CC BY
19УДК 621.311.019.3
Ю.Я. Чукреев, М.Ю. Чукреев1
СОСТОЯНИЕ И ПРОБЛЕМЫ ОПРЕДЕЛЕНИЯ НОРМАТИВНОГО РЕЗЕРВА МОЩНОСТИ В СОВРЕМЕННЫХ УСЛОВИЯХ ПЛАНИРОВАНИЯ РАЗВИТИЯ ЕЭС РОССИИ
Рассматривается состояние научно-исследовательских работ в области обеспечения надежности электроэнергетических систем (ЭЭС) при управлении их развитием. Выявлены проблемы, возникающие при использовании существовавших в постсоветский период методических наработок в этой области. Рассматриваются вопросы изменившихся условий получения исходной информации для решения задач оценки показателей балансовой надежности и средств ее обеспечения применительно к ЕЭС России. Приведено сравнение результатов влияния различного представления исходной информации на уровни резервирования объединенных ЭЭС и ЕЭС России в целом.
Ключевые слова: электроэнергетическая система (ЭЭС), показатели балансовой надежности, средства обеспечения надежности, генерирующая мощность, электропотребление, нормирование, резерв мощности.
История и текущее состояние проблемы в России и за рубежом
Глобализация электроэнергетики привела к созданию единых энергетических систем (ЕЭС) отдельных стран или их групп, связанных общностью режима. Примером могут служить ЕЭС России, объединения энергосистем Европейского союза, Северной Америки. Надежность баланса мощности больших ЭЭС, безусловно, должна анализироваться как в целом по системе, так и в разрезе ее отдельных территориально выделенных зон. В нашей стране в рамках ЕЭС России выделяются зоны в виде объединенных энергетических систем (ОЭС) с их дроблением на территориальные подзоны. При этом в ЕЭС России надежность обеспечения баланса мощности каждой зоны может обеспечиваться как собственными резервами мощности, так и резервами других зон. Это является особенностью нашей энергосистемы. В Европейском союзе надежность обеспечивается в рамках каждой национальной энергосистемы. В Северной Америке выделяются 8 зон, охватывающие обжитые регионы США, Канады и частично Мексики. В этих энергообъединениях надежность баланса мощности в выделенных зонах обеспечивается как собственными источниками мощности, так
и генерацией смежных зон, но по заранее оговоренным правилам поставки мощности.
Задаче обеспечения балансовой надежности при управлении развитием энергосистем и ЕЭС России (бывшего СССР) всегда уделялось должное внимание при разработке стратегии развития электроэнергетической отрасли на перспективу от 5 до 20 лет. В 70-х годах прошлого столетия выстроилась достаточно строгая иерархическая система, в рамках которой были разработаны эффективные методы, реализованные в комплексах программ, позволяющие решать весь комплекс задач, связанных с управлением развитием ЕЭС страны. В эту систему, помимо решения задач оптимизации перспективного развития генерирующих мощностей и основной электрической сети, входили и задачи оценки показателей балансовой надежности (ПБН) и обоснования средств их обеспечения [1].
В чем состояла строгость иерархической системы планирования в нашей стране? Наверное, самое важное, что вопросы обоснования средств обеспечения надежности в ней разрабатывались в отделениях проектно-изыскательского института «Энергосетьпроект» и всегда курировались Министерством энергетики. Можно сказать, что задача решалась «сверху». Важно отметить, что
1 Юрий Яковлевич Чукреев - директор Института социально-экономических и энергетических проблем Севера (ИСЭ и ЭПС) Коми НЦ УрО РАН, д.т.н., e-mail: chukreev@iespn.komisc.ru;
Михаил Юрьевич Чукреев - старший научный сотрудник лаборатории энергетических систем ИСЭ и ЭПС Коми НЦ УрО РАН, к.т.н., e-mail: mchukreyev@gmail.com
именно отделениями института «Энергосеть-проект» разрабатывались нормативы по обеспечению балансовой надежности ЕЭС страны, которые входили составной частью в нормативно-технические документы (НТД) в виде методических указаний (рекомендаций) по проектированию энергосистем (далей по тексту МУ или МР), утверждаемые Министерством энергетики [2]. Для обоснования этих нормативов с привлечением высококвалифицированных специалистов в области надежности разрабатывались программные комплексы. Именно это обстоятельство позволяло достаточно обоснованно планировать резервы генерирующей мощности по ОЭС в ЕЭС страны как на краткосрочный период (5-7 лет), так и долгосрочный.
Постановка и решение задачи обоснования балансовой надежности в нашей стране мало чем отличалась от таковой в ЕЭС Северной Америки. Правда там оценка балансовой надежности осуществляется в соответствии с планами развития генерирующих мощностей конкретных компаний (можно сказать «снизу») с последующей корректировкой. Этой работой в Северной Америке занимается Совет по надежности - КБЯС, который проводит ежегодный анализ балансовой надежности на перспективу от 2 до 10 лет и разрабатывает обязательные стандарты надежности. Североамериканская школа по вопросам обеспечения балансовой надежности ЭЭС [3, 4], как и отечественная [5-9 и др.], имеет давние традиции. Можно сказать, что они развивались параллельно с учетом специфических особенностей электроэнергетической отрасли своих стран.
Реформирование отрасли в нашей стране, начатое в середине 90-х годов прошлого столетия, привело к снижению интереса к вопросам обеспечения балансовой надежности вариантов развития ЕЭС России. Этому способствовало множество факторов: резкое, практически на треть, снижение электропотребления, измене-
ние форм собственности, ухудшение качества управленческого персонала в электроэнергетической отрасли, закрытие отраслевых институтов и многое другое. В Федеральном законе «Об электроэнергетике» [10] в какой-то мере была восстановлена необходимость решения этой задачи. Вопросы обоснования средств обеспечения надежности были законодательно закреплены за ведущей в электроэнергетике организацией АО «СО ЕЭС».
Начиная с 2009 г., в соответствии Правилами, утвержденными постановлением Правительства РФ2, АО «СО ЕЭС» совместно с ПАО «ФСК ЕЭС», ежегодно выполняется «Схема и программа развития ЕЭС России на семилетний период» (в дальнейшем - СиПР ЕЭС России). С 2010 г. АО «СО ЕЭС», привлекая специалистов в области надежности из других организаций, были разработаны регламентирующие документы: проект технологических правил работы энергосистем3 (правила технологического функционирования - ПТФ) и новые МР4. Именно в этих документах четко оговорено, что расчеты балансовой надежности ЕЭС России должны проводиться для решения задач:
- определения величин перспективных нормативных резервов генерирующей мощности (РГМ) и запасов пропускной способности электрических сетей на 7 летний период (ежегодно);
- прогноза развития в рамках разработки Генеральной схемы размещения объектов энергетики на 15-летний период (один раз в 3 года).
Значимость проблемы обоснования перспективных резервов мощности характеризуется поручением заместителя председателя Правительства РФ А.В. Дворковича в адрес Минэнерго России и Минэкономразвития России5 по вопросу совершенствования системы перспективного планирования в электроэнергетике. В поручении представлен пункт о порядке пред-
2 Правила разработки и утверждения схем и программ перспективного развития электроэнергетики, утвержденные постановлением Правительства РФ № 823 от 17.10.2009.
3 Одобрен на совместном заседании Научного совета РАН по проблемам надежности систем энергетики и научно-технической коллегии НП «НТС ЕЭС» 16.05.2011 года.
4 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.
5 Исх. № 8928п-Пз от 26.11.2016 на 5 листах.
ставления величины нормативного РГМ в ЕЭС России и изолированных энергосистемах.
Понятия нормативного резерва как составляющей баланса мощности
При планировании развития электроэнергетической отрасли всегда разрабатывается перспективный баланс мощности для ОЭС и ЕЭС России в целом. Его форма (рис. 1), применительно к НТД в виде МУ и МР разных редакций и к приложениям ежегодно выполняемой СиПР ЕЭС России, включает в себя две позиции:
- расходная часть (спрос): максимум потребления мощности, перспективный нормативный РГМ, экспорт мощности в энергосистемы зарубежных стран;
- приходная часть (покрытие): установленная мощность, ограничения мощности на максимум нагрузки и т.п.
В расходной части баланса в плане обеспечения надежности наиболее важной является характеристика нормативного перспективного РГМ. В МУ (МР) разных редакций он соответствует нормативному (расчетному) РГМ. Нормативный РГМ необходим для обеспечения надежного функционирования энергосистемы в перспективе, определяется при планирова-
нии развития электроэнергетической системы и включает в себя ремонтный, компенсационный и стратегический резервы. Деление условное, при этом приведенные составляющие считаются независимыми. Это в значительной степени упрощает решение задачи обоснования нормированного резерва мощности.
Компенсационный (ранее носивший название оперативный) резерв предназначен для компенсации аварийного снижения мощности генераторами электрических станций и случайных превышений нагрузки потребителей электрической энергии над планируемыми в балансах значениями, вызванных ошибками ее прогноза и температурными отклонениями. Поэтому компенсационный резерв подразделяется на аварийный и нагрузочный.
Ремонтный резерв мощности, в соответствии с МУ (МР) разных лет утверждения, предназначен для компенсации мощности генерирующего оборудования электростанций, выводимого в плановый (средний, текущий и капитальный) ремонт. При принятии методического подхода по учету режима электропотребления в виде характерных суток декабрьского максимума нагрузки, длящегося весь год, условно принимается, что плановые средние и капитальные ремонты проводятся в периоды летного снижения нагрузки и могут не учитываться при оценке ПБН
св К
О
о &
и
¡9 к
«2(0Н
Н о
Я к
П к О Ы1
о 5 Я
Избыток" (дефицит) резервов
Заряд Г АЭС Экспорт мощности
Резервы мощности:
- капитальный ремонт; - текущий и средний ремонты; - стратегический резерв
Компенсационный резерв
(аварийный + нагрузочный) Планируемый максимум
Ограничения мощности максимум нагрузки
Вводы мощности после прохождения максимума
на II
Л
Запептая мощность
Установленная мощность электростанций:
-АЭС;
- ГЭС;
- ТЭС; -ВИЭ
я
н &
о С
Расходная часть баланса («Спрос») Приходная часть баланса («Покрытие»)
Рис. 1. Структура прогнозируемого баланса мощности
ЭЭС. При разработке МУ (МР) разных лет ремонтный резерв мощности определялся только нормами на проведение текущего ремонта, приведенными в справочной литературе, например,
в [11].
Следует отметить, что с запуском рынка мощности в 2006 г., а юридически после окончания переходного периода реформирования электроэнергетики и прекращения деятельности РАО ЕЭС России в 2008 г., нормы продолжительности и периодичности ремонтов, как и перспективные пятилетние планы ремонтов основного оборудования электростанций, утратили нормативную роль. В результате, в современных рыночных условиях, величина снижения для проведения плановых ремонтов в осенне-зимний период определяется не столько нормами на проведение ремонтов, сколько техническими и финансовыми возможностями энергокомпаний с учетом режимно-балансовой ситуации в энергосистеме и правилами оптового рынка электрической энергии (мощности).
В силу перечисленных причин необходима актуализация методических подходов к определению перспективной ремонтной составляющей резерва мощности как компромисса между существовавшими ранее нормами, статистической информацией о проведении ремонтов, отражающей функционирование энергетики в последнее десятилетие, балансом между рыночными отношениями и техническими потребностями.
Отметим, что в процессе разработки МР 2012 г. ИСЭ и ЭПС Коми НЦ УрО РАН ремонтный резерв мощности принимался по нормативам текущего ремонта в соответствии с [11]. Они в среднем по ЕЭС России составляли 4,04% от нерегулярного максимума нагрузки. «Институт Энергосетьпроект» предложил величину 5,56%. В последней редакции МР 2012 г. ремонтный резерв по ЕЭС России составил 6,8% (см. далее). Это более чем в 2,5 раза выше нормативных значений, приведенных в справочной литературе [11].
Введение в баланс мощности стратегического резерва, имевшего в МУ (МР) название народнохозяйственного, было обусловлено условиями обеспечения энергетической безопасности государства. В последней редакции МР 2003 г. его назначение состояло в обеспечении балан-
са мощности из-за непредвиденных отклонений его составляющих от прогнозных величин, связанных с инерционностью энергетического строительства объектов, а также с объемами и темпами технического перевооружения оборудования электростанций, исчерпавшего свой ресурс. В МУ 1981 г. он принимался в размере 1% от максимальной нагрузки для перспективы до 10 лет и 2% - для более далекой перспективы. В МР 2003 г. от 1,1 до 2,5%, за исключением ОЭС Сибири (0%) и ОЭС Урала (до 6%). В неутверж-денных Минэнерго России МР 2012 г., стратегический резерв во всех ОЭС принят в размере 3% от нерегулярного максимума нагрузки. На наш взгляд, это не совсем обосновано.
Современное развитие экономики страны, внедрение новых энерготехнологий, сокращение сроков ввода нового и реконструкции действующего генерирующего оборудования и, наконец, имеющийся на протяжении последних 25-ти лет значительный задел в избытках мощности в ЕЭС России ставит под сомнение необходимость поддержания стратегического резерва мощности в таких объемах. Его назначение, приведенное в новых, неутвержденных Минэнерго России МР 2012 г., не отражает существующего состояния в электроэнергетике страны.
Сложность определения нормативного РГМ в основном связана с нахождением компенсационного резерва мощности, зависящего от множества случайных факторов и событий. Безусловно, все составляющие нормативного РГМ влияют на ПБН. Однако только составляющая компенсационного резерва мощности носит вероятностный характер и зависит от случайных изменений нагрузки, генерации и пропускной способности электрических связей, а две другие составляющие запланированные детерминированные величины. Особенно важность этого момента проявляется при решении первой из перечисленных в конце предыдущего раздела задач балансовой надежности.
Действие случайных факторов и событий могут быть оценены определенными показателями надежности. Именно поэтому, в соответствии с [6], к задачам балансовой надежности ЭЭС, в том числе и при управлении развитием ЕЭС России, относятся лишь те, решение которых связано с необходимостью:
- учета анализа отказов из-за аварийных повреждений элементов системы (аварийная составляющая компенсационного резерва);
- учета нерегулярных колебаний и ошибок прогнозирования нагрузок (нагрузочная составляющая компенсационного резерва).
Развитие генерирующих источников и электрических связей требует существенных финансовых затрат и обладает инерционностью. Это должно отражаться на уровнях резервирования, принимаемых при перспективном планировании развития энергосистем, и ЕЭС России в частности, а, следовательно, и на нормативных значениях принимаемых ПБН.
Показатели балансовой надежности
Выбирая показатели, характеризующие балансовую надежность ЭЭС, следует понимать, что их число по возможности должно быть минимальным и в то же время достаточным для
принятия управленческих решений. Выбранные ПБН ЭЭС должны быть достаточно чувствительными к возмущениям, приводящим к снижению или увеличению надежности системы. В отечественных [5-9 и др.] и зарубежных публикациях [12-14 и др.] приведенным рекомендациям наиболее полно отвечают:
- вероятность бездефицитной работы территориальных зон ЭЭС (p = 1 - J),
где JM - интегральная вероятность появления дефицита мощности;
- среднее число дней дефицита мощности, в западной литературе носит название длительности потери нагрузки в сутках в год (Loss of Load Expectation) - LOLE [13];
- среднее число часов дефицита мощности в год, в западной литературе носит название длительность потери нагрузки в часах (Loss of Load Hours - LOLH).
В отечественной практике широко используется вероятностный показатель JR [5-9, 15], который определяется для всего множества возможных временных интервалов изменения нагрузки следующим выражением:
Рис. 2. Формы представления режима электропотребления
J = SQ. %к(Pl - Pk) = 2 lQtPk (Pik - Pk), (1)
i=1 k=1 i=1 k=1
где Q. = 1/Т - вероятность детерминированной ступени графика нагрузки, обычно равная 1/8760;
Т - число ступеней графика нагрузки (8760 часовых изменений в год);
Pik , Pik - соответственно требуемая и обеспеченная имеющимися генерирующими мощностями и запасами пропускных способностей связей нагрузка k-го случайного состояния системы;
pK - вероятность k-го случайного состояния, в котором наблюдается дефицит мощности в рассматриваемой ОЭС или ее территориальной
зоне, то есть когда Pik > Pik ;
N - количество случайных состояний, моделируемых на z-м интервале изменения нагрузки.
Определение ПБН в виде JR осуществляется путем моделирования случайных состояний генерирующей мощности, вызванных аварийными выходами оборудования, для каждого часа суточного изменения нагрузки (24 ступени) по всем 365-ти суткам года или 250-ти рабочим дням. При определении этого вероятностного ПБН многозонной ЭЭС, как правило, используются формы представления режима электропотребления, приведенные на рис. 2а.
В зарубежной практике для оценки балансовой надежности в основном используются два вероятностных ПБН - LOLE и LOLH. Определение показателя LOLE связано с моделированием случайных состояний генерирующей мощности не для каждого часа суточного изменения нагрузки, а только для его пикового максимального значения [13] (одна ступень суточного графика) по всем 365-ти суткам года (рис. 2б). Определение показателя LOLH в значительной степени совпадает с определением отечественного показателя J'
Условия оптимальной надежности и критерии нормирования показателей балансовой надежности ЭЭС
Оптимальный уровень надежности ЭЭС независимо от принципов управления должен
соответствовать минимуму функционала приведенных (дисконтных) затрат с учетом компенсационных затрат на возмещение ущерба от ненадежности электроснабжения потребителей:
3S(П) = 3r (П) + 3L (П) +М[У] ^ min, (2)
где П - показатели, характеризующие средства обеспечения надежности энергосистемы (резервы генерирующей мощности территориальных зон и запасы пропускной способности связей, их соединяющих);
n
3r (П)= Rj - затраты на резерв генерирующей мощности R. всех j-х энергосистем;
m
3l (п) = Pj - затраты на увеличение за-
i=1
пасов пропускных способностей (РL) l -х связей (для концентрированной энергосистемы равны нулю);
г, уд- г, уд-
3R , 3L - удельные затраты соответственно на создание резерва генерирующей мощности в j-й территориальной зоне и в усиление запаса
пропускной способности (PL) l -х связей;
М[У] - затраты, компенсирующие ущербы потребителей из-за их длительных аварийных ограничений (обычно эти затраты называют математическим ожиданием ущерба потребителей);
n, m - число рассматриваемых территориальных зон и связей их соединяющих в модели расчетной схемы ЭЭС.
При перспективном планировании развития ЭЭС обычно пренебрегают дискретностями изменения генерации и считают все слагаемые функционала (2) непрерывными и выпуклыми. Тогда оптимальному уровню надежности ЭЭС соответствует условие равенства нулю частных производных от показателя суммарных затрат по оптимизируемым переменным системы резервам мощности и запасам пропускной способности связей. Сложность решения такой системы уравнений в основном связана с трудностями получения частных производных от количественного ПБН - математического ожидания ущерба потребителям от недоотпуска электрической энергии. В работах [7, 9] для случая
равенства удельных ущербов в территориальных зонах показано, что решение можно представить в виде:
зГ -TpУ</Г= 0, j = 1, 2, ..., n,
з!д ■ - Tp у о J°nT' = 0, i = 1, 2, ..., m
(3)
Приведенное выражение практически ничем не отличается от условий оптимальности концентрированной ЭЭС, полученных в работе [15] для концентрированной ЭЭС:
/опт = -}УД
7( у«т).
(4)
В условиях рыночных отношений в электроэнергетике оптимизация средств обеспечения надежности, на наш взгляд, должна проводиться по условиям обеспечения требуемой (нормативной) надежности при минимальных затратах на создание РГМ территориальных зон и усиление запасов пропускной способности системообразующих связей. В этом случае функционал (2) принимает вид [7, 9]:
3S(П) = Зд(П) + 3L(П) ^ min, при р(П) > р, (5)
где р(П), p - соответственно ПБН при заданных средствах обеспечения надежности (П) и их нормативные значения (в МР 2003 и 2012 гг. принимается равным 0,996).
В развитых странах мира минимальная величина резерва мощности от внеплановых изменений параметров также должна соответствовать неким заранее выбранным вероятностным нормативным показателям. На экспертном уровне в Северной Америке и Западной Европе приняты определенные нормативные значения показателей LOLE и LOLH, служащие индикаторами принятия решений. В США и Канаде компанией NERC проводится ежегодный анализ балансовой надежности на перспективу от 2 до 5 или от 6 до 10 лет. При этом минимальная величина резерва мощности в этих странах должна соответствовать ПБН не выше значения LOLE = 0,1 сут./год. Общепринятые стандарты нормативов для некоторых европейских стран [17]:
Франция - LOLН = 3 ч/год, Великобритания и Нидерланды - LOLН = 4 ч/год, Ирландия - LOLН = 8 ч/год, Скандинавские страны -LOLP = 0,001.
Влияние различных факторов
на принимаемые решения при подготовке МР 2003 и 2012 годов
Уже отмечалось, что в МР 2003 г. задача определения величины компенсационного резерва мощности осуществлялась силами ОАО «Институт Энергосетьпроект» с привлечением специалистов ИСЭ и ЭПС Коми НЦ УрО РАН. В последней редакции неутвержденных Минэнерго России МР 2012 г. активное участие принимали специалисты непосредственного их заказчика АО «СО ЕЭС».
Известно, что ПБН ЭЭС зависят в основном от влияния перечисленных ниже условий и факторов, носящих, в том числе, и вероятностно определенный характер:
- модель расчетной схемы ЕЭС России с выделенными территориальными зонами и связями их соединяющими;
- располагаемые мощности отдельных территориальных зон;
- структура генерирующих мощностей;
- плановые ремонты оборудования;
- снижение генерирующей мощности территориальных зон из-за аварийных повреждений агрегатов электростанций;
- регулярный и нерегулярный максимумы нагрузок территориальных зон и графики их изменения в разрезе года и суток;
- нерегулярные колебания нагрузки и ошибки прогнозирования спроса потребителей;
- запасы пропускной способности связей в нормальных и аварийных режимах между выделенными в модели расчетной схемы ЕЭС России территориальными зонами.
Модель расчетной схемы ЕЭС России. При обосновании долей резерва мощности в МР 2003 г. в качестве модели расчетной схемы ЕЭС выступала схема с числом территориальных зон равном числу ОЭС. Ряд ОЭС представлялся
двумя территориальными зонами, но в любом случае расчетная схема не превышала 10 территориальных зон. В редакции МР 2012 г. рассматривалась расчетная схема с 50-ю территориальными зонами, разработанная ОАО «Институт Энергосетьпроект» по заданию АО «СО ЕЭС».
По пунктам располагаемых мощностей отдельных территориальных зон и структуры генерирующих мощностей в них значительных изменений в информационном наполнении задачи оценки балансовой надежности не наблюдается.
По следующим двум фактором (плановые и аварийные ремонты оборудования) следует отметить положительную тенденцию к их реставрации для современных условий специалистами АО «СО ЕЭС». Информационная обеспеченность генерирующих компаний позволяет произвести статистическую обработку данных о ремонтах и получить среднестатистические показатели норм плановых и аварийных ремонтов [18]. Следует отметить и отрицательный момент. Если ранее подобная информация была доступна для широкого круга специалистов (справочники), то сегодня она доступна только для узкого круга специалистов. В целом, на наш взгляд, существует тенденция завышения норм планового ремонта и занижение норм аварийного. Связано это с переводом ряда аварийно выведенных агрегатов в категорию планового ремонта.
Следующие два пункта касаются вопросов моделирования режимов электропотребления (графики нагрузок, их нерегулярные колебания и ошибки прогноза). В качестве максимума нагрузки при составлении перспективных балансов мощности, в том числе и в работе СиПР ЕЭС России, используется нерегулярный максимум нагрузки. В то же время при обосновании составляющей компенсационного резерва мощности используется регулярный максимум нагрузки - среднее значение нагрузки в течение часа максимального электропотребления. Связь между регулярным и нерегулярным максимумами в МУ и МР разных редакций осуществляется вероятностными характеристиками нерегулярных колебаний и ошибок прогнозирования, которые принято подчинять нормальному закону распределения. По последним исследованиям специалистов АО «СО ЕЭС», ошибки прогнози-
рования нагрузки в большой степени зависят от погодных условий и в значительной степени коррелированны между территориальными зонами. Это кардинально изменяет применяемый ранее подход к их моделированию и, как показывают предварительные исследования, в значительной степени влияет на принимаемые решения.
Последний пункт касается запасов пропускной способности связей между территориальными зонами модели расчетной схемы ЕЭС России. Сложность их определения во все времена состояла в том, что модель расчетной схемы ЕЭС для оценки ПБН не в полной мере отражает реально существующие процессы. Здесь присутствует определенная погрешность. В то же время без формирования модели расчетной схемы ЕЭС задачу оценки ПБН на реально существующих схемах реализовать невозможно.
Следует обратить внимание еще на две проблемы, характерные для задачи обоснования средств обеспечения надежности. Первая состоит в учете при описании вероятностного состояния, используемого при формировании случайных состояний генерирующей мощности, всего оборудования без вычленения, не используемого в покрытии нагрузки. Вторая проблема состоит в выборе способа оптимизации средств обеспечения надежности - только за счет оптимизации резервов генерирующей мощности или и с учетом оптимизации запасов пропускной способности связей. При разработке СиПР ЕЭС России естественным является оптимизация только резервов мощности, так как в работе уже предусмотрен конкретный перечень вводов электросетевых объектов напряжением 220 кВ и выше. В то же время при решении задачи прогноза развития в рамках разработки Генеральной схемы размещения объектов энергетики на 15-летний период правильным был бы второй подход.
Анализ результатов нормативного резерва мощности последних редакций МР
Авторы статьи принимали участие в проведении расчетов по обоснованию полного, правильнее сказать компенсационного (оперативного в редакции МР 2003 г.) резерва мощности, что и явилось основанием подобного рода
исследований сопоставительного характера. В табл. 1 представлены результаты полного резерва мощности ОЭС и ЕЭС России в целом. Балансы мощности взяты из работы СиПР ЕЭС России на 2011-2017 гг. для уже прошедшего 2012 года. Связано это с тем, что формирование МР 2012 г., по заданию АО «СО ЕЭС», проводилось силами ОАО «Институт Энергосетьпро-ект» с привлечением специалистов ИСЭ и ЭПС Коми НЦ УрО РАН именно для этого года.
Строка 2 в табл. 1 соответствует уровням резервирования в соответствии с рекомендациями МР 2003 года. Следует напомнить, что нормы
Величины полш
полного резерва мощности в МР 2003 г. были получены в результате полной оптимизации как компенсационного резерва мощности ОЭС, так и пропускной способности системообразующих связей между ними. Последующие строки табл. 1 взяты из [9]. В строках 3-6 приведены результаты оптимизации при существующих на 2012 г. уровнях пропускной способности связей между ОЭС и территориальными зонами в них. Результаты, приведенные в строках 7 и 8, получены в полном соответствии условиям формирования норм полного резерва в МР 2003 г. (совместная оптимизация резерва мощности и пропускной
Таблица 1
» резерва мощности
Параметры ЕЭС России без ОЭС Востока ЕЭС России (Европ. часть) Название ОЭС
Северо-Запад Центр Средняя Волга Юг Урал Сибирь
Совмещенный с ЕЭС максимум, МВт 147785 116945 14151 36454 17316 14019 35005 30840
Полный резерв мощности в соответствии с нормами МР 2003 г., МВт/%
В соответствии с МР 2003 г. 23738 16,06 19881 17% 2982 21,07 6362 17,45 2187 12,63 1988 14,18 6362 18,17 3857 12,51
Полный резерв мощности (расчеты ИСЭ и ЭПС Коми НЦ УрО РАН) [9], МВт/%
При заданных пропускных способностях связей
50 территориальных зон 22974 15,55 18980 16,23 3983 28,14 5179 14,21 1507 8,70 2049 14,62 6263 17,89 3994 12,94
50 территориальных зон, рыночные условия 23474 15,88 18480 16,66 3683 26,03 5129 14,07 1957 11,30 1999 14,26 6713 19,18 3994 12,94
6 территориальных зон 22224 15,04 18230 15,59 3533 24,97 4879 13,35 1507 8,70 2049 14,62 6263 17,89 3994 12,94
6 территориальных зон, рыночные условия 22724 15,38 18480 16,66 3383 23,91 5079 13,93 1907 11,01 1749 12,48 6713 19,18 3894 12,63
При оптимизации пропускных способностях связей
Соотношение з^/ = 0,5 22832 15,45 18841 16,11 3016 21,31 5046 13,84 2163 12,49 2022 14,42 6594 18,84 3991 12,94
Соотношение з^' /з£ = 1,0 24529 16,6 20241 17,31 3215 22,72% 5446 14,94% 2413 13,94% 2222 15,85% 6944 19,84% 4291 13,91%
способности связей). Необходимо заметить, что нормы ремонтного резерва мощности взяты, как и при подготовке МР 2003 г., из справочной литературы [11], нормы стратегического резерва рассчитывались по методике Института «Энер-госетьпроект» и в строках 3-8 полностью соответствуют таковым при подготовке МР 2003 года.
