС потребителем, не зависящим от режима генерации.

Если проблема сглаживания прерывистого характера генерации мощной ПЭС актуальна для случая Мезенской ПЭС при наличии в непосредственной близости мощных энергообъединений, то для дальневосточных ПЭС – Тугурской и Пенжинской – актуальность возрастает многократно в связи с полным отсутствием мощных энергообъединений с их сглаживающим эффектом. Учитывая планируемую мощность Тугурской ПЭС (8 млн. кВт) и отсутствие сколько-нибудь значимой нагрузки в районе ее расположения, необходимо изыскать способ сглаживания дискретности непосредственно на месте, чтобы исключить нерациональную загрузку высоковольтных линий электропередач. Предполагаемое привлечение Тугурской ПЭС к так называемому Китайскому проекту не снимает проблемы сглаживания и обеспечения соответствия поставляемой мощности суточному графику потребителя.

Решение о строительстве мощных современных ПЭС должно учитывать техническую и экономическую целесообразность формирования энергетического комплекса, ядром которого является собственно ПЭС как основной генерирующий источник. Решение проблемы сглаживания прерывистости режима ПЭС исключительно одним из способов мало реально. Очевидно, следует рассматривать комбинацию нескольких вариантов, принимая во внимание экономические и технические соображения как на этапе строительства, так и на стадии последующей эксплуатации.

Одним из наиболее эффективных способов сглаживания прерывистого характера работы ПЭС может быть использование ГАЭС, построенной в непосредственной близости от ПЭС. При этом в ситуации с Мезенской ПЭС наиболее вероятной может быть компоновка с подземным расположением нижнего бассейна и машинного зала ГАЭС и использованием моря в качестве верхнего аккумулирующего бассейна. [57].

5. Участие ГАЭС в сезонном регулировании возможно при использовании излишней электроэнергии ГЭС в весенний период и накоплении паводковых вод в аккумулирующем бассейне достаточно большой емкости. Этот вариант принципиально возможен:

в бассейне рек южного региона, что помимо накопления потенциальной энергии позволило бы сгладить последствия паводковых процессов и обеспечить запас воды в целях ирригации в засушливый сезон, то есть в период созревания урожая;

в бассейне сибирских рек, обладающих огромным энергетическим потенциалом, для регулирования суточного графика нагрузки и обеспечения соответствия генерации и потребления, что может быть актуальным при организации поставок электроэнергии за рубеж.

Строительство ГАЭС в бассейне рек Приморья в комплексе с дальневосточными ГЭС также позволило бы использовать избыточную электроэнергию, вырабатываемую в весенний период, для накопления аккумулирующего бассейна достаточно большой емкости с целью последующего сезонного регулирования. Кроме того, наличие такого бассейна позволит сгладить проблему накопления воды для бытовых и хозяйственных нужд, актуальную для городов Приморья.

6. Использование ГАЭС в изолированных энергосистемах, не располагающих гидроресурсами или мобильными мощностями других типов. Характерным примером может служить энергосистема Сахалина – типичное изолированное энергообъединение, лишенное возможности использовать регулирование, связанное с широтными перетоками мощности между часовыми поясами.

Поэтому, в связи с полным отсутствием регулировочных возможностей за пределами допустимого регулировочного диапазона турбоагрегатов ГРЭС, в энергосистеме «Сахалинэнерго» вынуждены прибегать к ежесуточной остановке и последующему пуску двух турбоагрегатов ГРЭС.

Опыт изолированного энергообъединения Японии, режим работы которого идентичен Сахалинэнерго и в структуре которого при суммарной установленной мощности 227 млн. кВт находятся ГАЭС суммарной мощностью более 20 млн. кВт (9,4 %), показывает, что многоцелевое использование ГАЭС в широких масштабах сняло проблемы регулирования режимов, обеспечения надежности и качества электроснабжения. Более того, при избыточной, казалось бы, установленной мощности ГАЭС (49 % по отношению к суммарной установленной мощности АЭС), в Японии планируется строительство новых подземных ГАЭС, в качестве верхнего бассейна использующих море. При этом экономическая целесообразность строительства и использования ГАЭС в Японии находится на втором плане по сравнению с технической необходимостью — повышением устойчивости, надежности и безопасности работы АЭС.

