CC BY
29УДК 621.311.1 (470+571)
Д.С. Крупенев, Л.М. Лебедева, Г.Ф. Ковалев, Н.А. Беляев, А.Е. Егоров, Р.Е. Громов1 К ОЦЕНКЕ УРОВНЯ РЕЗЕРВИРОВАНИЯ ГЕНЕРИРУЮЩЕЙ МОЩНОСТИ В ЕДИНОЙ ЭНЕРГОСИСТЕМЕ РОССИИ
Статья посвящена актуальной проблеме оптимального резервирования генерирующей мощности электроэнергетических систем. Излагается один из возможных подходов выбора размера резервов генерирующей мощности, который обеспечивал бы уровень балансовой надежности (вероятность безотказной работы), отвечающий принятому нормативу для удовлетворения потребителей электроэнергией. В данной работе на примере ОЭС Сибири анализируется ситуация с уровнем резервирования генерирующей мощности. На основании предлагаемого подхода определяются уровни резервирования генерирующей мощности для трех значений норматива вероятности безотказной работы - 0,996; 0,999 и 0,9997.
Ключевые слова: электроэнергетика, надежность, безотказность, дефицит мощности, пропускная способность ЛЭП, резерв генерирующей мощности, «запертая» мощность.
Введение
Проблема оптимального резервирования генерирующей мощности электроэнергетических систем (ЭЭС) традиционно является важной и актуальной [1-3]. Для современных условий функционирования и развития Единой энергетической системы (ЕЭС) России данная проблема остается острой и специфичной по следующим причинам:
- сложившаяся ситуация в электроэнергетике, когда из-за нестабильности в экономике России в ЕЭС образовались большие избытки установленных генерирующих мощностей, в значительной части выработавших свой ресурс, а потому низконадежных, но числящихся на балансе и требующих расходов на их содержание;
- несмотря на наличие избытков мощности в целом по ЕЭС, надежность в неко-
торых региональных энергоузлах характеризуется как недостаточная;
- недостаточное внедрение современной диагностики оборудования для организации ремонтов по техническому состоянию в энергокомпаниях;
- несоответствие принятой модели рынка мощности и энергии существующим реалиям функционирования ЕЭС России, в том числе отсутствие стимулирующих механизмов по замещению устаревшей мощности и др.
Учитывая вышеизложенное, вопрос - какой уровень резервирования генерирующей мощности и ее размещение по системе наиболее эффективны, является многогранным. Ответ на него зависит от таких факторов, как технические характеристики используемого генерирующего оборудования, возможности сетей по передаче мощности и электроэнергии, требования потребителей по обеспече-
1 Дмитрий Сергеевич Крупенев - старший научный сотрудник Института систем энергетики им. Л.А. Мелентьева (ИСЭМ) СО РАН, к.т.н., доцент, e-mail: krupenev@isem.irk.ru;
Людмила Михайловна Лебедева - старший научный сотрудник ИСЭМ СО РАН, к.т.н., доцент, e-mail: lebedeva@isem.irk.ru; Геннадий Федорович Ковалев - ведущий научный сотрудник ИСЭМ СО РАН, д.т.н., профессор, e-mail: kovalev@isem.irk.ru; Николай Александрович Беляев - главный специалист отдела сопровождения программ развития электроэнергетики, Российское энергетическое агентство (РЭА) Минэнерго России, к.т.н., e-mail: BelyaevNA@minenergo.gov.ru;
Андрей Евгеньевич Егоров - начальник отдела сопровождения программ развития электроэнергетики, РЭА Минэнерго России, e-mail: EgorovAE@minenergo.gov.ru;
Роман Евгеньевич Громов - вице-президент НП «Российское теплоснабжение», к.э.н., e-mail: romgrom@mail.ru
нию необходимого уровня надежности их электроснабжения и др. Вопрос о достаточном резервировании мощности ЭЭС является существенным для экономики каждого региона и страны в целом, так как развитие отраслей, особенно энергоемких производств, во многом зависит от надежности их электроснабжения.
Завышенный уровень надежности ЭЭС приводит к дополнительным, как уже отмечалось, издержкам, перекладываемым на потребителей электроэнергии, а недостаточная надежность приводит к ущербам как у потребителей, так и в энергетических компаниях. Поэтому решение задачи оптимального резервирования мощности ЭЭС должно опираться на обоснованный научный подход, в том числе с использованием специализированных программных продуктов для анализа надежности ЭЭС.
По рассматриваемой проблеме в [4] приводятся следующие факты. С 2010 по 2016 гг. коэффициент использования установленной мощности (КИУМ) в ЕЭС России сократился с 53 до 47%. Избыток мощности в энергосистемах доходит до 30-40% от максимума нагрузки. Так называемая «вынужденная» генерация за последние годы привела к двукратному росту издержек, которые приходится компенсировать конечным потребителям. Только в 2015 г. на них было переложено дополнительно 19 млрд рублей.
Для решения проблемы организации системы планирования развития ЕЭС с учетом фактора надежности необходимо проводить количественную оценку уровня балансовой надежности (БН) ЕЭС России на регулярной основе и на этой основе принимать рациональные меры по повышению эффективности работы ЭЭС, в том числе планирование размещения новых электроэнергетических объектов с целью замены устаревших. Требуется принятие управленческих мер, исходящих из конструктивного диалога организаций, отвечающих за надежность работы ЭЭС, компетентных экспертов в
данной области и научного сообщества, в среде которых вопросы надежности активно обсуждаются и решаются уже более 70-80 лет.
В данной работе, на примере ОЭС Сибири, проанализирована ситуация с уровнями балансовой надежности и резервирования мощности в ней. Для этих целей можно использовать имеющиеся программно-вычислительные комплексы (ПВК), описанные в [5 и др.].
Оценка балансовой надежности ЭЭС
Рассмотрим основные моменты процедуры оценки БН ЭЭС. Для ЭЭС наиболее приемлемой методикой оценки БН является методика, основанная на статистическом моделировании (метод Монте-Карло) [3, 5]. Как правило, оценка БН проводится для годичного периода, при этом моделируется каждый час работы ЭЭС. В данном случае рассматривается только основная структура ЭЭС: генерирующие мощности и системообразующая сеть, как основа формирования балансовой (системной) надежности. Для оценки систем электроснабжения конкретных потребителей, разумеется, требуется учет надежности локальной распределительной сети.
Используем одну из возможных постановок задачи оценки БН ЭЭС. Пусть N - заданное число разыгрываемых расчетных состояний ЭЭС. Каждое состояние ЭЭС характеризуется набором случайных величин: рабочей генери-
- хк Ук
рующей мощности , величины нагрузки У^
-к
в /-м узле2, пропускной способности ЛЭП ¿у между узлами / и у, / = 1, п , ] = 1, п, i , к = 1, N. Значения указанных случайных величин разыгрываются при помощи метода Монте-Карло. Для оценки дефицита мощности сформированных состояний ЭЭС решается следующая задача.
2 Узел ЭЭС - ограниченная территория, в пределах которой функционирует часть энергосистемы и пропускная способность линий электропередачи внутри узла позволяет обеспечить любые вероятные перетоки во всех возможных режимах.
Переменные задачи: х, - используемая мощность генерации в узле i, y - покрываемая в узле i нагрузка, Zj - поток мощности из узла i
в узел j, i = 1, n , j = 1, n.
При оценке дефицита мощности k-го состояния ЭЭС, к = 1, N , требуется найти:
n
hy. ^ max, (1)
i=1
учитывая балансовые ограничения:
n n
x - y + 2(1- a z )z - 2z = 0,
1 1 . , J1 J1 J1 .. у j=1 j=1
i = 1n, i Ф] (2)
и линейные ограничения-неравенства на переменные:
yi -У, i =1n, (3)
x ^ ,i = , (4)
z <zkij , i = 1, n , j = 1, n, i Фj, (5)
y. >0, x. >0 , ztj >0 , i = in,
j = in, i Ф, (6)
где üfj > 0 - заданные коэффициенты удельных потерь мощности при ее передаче из узла i в узел j, i Фj .
После определения дефицитов в ЭЭС в течение расчетного периода определяются такие основные показатели БН, как:
- вероятность безотказной (бездефицитной) работы ЭЭС;
- математическое ожидание недоотпуска электроэнергии потребителям;
- коэффициенты обеспеченности потребителей электроэнергией;
- значения расчетных резервов различных видов по узлам и системе в целом;
- энергонадежностные характеристики связей;
- двойственные (объективно обусловленные) оценки обеспеченности основными ресурсами (генераторной мощностью в узлах и пропускными способностями связей между узлами).
Некоторые пояснения и допущения представленной методики.
1. Под отказом системы понимается событие перехода ЭЭС в любой режим, характеризующийся дефицитом мощности. Принимается, что автоматика и персонал обусловили введение дефицитного режима в допустимую область, рационально использовав все имеющиеся возможности по снижению величины дефицита и ограничив потребителей на минимально возможную величину.
Не рассматриваются нарушения питания потребителей в переходных процессах аварийных режимов, которые могут быть хотя и более глубокими, чем в послеаварийном режиме, но их длительность ограничена переходным процессом. Поэтому некоторое занижение величины недоотпуска электроэнергии потребителям вследствие неучета переходных процессов может считаться пренебрежимо малым по сравнению с недоотпуском в послеаварийных режимах системы, характеризующихся наличием дефицита мощности.
При данном допущении учитываются достаточные для практических расчетов условия работы системы в нерабочем состоянии некоторых ее элементов. При этом существенно облегчается анализ, так как не требуется проводить оценку множества внезапных аварий и подготавливаемых отключений, соответствующие им переходные процессы и условия, обеспечивающие их оптимальный ход, длительность и величину кратковременных аварийных сбросов мощности, зависящие от многих факторов.
2. Плановые ремонты генерирующего оборудования моделируются согласно нормативам их периодичности и продолжительности при условии их обязательного выполнения. При этом полагается, что планирование ремонтов осуществляется преимущественно в периоды сезонного снижения потребления мощности. Вместо нормативов возможно задание графика проведения текущих и капитальных ремонтов оборудования.
3. Отказы оборудования не делятся на внезапные и прогнозируемые. Считается, что используются все виды резервов (включенный и невключенный), и отказ системы определяется общим или локальным превышением нагрузки всей рабочей мощности. Предполагается, что имеющийся в системе резерв мощности распределен на включенный и невключенный согласно соотношению между внезапными и прогнозируемыми отказами. Внезапные отказы в таком случае покрываются включенным резервом первой очереди, а прогнозируемые отказы с различной степенью заблаговремен-ности - включенным резервом следующих очередей и невключенным резервом до их полного исчерпания.
4. Дефицит мощности (соответственно не-доотпуск электроэнергии) определяется глобальной или локальной нехваткой генерирующих мощностей. Такие формы существования дефицита, как снижение частоты в системе, напряжений на шинах потребителей, не рассматриваются.
5. Предельные пропускные способности отдельных ЛЭП принимаются постоянными, не зависящими от режима системы, но разными (при необходимости) для каждого из расчетных интервалов (месяцев). Суммарные пропускные способности связей между узлами определяются аддитивно как функции состояний (работо-и неработоспособных) самих ЛЭП.
Практика нормирования показателей балансовой надежности ЭЭС
На сегодняшний день утвержденных нормативов показателей БН для ЕЭЭС России нет.
Имеются рекомендательные значения вероятности безотказной (бездефицитной) работы потребителей, прописанные в «Энергетической стратегии России на период 2030 года». В соответствии с данным документом ЕЭС России на уровне 2030 г. должна обеспечивать вероятность безотказной работы потребителей электроэнергии на уровне 0,9997. Причем имеется два промежуточных этапа - это 2015 и 2020 гг., по достижению которых вероятность безотказной работы должна быть на уровне 0,999 и 0,9991 соответственно.
Общеизвестен нормативный показатель БН на уровне основной структуры ЕЭС России (расчетных энергоузлов и межсистемных связей) - вероятность бездефицитной работы, равная 0,996. Данный показатель обоснован в [6] для условий функционирования и развития энергосистемы СССР.
В практике управления энергосистемами ряда иностранных государств для обеспечения их надежности применяется вероятностный подход и используются нормативы вероятностных показателей надежности [7]:
- во Франции критерием балансовой надежности служат значения показателя надежности Loss of load hours (LOLH) -ожидаемое число дней в году, в течение которых возникает дефицит мощности. Считается, что ЭЭС работает надежно, если LOLH не превосходит 3 часов в год;
- в Нидерландах нормированное значение LOLH составляет 4 часа в год;
- в Скандинавских странах критерием надежности энергосистемы является LOLP (Loss of load probability) - вероятность дефицита мощности на малом интервале времени, как правило, в период максимальной нагрузки, который равен 0,001% в год;
- в США принят норматив LOLE = 0,1 день/год = 1 - 2,4/8760 = 0,999726).
