Обоснование нормативов показателей балансовой надёжности на современном этапе развития электроэнергетических систем России Текст научной статьи по специальности «Электротехника, электронная техника, информационные технологии»

УДК 621.311.1 DOI 10.46920/2409-5516_2023_8186_82 EDN: CZFTLR

Обоснование нормативов показателей балансовой надёжности на современном этапе развития электроэнергетических систем России

Substantiation of standards for adequacy indicators at the present stage of development of electric power systems in Russia

Дмитрий КРУПЕНЁВ Заведующий лабораторией надёжности топливо- и энергоснабжения ИСЭМ СО РАН, к. т. н., доцент е-1г^1: krupenev@isem.irk.ru

Dmitry KRUPENEV

Head of the Laboratory of Reliability

of Fuel and Power Supply MESI SB RAS, Ph.D.,

assistant professor

Е-mail: krupenev@isem.irk.ru

<

о

СЦ <

Николай БЕЛЯЕВ Начальник отдела генерации и прогнозирования спроса на электрическую энергию и мощность АО «НТЦ ЕЭС», к. т. н. е-1г^1: krupenev@isem.irk.ru

Вадим ЛОКТИОНОВ

Старший научный сотрудник ИСЭМ СО

РАН, к. э. н.

е-1г^1: krupenev@isem.irk.ru

Nikolay BELYAEV

Head of the Department of Generation and Forecasting of Demand for Electricity and Capacity of JSC «STC UPS», Ph.D. Е-mail: krupenev@isem.irk.ru

Vadim LOKTIONOV Senior researcher, Ph.D. Е-mail: krupenev@isem.irk.ru

Аннотация. В статье рассматриваются вопросы обоснования нормативных значений показателей балансовой надёжности электроэнергетических систем (ЭЭС), которые используются при определении уровня резервирования генерирующей мощности, а также структуры и пропускной способности линий электропередачи основной сети. Предлагается комплексная методика обоснования нормативного уровня вероятности бездефицитной работы. Комплексность методики заключается в применении многоаспектного подхода, который включает в себя последовательность шагов, корректирующих нормативные значения вероятности бездефицитной работы. <

Ключевые слова: балансовая надёжность, вероятность бездефицитной работы, норматив, ^

резерв мощности, структура электрических сетей. l

CL

Ш

л

Abstract. The article deals with the issues of substantiating the normative values of the indicators m

of adequacy of electric power systems (EPS), which are used in determining the level of redundancy

of generating capacity, as well as the structure and capacity of power transmission lines of the

main network. A comprehensive methodology is proposed for substantiating the normative level

of probability of deficit-free operation. The complexity of the methodology lies in the application

of a multi-aspect approach, which includes a sequence of steps that correct the normative values

of the probability of a deficit-free operation.

Keywords: adequacy, probability of deficit-free operation, standard, power redundancy, structure of electrical networks.

it

Даже при формализованной методике определения нормативов балансовой надёжности достоверность исходной информации является главным вопросом

Введение

В российских условиях планирование развития электроэнергетики осуществляется при разработке документов перспективного развития электроэнергетики. Такими документами являются:

- генеральная схема размещения объектов электроэнергетики (формируется на 18 лет с актуализацией 1 раз в 3 года);

- схема и программа развития электроэнергетических систем России (ежегодно формируется на 6 лет).

Разработка представленных документов касается только основной структуры электроэнергетических систем (ЭЭС), в которую не входит распределительная сеть. Потребителями энергии в этом случае считаются шины низкого напряжения понижающих подстанций основной сети. В основные задачи, решаемые при разработке приведенных документов, входят задача определения требуемого уровня генерирующей мощности и ее размещения в энергосистеме, а также задача формирования структуры основной сети и определения пропускных способностей электрических связей. Решение этих задач направлено на обеспечение требуемой надёжности электроснабжения потребителей.

Существует несколько подходов к учету требований по обеспечению надёжности электроснабжения при планировании развития энергосистем [2-5 и др.]:

- учет надёжности при минимизации суммы ущерба, возникающего в случае низкой надёжности ЭЭС, и приведенных затрат на ввод резервного энергетического оборудования;

- учет надёжности в виде нормативного значения одного из показателей, характеризующих надёж-

<

с;

о

СЦ <

<

<

о

СЦ <

ность электроснабжения, который выступает в роли ограничения при минимизации приведенных затрат на ввод резервного энергетического оборудования; - максимизация показателя надёжности электроснабжения потребителей при ограниченных ресурсах на ввод резервного энергетического оборудования. Кроме учета двух критериев, надёжности и экономичности, может использоваться и большее количество критериев [6].