Аналогичная ситуация сложилась в энергообъединении Великобритании, где также отсутствуют гидроэнергетические ресурсы, а для обеспечения возможностей регулирования мощности построены четыре ГАЭС. В отличие от Японии, в Великобритании найден разумный компромисс между технической необходимостью и экономической целесообразностью строительства ГАЭС.

Этому способствует наличие специального законодательного акта — Стандарта безопасности, в соответствии с которым штрафные санкции за недопоставку электроэнергии в соответствии с контрактными обязательствами в 40 раз превышают стоимость ее плановой поставки.

2.3. Метод оценки конкурентных преимуществ ГАЭС Особенность работы ГАЭС состоит в том, что на рынок поставляются два вида товаров и услуг:

коммерческие – их предоставление является адресным, измеряемым для потребителя и оплачиваемым с использованием исключительно рыночных механизмов (электроэнергия и мощность);

общесистемного характера – к ним имеют доступ все субъекты рынка (системная надежность, системный резерв) [47].

ГАЭС не производит электроэнергию, а переносит ее во времени с одной части суток на другую, затрачивая на этот перенос определенное количество энергии. Результатами этого переноса для энергосистемы являются: использование ГАЭС для покрытия остропиковой части графиков электрической нагрузки; для участия в регулировании частоты и мощности, особенно в качестве аварийного резерва быстрого ввода, источника реактивной мощности и энергии; для улучшения режимов работы тепловых и атомных электростанций.

При этом четко разграничить время, когда ГАЭС должна выполнять ту или иную функцию, невозможно, так как она одновременно решает несколько задач.

В работах Бабурина Б.Л., Щавелева Д.С. для оценки эффективности ГАЭС предлагалось отказаться от метода рентабельности (оценивает эффективность того или иного проектного решения прибылью от продажи электроэнергии и мощности потребителям) и перейти к использованию метода комплексной оценки эффективности. Его идея заключается в том, что эффективность проектного решения определяется сравнением единовременных инвестиций и ежегодных издержек с соответствующими затратами в альтернативном варианте, обеспечивающем получение в энергосистеме одинакового по количеству и качеству энергетического эффекта. В случае применения метода сравнительной эффективности для ГАЭС анализируются последствия сооружения ГАЭС и пиковых мощностей, способных покрывать аналогичные объемы потребления в часы максимальных нагрузок [48]. Следует отметить, что метод рентабельности также может быть дополнен учетом системных эффектов, возникающих при функционировании ГАЭС.

Для оценки эффективности ГАЭС нами предлагается использовать два метода, которые дополняют друг друга и позволяют оценить эффективность ГАЭС с учетом платы за электроэнергию и мощность (коммерческие услуги), а также платы за системные услуги:

1) метод комплексной оценки эффективности. В этом случае эффективность проектного решения определяется на основе показателей экономической эффективности (ЧДД, индекса доходности и др.), дополненных учетом услуг общесистемного характера;

2) метод сравнительной эффективности. В этом случае определяются и анализируются показатели экономической эффективности ГАЭС и пиковых мощностей, способных покрывать аналогичные объемы потребления в часы максимальных нагрузок.

Учет оказываемых ГАЭС коммерческих услуг и услуг общесистемного характера представлен в табл. 2.5.

Таблица 2.5. Учет оказываемых ГАЭС коммерческих услуг и услуг Потребители услуг ГАЭС Конечные потребители (через рынок Эффекты от строительства ГАЭС можно разделить на единовременные, и текущие:

Мощностной:

Экономия расхода электроэнергии на собственные нужды;

Экономия резервов мощности на проведение плановых ремонтов;

Экономия от снижения аварийного резерва мощности;

Экономия на компенсации реактивной мощности;

Экономия от выравнивания суточного графика нагрузки;

Мощностной:

Топливный:

Экономия от оптимизации режимов (ГАЭС-АЭС);

Экономия от снижения перерасхода топлива на регулирование реo жимов работы КЭС;

Экономия от снижения перерасхода топлива на циклах «пускo останов».