Методика определения оптимальных величин резервов генерирующей мощности в ЭЭС
Предлагаемая методика имеет целью решение следующих задач:
1) обеспечение достаточного (нормативного) уровня БН в энергорайонах, где БН ниже этого уровня;
2) оценка дополнительной мощности потребителей, которые представляется возможным подключить к системе, не снижая БН ниже нормативного уровня;
3) обоснование рекомендаций по выводу из работы устаревшего оборудования с заменой на более современное и надежное.
Указанные задачи следует решать с учетом фактической надежности функционирующего оборудования в региональных ЭЭС. В результате их решения определяются оптимальные значения резервов генерирующей мощности в каждом из регионов, соответствующих принятому нормативу показателей БН в узлах ЭЭС и имеющейся (или подкорректированной) си-
стемообразующей сети.Данная цель достигается варьированием состава оборудования и уровнями потребления в интерактивном режиме выполнения соответствующих расчетов. Оптимизация проводится с применением инструмента двойственных оценок. Методика включает следующие этапы.
1. На первом этапе проводится оценка БН рассматриваемой ЭЭС с имеющимся составом оборудования и уровнем электропотребления. В результате этого расчета выявляются узлы, имеющие уровень БН выше нормативного, и дефицитные, имеющие уровень БН ниже нормативного.
2. На следующем этапе выполняются расчеты с целью доведения БН дефицитных узлов до нормативной сначала с помощью усиления соответствующих связей этих узлов с остальной системой для того, чтобы использовать имеющиеся в системе избытки мощности. А если это становится не рациональным, то сооружением дополнительной генерирующей мощности в этих узлах, используя инструмент двойственных оценок.
Таблица 1
Краткая ха
)актеристика узлов ОЭС Сибири (исходный вариант)
Номер узла Наименование узла Годовой максимум нагрузки, МВт Располагаемая мощность, МВт Полный собственный резерв
МВт % от
1 Омская ЭЭС 1782 1479 -303 -17
2 Новосибирская ЭЭС 2690 2730 40 1,49
3 Томская ЭЭС 1302 918 -384 -29,49
4 Алтайская ЭЭС 1884 1444 -440 -23,35
5 Кемеровская ЭЭС 4535 5028 493 10,87
6 Красноярская ЭЭС 6235 12006 5771 92,56
7 Хакасская ЭЭС 2155 5430 3275 151,97
8 Тывинская ЭЭС 152 40 -112 -74,01
9 Иркутская ЭЭС 7570 12550 4980 65,79
10 Бодайбинский ЭР 90 20 -70 -77,78
11 Бурятская ЭЭС 945 898 -47 -4,97
12 Забайкальская ЭЭС 1260 1156 -104 -8,25
ОЭС Сибири 302253 43699 13474 44,58
Таблица 2
Значения пропускных способностей связей ОЭС Сибири
Номер Связываемые Пропускная способность
связи энергосистемы связи, МВт
1 1. Омская - 2. Новосибирская 1305
2 2. Новосибирская - 4. Алтайская 1440
3 2. Новосибирская - 5. Кемеровская 950
4 3. Томская - 5. Кемеровская 1170
5 3. Томская - 6. Красноярская 780
6 4. Алтайская - 5. Кемеровская 950
7 4. Алтайская - 6. Красноярская 850
8 5. Кемеровская - 6. Красноярская 1560
9 5. Кемеровская - 7. Хакасская 1650
10 6. Красноярская - 7. Хакасская 3400
11 6. Красноярская - 8. Тывинская 135
12 6. Красноярская - 9. Иркутская 3630
13 7. Хакасская - 8. Тывинская 135
14 9. Иркутская - 11. Бурятская 885
15 10. Бодайбинский ЭР - 11. Бурятская 66
16 11. Бурятская - 12. Забайкальская 410
3 Совмещенный максимум нагрузки (сумма годовых максимумов по узлам равняется 30600 МВт).
Таблица 3
Динамика изменения вероятности безотказной работы £Р и математического ожидания недоотпуска электроэнергии Энед в узлах ОЭС Сибири
Номер узла Варианты
Исходный 9 =0,9997 9 =0,999 9 =0,996
9, о.е. Э ^нед? МВт.ч 9, о.е. Э ^нед? МВт.ч 9, о.е. Э ^нед? МВт.ч 9, о.е. Э ^нед? МВт.ч
1 0,999985 10 0,999313 1050 0,99795 3058 0,99225 12491
2 0,999999 0 0,999763 31 0,999168 150 0,996449 746
3 0,999999 0 0,999730 143 0,999062 405 0,996119 2062
4 0,999999 0 0,999736 87 0,999020 394 0,996037 1931
5 0,999999 0 0,999751 48 0,999083 227 0,996189 1350
6 0,999999 0 0,999736 86 0,999054 298 0,996096 1899
7 0,999999 0 0,999809 90 0,999446 219 0,998153 709
8 0,999974 14 0,999692 106 0,999021 265 0,996234 1038
9 0,999999 0 0,999702 201 0,998998 938 0,995884 4390
10 0,8 7387 0,8 7822 0,8 8459 0,8 11155
11 0,999992 4 0,999308 475 0,998169 1352 0,993408 4726
12 0,99481 3144 0,993732 4540 0,992142 6567 0,985909 14791
3. Доведя во всех без исключения энергоузлах уровень БН не ниже нормативного, на данном, третьем этапе выполняется работа по доведению оставшихся после второго этапа избыточных узлов до заданного норматива посредством увеличения потребления электроэнергии в системе. В результате будет получен план допустимых подключений потребителей в каждом из узлов ЭЭС, который можно будет соотнести с имеющимися заявками.
4. На этом этапе уделяется особое внимание актуальной задаче снижения доли устаревшего оборудования посредством замены его на новое. В результате решения этой задачи станут возможными обоснованные рекомендации по объемам и срокам вводов нового оборудования (в генерирующей и сетевой частях).
5. Заключительное согласование всех этапов расчетов между собой. Формирование комплексного плана мероприятий по обеспечению заданного норматива надежности, оп-
Таблица 4
Значения резервов мощности ОЭС Сибири для различных уровней БН
Наименование ЭЭС Варианты
Исходный £Р=0,9997 £Р=0,999 £Р=0,996
МВт % МВт % МВт % МВт %
Омская ЭЭС -303 -17 -303 -17 -303 -17 -303 -17
Новосибирская ЭЭС 40 1,49 40 1,49 40 1,49 40 1,49
Томская ЭЭС -384 -29,49 -384 -29,49 -384 -29,49 -384 -29,49
Алтайская ЭЭС -440 -23,35 -440 -23,35 -440 -23,35 -440 -23,35
Кемеровская ЭЭС 493 10,87 373 8,22 149 6,37 -73 -1,61
Красноярская ЭЭС 5771 92,56 1088 17,45 913 17,45 613 9,83
Окончание табл. 4.
Наименование ЭЭС Варианты
Исходный (7=0,9997 £Р=0,999 (7=0,996
МВт % МВт % МВт % МВт %
Хакасская ЭЭС 3275 151,97 2870 133,18 2870 133,18 2870 133,18
Тывинская ЭЭС -112 -74,01 -112 -74,01 -112 -74,01 -112 -74,01
Иркутская ЭЭС 4980 65,79 1714 22,64 1611 22,34 1478 19,52
Бодайбинский ЭР -70 -77,78 -70 -77,78 -70 -77,78 -70 -77,78
Бурятская ЭЭС -47 -4,97 -47 -4,97 -47 -4,97 -47 -4,97
Забайкальская ЭЭС -104 -8,25 -104 -8,25 -104 -8,25 -104 -8,25
ОЭС Сибири4 13473 44,58 4999 16,54 4497 16,19 3842 12,71
150001
д, 4000 13000 1 2 ООО И ООО 1С!ООГ> эоао
ЕООО 7 ООО
бООО 5000 4000 зооо 2оао юоо
52
489 495 2
»в л: а I! Б
?р
0,9955 0,996 0.9965 0.997 0.9975
0,998 0,9985 0.0,9995
Рис. 2. Зависимость требуемого резерва от показателя надежности
тимальных значений резервов генерирующей мощности во всех энергорайонах энергосистемы.