Как в России, так и в иностранных государствах на протяжении истории развития энергосистем вопросу обеспечения требуемого уровня надёжности электроснабжения уделялось большое внимание. В отечественной практике длительное время считалось, что для обеспечения требуемого уровня надёжности энергосистемы резерв мощности должен быть не менее 10 % от максимума нагрузки и не менее мощности самого крупного агрегата. В [7] было представлено аналитическое выражение для определения нормативного значения вероятности дефицита мощности в энергосистеме, на основании которого позже было определено [8], что для условий развития отечественной энергосистемы вероятность бездефицитной работы (ВБР) должна быть не ниже 0,996. В настоящее время это значение норматива вероятности бездефицитной работы утверждено в российской электроэнергетике [9].

В практике обоснования нормативных значений балансовой надёжности за рубежом используются различные показатели. Наиболее широкое применение в качестве норматива балансовой надёжности ЭЭС получил показатель ожидаемого числа дней дефицита мощности (LOLE), преиму-

В разных странах нормативное значение LOLH принимает разные величины от 2,4 до 3 час/год. Что касается норматива LOLE, то во многих энергосистемах США он равен 0,1 суток/года

Подстанция

Источник: depositphotos.com

щественно он применяется в Северной Америке и Европе [10-12]. Это один из основных рассматриваемых показателей для применения в странах, где норматив ещё находится на стадии обсуждения (Индия, Китай и др.). Такие показатели как ожидаемая величина недопоставленной энергии (EUE) и относительная величина недопоставленной энергии (RUE) используются значительно реже. В Северной Америке EUE используется в Приморских провинциях Канады (NPCC-Maritimes), в Европе в Испании. В Австралии (и некоторых странах Южной Америки) RUE используется как основной или вторичный показатель балансовой надежности энергосистемы. Ущерб от недопоставки электроэнергии (VOLL) используется при планировании баланса мощности в Новой Зеландии. В странах Южной Америки расчёт показателей балансовой надёжности не производится, качество поставки электроэнергии оценивается с помощью показателей надёжности электроснабжения. В Бразилии, например, принят комплексный критерий SIN, включающий в себя следующие показатели: базовая устойчивость сети (RRB), длительность прерывания нагрузки (DREQ), частота прерывания нагрузки (FREQ), недопоставка электроэнергии (ENS). Уругвай в качестве основных показателей использует среднюю частоту прерываний для каждого потребителя (FCA) и общее среднее время прерываний для каждо-

го потребителя (ТСА). Наиболее схожим с вероятностью бездефицитной работы по характеру определения показателем является LOLH. В различных странах его нормативное значение принимает разные величины от 2,4 до 3 час/год. Что касается норматива 1_01_Е, то во многих энергосистемах США он равен 0,1 суток/года.

Целью статьи является представление методики обоснования нормативной величины вероятности бездефицитной работы, которую целесообразно использовать на современном этапе развития российской электроэнергетики. На практике, нормативные величины вероятности бездефицитной работы должны регулярно (к примеру, один раз в шесть лет, в рамках разработки генеральной схемы размещения объектов электроэнергетики [1]) обновляться с применением предлагаемой методики.

Методика определения нормативного значения вероятности бездефицитной работы

Нормативы надёжности должны иметь комплексное обоснование. При обосновании нормативов необходимо учитывать баланс интересов участников рынка электроэнергии и мощности. При этом процедура определения нормативов балансовой надёжности должна быть прозрачна и формализована. Следует учесть, что нормирование балансовой надежности имеет определённые социально-экономические последствия:

- необоснованно высокий уровень балансовой надежности приводит к избыточной величине генерирующих и сетевых резервов, что ведет к повышению цен и тарифов и переплате на рынке мощности, хотя, при существовании одновременно рынка мощности и рынка электроэнергии, эта переплата будет частично компенсироваться снижением цен на рынке электроэнергии;

- низкий уровень балансовой надежности приводит к увеличению вероятности аварий в энергосистемах, в том числе и системных аварий, приводящих к значительному ущербу.

Даже при формализованной методике определения нормативов балансовой надёжности достоверность исходной ин-

формации является важнейшим вопросом. Для решения этого вопроса необходимо отладить процесс по сбору актуальной информации. Все субъекты электроэнергетического рынка, участвующие в подготовке такой информации, должны понимать, что искажение реальных исходных данных в дальнейшем приведет к искажению технических решений и рыночных сигналов и отрицательно отразится на всем процессе развития энергосистем. Здесь, прежде всего, подразумевается информация о реальных ущербах у потребителей в случае ограничения поставки мощности и электроэнергии и реальных затратах на ввод и эксплуатацию энергетического оборудования.