За оказываемые услуги ГАЭС предстоит получать плату как с использованием коммерческих инструментов, так и с помощью механизмов, предусмотренных новыми нормативными актами (рынок системных услуг, механизм системной надежности, энергоэффективности).

2.3.1. Мощностной эффект от строительства ГАЭС Данный вид экономии оценивается за счет экономии затрат на ввод заменяемой пиковой мощности. В качестве заменяемого источника мощности могут быть использованы парогазовые установки (ПГУ), пиковые газотурбинные электростанции (ГТУ), а также газопоршневые установки с когенерацией, которые по своим маневренным качествам наиболее приближаются к ГАЭС в режиме генерации, хотя в режиме потребления (насосном) ГАЭС альтернативы нет.

1). Экономия расхода электроэнергии на собственные нужды.

Расход электрической энергии ГАЭС на собственные нужды WснГАЭС составляет 0,5% от выработки, на Северо-Западной ТЭЦ (рассматриваемой как альтернативной) данная величина составляет 3,6% [98, 99].

Таким образом, экономия расхода электроэнергии на собственные нужды Эсн может быть рассчитана следующим образом:

где Nвыд – установленная мощность ГАЭС в режиме выдачи, МВт; КГТУ – удельные капитальные вложения в ГТУ, руб./кВт.

Эсн 1560 * (0,036 0,006) * 33000 / 1000 1595,90 млн. руб.

2). Экономия резервов мощности на проведение плановых ремонтов.

Резерв на проведение плановых ремонтов складывается из текущего, среднего и капитального. Резерв на проведение капитального и среднего ремонта определяется исходя из среднегодовой продолжительности простоя, которая для ГЭС (ГАЭС) и ГТЭС определяется исходя из среднегодовой продолжительности простоя, которая совпадает и составляет 0,5 мес. [99].

Резерв для проведения текущего ремонта R определяется в процентах от мощности агрегатов. В отличие от ГТУ, резерв мощности на проведение плановых ремонтов на ГАЭС на 2% меньше, а по сравнению с ТЭЦ – на 4 %. В расчетах принята величина 3 %.

Таким образом, экономия резервов мощности на проведение плановых ремонтов Эпр может быть определена следующим образом:

где Nвыд – установленная мощность в режиме выдачи, МВт.

Эпр 1560 * 0,03 * 33000 / 1000 1544,40 млн. руб.;

3). Экономия от снижения аварийного резерва мощности.

Потребность в аварийном резерве на ГАЭС и ГТУ была определена исходя из аварийности агрегата q, составляющей соответственно 0,5% и 2% и удельной единичной мощности. В результате аварийный резерв для ГАЭС и ГТУ составил соответственно 4,3% и 6,7 % [99].

Таким образом, экономия от снижения аварийного резерва мощности Э ар может быть определена следующим образом:

Эар 1560 * (0,067 0,043) * 33000 / 1000 1235,5 млн. руб.

4). Экономия на компенсации реактивной мощности.

Эффект от выработки реактивной мощности Ленинградской ГАЭС связан со снижением потерь в ЛЭП при транзитных перетоках энергии между Кольской, Ленинградской и Вологодской энергосистемами (за счет использования маневренной мощности ГАЭС и регулировании уровней напряжения в прилегающей сети 330 кВ) – текущий эффект, а также со снижением затрат на установку компенсирующих устройств – единовременный эффект.

Работая в режиме синхронного компенсатора, каждый агрегат Ленинградской ГАЭС может потреблять около 50 МВАр. Суммарный регулировочный диапазон генераторов Ленинградской ГАЭС по реактивной мощности составляет от - 400 до 1040 МВАр. Отсюда следует, что целесообразно использовать ресурсы реактивной мощности ГАЭС в целях оптимизации режимов напряжений, что в свою очередь ведет к снижению потерь в прилегающих сетях.

