4.3 Регулирование режимов электропотребления

Режим электропотребления – это изменение электрических нагрузок (потребляемой мощности) предприятия и его отдель­ных электроприемников во времени: в разрезе суток, дней не­дели, сезона года. Режимы электропотребления отражаются соответствующими графиками электрических нагрузок и харак­теризуются рядом показателей, в частности:

– коэффициентом нагрузки (заполнения суточного графика), определяемым как отношение среднесуточной нагрузки к максимальной (пиковой);

– годовым (суточным, месячным) числом часов использо­вания максимума нагрузки (максимальной мощности) потребителя; рассчитывается как отношение величины электропотребления за данный период к максимальной нагрузке за этот период;

– коэффициентом одновременности нагрузки (или коэффи­циентом спроса), который равен отношению совмещенной максимальной нагрузки предприятия к сумме нагрузок его отдельных электроприемников.

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. При этом изменяются указанные показатели: повышается коэффициент нагрузки и число часов использования максиму­ма, снижается коэффициент одновременности нагрузки (спро­са). Способами регулирования режимов электропотребления на промышленных предприятиях являются следующие организа­ционные и организационно–технические мероприятия:

– введение вторых и третьих смен (на односменных и двух­сменных предприятиях);

– установление междусменных перерывов (в часы максиму­ма нагрузки энергосистемы);

– введение разных часов начала и конца смен различных це­хов (относительный сдвиг смен во времени);

– назначение разных выходных дней для различных цехов (особенно энергоемких);

– перераспределение во времени (в течение суток) отдель­ных энергоемких процессов;

– совмещение во времени (согласование) ремонтов агрега­тов – крупных электроприемников;

– разработка последовательности отключения отдельных электроприемников и подключения собственных генера­торов (если таковые имеются на предприятии).

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. У потре­бителя же интерес к регулированию своих нагрузок связан прежде всего со снижением платы за электроэнергию (мощность). Отсюда следует, что экономической основой режимного взаимодействия предприятий с энергокомпаниями служат дифференцированные тарифы на электроэнергию, стимулирующие проведение соответ­ствующих регулировочных мероприятий. Для этого может приме­няться «тарифное меню», включающее двухставочные тарифы с отдельной оплатой пиковой мощности и энергии, а также различ­ные модификации тарифов на электроэнергию со ставками, диффе­ренцированными по зонам суток (пиковая, полупиковая, ночная).

На рис. 4.3 приведена структура результатов режимного взаимодействия энергокомпании с потребителями посредством специальных тарифов на электроэнергию. Следует обратить внимание на вероятные затраты и потери, которые могут сопровождать процесс регулирования, понижая его эффективность, причем для обеих сторон. Так, потребитель может нести дополнительные издержки, вызванные работой технологического оборудования в переменном режиме.

В связи с этим необходимо также отметить, что при режимном взаимодействии энергосистемы (энергокомпании) и потребителя могут иметь место случаи, когда выравнивание совмещенного графика нагрузки энергосистемы сопровождается ухудшением формы графика нагрузки данного потребителя. При этом потери в сетях энергосистемы снижаются, а потери в распределительных сетях промышленного предприятия возрастают. Кроме того, если в составе кратковременно отключаемой нагрузки находятся агрегаты с синхронными двигателями, то возможно увеличение потребления реактивной мощности из энергосистемы, что вызывает дополнительные потери активной мощности в ее сетях и сетях потребителя.

Дополнительные затраты предприятия–потребителя, вызванные регулированием режима электропотребления, должны быть перекрыты экономией на оплате энергоносителя. Поэтому выбор потребителем рационального тарифа из предложенного энергокомпанией «меню» должен основываться на критерии максимальной эффективности технически возможных регулировочных мероприятий. В то же время энергокомпания при обосновании размера тарифных ставок должна принимать во внимание как их стимулирующее воздействие, так и необходимость возмещения ожидаемых потерь от недополучения выручки. С учетом сложности задачи наилучшим вариантом решения была бы самостоятельная корректировка усредненных ставок отдельными заинтересованными потребителями в определенных пределах, установленных энергокомпанией и утвержденных региональной энергетической комиссией.