<

Неконтролируемое подключение к сетям Источник: depositphotos.com

Неизбежная неопределенность технологического развития ЭЭС на долгосрочную перспективу, особенно в рыночных условиях, делают целесообразным применение нормативов балансовой надежности при планировании развития. На каждом этапе планирования необходимо использовать достоверную информацию, адекватные математические модели и методы, так как затраты на обоснование норматива балансовой надежности существенно меньше затрат при ошибке в прогнозировании развития на основании этих нормативов.

Как отмечено во введении, в отечественной практике в качестве норматива балансовой надёжности получила

<

о

СЦ <

Вероятность бездефицитной работы □ Оптимальное значение вероятности бездефицитной работы

■ Сумма затрат и ущерба ■ Затраты на повышение балансовой надежности ЭЭС Ущерб от низкой надежности ЭЭС

Рис. 1. Зависимость суммы затрат на повышение балансовой надёжности и ущерба от низкой надёжности от вероятности бездефицитной работы

<

о

СЦ <

применение вероятность бездефицитной работы [7]. Этот показатель является чувствительным к изменениям в структуре ЭЭС. По сути вероятность бездефицитной работы может трактоваться как доля времени бесперебойного снабжения потребителей за рассматриваемый период. Именно обоснование его нормативных значений представлено далее в статье.

Нормирование показателей балансовой надежности предлагается осуществлять на основании оценки ряда аспектов, которые можно систематизировать и представить единой методикой (основа такого подхода представлена в [2, 5]). Рассматриваются следующие аспекты:

1. Нормирование на основе экономических оценок.

2. Нормирование на основе согласования надёжности технологических звеньев ЭЭС.

3. Нормирование на основе экспериментальных исследовательских расчетов.

4. Нормирование на основе прошлого опыта.

5. Нормирование на основе экспертных оценок.

Итоговый результат по принятию норматива балансовой надёжности должен быть основан на учёте максимального количества представленных аспектов, причем окончательный выбор норматива должен быть сделан на основании самой «жесткой» оценки. Необходимым условием при этом является обязательный учет экономического аспекта.

Смысл экономического аспекта определения норматива ВБР сводится к необходимости сопоставления материального ущерба для экономики от нарушений электроснабжения с затратами в энергосистему для снижения этого ущерба [2, 5, 7] (интерпретация показана на рис. 1).

При определении затрат на повышение надёжности и экономического ущерба от дефицита электроэнергии и, в последствии, при обосновании приемлемого уровня резервирования генерирующей мощности, структуры и пропускной способности линий электропередачи передающей сети необходимо принимать во внимание ряд особенностей. В первую очередь следует понимать, что ущерб от дефицита электроэнергии дает пролонгированный результат. Можно выделить первоначальный прямой

ущерб от дефицита электроэнергии и отложенный ущерб в виде упущенных возможностей. То есть те экономические активы, которые не были произведены, или были произведены позже, не дадут прироста капитала, способного участвовать в обеспечении экономического роста. Пролонгированные убытки тем выше, чем выше темп роста экономики.

С другой стороны, при необоснованном вложении средств в ЭЭС и создании необоснованного количества резервных мощностей (элементов) экономика не только консервирует капитал в размере сделанных инвестиций, но и теряет потенциальную прибыль, которую экономические агенты получили бы в случае инвестирования этих средств в активно используемые промышленные объекты. Данные неочевидные потери тем выше, чем выше средняя доходность капитала в экономике. Таким образом, на процесс формирования резервных мощностей оказывают влияние две силы, которые действуют разнонаправленно.

В общем случае при определении оптимального уровня надёжности ЭЭС необходимо находить компромисс между затратами на создание резервов и вероятными убытками в случае появления дефицита мощности и энергии. Можно предложить следующую целевую функцию, которая характеризует состояние между вложениями в резервы ЭЭС и вероятными убытками от дефицита мощности:

Повалившаяся опора ЛЭП Источник: depositphotos.com

Неопределенность технологического развития ЭЭС на долгосрочную перспективу, особенно в рыночных условиях, требует применения нормативов балансовой надежности при планировании развития

<

Оарехв + ^0рех'

£

ра

■го+г)1 о

т ЭО^О + дГ .

V- .-->т1п

к 0+0' '

-+

(1)

где: Сарехв - капитальные затраты на создание резервов в ЭЭС, у. е.;0рехВ( -эксплуатационные (операционные) затраты на поддержание работоспособного состояния резервного оборудования, у. е.; PRi -упущенная прибыль за ?-й период, которая была бы получена в случае производительного использования затрат, у. е.; Т -количество лет, анализируемого периода (может быть принято 8-10 лет); г - ставка дисконтирования; SD - удельный ущерб в экономике, у. е./кВт-ч; Det(Р) - функция недоотпуска электроэнергии в ^й период, зависящая от Р( - вероятность бездефицитной работы ЭЭС в t -й период; д - темп роста экономики.

Из выражения (1) видно, что в процессе обоснования оптимального уровня резерва генерирующей мощности учитывается множество технических и экономических параметров. Большинство из этих параметров можно вычислить, используя статистические и прогнозируемые данные о функционировании ЭЭС.

Если остановиться на определении норматива вероятности бездефицитной работы, то по сути необходимо определить время, в течении которого у потребителей электроэнергии возможно возникновение дефицита мощности и недоотпуска электроэнергии и ущерб от них будет равен вложениям в энергосистему затрат на компенсацию этого ущерба. Отношение этого времени, а именно количества часов, к годовому числу часов будет формировать норматив вероятности бездефицитной ра-

<

с;

о

СЦ <

<

о

СЦ <

При определении оптимального уровня надёжности ЭЭС необходимо находить компромисс между затратами на создание резервов и вероятными убытками в случае появления дефицита мощности и энергии

боты. Продолжительность времени, в течении которого у потребителей электроэнергии будет возникать дефицит мощности можно оценить, используя экономическую интерпретацию. Для обоснования норматива вероятности бездефицитной работы необходимо соотнести величину ущерба от недопоставки одного кВт-ч энергии с затратами в резервы мощности на получение одного кВт-ч энергии. Такая зависимость представлена в [7]:

Р = 1-

норм

_Lisex/

'га,

(2)

где: Рнорм - нормативная величина вероятности бездефицитной работы; Lisex -замыкающие приведенные затраты на создание и годовое содержание единицы генерирующей мощности, у. е./кВт-год; Т - число часов расчетного периода, принимаемое 8760.

Замыкающие приведенные затраты на создание и годовое содержание единицы генерирующей мощности можно получить используя Сарех и Орех.

Lisex = Орех + кСарех,

(3)

где: к - коэффициент экономической эффективности капитальных вложений.

На практике, во многих случаях, создание резервных генерирующих мощностей не гарантирует поставку электроэнергии потребителям, для этого необходимо строительство линий электропередачи. Если определение затрат на резервную генерирующую мощность является максимально понятным, то определение затрат на возможные сетевые вводы и эффект от ввода сетевых элементов не является столь очевидным [13]. Затраты на создание дополнительных сетевых мощностей будут прямо

пропорциональны затратам на создание генерирующих мощностей. В рассматриваемом случае они могут быть оценены в размере 5 % от затрат на создание генерирующих мощностей.

Если остановиться на анализе ущерба от недоотпуска электроэнергии, то определение этой характеристики на практике является сложной задачей. В энергосистеме присутствует множество потребителей с различной величиной ущерба при возникновении дефицита мощности и недоотпуска электроэнергии. К тому же, величина ущерба у каждого потребителя имеет нелинейную зависимость как по времени, так и по глубине дефицита мощности. При макроэкономическом анализе возможно несколько способов определения удельного ущерба. Первый основан на сборе, обработке и анализе статистических данных о реальных ущербах, возникающих в экономике при возникновении дефицита мощности и недоотпуска электроэнергии. Второй основан на оценке величины удельного ущерба, на основании внутреннего валового продукта страны и потребления электроэнергии за год используя следующее выражение [14]:

SD =

ВВП

Wr,

(4)

где: ВВП - внутренний валовой продукт страны, руб.; Мгод - потребление электроэнергии за год в стране или регионе, кВт-ч.

Анализ работы электроподстанции Источник: depositphotos.com

Аварийные работы по ремонту ЛЭП Источник: depositphotos.com

Упущенная прибыль может быть определена на основании средней нормы доходности капитала в экономике. Среднюю норму доходности капитала в экономике можно найти аналитически, либо используя нормативы доходности по видам экономической деятельности, которые определяются ежегодно Федеральной налоговой службой Российской Федерации (ФНС РФ)1. Упущенная прибыль окажет непосредственное влияние на инвестиции, вкладываемые в ЭЭС для повышения надёжности.

Учитывая пролонгированный эффект на период планирования развития ЭЭС и обоснования норматива вероятности бездефицитной работы зависимость (2) может быть представлена в следующем виде:

P = i_ Lisex/ нор« /TSD0 + g)T.

(5)

Экономический аспект нормирования показателей балансовой надежности базируется на обосновании норматива с учетом затрат и эффектов для ЭЭС и конечного потребителя. Однако применение такого подхода к нормированию балансовой надежности в современных условиях достаточно затруднено, в первую очередь из-за сложности получения однозначных оценок ущерба от дефицита мощности в ЭЭС в связи с многообразием потребителей и нели-

нейными зависимостями ущерба от объема и продолжительности ограничения нагрузки потребителей. Именно поэтому при выборе норматива балансовой надежности в развитых странах в настоящее время больше преобладает фактор растущей социальной значимости надежного электроснабжения, также сложно поддающийся количественной оценке.

ЭЭС представляют собой цепочку технологических звеньев, которые в смысле надёжности электроснабжения имеют последовательное соединение (хотя сама по себе ЭЭС обладает сложной структурой с различными видами соединений внутри). Основными технологическими звеньями являются: звено снабжения электростанций первичными энергоресурсами, звено генерации электроэнергии, звено передачи электроэнергии и звено распределения электроэнергии. Для обеспечения требуемого уровня надёжности электроснабжения необходимо, чтобы все звенья имели надёжность выше норматива.

Одним из альтернативных подходов к обоснованию норматива балансовой надежности в современных условиях является нормирование на основании учета звена поставок первичного энергоресурса на электростанции ЭЭС. Одним из показателей балансовой надежности является ожидаемый недоотпуск электроэнергии потребителям. В моделях расчета балансовой надежности предполагается, что недоотпуск возникает вследствие отказов элементов ЭЭС или отклонений спроса на мощность от прогнозных значений. В то же время причиной недоотпуска электроэнергии от электростанций ЭЭС может являться и недопоставка первичного энергоресурса. Учитывая, что с позиций теории надежности звенья топливоснабжения

Нормирование показателей балансовой надежности на основе опыта эксплуатации ЭЭС предполагает ретроспективный анализ данных надежности ЭЭС и оценку их приемлемости на перспективу

<

<

о

СЦ <

1 Приложение № 4 к приказу ФНС России от 30.05.07 № ММ-3-06/333 (ред. от 10.05.2012).

<

электростанций (здесь имеются в виду все первичные энергоресурсы), производства и передачи электроэнергии являются последовательными, величины указанных недоотпусков рационально уравнять.

В общем случае предлагаемый подход может быть описан следующим образом. Пусть мW - суммарный объем недоотпу-ска электроэнергии от электростанций ЭЭС вследствие недопоставки первичного энергоресурса, который складывается из недоотпусков по электростанциям отдельных типов:

мW = ^мW,

(6)

Работники подстанции Источник: depositphotos.com

где: i - тип электростанций (АЭС, ТЭС, ГЭС и ВИЭ). ДWДЭС определяется среднестатистической продолжительностью нахождения АЭС во внеплановых ремонтах:

<

о

СЦ <

Д^ЭС = ЧдЭС ■ 8760'РАЭС ,

(7)

где: Чдэс - лтносительная продолжительность неплановых простоев АЭС, 8760 - число часов в году/, РДЭС - суммарная установленная мощность АЭС в ЭЭС. ДМТЭС определяется среднестатистическим снижение м производства электроэнергии на ТЭС вследствие перебоев в поставках топлива:

дWтэc к„ • 8760. РТ

где: кп - коэффициент недоотпуска электроэнергии тепловой электростанцией п вследствие недопоставки топлива, 8760 -число часов в году, РТгЭС - установленная мощность тепловой электростанции п. ДМГЭС определяется снижением производства электроэнергии на ГЭС в маловодный год:

А^ГЭС = )ИГЭ£ - Wгuэвc,

(9)

где WCГPЭС^WГUЭBС - объем выработки электроэнергии на ГЭС в расчетных условиях средневодного и маловодного года соответственно. Аналогично может быть определена величина ДМВИЭ для условий низкой обеспеченности первичным ресурсом (интенсивность солнечного излучения, ветровой активности и др. в зависимости от типа ВИЭ-электростанции).

Суммарный объем недоотпуска электроэнергии может быть снижен с учетом неравномерности графика нагрузки ЭЭС за счет перевода мощностей ТЭС, участвующих в балансе мощности ЭЭС и работающих в полупиковой или пиковой части графика нагрузки, в базовую часть графика нагрузки:

дWр = д W -

ЕдТп-р

Г

ТЭС '

(10)

где: дWр - расчетный объем недоотпуска электроэнергии, ДТп - увеличение числа часов использования установленной мощности электростанции п за счет перевода генерирующего оборудования в базовый режим. Необходимо отметить, что величина ДТп дол жна быть подтверждена технической возможностью работы оборудования ТЭС и системы ее топливоснабжения в соответствующих режимах.

Расчетный объем недоотпуска электроэнергии может быть представлен как произведение объема дРГ огра ничения нагрузки потребителей и его продолжительности т ■

дW = дР1 ■ Т

»р I 0Гр .

(11)

Минима льное Т0Гр, соответствующее дWр, может быть получено в соответствии с выражением:

ДWр

Тогр

W

(12)

г

ТЭС

(8)

где W - годовое потребление электроэнергии в ЭЭС, Ттах - годовое число часов использования максимума электрической

нагрузки. Последнее выражение получено при следующих предположениях: Тогр мало в сравнении с расчетным периодом (принимается равным году); дефицит мощности в ЭЭС, как правило, возникает в часы максимальной электрической нагрузки.

Тогда искомый рациональный норматив вероятности бездефицитной работы Р будет равен:

Р = 1

норм

т

8760

(13)

Предлагаемый подход к нормированию показателя вероятности бездефицитной работы основан на принципе согласования

процесса. Из рис. 2 видно, что после значения вероятности бездефицитной работы 0,9997, затраты на повышение балансовой надёжности начинают резко возрастать. Это является показателем того, рациональный уровень нормирования вероятности бездефицитной работы в данном случае 0,9997. Более подробно данный подход рассмотрен, в частности, в работах [6, 15].

Нормирование показателей балансовой надежности на основе опыта эксплуатации ЭЭС предполагает ретроспективный анализ данных, характеризующий надежность ЭЭС и оценку их приемлемости на перспективу. Стоит отметить, что данный подход широко

3, о.е.

«

0,996

0,999

0,9997

0,9999

Р

Рис. 2. Интерпретация процесса определения норматива вероятности бездефицитной работы на основании экспериментальных исследований

надежности последовательных технологических звеньев в ЭЭС. Очевидно, он может быть расширен с учетом как звена добычи топливно-энергетических ресурсов, так и звена генерации и передачи.

Нормирование показателей балансовой надежности на основе экспериментальных исследований сводится к тому, что исследуется зависимость затрат на повышение надежности от изменения показателей балансовой надежности. Как только вложение средств на повышение надежности в систему перестает давать ощутимый рост показателя балансовой надежности, так соответствующее значение показателя принимается за нормативное. На рис. 2 показана графическая интерпретация такого

применим в мировой практике нормирования показателей надежности. Для проведения подобной работы (обоснования на основании прошлого опыта) необходимо организовать процесс регулярной (ежегодной) оценки балансовой надёжности ЭЭС за прошедший год, а также сбор и анализ всей фактической информации о состоянии оборудования основной структуры ЭЭС, проведении его плановых и аварийных ремонтов, о величине, продолжительности и причинах дефицита мощности в ЭЭС. Сравнение такой информации с результатами расчетов показателей балансовой надёжности позволит оценить реальную корреляцию между ними и принять обоснованное значение вероятности безде-

<

с;

о

СЦ <

Удельный ущерб с учётом Оценка значения нормативном

Замыкающие приведенные , %

Годы % пролонгированного эффекта величины вероятности

затраты ^^ех), руб./кВтгод

руб./кВтч бездефицитном работы

2010 8284,5 50,1 0,9811

2011 9229,3 63,8 0,9835

2012 10328,5 70,7 0,9833

2013 11544,4 75,5 0,9825

2014 13498,6 81,9 0,9812

2015 16003,4 86,6 0,9789

2016 17707,6 87,7 0,9769

2017 19061,5 93,2 0,9766

2018 20869,2 103,5 0,9769

2019 22580,9 109,1 0,9764

2020 24874,2 109,6 0,9741

2021 28309,2 131,6 0,9755

2022 33267,8 150,8 0,9748

Таблица 1. Результаты определения нормативной величины вероятности бездефицитной работы с 2010 по 2022 гг. (параметр Т принят равным на уровне 10 лет)

<

с;

о

СЦ <

фицитной работы для перспективных схем планирования развития ЭЭС.

Самым простым из представленных критериев является обоснование на основе экспертных оценок. Его суть заключается в применении опыта специалистов, проектирующих и эксплуатирующих ЭЭС, к определению нормативной величины вероятности бездефицитной работы. При этом к таким специалистам должен быть применён ряд критериев соответствия, основными из которых являются: понимание режимов работы энергосистем и их элементов, понимание процесса вероятностной оценки балансовой надёжности ЭЭС и интерпретации вероятности бездефицитной работы.

Определение нормативного значения вероятности бездефицитной работы на современном уровне развития электроэнергетики России

При практическом рассмотрении вопроса обоснования нормативного значения вероятности бездефицитной работы остановимся на ее экономической оценке.

В рамках экономического анализа проанализируем динамику изменения нормативного значения вероятности бездефицитной работы, используя выражение (2) и параметров для определения этого значения за ретроспективный период, а также определим значения норматива

для перспективного периода, основываясь на выражении (5).

Стоит отметить, что в СССР нормативный показатель вероятности бездефицитной работы был принят на уровне 0,996, что соответствовало Lisex = 20 руб./кВт-год, DX = 0,6 руб./кВт-ч.

В соответствии с [16] замыкающие Сарех на ввод резервной генерирующей мощности на 2010 год составили 53450 руб./кВт, Орех 123 руб./кВт в месяц. Коэффициент экономической эффективности капитальных вложений к для электроэнергетики может быть принят на уровне 0,12. Соответственно, замыкающие приведенные затраты на создание и годовое содержание единицы генерирующей мощности на уровне 2010 г. равны 7890 руб./кВт-год. Далее проведем учет влияния инфляции на период до 2022 г. (результаты представлены в таблице 1). Также для периода с 2010 по 2022 гг. определим удельную величину ущерба, используя ретроспективные значения ВВП России и статистику потребления электроэнергии в России (результаты представлены в таблице 1).

Как видно из таблицы 1 значения нормативной величины вероятности бездефицитной работы ниже подобного значения для отечественной энергосистемы обоснованного для условий развития энергетики в СССР. Это может быть обусловлено несколькими факторами: снижением энергоемкости экономики и в следствие этого снижением значения удельного ущерба,

высокими затратами на ввод резервов в энергосистеме.

Экономическая оценка нормативной вероятности бездефицитной работы, представленная в таблице 1 может быть пересмотрена с учетом мультипликативного эффекта в экономике. В этом случае предлагается при оценке величины удельного ущерба по формуле (4) вместо показателя ВВП использовать суммарный валовый выпуск по экономике, который в период 2010— 2022 гг. превышал значение ВВП в 1,7-1,8 раза. В этом случае оценка нормативного значения вероятности бездефицитной работы будет составлять от 0,9857 до 0,9907.

Очевидно, что полученные оценки могут рассматриваться лишь как нижний предел нормативного значения вероятности бездефицитной работы. Учитывая это, оценим применение других рассмотренных в статье подходов:

1. Обоснование с позиции уровня надёжности технологических звеньев ЭЭС. В структуре установленной мощности ЕЭС России в настоящее время преобладают тепловые электростанции, большинство из которых не имеют ограничений на режимы работы по условиям топливоснабжения, способных влиять на уровни балансовой надежности ЭЭС. Это объясняется как наличием на электростанциях запасов резервного топлива (или двух независимых источников топливоснабжения), так и неравномерным графиком потребления, позволяющим разгружать (резервировать) часть генерирующего оборудования при снижении поставок (интенсивности) первичного энергоресурса. В связи с этим данный подход в текущих условиях не будет определяющим при обосновании норматива балансовой надежности. При планируемом росте доли ВИЭ в структуре производства электрической энергии и уплотнении графика потребления мощности актуальность данного подхода возрастет.

2. Обоснование на основе экспериментальных исследовательских расчетов. Как показали расчеты, выполненные в работе [6], при моделировании ЭЭС одним узлом (т. н. концентрированная ЭЭС) приростные затраты на повышение уровня балансовой надежности снижаются с ростом мощности ЭЭС. Для ЕЭС России нормативная вероятность бездефицитной работы исходя из данного подхода может быть установлена на уровне 0,999, что совпадает со значением, предложенным в [7]. При

этом указанное значение требует уточнения с учетом реальной многоузловой структуры ЕЭС России, что было сделано в [15], где нормативное значение вероятности бездефицитной работы была определена на уровне 0,9997.

3. Обоснование с позиции опыта эксплуатации энергосистемы. В последние годы баланс мощности ЕЭС России характеризовался большими избытками мощности, сформировавшимися в результате опережающего ввода новых генерирующих мощностей, в том числе в рамках программы договоров о предоставлении мощности. Учитывая это, фактический уровень балансовой надежности в ЕЭС России в целом находился на высоких значениях. Сохранение такого уровня на перспективу потребует значительных затрат и не является целесообразным.

Деревенский трансформатор Источник: depositphotos.com

<

4. Обоснование на основе экспертных оценок. Результаты опроса экспертов, выполненного при формировании проекта приказа [9], показали наличие среди них консенсуса относительно сохранения нормативного значения вероятности бездефицитной работы на уровне 0,996 в текущих условиях функционирования ЕЭС России.