Привлечение ресурсов реактивной мощности ГАЭС оказывает существенное влияние на оптимизацию напряжений в узлах транзита, связывающего Кольскую, Карельскую и Ленинградскую энергосистемы.

При увеличении передачи мощности по транзиту возрастают потери напряжения в узлах. Поддержание повышенного напряжения в узлах транзита уменьшает потери мощности в линиях и, кроме того, повышает надежность передачи мощности по транзиту (рис.2.6, 2.7).

На рис. 2.6, 2.7 представлены графики суммарных потерь активной мощности в ЛЭП напряжением 110 – 750 кВ энергосистемы Санкт-Петербурга и Ленинградской области в зависимости от суммарной реактивной мощности, вырабатываемой агрегатами ГАЭС в зимних и летних режимах максимальных и минимальных нагрузок. Графики получены на основе серии расчетов установившихся режимов энергосистемы Санкт-Петербурга и Ленинградской области с использованием программного комплекса RastrWin.

Рис.2.6. Зависимость суммарных потерь в ЛЭП энергосистемы Санкт-Петербурга и Ленинградской области от суммарной реактивной мощности, вырабатываемой ГАЭС в режиме зимнего максимума и минимума Рис.2.7. Зависимость суммарных потерь в ЛЭП энергосистемы СанктПетербурга и Ленинградской области от суммарной реактивной мощности, вырабатываемой агрегатами ГАЭС в режиме летнего максимума и минимума Анализируя графики снижения потерь (рис.2.6, 2.7), можно сделать вывод, что наименьшие потери наблюдаются в сети при выдаче реактивной мощности в размере порядка 600 МВАр. Таким образом, можно оценить экономию на капитальных вложениях, определяемую исходя из стоимости источника реактивной мощности, который целесообразно установить в случае отсутствия в системе ГАЭС.

В результате функционирования Ленинградской ГАЭС будет иметь место единовременный эффект – за счет снижения капитальных вложений на установку компенсирующих устройств.

Оценим стоимость такого устройства, состоящего из батареи конденсаторов и управляемого шунтирующего реактора. Мощность батареи конденсаторов примем равной 600 МВАр, мощность реактора – 180 МВАр. В расчетах стоимость 1 кВАр установленной реактивной мощности батареи принята руб. на уровне 2005 г., в ценах 2010 г. с учетом индекса пересчета цен – руб., реактора – 306 руб. на уровне 2000 г., 1400 руб. – на уровне 2010 года [70,98].

Таким образом, экономия на компенсации реактивной мощности Эрм может быть рассчитана следующим образом:

где Nбк - мощность батареи конденсаторов, МВАр;

Цбк - цена батареи конденсаторов, руб./кВА;

Nр - мощность реактора, МВАр;

Цр - цена батареи реактора, руб./кВА Э рм 600 * 800 *10 3 180 *1400 *10 3 732,00 млн. руб.;

5). Экономия от снижения потерь в ЛЭП.

Данный вид экономии, в отличие от предыдущих, является текущим. В результате функционирования Ленинградской ГАЭС будет иметь место текущий эффект от снижения ежегодных затрат за счет уменьшения потерь в сетях.

Привлечение ресурсов реактивной мощности ГАЭС оказывает существенное влияние на оптимизацию напряжений в узлах транзита, связывающего Кольскую, Карельскую и Ленинградскую энергосистемы.

При увеличении передачи мощности по транзиту возрастают потери напряжения в узлах. Поддержание повышенного напряжения в узлах транзита уменьшает потери мощности в линиях и, кроме того, повышает надежность передачи мощности по транзиту.

За счет привлечения ресурсов реактивной мощности ГАЭС потери передаваемой по ЛЭП активной мощности могут быть снижены (см. рис.2.6, 2.7):

в режиме зимнего максимума нагрузки на 1,57% в режиме зимнего минимума нагрузки на 1,78% в режиме летнего максимума нагрузки на 3,1% в режиме летнего минимума нагрузки на 2,43%.

