CC BY
41
УДК 621.311.019.3
DOI 10.19110/1994-5655-2018-4-144-151
ОБОСНОВАНИЕ БАЛАНСОВОЙ НАДЕЖНОСТИ ЕЭС РОССИИ ПРИМЕНИТЕЛЬНО К СОВРЕМЕННЫМ УСЛОВИЯМ РАЗВИТИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ
Ю.Я.ЧУКРЕЕВ, М.Ю.ЧУКРЕЕВ
Институт социально-экономических и энергетических проблем Севера
ФИЦ Коми НЦ УрО РАН, г. Сыктывкар
chukreev@iespn.komisc.ru
Рассмотрены вопросы влияния информационного наполнения задачи балансовой надежности на принимаемые решения по обоснованию оперативного резерва мощности ЕЭС России. Приводятся расчетные значения показателей балансовой надежности при различном представлении режимов электропотребления и генерирующей мощности для условий оптимального распределения резерва мощности.
Ключевые слова: показатели балансовой надежности, электроэнергетическая система, территориальная зона, резерв мощности
YU.YA. CHUKREYEV, M.YU. CHUKREYEV. JUSTIFICATION OF BALANCE RELIABILITY OF THE UPS OF RUSSIA IN MODERN CONDITIONS OF ELECTRIC POWER INDUSTRY DEVELOPMENT
The issues of the influence of the information content of the balance reliability problem on the decisions taken to justify the operational power reserve of the UPS of Russia are considered. Consideration is given to changing the principle of taking into account power consumption mode from one average daily schedule of December lasting 250 working days of the year to the consideration of all 8,760 hourly load changes. The calculated indicators of balance reliability with different representation of power consumption and generating capacity modes for the conditions of optimal distribution of the power reserve are presented.
Keywords: indicators of balance reliability, power system, territorial area, power reserve
Место перспективного планирования в современных условиях
При планировании развития электроэнергетических систем (ЭЭС) еще на рубеже 80-х гг. прошлого столетия применялась достаточно строгая иерархическая система, в рамках которой разрабатывалась стратегия развития генерирующих источников (включая типы, размеры и расположение) и линий электропередачи на перспективу от 5 до 20 лет. В ее рамках были разработаны эффективные методы, реализованные в программных разработках, позволяющие решать весь комплекс задач, связанных с управлением развития энергосистем ЕЭС бывшего СССР. Резкое снижение электропотребления, практически на треть, изменение форм собственности, ухудшение качества управленческого персонала, закрытие отраслевых институтов и многое другое привели на рубеже веков к снижению интереса к вопросам перспективного планирования ЕЭС России.
В соответствии с Федеральным законом «Об электроэнергетике» от 26.03.2003 №35-Ф3 ответст-
венным за вопросы планирования развития и обеспечения надежности в ЕЭС России до настоящего времени выступает АО «СО ЕЭС». Начиная с 2010 г. им с участием специалистов различных научно-исследовательских институтов в области энергетики и институтов Российской АН были разработаны регламентирующие документы: проект Правил технологического функционирования электроэнергетических систем1 и новые методические рекомендации (МР) по проектированию развития энергосистем2. Они предусматривали разработку основных работ по перспективному планированию в электроэнергетике:
- генеральную схему размещения объектов энергетики на 15 и более лет (разрабатывается Минэнерго России);
1 Одобрены на совместном заседании Научного совета РАН и Научно-технической коллегии НП «НТС ЕЭС» 16.05.2011 г.
Методические рекомендации по проектированию развития энергосистем / ОАО «Институт "Энергосетьпроект"», 2012 г. (одобрены НП «НТС ЕЭС», секция «Техническое регулирование в электроэнергетике» в июле 2012 г., но до настоящего времени не утвержденные Минэнерго РФ.
- программу развития ЕЭС России на семилетний период3 (разрабатывается АО «СО ЕЭС» и ПАО «ФСК ЕЭС»);
- программы развития электроэнергетики регионов.
Помимо перечисленных выше документов, к системе планирования следует отнести еще и инвестиционные программы (ИП) ПАО «РусГидро», АО «Росэнергоатом» (горизонт планирования до трех лет), ПАО «ФСК ЕЭС», МРСК, ТСО (до пяти лет).
К сожалению, перечисленные выше материалы имеют между собой слабые связи без организующего начала. В соответствии с поручением заместителя Председателя Правительства РФ А. Двор-ковича4 Министерством энергетики России в 2017 г. создан единый центр компетенции (ЕЦК) по вопросам перспективного планирования в электроэнергетике на базе государственного АО «Институт "Энер-госетьпроект"». При этом полномочия по вопросам перспективного планирования полностью концентрируются в Минэнерго России. Тем самым структура планирования (рис. 1) в значительной степени приближается к применяемой в условиях централизованного управления отраслью. Ее отличительными особенностями являются создание ЕЦК, временная синхронизация документов перспективного планирования, усиление связей с инвестиционными программами субъектов электроэнергетики. Следует отметить, что и в упомянутой централизованной системе планирования вопросы перспективного планирования электроэнергетики страны решались в Северо-Западном и Центральном отделениях Института «Энергосетьпроект».
Задача обеспечения балансовой надежности в системе перспективного планирования развития электроэнергетики страны
Надежность покрытия баланса мощности как в нашей стране, так и за рубежом при перспективном планировании ЕЭС России обеспечивается поддер-
3 Правила разработки и утверждения схем и программ перспективного развития электроэнергетики, утвержденные постановлением Правительства РФ от 17.10.2009 № 823.
4 Исх. 8928п-Пз от 26.11.2016 на 5 л.
жанием нормативной величины резерва мощности. Вопрос, который волнует как потребителей, так и поставщиков электрической энергии, состоит в его обосновании, которое невозможно обеспечить без решения задачи балансовой надежности [1, 2]. Под балансовой надежностью (adequacy) в задаче перспективного планирования электроэнергетики страны понимается способность ЭЭС обеспечивать совокупный спрос на электрическую энергию и мощность потребителей в пределах заданных ограничений на поставки энергоресурсов с учетом запланированных и обоснованно ожидаемых незапланированных перерывов в работе ее элементов, а также эксплуатационных ограничений.
В соответствии с определением к задачам балансовой надежности при управлении развитием ЕЭС России относятся лишь те, решение которых связано с необходимостью учета отказов системы из-за аварийных повреждений оборудования и учета случайных отклонений нагрузок от планируемых значений (в приведенном выше определении -обосновано ожидаемых незапланированных перерывов). Важно понимать, что случайные состояния, вызванные незапланированными перерывами, могут продолжаться несколько десятков суток (ремонт оборудования), а глубина возможного дефицита мощности может достигать значительных величин, исчисляемых десятками ГВт (несколько крупных генераторов выходят в аварийный ремонт, например, Саяно-Шушенская ГЭС), пусть и с малой вероятностью их наступления.
При планировании развития отрасли разрабатывался ранее, разрабатывается сегодня и будет разрабатываться в будущем так называемый баланс мощности для ЕЭС страны в целом и ее объединенных ЭЭС (ОЭС). Его форма включает две позиции (рис. 2): расходная часть «спрос» (максимум нагрузки, экспорт и нормируемый резерв мощности); приходная «покрытие» (установленная мощность, неиспользуемая мощность на период прохождения максимума, вводы мощности после прохождения максимума, недоиспользование мощности).
Вопрос, который волнует как потребителей, так и поставщиков электрической энергии, состоит в обосновании нормативного резерва мощности, являющегося одной из составляющей расходной части баланса. В задачах перспективного планирования ЭЭС он носит название полного (нормативного) резерва, и условно разделяется на три составляющие: ремонтный, стратегический и оперативный, предназначенный на компенсацию внеплановых (аварийных) выводов основного генерирующего и сетевого оборудования в ремонт. Поэтому, чтобы не путать понятия оперативного резерва при текущем планировании и крат-
Генеральная схема
(на 20 лет) (Минэнерго России)
ЕЦК
Программа развития
ЕЭС (на10 лет) (Минэнерго России)
Рис. 1. Предлагаемая структура перспективного планирования. Fig. 1. Proposed forward planning structure.
Установленная мощность электростанций
Избыток (дефицит) мощности
Спрос на мощность
Ограничения мощности на максимум нагрузки
Вводы мощности после прохождения максимума
Запертая мощность
Покрытие мощности спроса
Нормируемый резерв мощности:
- капитальный ремонт;
- текущий и средний ремонты;
- стратегический резерв
- оперативный
(компенсационный) резерв
Экспорт мощности
Максимум нагрузки (ЕЭС, или совмещенный с ЕЭС)
Расходная часть баланса Приходная часть баланса
Рис. 2. Структура прогнозируемого баланса мощности. Fig. 2. The structure of the predicted power balance.
косрочном (долгосрочном) эту составляющую полного резерва в последнее время иногда называют компенсационным резервом.
Основой определения потребностей в резервной мощности при разработке перспективных балансов была, есть и будет задача оценки показателей балансовой надежности (ПБН) вариантов развития ЕЭС России, так называемая задача анализа надежности. Независимо от принципов управления электроэнергетической отраслью (централизованный или рыночный), методика ее решения включает в себя реализацию двух этапов. На первом теми или иными методами формируются случайные состояния генерирующей мощности, вызванные аварийными выходами оборудования и нагрузки из-за ее случайных изменений вследствие ошибок прогноза. На втором этапе проводится оценка этих состояний с позиций возможного ограничения потребителей из-за невозможности достижения баланса мощности.
В условиях либерализации электроэнергетики, как и в условиях централизованного управления при планировании развития ЕЭС России, недопоставка мощности (электроэнергии) потребителю и ущерб, вызванный этим явлением, обычно значительно дороже покупки мощности (электроэнергии) на рынке. Это приводит к тому, что на каждом не предусмотренном нормальным режимом работы состоянии системы (аварийный выход основного генерирующего и сетевого оборудования, случайные изменения нагрузки) дефицит мощности в ЕЭС России возможен только в случаях либо недостаточности генерирующей мощности, либо недостаточности запасов пропускных способностей связей, либо того и другого в совокупности. Можно сказать,
что проблемы, характерные для решения задачи оценки ПБН в условиях рыночных отношений, практически не отличаются от таковых в условиях централизованного принципа управления ЕЭС России. Отличия могут коснуться только вопросов распределения системного дефицита мощности в те или иные территориальные зоны модели расчетной схемы ЕЭС России. Таким образом, в условиях либерализации постановка задачи обеспечения балансовой надежности не претерпевает значительных изменений.
Показатели балансовой надежности и их нормативные значения в нашей стране и за рубежом
На современном этапе наиболее приемлемыми ПБН с позиций обоснования средств обеспечения надежности (компенсационного резерва мощности) считаются [3-5]:
- в отечественной практике вероятности бездефицитной работы j-х территориальных зон р. = 1 -
J^ (J^ - интегральная вероятность появления
дефицита мощности);
- в зарубежной - средние вероятностные значения дней дефицита мощности (Loss of Load Expectation, LOLE) в сутках/год [4] и часов дефицита мощности в год (Loss of LoadHours, LOLH).
В нашей стране в практике проектирования до настоящего времени применялся норматив к вероятностным ПБН j-х территориальных зон расчетной схемы ЕЭС России р. > 0,996. В развитых
странах мира минимальная величина резерва мощ-
ности от внеплановых изменений параметров также должна соответствовать неким заранее выбранным нормативам. На экспертном уровне в США и Западной Европе приняты определенные нормативные значения ПБН LOLE и LOLH, служащие индикаторами принятия решений. В США и Канаде минимальная величина резерва мощности от внеплановых отключений оборудования должна соответствовать ПБН не выше значения LOLE = 0,1 сут./год. Общепринятый стандарт нормативов для некоторых европейских стран: Франция - LOLН = 3 ч/год, Великобритания -LOLН = 4 ч/год, Ирландия - LOLН = 8 ч/год.
Проблемные вопросы обоснования нормативного резерва мощности в современных условиях планирования развития энергосистем
Обоснование резервов мощности территориальных зон ЕЭС России при управлении их развитием в современных условиях должно быть направлено на применение методических подходов, ориентированных на минимизацию функционала приведенных затрат 3s (п) с обязательным выполнением нормативных ПБН в j-х территориальных зонах расчетной схемы ЕЭС России: 3Z (П)= Зr (П)+ Зl (п) ^ min, при р} (П)> р ,
(1)
n т где 3r(п)= Zsrr, 3l(п)= - соот-
j=1
I=1
ветственно приведенные затраты на поддержание резервов генерирующей мощности у-х территориальных зон и пропускной способности (РЦ) l-х
уд уд
связей расчетной схемы ЕЭС России; 3^ , 3ц -
удельные затраты (руб./кВт), соответственно, на создание резерва генерирующей мощности в у -й территориальной зоне ЭЭС и в усиление связей; ру(п) , ру - соответственно ПБН при заданных
средствах обеспечения балансовой надежности (П) и нормативные (требуемые) ПБН в у-х территориальных зонах расчетной схемы ЕЭС России.
Использование нормативов ПБН обусловлено сложностью получения информации о компенсационных затратах от ненадежности (ущербов). В то же время встает вопрос определения численного значения норматива оценки ПБН ру для принятия решений по обоснованию оперативной (компенсационной) составляющей полного резерва мощности в ЕЭС России.В отечественной практике планирования развития ЕЭС страны [6, 7] для этих целей использовался ПБН в виде вероятности бездефицитной работы у-й территориальной зоны ру > 0,996.
Это соответствовало интегральной вероятности появления дефицита мощности в у-й территориальной зоне ЕЭС России Jопт' = 0,004.
Взаимосвязь принятого в нашей стране еще в 80-х гг. прошлого столетия вероятностного ПБН для у-х территориальных зон расчетной схемы ЕЭС
России в виде Joпт' с принятыми за рубежом пока-
д у
зателями потери нагрузки LOLH в часах и особенно LOLE в сутках в достаточной степени сложная. В статье рассматриваются только вопросы сравнения отечественного показателя с показателем LOLH.
Важным с позиций обоснования оперативного (компенсационного) резерва мощности у-х территориальных зон расчетной схемы ЕЭС России является понимание двух, взаимно влияющих друг на друга моментов. Первый заключается в том, что в нашей стране при планировании развития ЕЭС России, информация по годам перспективного периода приводится к периоду максимальных нагрузок декабря месяца5. Именно поэтому в практике расчетов ПБН территориальных зон ЕЭС России применяются различного рода упрощения. Одно из них - представление расчетного года одним суточным графиком декабря месяца, длящегося все 250 рабочих суток.
Второй момент обоснования резерва мощности, без выполнения которого применение первого б ыло бы н е в о зможно, состоит в использовании принципа проведения капитальных ремонтов генерирующего оборудования в периоды сезонных снижений нагрузки (рис. 3, справа). Это с определенной степенью достоверности позволяет считать, что средний декабрьский суточный график нагрузки длится весь год.
К третьему моменту, который напрямую не связан с первыми двумя, следует отнести применяемый при обосновании оперативного (компенсационного) резерва мощности состав генерирующего оборудования. К сожалению, во всех применяемых в отечественной практике программных комплексах оценки ПБН используется принцип независимости определения составляющих оперативного (компенсационного) и ремонтного резервов мощности. Это приводит к тому, что при построении модели генерации, учитывающей состав генерирующего оборудования и возможные его выводу в аварийный внеплановый ремонт, присутствуют неиспользуемое в балансе оборудование и оборудование, выведенное в плановый ремонт (даже в декабре месяце). Неучет этих особенностей привносит определенные погрешности в решение задачи обоснования резервирования в ЕЭС России.
Постановление Правительства РФ от 27.12.2010, № 1172 (ред. от 19.01.2018) «Об утверждении Правил оптового рынка электрической энергии и мощности и о внесении изменений в некоторые акты Правительства Российской Федерации по вопросам организации функционирования оптового рынка электрической энергии и мощности».
Приказ Минэнерго России от 07.09.2010, № 431 (ред. от 17.08.2017) «Об утверждении Положения о порядке определения величины спроса на мощность для проведения долгосрочного отбора мощности на конкурентной основе на оптовом рынке электрической энергии (мощности) и порядке определения плановых коэффициентов резервирования мощности в зонах (группах зон) свободного перетока электрической энергии (мощности)» (Зарегистрировано в Минюсте России 29.09.2010, № 18578).
Установленная мощность
Избытки мощности
Ошибочное включение капитального ремонта
Нормативный резерв мощности (МР 2003 г.)
Капитальные ремонты
Текущие ремонты
Капитальные ремонты
Нерегулярный максимум нагрузки
Месяцы года
I I I I I I I
Тр
Декабрь как год .........
Рис. 3. К пониманию вопроса влияния упрощений в представлении режима электропотребления при обосновании оперативного (компенсационного) резерва мощности.
Слева - проведение капитальных ремонтов равномерно по сезонам года; справа - вписывание капитальных ремонтов в сезонный провал.
Fig. 3. Understanding the impact of simplifications in the representation of the power consumption mode in the justification of operational (compensation) power reserve.
On the left - overhauls evenly over the seasons of the year; on the right - overhaul in the seasonal failure.
Результаты влияния перечисленных выше моментов на величину оперативного (компенсационного) резерва мощности, полученные для модели расчетной схемы ЕЭС России, представленной в виде объединенных ЭЭС (ОЭС), приведены в таблице. В первой строке дана информация о максимуме нагрузки применительно к рассматриваемому 2022 г. (СиПР ЕЭС России на 2016-2022 гг.). В строках 2 и 3 приведены результаты расчета оперативного (компенсационного) резерва мощности для ЕЭС России в целом при выполнении нормативных показателей для составляющих ее /-х ОЭС в виде р^ > 0,996, для двух вариантов представления режима электропотребления, приведенных на рис. 3.
Первый (строка 2) состоял в оптимизации распределения оперативного резерва мощности при представлении режима электропотребления /-х территориальных зон в виде одного среднего графика нагрузки декабря месяца, длящегося все 250 рабочих дней года (рис. 3, справа). Вероятностно определенная информация о работе генерирующего оборудования и случайных отклонениях режима электропотребления для этого варианта получена специалистами АО «СО ЕЭС» и представлена в отчете6 и работе [8]. В расчетах обоснования средств
резервирования территориальных зон ЕЭС России в этом варианте в полной мере выполнялись положения методической рекомендации 2003 г. [6]. Тогда в обоих вариантах не учитывалось влияние реально используемого генерирующего оборудования. О чем будет сказано несколько ниже.
Во втором варианте (строка 3) оптимизация распределения оперативного резерва мощности с учетом соблюдения нормативного значения ПБН р = 0,996 осуществлялась при представлении
режима электропотребления с учетом ее сезонных снижений по месяцам года (рис. 3, слева). При этом использовалась практически та же вероятностно определенная информация о работе генерирующего оборудования и случайных отклонениях режима электропотребления, что и для первого варианта. Понятно, что по режимам электропотребления данная информация должна была претерпеть определенные изменения (в летние месяцы случайных отклонений меньше, пропускные способности изменятся и т.п.), но принята неизменной. Сезонные (месячные) снижения нагрузки относительно декабрьского максимума также приняты условно, исходя из данных, имеющихся у авторов, по ОЭС Северо-Запада.
Вероятностные ПБН /-х территориальных зон расчетной схемы ЕЭС России, приведенные в строках 2а и 3а для оптимальных вариантов размеще-
6 Отчет о НИР «Обоснование нормативных значений составляющих полного резерва мощности в разрезе ОЭС и ЕЭС России в целом при планировании их развития». Сык-
тывкар: ИСЭиЭПС Коми НЦ УрО РАН (по заданию АО «СО ЕЭС»), 2016. 66 с.
Влияние различного представления режимов электропотребления и генерирующего оборудования на ПБН и величину оперативного резерва мощности ЕЭС России на уровень 2022 г. (СиПР ЕЭС России на 2016-2022 гг.) Effect of different representations of power consumption and generating equipment on AI and the amount of operational reserve capacity of the UPS of Russia at the level of 2022 (development scheme and program of the UPS of Russia for 2016-2022)
№ п/п Характеристика Ед. измерения или ПБН (о.е.) Величина
1. Максимум ЕЭС России (2022 г.) МВт 155860
2. Оперативный резерв мощности при использовании режима электропотребления в виде топт. графика декабря, длящегося весь год (рис. 3, справа), нормативный ПБН J д - 0,004 МВт 15610
% 10,02
Вероятностные показатели балансовой надежности в одной из территориальных зон
2а. При использовании способа представления режима электропотребления (рис. 3, справа) Т опт. J д 0,00419
LOLH 36,69
2б. При использовании способа представления режима электропотребления (рис. 3, слева) Т опт. J д 0,00082
LOLH 7,27
3. Оперативный резерв мощности при использовании суточных графиков 12-ти месяцев (рис. 3, опт. слева) нормативный ПБН J д - 0,004 МВт 11985
% 7,69
Вероятностные показатели балансовой надежности в одной из территориальных зон
3а. При использовании способа представления режима электропотребления (рис. 3, слева) Т опт. J д 0,00421
LOLH 37,14
3б. При использовании способа представления режима электропотребления (рис. 3, справа) Т опт. J д 0,0200
LOLH 175
4. Оперативный резерв мощности при использовании режима электропотребления в виде опт. графика декабря, длящегося весь год (рис. 3, справа), нормативный ПБН J д - 0,004 для условий учета зависимости проведения плановых и внеплановых ремонтов МВт 14100
% 9,05
5. Оперативный резерв мощности при использовании суточных графиков 12-ти месяцев опт. (рис. 3, слева), нормативный ПБН J д - 0,004 для условий учета зависимости проведения плановых и внеплановых ремонтов МВт 10500
% 6,74
ния оперативных (компенсационных) резервов мощности при различном представлении режима электропотребления, практического интереса не вызывают. Видно, что эти показатели приближены к принятому в нашей стране нормативному значению
для у-х территориальных зон Joпт' = 0,00418. При
д у
этом применяемый в зарубежной практике показатель потери нагрузки в часах LOLH, получаемый при рассмотрении 8760 ступеней годового графика нагрузки, определяется простым умножением показателя Joпт' на 8760 ч, что и приводит к его при-д}
мерному значению 37 ч/год (строки 2а и 3а табл. 1).
Обращает на себя внимание существенное снижение оптимальной величины оперативного резерва мощности при изменении режима электропотребления с представленных на рис. 3 правого графика на левый. По ЕЭС России в целом снижение величины оперативного (компенсационного)
резерва мощности составило 2,33 % (с 10,02 до 7,69 % - строки 2 и 3), в территориальных зонах примерно такие же цифры. Из сопоставления этих двух строк видно, сколь значительное влияние оказывает представление режима электропотребления на принимаемые решения по обоснованию величины оперативного (компенсационного) резерва мощности в ЕЭС России.
Рассмотрим теперь строчку 2б из таблицы, в которой для полученного при использовании среднего суточного графика декабря, длящегося 250 рабочих дней года (рис. 3, справа), распределения резерва мощности изменен режим электропотребления. Он представляется 12-ю месяцами с характерными для них суточными часовыми графиками (рис. 3, слева). Своего рода этим подходом с определенной степенью достоверности производится моделирование 8760 часовых изменений нагрузки в течение года. Видно, как значительно по отношению к строке 2а (таблица) изменились вероятност-
ные ПБН /-х территориальных зон ЕЭС России (на примере ОЭС Урала). Отечественный вероятностный ПБН в виде /опт' во всех /-х территориальных
д ]
зонах снизился с нормативного значения 0,0042 до 0,00082, зарубежный LOLH с 36 до 7,25 ч.
Понятно, и об этом было сказано выше, что указанные результаты получены при условном представлении режима электропотребления. Не совсем корректно даны сезонные снижения нагрузки, случайные отклонения, выходные и праздничные дни, капитальные ремонты и т.п.Опыт проведения подобных расчетов показывает, что эти некорректности не столь сильно скажутся на приведенных в строке 2б (таблица) результатах. Таким образом, можно констатировать, что изменение представления режима электропотребления приводит к изменению нормативного показателя балансовой надежности.
Следующие две строчки (4 и 5) характеризуют изменение оперативного (компенсационного) резерва мощности в ЕЭС России при вариации состава генерирующего оборудования (третий момент). В этих приведенных строках - результатах, состав генерирующего оборудования определялся, исходя из условий превышения генерирующей мощности над величиной нагрузки на составляющую оперативного (компенсационного) резерва мощности. Такой состав в реальных условиях не так просто подобрать, поэтому принимались определенные допущения. В этом вопросе многое может быть более правильно реализовано при использовании ретроспективной информации о проведении долгосрочных отборов мощности7.
Обращает на себя внимание, что учет реального состава генерирующего оборудования в построении биноминальных рядов вероятностей аварийного снижения мощности [5, 6] приводит к почти процентному снижению оперативного (компенсационного) резерва мощности. Эта величина снижения резерва мощности более чем на четверть превышает математическое ожидание выведенного генерирующего оборудования (избытки мощности, плановые ремонты) из всего имеющегося состава, соответствующего установленной мощности территориальных зон ЕЭС России. Естественно, что эта особенность представления генерирующего оборудования должна учитываться при обосновании оперативного (компенсационного) резерва мощности территориальных зон ЕЭС России.
Выводы
1. Показано, что представление режима электропотребления оказывает существенное влияние на оценку показателей балансовой надежности территориальных зон ЕЭС России и средств ее обеспечения - резервов мощности.
7 Постановление Правительства РФ от 27.12.2010, № 1172 (ред. от 19.01.2018) «Об утверждении Правил оптового рынка электрической энергии и мощности и о внесении изменений в некоторые акты Правительства Российской Федерации по вопросам организации функционирования оптового рынка электрической энергии и мощности».
2. Изменение принципа учета режима электропотребления с одного среднесуточного графика декабря, длящегося 250 рабочих дней года на рассмотрение всех 8760 часовых изменений нагрузки, требует изменения используемого в практике проектирования нормативного показателя балансовой надежности j-х территориальных зон ЕЭС России в виде интегральной вероятности безотказной работы р. > 0,996. Исследования показывают, что наиболее приемлемыми нормативными значениями показателей балансовой надежности могут быть принятые в странах Западной Европы LOLH = 3 ■ 8 ч, или в переводе к вероятностному показателю pj = 0,9991 ■ 0,9997.
3. В современных условиях наличия больших избытков мощности в ЕЭС России и перехода на проведение плановых ремонтов генерирующего оборудования по его состоянию при обосновании оперативной (компенсационной) составляющей нормативного (полного) резерва мощности необходимо более строго подходить к определению состава генерирующего оборудования, реально работающего на покрытие спроса потребителей.
Литература
1. Волков ГА Оптимизация надежности электроэнергетических систем. М.: Наука, 1986. 117 с.
2. Ковалев Г.Ф., Лебедева Л.М. Надежность систем электроэнергетики. Новосибирск: Наука, 2015. 224 с.
3. Чукреев Ю.Я. Модели обеспечения надежности электроэнергетических систем. Сыктывкар: Коми НЦ УрО РАН, 1995. 176 с.
4. Чукреев Ю.Я., Чукреев М.Ю. Модели оценки показателей балансовой надежности при управлении развитием электроэнергетических систем. Сыктывкар: Коми НЦ УрО РАН, 2014. 207 с.
5. Billinton R, Allan R.N. Reliability Evaluation of Power Systems. Second Edition. New York and London: PlenumPress, 1996. 509 p.
6. Методические рекомендации по проектированию развития энергосистем. (Утверждено Приказом Минэнерго России от 30 июня 2003 г., № 281). М.: Минэнерго РФ. СО 15334.20.118-2003.
7. Волькенау И.М., Зейлигер А.Н., Хабачев ЛД. Экономика формирования электроэнергетических систем. М.: Энергоатомиздат, 1981. 320 с.
8. Чукреев Ю.Я. Обеспечение балансовой надежности применительно к современным условиям перспективного планирования ЕЭС России // Методические вопросы исследования надежности больших систем энергетики. Иркутск: ИСЭМ СО РАН, 2017. Вып. 68. С. 56-65.
References
1. Volkov GA Optimizaciya nadezhnosti elek-troehnergeticheskih system [Optimization of reliability of electric power systems]. Moscow: Nauka, 1986. 117 p.
2. Kovalev G.F., Lebedeva L.M. Nadezhnost' sistem elektroenergetiki [Reliability of electric power systems]. Novosibirsk: Nauka, 2015, 224 p.
3. Chukreyev Yu.Ya. Modeli obespecheniya na-dezhnosti elektroenergeticheskih system [Models to ensure the reliability of electric power systems]. Syktyvkar: Komi Sci. Centre, Ural Branch, RAS, 1995. 176 p.
4. Chukreyev Yu.Ya., Chukreyev M.Yu. Model ioce-nki pokazatelej balansovoj nadezhnosti pri upravlenii razvitiem elektroenergeticheskih system [Models of estimation of indicators of balance reliability at management of development of electric power systems]. Syktyvkar: Komi Sci. Centre, Ural Branch, RAS, 2014. 207 p.
5. Billinton R, Allan R.N. Reliability Evaluation of Power Systems. Second Edition. New York and London: PlenumPress, 1996. 509 p.
6. Metodicheskie rekomendacii po proektirovaniyu razvitiya energosistem. (Utverzhdeno Prika-zom Minehnergo Rossii ot 30 iyunya 2003 g.,
№ 281) [Guidelines for the design of power systems (Approved by the Order of the Ministry of Energy of Russia of June 30, 2003, № 281)]. Moscow: Ministry of Energy of the Russian Federation, SO 153-34.20.118-2003.
7. Vol'kenau I.M., Zeiliger A.N., Khabachev L.D. Ekonomika formirovaniya elektroenergeti-cheskih system [Economy of formation of electric power systems]. Moscow: Energy-atom publ., 1981, 320 p.
8. Chukreyev Yu.Ya. Obespechenie balansovoj na-
dezhnosti primenitel'no k sovremennym uslo-viyam perspektivnogo planirovaniya EES Ros-sii // Metodicheskie voprosy issledovaniya na-dezhnosti bol'shih system energetiki [Ensuring balance reliability in relation to the current conditions of long-term planning of the UES of Russia// Methodological issues of the study of the reliability of large energy systems]. Irkutsk: Inst. of energy systems, Siberian Branch, RAS, 2017. Issue 68. P. 56-65.