Дифференцированные тарифы

Рисунок 4.3 – Ожидаемые результаты регулирования режимов

Таким образом, выбор тарифной системы потребителем должен определяться экономической целесообразностью и регулировочными возможностями электроприемников, а не регламентироваться принадлежностью к той или иной энергомощностной группе.

В частности, в качестве критерия выбора двухставочного тарифа с раздельной оплатой заявленной (максимальной) мощности и потребленной электроэнергии предлагается показатель годового (месячного) числа часов использования этой мощности потребителем. Известно, что стоимость 1 кВт·ч электроэнергии при двухставочном тарифе определяется следующим образом:

                                                                                                      (4.1)

где – ставка платы за 1 кВт заявленной (максимальной) мощности потребителя в часы общесистемною максимума, руб./(кВт·год);

– ставка платы за 1 кВт·ч фактически потре­бленной за расчетный период электроэнергии, руб./(кВт–ч);

– годовое число часов использования мощности потребите­ля, ч/год.

Из формулы (4.1) следует, что стоимость единицы энергии снижается с ростом показателя по гиперболической зависи­мости. Это означает, что двухставочный тариф стимулирует по­вышение коэффициента нагрузки потребителей и выравнивание их суточных графиков.

Чтобы определить предельное , которое является услови­ем перехода для одноставочного потребителя на двухставочные тарифы, необходимо приравнять суммы годовых платежей по альтернативным тарифам:

                                                         (4.2)

где – одноставочный тариф на электроэнергию;

РM – средне­годовое значение заявленной (максимальной) мощности потре­бителя.

Из выражения (4.2) получаем предельное значение

                                                 (4.3)

Определение для потребителя данного вида напряжения иллюстрирует рисунке 4.4.

В табл. 4.1 в качестве примера приведены значения и соответствующих предельных коэффициентов нагрузки для потребителей разного напряжения в одном из регионов. Как видно, требования к коэффициенту нагрузки, определяющие экономическую целесообразность перехода на двухставочный тариф, ужесточаются с ростом уровня напряжения потребителя.

Рисунок 4.4 – Зависимость стоимости единицы энергии от числа часов использования мощности потребителя

Таким образом, используя приведенные выше зависимости и график, конкретный потребитель должен оценить свои регулировочные возможности, резервы повышения коэффициента нагрузки (или) и принять окончательное решение о выборе модели тарифа на электроэнергию. Например, исходя из табл. 3, если предприятие – потребитель высокого напряжения имеет фактический коэффициент нагрузки (отношение средней нагрузки к максимальной в контрольные часы суток) за расчетный период 75%, то, чтобы экономически эффективно воспользоваться двухставочным тарифом, ему необходимо поднять этот коэффициент как минимум до 80%.

Таблица 4.1 – Показатели, определяющие выбор вида тарифа

*

Для того, чтобы далее снижать затраты, применяя двухставочные тарифы в качестве первого шага рекомендуется построить график ежемесячных платежей за электроэнергию в зависимости от коэффициента нагрузки (рис. 4.5). По этому графику можно установить, на какую потенциальную экономию следует рассчитывать при увеличении коэффициента нагрузки.

Рисунок 4.5 – Типичная зависимость месячного счета за электроэнергию от коэффициента нагрузки

Следующий шаг – построение кривой изменения нагрузки в течение суток (суточного графика нагрузки потребителя). График нагрузки (рис. 4.6) укажет на величины пиков и провалов и подскажет, как выровнять нагрузку.

Рисунок 4.6 – Суточный график нагрузки промышленного предприятия

Однако для этого необходимо также иметь данные о нагрузках отдельных электроприемников предприятия. Причем наибольшие возможности регулирования нагрузки обычно связаны с самыми крупными потребителями; поэтому надо знать графики их работы и вклад в пиковые нагрузки всего предприятия.

Наиболее распространенные способы уменьшения нагрузки на предприятии, не требующие ее автоматической регулировки, сводятся к следующим.

Распределение пусковых нагрузок. Когда максимальная нагрузка приходится на начало смены, как это показано на рис. 4.6, нужно рассмотреть возможности разнесения пусковых нагрузок на два или более интервала. Применительно к рис. 4.5 пусковую нагрузку, например, можно уменьшить с 840 до 780 кВт.