Оценим величину сэкономленной электроэнергии за счет снижения потерь при функционировании ГАЭС.

Суммарные годовые потери энергии в ЛЭП включают постоянную и переменную составляющие и определяются по формуле:

где Pкор – среднегодовые потери мощности на корону;

Pmax – потери активной мощности при максимуме нагрузки;

В расчетах постоянные потери мощности на корону не учитывались, так как они не определяют величину сэкономленной электроэнергии. При подсчете переменных потерь в ЛЭП было принято равным 4500 час и определялось исходя из числа часов использования максимума Tmax, характерного для суммарной нагрузки рассматриваемой сети.

Учитывая, что продолжительность отопительного периода для рассматриваемого района составляет 228 дней, доля потерь в зимний и летний период составит соответственно 0,62 и 0,38. Тогда величина снижения годовых потерь электроэнергии в ЛЭП для энергосистемы Санкт-Петербурга и Ленобласти при функционировании ГАЭС составит:

Wлэп 3,36 103 4500 0,62 4,46 4500 0,38 17,0 106 кВт ч.

Годовой экономический эффект для сетевых компаний от снижения потерь в ЛЭП при функционировании ГАЭС определяется:

где Wфск, Wрcк - потери в ЛЭП для федеральной и региональной сетевых компаний, цфскпот, црскпот – ставка тарифа на оплату нормативных потерь для ФСК, принята равной 1033,05 руб./МВт.ч по данным ОАО ФСК [116];

црскпот – ставка тарифа на оплату нормативных потерь для РСК на территории Санкт-Петербурга, принята равной 472,49 руб./МВт.ч [31].

Потери в ЛЭП для ФСК и РСК определены в соответствии с долями протяженности ЛЭП 330-750 кВ для ФСК и 110-220 кВ – для РСК, которые составляют соответственно 0,38 и 0,62.

Суммарная протяженность ЛЭП рассматриваемого района СанктПетербурга и Ленинградской области составляет: 110 кВ – 7030 км, 220 кВ – 970 км, 330 кВ – 4220 км, 750 кВ – 730 км.

Тогда годовой экономический эффект от снижения потерь в ЛЭП составит:

Элэп 0,38 17 103 1033,05 0,62 17 103 472,49 11,65 млн. руб.

Годовой экономический эффект от снижения потерь в ЛЭП при функционировании ГАЭС в целом для энергосистемы составит:

В расчетах принято, что средняя величина тарифа на электроэнергию для Санкт-Петербурга и Ленинградской области составляет 2,5 руб./кВт.ч.

Эффект от снижения потерь в ЛЭП за счет функционирования Ленинградской ГАЭС составит:

- для сетевых компаний - 11,65 млн. руб., - для энергосистемы в целом - 42,5 млн. руб.

6). Экономия от выравнивания суточного графика нагрузки.

Мощность на 6 блоках Киришской ГРЭС составляет 1800 МВт (300 МВт на блок). Регулирование СГН осуществляется за счет разгрузки блоков Киришской ГРЭС в ночные часы (00:0006:00), в режиме минимальной нагрузки (60,4300=720 МВт), в часы нарастания (06:0008:00) и спада (22:00-24:00) полупиковой нагрузки – в режим частичных нагрузок (соответственно в среднем по 160 и 210 МВт на каждый блок).

Самая крупная составляющая эффекта от возможного выравнивания СГН энергосистемы – составляющая экономии устанавливаемой электрической мощности. Если для СГН вся потребляемая в течение соответствующих суток электроэнергия потреблялась бы по ровному графику, то это позволило бы снизить в энергосистеме установленные полупиковые и пиковые мощности (на МВт) на величину Рэм=Рmax-Рср, соответственно1800-215*6=510МВт.

Таким образом, экономия от выравнивания суточного графика нагрузки ЭСНГ определяется по формуле: