Прогнозирование режимов энергопотребления

Процесс потребления электрической и тепловой энергии является существенно неравномерным во времени в различных временных разрезах – в течение суток, недели, в сезонном разрезе по месяцам года. Также в силу специфики потребления электрической и тепловой энергии максимальные величины электрических и тепловых нагрузок могут иметь место в различные часы суток и в различные периоды года.

С учетом указанных факторов прогнозирование режимов энергопотребления, включающее прогнозирование суточных, недельных и годовых графиков нагрузки, годового и месячных максимумов нагрузки ЭЭС, является важным элементом подготовки исходной информации для планирования развития ЭЭС, поскольку режимы энергопотребления определяют режимы работы генерирующих источников и сетей и в конечном итоге - условия формирования балансов мощности и энергии ЭЭС и энергоузлов и объемы производства электрической и тепловой энергии генерирующими источниками в годовых разрезах.

Прогнозирование режимов энергопотребления может осуществляться различными методами в зависимости от длительности рассматриваемой перспективы и условий развития и масштабов ЭЭС.

На ближайшую перспективу 3-5 лет для ЭЭС с относительно устойчивой структурой электропотребления прогнозирование режимов электропотребления осуществляется на основе статистической обработки отчетных данных по энергопотреблению W_год , графикам нагрузки, годовым максимумам нагрузки P_{макс.год}, годовым числам часов использования максимумов нагрузки T_год.

При анализе отчетных данных, как правило, осуществляется корректировка отчетных годовых максимумов нагрузки на величину плановых диспетчерских ограничений нагрузки ЭЭС в момент прохождения максимума нагрузки, вводимых по требованиям эксплуатационной надежности работы ЭЭС. Также при корректировке учитывается отклонение фактической частоты тока в сетях в момент фиксации максимума нагрузки от стандартной 50 Гц.

50 - F _факт

Р_расч. = Р_факт. + d Р_{дисп.огр.} + (-)Р_факт.* -------------

В соответствии с Р_расч. осуществляется расчет величин отчетных чисел часов использования годового максимума нагрузки.

W_год

T_год = --------

Р_расч

Величины T_год осредняются за 3-5 отчетных лет, и на их основе по величинам прогнозной потребности в электроэнергии рассчитываются величины прогнозных максимумов нагрузки ЭЭС. Указанное осреднение необходимо, поскольку величины максимальных нагрузок формируются под воздействием целого ряда случайных факторов, прежде всего метеорологических.

Аналогичным образом на перспективу распространяется отчетная конфигурация характерных суточных и годовых графиков месячных максимумов нагрузки в %% от максимума нагрузки соответствующего дня для суточных графиков и от годового максимума нагрузки для годового графика.

В качестве характерных суточных графиков нагрузки обычно прогнозируются графики:

зимнего рабочего дня (з.р.д.), соответствующего условиям прохождения годового графика нагрузки и максимальной степени неравномерности суточного графика а_н, характеризующейся отношением минимальной ночной нагрузки к суточному максимуму нагрузки;

зимнего выходного дня, характеризующего неравномерность нагрузок ЭЭС значительное изменение режимов работы электростанций и сетей в течение зимней недели;

летнего рабочего дня, соответствующего условиям вывода максимальных объемов оборудования электростанций в плановые ремонты, также существенно влияющих на режимы работы электростанций и сетей.

Как и в отношении отчетных чисел часов использования годового максимума нагрузки, отчетная конфигурация характерных суточных и годовых графиков нагрузки осредняется за ряд отчетных лет с целью снижения влияния на конфигурацию графиков случайных факторов.

При прогнозе конфигурации суточных графиков необходимо учитывать, что важнейшими факторами, определяющими и конфигурацию и условия прохождения максимальных нагрузок, являются:

- структура потребителей энергии с учетом продолжительности их электрической и тепловой нагрузки в течение суток;

- доля осветительной нагрузки, которая существенно влияет на формирование вечернего максимума нагрузки;

- метеорологические условия.

Соответственно, как показано ниже на рис. 3.2, в зависимости от степени влияния указанных факторов, может значительно изменяться конфигурация суточных графиков нагрузки с преобладанием вечернего либо дневного максимума нагрузки.

Р_макс Р_макс

Р_мин Р_мин

0 24 0 24

а) б)

а) график нагрузки с преобладанием одно-двухсменных производств (предприятий и организаций);

б) график нагрузки с преобладанием двух-трехсменных производств.

Рис. 3.2. Конфигурация суточных графиков нагрузки при разной структуре потребителей.

Для крупных городов, где развиты сфера услуг и торговли, социальная и образовательная сфера, где имеется большое число административных учреждений, как правило, характерно наличие утреннего максимума нагрузки. Его соотношение с вечерним максимумом определяется долей осветительной нагрузки, которая в свою очередь зависит от степени развития бытового сектора и климатических условий взоне размещения городов.

Представленная ниже конфигурация годового графика месячных максимумов нагрузки, типичная для большинства ЭЭС в России, характеризуется максимальными нагрузками зимних месяцев – декабря и января и наличием сезонного летнего снижения («провала») нагрузок в июне-июле месяцах, используемого для преимущественного проведения плановых капитальных и средних ремонтов оборудования электростанций.