Поддержание средней нагрузки в течение каждой смены. Анализ технологических режимов может показать, что отдельные нагрузки могут быть подключены в разное время, чтобы обеспечить равномерную нагрузку на протяжении всей рабочей смены. В примере на рис. 4.6 средняя нагрузка составляет 678 кВт при пиковой 840 кВт. Очень хороший результат, если пиковые нагрузки уменьшены так, что не превышают среднюю более чем на 10%.

Передача нагрузки на другую смену. Нагрузки в дневную смену, как правило, выше, чем в другое время. Поэтому целесообразно снижать пиковые нагрузки, по возможности уменьшая потребленные в дневные часы и перенося выполнение части работ на вечерние и ночные смены.

Увеличение производства электроэнергии на самом предприятии. В ряде случаев технологические особенности производства жестко ограничивают возможности перераспределения нагрузок во времени. Тогда экономически выгодным может оказаться применение собственных высокоманевренных электрогенерирующих установок, включаемых в периоды максимальных оплачиваемых нагрузок, особенно при высоких ставках платы за мощность и ограничениях, вводимых энергосистемой в периоды пикового потребления.

Для осуществления автоматического регулирования электрических нагрузок рекомендуется разделить последние на две категории: основные (существенные) и второстепенные (несущественные).

Существенные нагрузки важны для обеспечения технологического процесса, безопасности работающих и комфортных условий труда (включая экологическую составляющую). Незапланированное отключение их в целях регулирования режима электропотребления недопустимо.

Несущественные нагрузки допускают временное отключение без заметного влияния на производство. Примерами таких нагрузок служат кондиционеры, вентиляторы и вытяжные устройства, холодильники и компрессоры, подогреватели воды, зарядные устройства. Автоматические регуляторы периодически отключают эти электроприемники, чтобы исключить увеличение совмещенной нагрузки выше определенного уровня.

Некоторые электроемкие предприятия с непрерывным производственным циклом и равномерными графиками нагрузки располагают технологическими установками, допускающими по эксплуатационным условиям снижение потребляемой мощности в широком диапазоне, вплоть до отключения их на периоды утреннего и вечернего максимумов энергосистемы (например, производство ферросплавов, цемента, добыча нефти и др.). Такие предприятия способны работать в специальном режиме потребителя–регулятора (ПР) параллельно с энергосистемой, т.е. практически по ее графику нагрузки. При этом недовыработка продукции в часы системных максимумов возмещается форсированием наличных агрегатов в часы ночного спада нагрузки энергосистемы либо установкой дополнительных агрегатов, также подключаемых в ночное время. Как отмечалось выше, работа в режиме ПР приводит к некоторому экономическому ущербу, связанному в основном со снижением производительности технологических установок, увеличением удельных расходов электроэнергии и сырья. Это должно компенсироваться стимулирующими тарифами, а также, возможно, и соответствующей оплатой технологических услуг по резервированию мощностей и выравниванию графика нагрузки энергосистемы в рамках отдельного контракта предприятия с энергокомпанией.

Необходимо подчеркнуть, что в условиях рыночных отношений предприятие будет переходить в режим ПР только в обмен на достаточно сильные финансовые стимулы. Поэтому в ПР прежде всего заинтересованы энергокомпании с весьма напряженным балансом генерирующих мощностей, дефицитом высокоманевренных энергоустановок и серьезными трудностями прохождения ночного провала графика электрических нагрузок энергосистемы.

Для энергоемких потребителей с высоким регулировочным потенциалом может оказаться целесообразным переход с двухставочного тарифа (с оплатой участия в совмещенном максимуме энергосистемы) на тарифы, дифференцированные по зонам суток. Эти тарифы стимулируют потребителей не только к снижению нагрузки в пиковой зоне графика, но и к заполнению зоны ночного провала. При этом «тарифное меню» может предложить потребителю на выбор следующие варианты:

• ставки платы за 1 кВт·ч электроэнергии, дифференцированные по трем зонам суток: пиковой, полупиковой, ночной;

• ставки платы за 1 кВт·ч электроэнергии, дифференцированные по двум зонам суток: дневной и ночной;

• сохранение ставки платы за 1 кВт заявленной мощности потребителя и дифференцированные по трем зонам суток ставки платы за потребленную электроэнергию.

Отметим, что применение дифференцированных по времени тарифных ставок платы за энергию без оплаты мощности не исключает контроля со стороны энергокомпании за нагрузкой потребителя в часы прохождения максимума энергосистемы и применения санкций за превышение договорного значения потребляемой мощности.

При обосновании дифференцированных по зонам суток тарифов следует исходить из положения, по которому суммарная плата за энергию при исходном режиме ее потребления не должна изменяться при переходе с одного тарифа на другой. Это требует индивидуальных корректировок усредненных (прейскурантных) ставок.

Пример 4.1. Технологическая установка потребляет в номинальном режиме 50,4 МВт. Номинальный часовой выпуск продукции 4,2 т/ч. Число календарных дней работы установки в году 350. Суточная продолжительность работы установки 24 ч. Годовой выпуск продукции 35300 т. Средняя норма расхода электроэнергии при номинальном режиме 12000 кВт·ч. Годовой расход электроэнергии 422,6·106 кВт·ч. Удельные материальные затраты 5674 руб./т. Продолжительность дневного максимума в энергосистеме 2 ч. вечернего – 4ч (всего 6 ч).

1. Двухставочный тариф на электроэнергию: плата за мощность 179,86 руб./(кВт·мес); плата за энергию 40,5 коп./(кВт·ч). В целях снижения платы за электроэнергию предполагается снизить потребляемую мощность в часы максимума энергосистемы на 30%. При этом часовая производительность установки снизится до 60% от номинальной; удельный расход электроэнергии возрастет до 13 900 кВт·ч/т (15,8%), материальные затраты увеличатся на 5%.

Чтобы в последующие часы суток недовыпуск продукции в часы максимума был компенсирован, необходимо увеличить часовую производительность установки на 13% по сравнению с номинальной (допустимый форсированный режим). При этом удельный расход электроэнергии возрастает до 12300 кВт·ч/т (2,5%); удельные материальные затраты – на 1,5%. При этих данных годовой расход электроэнергии будет увеличен на 19 051 200 кВт·ч; материальные затраты – на 4 053 700 руб./год.

Экономия на оплате мощности составит:

                                           (4.1)

где – плата за мощность;

t – время;

– потребление ЭЭ в номинальном режиме;

– снижение потребляемой мощности в часы максимума.

= 179,86 · 12 · 50.4 · 0,3 · 106 = 32 633 796 руб./год.

Чистая экономия от регулировочного мероприятия равна:

                                (4.2)

где – экономия по оплате мощности;

– плата за энергию;

– годовой расход электроэнергии;

М – материальные затраты.

32 633 796 – 40,5 · 10–2 · 19 051 200 – 4 053 700 = 20 864 260 руб./год.

2. Для данного потребителя рассматривается экономическая целесообразность перехода с двухставочного тарифа на тариф, дифференцированный по зонам суток со ставками, коп./(кВт·ч): ночная – 34,6; полупиковая – 66,2; пиковая –108,2. Продолжительность зоны ночного провала 8 ч, полупиковой 10 ч, пиковой 6 ч. Годовые расходы электроэнергии по зонам соответственно 140,8–106, 176–106 и 105,8–106 кВт·ч.

Средние тарифы на электроэнергию по двухставочной модели и по зональной равны между собой:

              (4.3)

где – ночная ставка тарифа;

– годовые расходы по ночной зоне;

– годовые расходы по полупиковой зоне;

– пиковая ставка тарифа;

– полупиковая ставка тарифа;

– годовые расходы по пиковой зоне;

t – время;

– потребление ЭЭ в номинальном режиме;

– плата за мощность;

– плата за энергию.

Как и в первом варианте, предполагается снизить нагрузку в часы системного максимума на 30%, что соответствует снижению производительности на 40%. Но ночью установка будет работать в предельном форсированном режиме с производительностью на 15% больше номинальной. При этом расход электроэнергии возрастет в часы ночного провала нагрузки до 12600 кВт·ч/т (5%), а в полупиковой зоне до 12 240 кВт·ч/т (2%). В полупиковой зоне также на 12% повышается часовая производительность. Рост удельных материальных затрат составляет, %: в пиковой зоне – 5; в полупиковой – 1,5; в ночной – 2.