Пример определения оптимальных величин резервов генерирующей мощности в ОЭС Сибири
Для проверки работоспособности предлагаемой методики в части оценки уровней резервирования был использован программно-вычислительный комплекс «Янтарь» [5], в
котором реализована представленная методика оценки БН. Показательное применение подхода определения оптимальных величин резервов генерирующей мощности в ЭЭС было проведено на ОЭС Сибири. Расчеты проводились по 12-ти узловой схеме ОЭС Сибири, представленной на рис. 1.
Представление ОЭС Сибири по энергоузлам было выполнено на основе региональных ЭЭС. Только из Иркутской ЭЭС выделен отдельным узлом Бодайбинский энергорайон (ЭР). Так как данный расчет имеет демон-
4 Процент от максимума нагрузки.
5 Значения резервов мощности по системе в целом отнесено к совмещенному максимуму нагрузки (30225 МВт), а по узлам -к их собственным.
страционный характер и предназначен для тестирования предлагаемого подхода, то для упрощения процедуры сбора исходных данных внешние связи ОЭС Сибири приняты разомкнутыми, а все остальные исходные данные для расчета были приняты на уровне 2015 года. В табл. 1 приведена краткая характеристика исходных данных по узлам ОЭС Сибири [8-10]. Как видно из табл. 1, полный собственный резерв в ОЭС Сибири находится на уровне 44%, что превышает рекомендованный норматив (12%) [11] на 32%.
Данные по пропускным способностям связей ОЭС Сибири приведены в табл. 2.
При оценке надежности каждая связь была представлена набором входящих в нее ЛЭП с характерными аварийностями и коэффициентами потерь мощности. Пропускные способности отдельных ЛЭП были взяты из [12] с учетом заданных допустимых ограничений по пропускным способностям в сечениях.
В рамках проведения исследований по представленному выше подходу оптимизации резервов мощности в ЭЭС были выполнены расчеты надежности ОЭС Сибири с достижением вероятности безотказной работы £Р значений 0,9997; 0,999; 0,996. В табл. 3 приведены полученные результаты.
Из табл. 3 следует, что вероятность безотказной (бездефицитной) работы в узлах ОЭС Сибири в исходном варианте находится на высоком уровне практически во всех узлах, кроме Забайкальской ЭЭС и Бодайбинского ЭР. Надежность электроснабжения в проблемных узлах может быть увеличена либо усилением связей с другими узлами, либо строительством генерирующих мощностей непосредственно в данных узлах, что и было сделано в расчетах. Используя предлагаемый подход для поиска оптимальных резервов генерирующей мощности для разных нормативных значений вероятности безотказной работы, удалось существенно снизить резервы генерирующей мощности. В итоге в ОЭС Сибири для надежной работы (обеспечения вероятности безде-
фицитной работы на уровне 0,996) достаточно поддержания около 4000 МВт (в расчетах -3842 МВт) резервной мощности. При этом излишки мощности около 9000 МВт (в расчетах - 9257 МВт) можно реализовывать, подключая дополнительно потребителей в самой ОЭС, или/и усиливая связи (в том числе строительство новых ЛЭП), увеличить перетоки мощности в другие ОЭС. В табл. 4 приведены значения резервов мощности в узлах ОЭС Сибири и для системы в целом, которые были получены в каждом из вариантов.
На рис. 2 графически представлена зависимость требуемого резерва для обеспечения необходимого уровня надежности исследуемой ЭЭС. Из рисунка следует, что резкий рост необходимого резерва начинается с вероятности бездефицитной работы 0,9997.
Проблемы сбора и обработки исходных данных
Для проведения оценки балансовой надежности ЭЭС необходим обширный объем информации, характеризующей исследуемую ЭЭС. От полноты и достоверности исходной информации зависит достоверность получаемых показателей балансовой надежности ЭЭС. Ниже приведен анализ основных принципов сбора исходных данных и проблем, которые возникли при сборе информации по ОЭС Сибири для данной работы.
А. Расчетная схема ЭЭС (эквивалентные энергоузлы и связи между ними). Расчетная схема должна быть составлена таким образом, чтобы каждый энергоузел, представленный в ней, был концентрированным, то есть внутри узла не должно быть ограничений на перетоки мощности в любых вероятных режимах.
В данном исследовании разбиение расчетной схемы проводилось по зонам ответственности региональных диспетчерских управлений (РДУ). Исключение составляет Бодайбин-ский энергоузел.
