ГАЭС на рынке мощности и системных услуг

Наиболее эффективным мероприятием по увеличению регулировочных возможностей ЕЭС России является строительство гидроаккумулирующих электростанций (ГАЭС). Технология работы ГАЭС позволяет потреблять избыточную мощность в энергосистеме в часы минимальных нагрузок и выдавать мощность в энергосистему в часы максимальных, сглаживая неравномерности графика нагрузки и покрывая пики потребления.

ГАЭС как необходимое дополнение к вводу тепловых станций

В настоящее время в законодательстве по электроэнергетике существует пробел, из-за которого невозможно обосновать экономическую эффективность сооружения конкретных ГАЭС. Причина – подход к деятельности таких электростанций как к обычной генерирующей единице.

Подход «давайте определим необходимый собственнику ГАЭС денежный поток, позволяющий окупить инвестиции, и заставим рынок платить» уже не результативен. Во-первых, собственники ОГК и ТГК имеют достаточный лоббистский ресурс, чтобы заблокировать появление явно ущемляющих их интересы нормативных актов. Во-вторых, государственная система разработки и принятия нормативов предполагает предварительное проведение оценки социально-экономических последствий. В-третьих, часть необходимого денежного потока, поступающего в ГАЭС, уже регламентирована действующим механизмом функционирования оптового рынка электроэнергии и мощности (плата за вырабатываемую электроэнергию и установленную мощность).

Современная российская энергетика утратила культуру «управления» общесистемными экономическими эффектами (понятия «территориально-промышленные комплексы», «общеэкономический эффект» и т.п.). Стремительная коммерциализация электроэнергетической отрасли привела к тому, что новые собственники вынуждены оперировать локальными краткосрочными эффектами. Функции же институционального регулятора лишь постепенно переходят к Минэнерго, которое проводит сложнейшую работу по выстраиванию системы долгосрочного прогнозирования и создания нормативно-правовой базы, обеспечивающей реализацию слабо коммерциализуемых задач системного регулирования, энергоэффективности, инновационных технологий.

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 (общественные блага) – к ним имеют доступ все субъекты рынка (системная надежность, системный резерв).

Субъекты рынка пользуются общественными благами, но избегают за них платить («эффект безбилетника»). Поскольку избавиться от «зайцев» принципиально невозможно, закономерен вывод о том, что государству следует вмешаться в процесс предоставления и финансирования общественных благ. Подобное вмешательство будет оправдано выгодой субъектов рынка от потребления общественного блага, которую они не могли бы получить без участия государства в этом вопросе.

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

Как оценивать системный эффект, получаемый от ГАЭС? С каких рынков предполагается получать доходы, какова их целевая структура и динамика на период окупаемости ГАЭС? Как оценивать объемы целевых рынков и долю, которая причитается ГАЭС с каждого из них? На эти вопросы и предстоит ответить нормативно-правовой базе по гидроаккумулирующим электростанциям.

Обоснование экономической эффективности строительства ГАЭС

Для обоснования инвестиций в ГАЭС целесообразно отказаться от метода рентабельности (оценивает эффективность того или иного проектного решения прибылью от продажи электроэнергии и мощности потребителям) и перейти к использованию метода сравнительной эффективности (таб. 1). Его идея заключается в том, что эффективность проектного решения определяется сравнением единовременных инвестиций и ежегодных издержек с соответствующими затратами в альтернативном варианте, обеспечивающем получение одинакового по количеству и качеству эффекта в энергосистеме. В случае применения метода сравнительной эффективности для ГАЭС анализируются последствия сооружения ГАЭС и пиковых мощностей, способных покрывать аналогичные объемы потребления в часы максимальных нагрузок.

Административное здание (с красной крышей) и напорные водоводы Загорской ГАЭС – 1 (фото ОАО «РусГидро» - «Загорская ГАЭС»)

Метод рентабельности позволяет оценить выгоды от предоставления коммерческих услуг, рассчитывая эффективность ГАЭС через прибыль от продажи электроэнергии и мощности потребителям.

Если по методу сравнительной эффективности во всех вариантах достигается одинаковый эффект в энергосистеме по покрытию пиков нагрузки, маневренности, улучшению режимов работы ТЭС и АЭС, то по методу рентабельности учесть все особенности использования ГАЭС в энергосистеме нельзя. Следовательно, метод рентабельности позволяет оценить только стоимость предоставления коммерческих услуг, а метод сравнительной эффективности (одинаковое удовлетворение всех потребностей энергосистемы при сравнении вариантов ГАЭС – ТЭС) учитывает еще и стоимость услуг общесистемного характера.

Общий эффект от строительства ГАЭС (сумма коммерческих услуг и услуг общесистемного характера) определяется семью основными факторами:

1. Экономия затрат на ввод заменяющей пиковой мощности. В качестве заменяемого источника мощности предлагается рассматривать пиковые газотурбинные электростанции (ГТУ), которые по своим маневренным качествам наиболее приближаются к ГАЭС в режиме генерации, хотя в режиме потребления (насосном) ГАЭС альтернативы нет.

2. Экономия топливной базы. При зарядке ГАЭС от блочных конденсационных электростанций с относительными приростами расхода топлива в ночной период в пересчете на условное топливо 0,28-0,30 кг/кВт•ч выработка ГАЭС замещает выработку в пиковые часы на уровне 0,35-0,7 кг/кВт•ч.

3. Стоимость сопряженных мероприятий по водоснабжению, ирригации, если при сооружении ГАЭС имеет место эффект и в этих отраслях экономики.

Ротор гидроагрегата, машинный зал Загорской ГАЭС – 1 (фото ОАО «РусГидро» - «Загорская ГАЭС»)

4. Экономия на затратах, связанных с компенсацией участия ГАЭС в покрытии потребности энергосистемы в реактивной мощности. При использовании агрегатов ГАЭС в режиме потребления или выработки реактивной энергии затраты определяются инвестициями и годовыми издержками по синхронным или статическим компенсаторам, покрывающим этот эффект ГАЭС в заменяемом варианте с ГТЭ. Количественно такие затраты зависят от степени удовлетворения потребностей энергосистемы в реактивной мощности и энергии конкретной ГАЭС.

5. Эффект от улучшения режимов ТЭС, ГРЭС и АЭС. Сокращение количества пусков/остановок оборудования повышает его надежность и уменьшает вероятность отказов. Гарантированный выбор объемов газа станциями снижает риски недобора/перебора и, как следствие, ведет к сокращению штрафов по договорам «take or pay» с поставщиками газа.

6. Экономия на сетевом строительстве транзитных сетей и на снижении уровня потерь при транзитных перетоках энергии.

7. Возможность совместной работы с приливными электростанциями и энергоустановками на базе ВИЭ.

В таб. 2 предпринята попытка систематизировать механизмы наполнения доходной части ГАЭС и описать основные производимые станцией услуги – коммерческие и общесистемного характера, потребителей услуг ГАЭС и существующий/предполагаемый инструментарий получения дохода в оплату поставляемых на рынок товаров и услуг.

Как следует из таблицы, 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).

Для присоединения недостающих механизмов к уже действующим (РСВ, КОМ) разработчики нормативных документов должны сконструировать механизмы по методологии энергосбережения. Без этого проблематично преодолеть мотивацию завышения генерирующими компаниями себестоимости вырабатываемой энергии и мощности, поскольку такое завышение увеличивает прибыль (методика тарифообразования «Издержки плюс»).

Выводы и рекомендации

1. Из-за особенностей современной нормативно-правовой базы системный эффект, выдаваемый ГАЭС, не имеет источника финансирования.

2. При разработке нормативных документов необходимо ответить на вопросы: за какие услуги и с каких рынков планируется получать доходы ГАЭС, какова их целевая структура и динамика на период окупаемости станции? Как оценивать объемы целевых рынков и долю ГАЭС на каждом из них?

3. Расчеты экономической эффективности строительства ГАЭС на прединвестиционной фазе проекта следует проводить методом сравнительной эффективности (для выявления общесистемных эффектов).

4. При создании нормативно-правовой базы требуется разработать и утвердить методические рекомендации/стандартную модель по оценке эффективности ГАЭС.

5. Для достраивания недостающих механизмов к уже действующим (РСВ, КОМ) разработчикам нормативных документов для нивелирования методологии «Издержки плюс» предстоит сконструировать механизмы энергосбережения.

Авторы: Андрей Листовский, к.э.н., Сергей Пикин (Фонд энергетического развития)

Мнение экспертов

Анна Бутусова, пресс-секретарь ОАО «РусГидро» – «Загорская ГАЭС»:
- Необходимость строительства гидроаккумулирующих станций стала аксиомой в мире энергетики. Эти уникальные сооружения способны не только вырабатывать электрическую энергию, но также и запасать ее, тем самым обеспечивая дополнительную выработку электроэнергии в периоды наибольшего ее потребления.

В настоящее время общее количество ГАЭС в мире приблизилось к 500, общая мощность этих станции составляет порядка 200 ГВт. Несколько десятков ГАЭС находятся на этапе проектирования и строительства.

Суммарная мощность гидроаккумулирующих станций в США – свыше 20 ГВт, в Германии, Франции и Италии – свыше 5 ГВт, Великобритании – свыше 3 ГВт. Зарубежный опыт работы энергосистем с преобладанием ТЭС и АЭС показывает, что для их оптимальной работы необходимо иметь ГАЭС с суммарной мощностью 10-12% от мощности всех электростанций, входящих в состав энергосистемы (классический пример – Великобритания).

Однако гидроаккумулирование не получило широкого развития в России - на территории нашей страны построены и действуют только две ГАЭС.

Ставропольская ГАЭС мощностью 19 МВт включена в функциональную структуру Большого Ставропольского канала и, работая в режиме сезонного регулирования, обеспечивает круглогодичную работу этого канала и расположенных по его трассе небольших ГЭС.

Новоднестровская ГАЭС (фото компании «Альпсервис»)
Загорская ГАЭС мощностью 1200 МВт введена в полном объеме на рубеже 20-го и 21-го столетий. Эта станция работает в режиме суточного регулирования и участвует в формировании электрических режимов энергообъединения Центра, а также в регулировании напряжения, выполняет функции быстродействующего аварийного резерва активной мощности.

Технические особенности. Наиболее существенно отличаются условия технической эксплуатации ГАЭС суточного регулирования с обратимыми гидроагрегатами. Это объясняется тем, что гидроагрегаты таких ГАЭС в дневное время могут неоднократно пускаться в генераторный режим с последующим остановом, а ночью − в насосный режим с изменением направления вращения. Длительность работы обратимых гидроагрегатов в стационарном режиме может варьироваться от нескольких минут до нескольких часов. Например, на Загорской ГАЭС ежемесячное количество циклов пуск-останов достигает нескольких сотен. При работе гидроагрегатов с разным направлением вращения все элементы проточного тракта испытывают разнознаковые нагрузки, многократные пуски и остановки приводят к повышенному износу узлов, повышенной вибрации и непроизводительным потерям воды. Поэтому к техническому состоянию основного гидроэнергетического оборудования, его надежности предъявляются повышенные требования, а это приводит к повышенному объему регламентных работ, стоимости ремонта и, соответственно, к квалификации эксплуатационного персонала.

Системная роль и функциональные особенности ГАЭС в сравнении с обычными ГЭС, их зависимость от расположения в энергообъединении. Суточные графики потребления электроэнергии (суточные графики нагрузки) современных энергообъединений отличаются высокой степенью неравномерности, что создает трудности как с покрытием пиков потребления, так и, в большей степени, с прохождением ночных провалов суточных графиков нагрузки. Эта проблема усугубляется в связи с устойчивой тенденцией укрупнения маломаневренных энергоблоков на тепловых и атомных электростанциях, что особенно актуально для энергообъединений Европейской части России, где преобладают низкоманевренные энергоблоки ГРЭС, ТЭЦ и АЭС.

В настоящее время 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 при использовании полного регулировочного диапазона конденсационных электростанций и ТЭЦ, а также с учетом возможностей Загорской ГАЭС, ночные избытки мощности составляют 2-3 млн кВт; для ОЭС Северо-Запада − 1,5-2 млн кВт и т.д. Вынужденные остановки энергоблоков тепловых электростанций повышают вероятность возникновения аварийных ситуаций на них. По зарубежным данным, 25% аварийных остановок теплового оборудования происходит из-за повреждений в период пуска, однако последствия температурных перенапряжений из-за неравномерной работы этого оборудования проявляются и во время стационарных режимов.

Недостаточный диапазон регулирующих возможностей обусловливает необходимость регулирования суточного графика потребления со значительным участием генерирующих мощностей Сибири и Урала, что приводит к нерациональной загрузке транзитных линий электропередач до величин, близких к предельно допустимым.

Требования оптимизации работы тепловых электростанций, минимизации широтных перетоков мощности приводят к необходимости увеличения доли высокоманевренных генерирующих мощностей. Уже сегодня очевидно, что для обеспечения необходимого регулировочного диапазона в Европейской части России на уровне 2010 г. необходимо ее увеличение на 5-6 ГВт.

Решение проблемы может быть найдено за счет строительства ГАЭС, обладающих максимальными 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 нагрузок, обеспечивая более благоприятный базисный режим ТЭС и АЭС, а также способствуя снижению межсистемных перетоков мощности. Дополнительно к основной функции − балансированию мощностей генерации и потребления, ГАЭС по своим технологическим возможностям могут привлекаться к регулированию важнейших режимных параметров − частоты и напряжения, а также выполнять роль быстро вводимого аварийного резерва.

Мировой опыт использования ГАЭС в электроэнергетике давно подтвердил их техническую эффективность в обеспечении экономичности энергообъединений и их живучести, в повышении надежности электроснабжения и качества поставляемой электроэнергии.

Строительство ГАЭС Kops II в горной полости, Партенен, Австрия (фото PERI GmbH)

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 (пример, строительство в кратчайшие сроки четырех ГАЭС в непосредственной близости от Нью-Йорка после знаменитой аварии 1965 г.); расположение ГАЭС поблизости от крупных приливных электростанций позволит сгладить импульсный характер работы ПЭС без нерациональной загрузки линий связи и передачи проблемы за сотни и тысячи километров и т.д.

Кроме того, следует учитывать, что во всем мире в настоящее время интенсивно развивается энергетика с использованием возобновляемых источников, в частности, ветровая и солнечная. Некоторой проблемой, сопутствующей развитию ветровой энергетики, является то, что это нерегулируемый источник энергии − выработка зависит от скорости ветра, отличающейся большим непостоянством. Соответственно, выдача электроэнергии с ветроэнергетических установок неравномерна как в суточном, так и в недельном, месячном, годовом и многолетнем разрезе. Учитывая, что энергосистема сама имеет неравномерную нагрузку, введение значительной доли ветроэнергетики в энергосистему способствует ее дестабилизации. Обеспечение эффективного аккумулирования энергии, вырабатываемой ветровыми энергоустановками, является одной из важнейших проблем ветроэнергетики. Однако в ряде случаев использование аккумулирующих устройств для каждой ветроэнергетической установки или даже группы их может оказаться нецелесообразным. В соответствии с тенденциями развития электроэнергетических систем, использование крупных аккумулирующих установок является методом сглаживания суточного графика нагрузки энергообъединения, в том числе и с учетом неравномерной работы ветроэнергетических установок.

Альтернатива гидроаккумулирующим станциям. В настоящее время известен ряд практически применяемых или разрабатываемых систем аккумулирования электроэнергии: электрические аккумуляторы (кислотные и щелочные); сверхпроводящие, плазмоидные, конденсаторные аккумуляторы; индуктивные, электрохимические, инерционные (маховичные) и пневматические накопители; гидроаккумулирующие установки. Учитывая, что для регулирования электрических режимов энергосистем требуются системы аккумулирования с мощностью, соизмеримой с мощностью самих энергосистем, и время их работы с полной мощностью должно исчисляться часами, единственными реально возможными в этом отношении могут быть только системы гидроаккумулирования и пневматического аккумулирования. Однако мировой опыт создания и эксплуатации пневмоаккумулирующих установок пока невелик, поэтому вне конкуренции находятся гидроаккумулирующие электростанции (ГАЭС).

Строительство Загорской ГАЭС – 2 (фото ОАО «РусГидро» - «Загорская ГАЭС»)

Перспективы развития гидроаккумулирования в России. Техническая необходимость форсированного развития гидроаккумулирующих электростанций в России не вызывает сомнений. В стадии рассмотрения проекты строительства Ленинградской, Центральной, Курской, Владимирской и других ГАЭС. Проблема в другом − действующие правила оптового рынка электроэнергии и мощности (ОРЭМ) в России не учитывают технологических возможностей ГАЭС, что не позволяет гарантировать своевременный возврат инвестиций на проектирование и строительство ГАЭС.