Заключение

При планировании развития электроэнергетических систем одной из основных является задача обеспечения надёжности электроснабжения потребителей. Уровень надёжности электроснабжения должен быть достаточным для экономически эффективного функционирования потребителей, а также для обеспечения их безопасности, и в то же время рационально обоснованным с позиции вложения затрат в электроэнергетическую систему на создание и поддержание всех видов резервирования. Именно это положение является основополагающим при обосновании нормативов балансовой надёжности. Одним из самых чувствительных к изменениям в системе и информативных показателей балансовой надёжности, отражающих уровень надёжности электроснабжения, является вероятность бездефицитной работы. В статье представлена комплексная методика обоснования нормативной

величины вероятности бездефицитной работы. Методика основана на проверке величины норматива, учитывая разные аспекты его обоснования, а именно: экономическое обоснование; обоснование с позиции уровня надёжности технологических звеньев ЭЭС; обоснование на основе экспериментальных исследовательских расчетов; обоснование с позиции прошлого опыта эксплуатации энергосистемы; обоснование на основе экспертных оценок. Определение норматива балансовой надёжности в практической деятельности целесообразно на основании всех представленных критериев, но это не исключает применение как одного из них, так и нескольких по отдельности. В экспериментальной части статьи представлены обоснование нормативного значения вероятности бездефицитной работы на основании экономических оценок и анализ применения других рассмотренных в статье подходов.

Работа выполнена в рамках проекта государственного задания (№ FWEU-2021-0003) программы фундаментальных исследований РФ на 2021-2030 гг. и за счет средств гранта Российского фонда фундаментальных исследований (проект № 21-03-12345) с использованием ресурсов ЦКП «Высокотемпературный контур» (Минобрнауки России, проект № 13.ЦКП.21.0038).

Аварийная опора для опоры ЛЭП

Источник: depositphotos.com

<

О

СЦ <

Использованные источники

Постановление Правительства РФ от 30 декабря 2022 г. № 2556 «Об утверждении Правил разработки и утверждения документов перспективного развития электроэнергетики, изменении и признании утратившими силу некоторых актов и отдельных положений некоторых актов Правительства Российской Федерации».

Руденко Ю.Н., Чельцов М.Б. Надежность и резервирование в электроэнергетических системах. Новосибирск: Наука, 1974. - 263 с.

Надёжность систем энергетики и их оборудования. Справочник: В 4-х томах, под общ. ред. Ю.Н. Руденко. Т 2. Надёжность электроэнергетических систем. - М.: Энергоа-томиздат, 2000. - 568 с.

Надёжность систем энергетики и их оборудования. Справочник: В 4-х томах, под общ. ред. Ю.Н. Руденко. Т 1. Справочник по общим моделям анализа и синтеза надёжности систем энергетики. - М.: Энергоатомиздат, 1994. - 480 с. Руденко Ю.Н. О подходах к нормированию показателей надёжности электроснабжения потребителей // Известия академии наук СССР Энергетика и транспорт. №1, 1975. С. 14-23.

Беляев Н.А., Коровкин Н.В., Чудный В.С. Многокритериальная оптимизация при планировании развития энергосистем // Известия Российской академии наук. Энергетика. № 2, 2021. С. 3-11.

Маркович И. М. Режимы энергетических систем. - М.: Наука, 1986. - 252 с.

8. Справочник по проектированию электроэнергетических систем. Под ред. С.С. Рокотяна и И.М. Шапиро. - М.: Энергоатомиздат, 1985. - 352 с.

9. Приказ Министерства энергетики Российской Федерации от 30.04.2021 г. № 321 «Обустановлении нормативного уровня балансовой надежности для Единой энергетической системы России, используемого при оценке возможности вывода генерирующего оборудования из эксплуатации».

10. ACER/CEER monitoring report of IEM, 2018.

11. ENTSO-E Target Methodology for AdequacyAssessment, 2014.

12. Reliability Standards for the Bulk Electric Systems of North America, (BAL-502-RF-03) February 15, 2018.

13. Ковалёв Г.Ф. Учёт фактора надёжности при оценке системных эффектов в электроэнергетике. - Новосибирск. Наука, 2018. - 217 с.

14. Непомнящий В.А. Агрегированные значения удельных ущербов от нарушений электроснабжения // ЭнергоРынок. № 9, 2014. С. 36.

15. Лебедева Л.М., Ковалёв ГФ., Крупенёв Д.С. Нормирование балансовой надежности электроэнергетических систем и формирование резерва генераторной мощности // Надежность и безопасность энергетики. № 11(1), 2018. С. 4-13.

16. Постановление Правительства РФ от 13.04.2010 г. № 238 (ред. от 02.09.2017 г.) «Об определении ценовых параметров торговли мощностью на оптовом рынке электрической энергии и мощности».

<

О

СЦ <