Р_макс

I II XI XII

Рис. 3.3. Конфигурация годового графика месячных максимумов нагрузки

В общем случае в зависимости от географического расположения, климатических условия и структуры потребителей годовой график нагрузки может существенно отличаться от приведенного выше. В частности, в странах с жарким климатом летний максимум нагрузки может быть выше зимнего из-за значительных нагрузок систем кондиционирования. В странах со значительными объемами осадков максимальные нагрузки могут иметь место в периоды работы систем осушения и т.п.

При прогнозировании режимов энергопотребления региональных ЭЭС следует учитывать возможность появления новых крупных потребителей энергии, существенно влияющих на динамику роста электрических нагрузок ЭЭС и на конфигурацию суточных и годовых графиков нагрузки.

На долгосрочную перспективу 10-15 лет и более прогнозирование режимов электропотребления, как правило, осуществляется на основе:

- прогнозных данных по объемам потребления электроэнергии по отдельным отраслям народного хозяйства в территориальных границах ЭЭС и энергообъединений;

- среднеотраслевых прогнозных значений годовых чисел часов использования максимумов нагрузки отраслей, выявляемых путем обработки отраслевой отчетной информации либо принимаемых по данным отраслевых проектных институтов;

- типовой конфигурации (в %% от годового максимума нагрузки) характерных суточных графиков нагрузки и годовых графиков месячных максимумов нагрузки), принимаемой по данным предприятий – представителей отраслей и отраслевых проектных институтов;

Рис. 3.4.Схема прогнозирования максимальных нагрузок и графиков

нагрузки ЭЭС

Алгоритм расчета максимальных нагрузок ЭЭС и графиков нагрузки с использованием указанных данных показан на рис.3.4. В соответствии с данным алгоритмом суточные и годовые графики нагрузки ЭЭС и годовой максимум нагрузки ЭЭС получаются путем суммирования соответствующих графиков нагрузки отдельных отраслей с различными моментами времени прохождения отраслевых максимумов нагрузки в течение суток и года.

Режимы электропотребления в региональных и объединенных энергосистемах на территории России существенно различаются в соответствии с региональной структурой энергопотребления, иллюстрируемые таблицей 3.1. в соответствии с отчетными данными по ОЭС страны за 2010 год.

Таблица 3.1.

Наименование ОЭС	Показатели режима электропотребления
Годовые числа часов использования собственных максимумов нагрузки, час.	Отношение минимальной ночной нагрузки суточного графика максимального рабочего дня к макси-мальной нагрузке
ОЭС Северо-Запада		0,77
ОЭС Центра		0,745
ОЭС Средней Волги		0,745
ОЭС Юга		0,655
ОЭС Урала		0,855
ОЭС Сибири		0,90
ОЭС Востока		0,785

Так в ОЭС Центра, где высока доля потребления одно и двухсменных предприятий и организаций, так и коммунального потребления, в суточном графике нагрузки декабрьского рабочего дня в ночные часы нагрузка по сравнению с максимальной может снижаться на 30-35%, а годовое число часов использования максимума нагрузки T_год составляет 5850-5900 часов. В то же время в ОЭС Сибири, где значительная доля потребления электроэнергии приходится на крупные энергоемкие трехсменные предприятия, снижение нагрузки в ночные часы в декабрьском суточном графике составляет всего 13-15% от максимальной нагрузки, а T_год составляет 6550-6600 час.

В недельном разрезе в энергосистемах Европейской части страны максимальная нагрузка в выходные дни может снижаться на 15-20% по сравнению с максимумом нагрузки рабочего дня, в энергосистемах Урала и Сибири снижение составляет 10-15%.

В летние месяцы (июнь, июль) снижение нагрузки по сравнению с максимальными нагрузками зимнего периода составляет в большинстве энергосистем страны 10-15%.

Необходимо отметить, что при прогнозировании и планировании развития ЕЭС страны максимальные нагрузки ЕЭС в различные характерные сутки по периодам года и совмещенные графики нагрузки ЕЭС определяются на основе суммирования графиков нагрузки ОЭС, параллельно работающих в составе ЕЭС, с учетом сдвига нагрузок указанных графиков во времени в течение суток в соответствии с временными поясами для территорий, охватываемых ОЭС,

Методические подходы к прогнозированию режимов теплопотребления в целом аналогичны прогнозированию режимов электропотребления. В то же время, как показано в [ ] необходимо учитывать следующие специфи-ческие особенности прогнозирования режимов теплопотребления:

- принципиальное различие видов тепловой энергии и направлений ее использования в виде пара или горячей воды на цели отопления, горячего водоснабжения и для производственных нужд;

- осуществление прогнозирования, как правило, для локальных узлов и зон использования тепловой энергии. Исключением могут быть только территории мегаполисов (прежде всего Москвы и Санкт-Петербурга), где локальные зоны – районы теплоснабжения могут быть связаны достаточно мощеными магистральными тепловыми сетями и где могут функционировать региональные рынки тепловой энергии;

- исключительно высокая зависимость как максимальных тепловых нагрузок, так и графиков тепловой нагрузки, прежде всего в системах отопления и горячего водоснабжения, что требует регламентирования расчетных условий прогнозирования по исходным температурным факторам.