Б. Характеристика генерирующего оборудования в расчетных узлах ЭЭС. Для проведения расчетов на ПВК «Янтарь» необходимо иметь следующую информацию: состав генерирующих агрегатов в узлах ЭЭС, единичную располагаемую мощность, норматив на проведение плановых (капитальных, средних и текущих) ремонтов, аварийность каждого агрегата.
При проведении исследований были выявлены следующие проблемы: информация по суммарной располагаемой мощности узла в различных источниках разная. Отсутствуют данные по аварийности генерирующих агрегатов. Так, в отчетных данных приведен показатель «Суммарное время нахождения в ремонте (плановый, неплановый) за отчетный год, часы». Из данного показателя трудно выяснить, какое время агрегат был в плановом ремонте, поэтому необходимо обязать генерирующие компании корректно разделять плановые и неплановые ремонты в отчетных данных. В данном исследовании вопрос об аварийности генерирующих агрегатов был решен следующим образом:
1. Из показателя «Суммарное время нахождения в ремонте (плановый, неплановый) за отчетный год, часы» за 4 года с 2012 по 2015 гг. найдено математическое ожидание (м.о.) данного показателя для каждого агрегата.
2. Используя данные СО 34.04.181-2003 по нормативам плановых ремонтов генерирующих агрегатов, была найдена средняя продолжительность простоя каждого агрегата в плановых ремонтах в год.
3. Разность между м.о. «Суммарное время нахождения в ремонте (плановый, неплановый) за отчетный год, часы» и средней продолжительностью простоя каждого агрегата в плановых ремонтах в год принята в качестве суммарного времени аварийного простоя генерирующих агрегатов за год.
При обработке данных по аварийности генерирующего оборудования в ОЭС Сибири были выявлены агрегаты, которые в аварий-
ных ремонтах (простоях) находятся более 2500 часов в год, что свидетельствует либо о критическом состоянии данных агрегатов, либо о недостоверных данных, выдаваемых генерирующими компаниями.
В. Информация о графиках нагрузки в узлах ЭЭС. Для проведения исследования необходимо иметь характерные суточные и годовые графики месячных максимумов нагрузок в каждом из узлов, среднеквадратические отклонения нагрузок от прогнозируемых графиков.
При составлении расчетной схемы ЭЭС на основе кластеризации границы некоторых узлов не будут соответствовать границам, в которых находятся региональные энергосистемы, поэтому для оценки балансовой надежности для подобных схем необходима дополнительная информация о графиках нагрузки таких узлов.
Заключение
В современных условиях функционирования ЕЭС России возникли проблемы, которые снижают эффективность ее работы. Одной из проблем являются необоснованные избытки генерирующей мощности, которые приводят к экономически неэффективной работе ЕЭС, в том числе к повышению стоимости электроэнергии для потребителей и другим негативным последствиям. Для обоснования оптимального уровня резервирования генерирующей мощности предлагается подход, основанный на использовании двойственных оценок, полученных после решения задачи минимизации дефицита мощности по узлам.
В рамках проведенных исследований предлагаемый подход к оптимизации в интерактивном режиме резервов генерирующей мощности ЭЭС был опробован на ОЭС Сибири. Для анализа динамики изменения уровня резервирования было принято несколько нормативных значений вероятности безотказной (бездефицитной) работы ОЭС: 0,9997; 0,999; 0,996. В итоге обнаружено, что рост
необходимого резерва генерирующей мощности носит умеренный характер до значений 0,9996-0,9997, после чего темпы его роста существенно возрастают. А что касается обеспечения вероятности безотказной работы на уровне 0,996, то для этого возможен дополнительный ввод мощности потребления по сравнению с исходным вариантом до 9600 МВт.
Следует также особо обратить внимание на то, что точность расчетов в значительной
степени определяется качеством исходной информации, полнота и достоверность которой на современном этапе остаются проблематичными. Требуется большая работа для создания на федеральном уровне инфраструктуры сбора и обработки первичной информации о параметрах функционирования ЭЭС и оборудования. Это также будет способствовать повышению обоснованности принимаемых решений по обеспечению балансовой надежности.
ЛИТЕРАТУРА
1. Резервы мощности в электроэнергетических системах стран - членов СЭВ. Методы исследования /Руденко Ю.Н., Розанов М.Н., Ковалев Г.Ф. и др. - Новосибирск: Наука. Сиб. отдел., 1988. - 150 с.