При этих данных в пиковой зоне суток годовой расход электроэнергии сократится на 32 281 200 кВт·ч; в полупиковой – возрастет на 24 948 000 кВт·ч; в ночной – увеличится на 29 282 400 кВт·ч. Материальные затраты повысятся на 4 356 450 руб./год.

Чистая экономия от регулировочного мероприятия составит:

      (4.4)

где – пиковая ставка тарифа;

– годовой расход Э.Э. в пиковой зоне;

– средний тариф на Э.Э.;

– годовой расход Э.Э. в полупиковой зоне;

– ночная ставка тарифа;

– годовой расход Э.Э. в ночной зоне;

М – материальные затраты.

108,2 – 10–2 · 32 281 200 – 66,2 ·10–2 · 24 948 000 – 34,6· 10–2 · 29 282 400 –  4 356 450 =

= 3 924 522 руб./год.

Таким образом, переход на данную мидель тарифа нецелесообразен, так как ожидаемая экономия более чем в 5 раз меньше, чем в базовом варианте [5].

3. Рассмотрим применимость для условий предыдущего варианта другой модели тарифа, в которой сохраняется плата за мощность потребителя в часы максимума энергосистемы (т.е. в пиковой зоне), а по трем зонам суток дифференцируется только ставка платы за энергию. При этом средний тариф также должен быть равен 66,2 коп./(кВт·ч). Тогда ставка платы за мощность равна 179,86 руб./(кВт·мес); ставки платы за энергию, коп./(кВт·ч): для ночной зоны – 34,6; для полупиковой – 40,5, для пиковой – 48,3.

Чистая экономия от регулирования режима составит:

179,86 · 12 · 50,4 · 0,3 · 106 + 48,3·10–2 · 3 228 120 – 40,5 · 10–2 · 24 948 000 –

– 34,6 · 10–2 · 29 282 400 – 4 356 450 = 23 633 515 руб./год.

В этом случае экономия затрат предприятия от регулировочного мероприятия увеличивается на 13% по сравнению с базовым вариантом двухставочного тарифа. Значит, потребителем должен быть выбран именно этот вид тарифа.

Следует подчеркнуть, что при обосновании дифференцированного тарифа в зависимости от ожидаемой эффективности регулировочного мероприятия важное значение имеет соотношение пиковой и ночной ставок. Во втором примере оно равнялось 3,13 (108,2/34,6), что оказалось явно недостаточно для заданных условий регулирования нагрузки. В третьем варианте это соотношение с учетом платы за мощность выросло до 4,37 ((102,8+48,3)/34,6); кроме того, уменьшилась ставка для полупиковой зоны – с 66,2 до 40,5 коп./(кВт·ч) В сумме это и обеспечило преимущество данного варианта [5].

Важное значение в регулировании электропотребления имеет также использование так называемых потребителей–регуляторов, о чём упоминалось выше. Это потребители, которые проектируются специально для работы в режиме, согласованном с графиком располагаемой мощности ЭЭС. Применение ПР решает задачу использования той части мощности, которая остаётся свободной вследствие неравномерности потребления в течение суток и года (рис. 4.7) [8].

Рисунок 4.7 – График свободной рабочей мощности по часам суток:

1– график свободной мощности;

2– график возможного заполнения

Возможность работы потребителей, особенно электроёмких, в режиме ПР должна рассматриваться не только при проектировании промышленного предприятия, но ещё и на стадии конструирования технологических агрегатов с учётом возможности их работы в широком диапазоне регулирования нагрузки. В настоящее время, например, круглосуточная работа ряда производства и технологических процессов неизбежна. Поэтому про выборе ПР прежде всего необходимо ориентироваться на непрерывные круглосуточные производства с электроёмкими процессами, с небольшим числом обслуживающего персонала.

Потребители–генераторы используются при производстве ферросплавов, водорода электролизом воды, цемента, карбида кремния, при использовании холодильных установок, добыче нефти и др.