Загорская ГАЭС располагается в северной части Московской области, в 100 км от Москвы, недалеко от города Сергиев Посад, в пос. Богородское. Решение о строительстве первой в стране гидроаккумулирующей электростанции в Сергиево-Посадском районе было принято в 1974 г. Два первых обратимых гидроагрегата Загорской ГАЭС были введены в эксплуатацию в декабре 1987 г. На полную проектную мощность станция вышла в 2000 г. В настоящее время по полному циклу (заряд-разряд) работают все шесть установленных гидроагрегатов, номинальной мощностью 1320 МВт в насосном режиме (режиме заряда) и 1200 МВт в генераторном режиме (режиме разряда). Продолжительность работы шести агрегатов в турбинном режиме 4,3 часа, в насосном - 5,3 часа. Годовая выработка: 1900 ГВт/ч.

Ночью, когда спрос на электричество падает, насосы ГАЭС, используя «лишнюю» энергию, перекачивают воду из нижнего бассейна станции в верхний. Утром и вечером - в период максимальных нагрузок, эта вода через водоводы сбрасывается обратно, обеспечивая дополнительную выработку электроэнергии. Таким образом, Загорская ГАЭС выполняет исключительно важную функцию, сглаживая пики нагрузки в московской и центральной энергосистеме. Мощность и энергия гидроаккумулирующей станции используются в Объединенной энергосистеме Центра, включающей в себя более 20 региональных энергосистем.

Сегодня Загорской ГАЭС уже недостаточно для покрытия дефицита высокоманевренной мощности, в которой нуждается Московская область. В связи с этим ОАО «РусГидро» инициировало строительство Загорской ГАЭС − 2 общей мощностью 840 МВт. В перспективе создание генерирующих мощностей гидроаккумулирующего типа на других площадках Московской области, а также в других регионах европейской части России.

Юрий Сапроненко, начальник сектора обратимых и поворотно-лопастных гидротурбин СКБ «Гидротурбомаш» филиала ОАО «Силовые машины» «Ленинградский Металлический завод»:

- Главная особенность насос-турбин (обратимых гидротурбин) – это возможность работы в различных режимах: в режиме турбины, насоса, в режиме синхронного компенсатора с направлением вращения как в одну, так и в другую сторону. Принцип работы выглядит следующим образом:

- в турбинном режиме вода поступает в насос-турбину с верхнего бьефа по водоводу, проходит через спиральную камеру, статор и направляющий аппарат, воздействуя на лопасти рабочего колеса, вращает ротор агрегата и затем отводится через отсасывающую трубу в нижний бьеф;

- в насосном режиме двигатель-генератор работает в режиме двигателя, вращая ротор агрегата в противоположную сторону, при этом вращающееся рабочее колесо закачивает воду с нижнего бьефа и подает ее обратно в верхний бьеф (водохранилище). Обычно водохранилище – это искусственный водоем, создаваемый на возвышенности, а нижний бьеф – естественный водоем, например, река.

Как известно, потребление электроэнергии распределяется в течение суток неравномерно, существуют утренние и вечерние максимумы потреблений и ночные провалы. Во время максимумов потреблений электроэнергии насос-турбина работает в турбинном режиме, а во время провалов – в режиме насоса, закачивая воду в верхний бьеф и тем самым аккумулируя энергию.

Специфика насос-турбины заключается в необходимости обеспечения высоких эксплуатационных характеристик как для турбинного, так и для насосного режимов, что достигается путем создания специальной проточной части и конструкции насос-турбины.

Сегодня насос-турбины широко используются во всем мире – в Европе и Японии они обеспечивают работу десятков станций. В настоящее время компания «Силовые машины» выполняет контракт по изготовлению четырех насос-турбин для Загорской ГАЭС – 2. По сравнению с аналогичными агрегатами, поставленными для Загорской ГАЭС – 1, новое оборудование обладает рядом технических новшеств, обеспечивающих более высокие эксплуатационные характеристики.

Подготовил Олег Никитин, EnergyLand.info

Ссылка по теме:
ГАЭС в России (презентация доклада)
На первой фотографии: водоводы Загорской ГАЭС – 1 (фото ОАО «РусГидро» - «Загорская ГАЭС»)