2. Концепция обеспечения надежности в электроэнергетике / отв. редакторы Н.И. Во-ропай, Г.Ф. Ковалев - М.: Энергия, 2013. 304 с.
3. Крупенев Д.С., Пержабинский С.М. Алгоритм оптимизации надежности электроэнергетических систем с использованием математического ожидания двойственных оценок // Управление большими системами. Вып. 54. М.: ИПУ РАН, 2015. С. 166-178.
4. Восканян Е. Сколько стоит надежность? // Энергетика и промышленность России, № 08 (292), апрель, 2016.
5. Надежность электроэнергетических систем / Ковалев Г.Ф., Лебедева Л.М. - Новосибирск: Наука, 2015. - 224 с.
6. Маркович И.М. Режимы энергетических систем. - М.: Наука. - 1986, 252 с.
7. Кучеров Ю.Н., Федоров Ю.Г. Развитие нормативного и методического обеспечения надежности сложных энергосистем и энергообъединений в условиях либерализованной энергетики / ЭЛЕКТРО. Электротехника, электроэнергетика, электротехническая промышленность. 2010. № 6. С. 2-11.
8. Схема и программа развития ЕЭС России на 2016-2022 гг. / Приказ Минэнерго РФ от 1 марта 2016 г. № 147.
9. Отчет о функционировании ЕЭС России в 2015 г. / СО ЕЭС, 40 с.
10. Схема и программа развития электроэнергетики Иркутской области на 2017-2021 гг. /утв. указом губернатора Иркутской обл. от 17 октября 2016 г. № 257-уг.
11. Методические рекомендации по проектированию развития энергосистем / СО 153
- 34.20.118-2003, утв. приказом Минэнерго РФ от 30.06.03 № 281э.
12. Справочник по проектированию электрических сетей / под ред. Д.Л. Файбисовича.
- 4-е изд., перераб. и доп. - М.: ЭНАС, 2012. -376 с.
Поступила в редакцию 25.01.2018 г.
D.S. Krupenev, L.M. Lebedeva, G.F. Kovalev, N.A. Belyaev, A.E. Egorov, R.E. Gromov6 TO EVALUATING THE LEVEL OF RESERVING THE GENERATING CAPACITY IN THE UNIFIED RUSSIAN ENERGY SYSTEM
The article is devoted to the actual problem of optimal reservation of generating capacity of electric power systems. One of the approaches to choosing the size of the reserves of generating capacity is presented, which would provide a level of adequacy (probability of failure-free operation) that meets the adopted standard for satisfying consumers with electricity. In this paper, the situation with the level of reservation of generating capacity is analyzed using the example of the IPS of Siberia. Based on the proposed approach, the reservation levels of generating capacity for three values of the probability of failure-free operation are determined: 0.996; 0.999 and 0.9997.
Keywords: electric power industry, reliability, adequacy, capacity shortage, transmission line capacity, generation capacity reserve, «locked» capacity.
6 Dmitry S. Krupenev - Senior Researcher at the Melentiev Energy Systems Institute, Siberian Branch of the Russian Academy of Sciences, PhD in Engineering, Associate Professor, e-mail: krupenev@isem.irk.ru;
Lyudmila M. Lebedeva - Senior Researcher at the Melentiev Energy Systems Institute, Siberian Branch of the Russian Academy of Sciences, PhD in Engineering, Associate Professor, e-mail: lebedeva@isem.irk.ru;
Gennady F. Kovalev - Leading Researcher at the Melentiev Energy Systems Institute, Siberian Branch of the Russian Academy of Sciences, Doctor of Engineering, Full Professor, e-mail: kovalev@isem.irk.ru;
Nikolay A. Belyaev - Chief Specialist at the Department for Electric Power Development Program Support, Russian Energy Agency (REA) by the Ministry of Energy of the Russian Federation, PhD in Engineering, e-mail: BelyaevNA@minenergo.gov.ru; Andrey E. Egorov - Head of the Department for Electric Power Development Program Support, REA by the Ministry of Energy of the Russian Federation, e-mail: EgorovAE@minenergo.gov.ru;
Roman E. Gromov - Vice President of Nonprofit Partnership «Russian Heat Supply», PhD in Economics, e-mail: romgrom@mail.ru