Из табл. 1 видно, что результаты строк 7 и 8 практически во всех ОЭС и ЕЭС в целом достаточно хорошо корреспондируются со строкой 2,
особенно при отношении зД^ / з^' = 0,5. Так, по ЕЭС России в соответствии с МР 2003 г., полный резерв составляет 16,06%, по данным ИСЭ и ЭПС - несколько ниже (15,45%). Снижение
в основном за счет ОЭС Центра (17,45 и 13,84%). При принятии отношения / ' = 1,0 (строка 8) показатели полного резерв а уже превышают таковые в МР 2003 г., кроме ОЭС Центра (17,45 и 14,94%). В случае оптимизации резерва мощности при существующих уровнях пропускной способности связей резервы мощности изменяются в более широких пределах и они несколько снижаются, что легко объясняется тем обстоятельством, что реально существующие пропускные способности связей несколько выше оптимальных при заданных экономических соотношениях удельных затрат зДд7 з^'. В целом можно констатировать достаточно хорошее совпадение
Таблица 2
Сопоставление результатов составляющих нормированного резерва мощности в процентах
к нерегулярному максимуму нагрузки
ЕЭС России без Название ОЭС
Данные ОЭС Востока Северо-Запад Центр Средняя Волга Юг Урал Сибирь
Процент составляющих резерва мощности: ремонтный / стратегический / компенсационный / нормированный (полный)
4,04 4,91 6,24 2,65 3,00 4,91 3,09
ИСЭ и ЭПС Коми НЦ УрО РАН 2,08 8,92-10,5 2,10 14,3-21,1 1,10 7,5-9,1 0,91 5,13-10,37 1,28 8,22-11,58 5,84 7,18-9,08 0,0 9,48-10,81
15,04-16,6 21,3-28,1 14,8-16,4 8,7-13,9 12,5-15,9 17,9-19,8 12,6-13,9
5,56 4,31 7,38 4,67 5,76 6,06 3,83
ОАО «Институт Энергосетьпроект» 2,08 9,3-10,5 2,10 14,3-15,7 1,10 8,0-9,1 1,28 8,9-10,37 1,28 10,1-11,58 5,84 8,08-9,08 0,0 9,85-10,81
16,7-17,9 21,7-22,9 16,5-17,6 14,5-16,3 17,1-18,6 20,0-21,0 13,7-14,7
6,8 4,4 8,3 7,5 3,9 5,3 9,0
Новые, не утвержденные Минэнерго России, МР 2012 г. 3,0 10,7 3,0 11,6 3,0 10,7 3,0 6,0 3,0 12,6 3,0 11,7 3,0 10,0
20,5 19,0 22,0 16,5 19,5 20,0 22,0
4,04 4,91 6,24 2,65 3,00 4,91 3,09
МР 2003 г. 2,08 9,94 2,1 14,06 1,1 10,11 0,91 9,07 1,28 9,90 5,84 7,42 0,0 9,42
16,06 21,07 17,45 12,63 14,18 18,17 12,51
результатов определения полного, а, следовательно, и компенсационного резерва мощности в новых МР с редакцией МР 2003 года.
Трансформация представленных ИСЭ и ЭПС Коми НЦ УрО РАН результатов нормированного (полного) резерва мощности (табл. 1), на наш взгляд, произошла в результате их обсуждения между ОАО «Институт Энерго-сетьпроект» и генеральным заказчиком работы в лице службы перспективного развития АО «СО ЕЭС». Сравнение результатов всех участников и результатов, полученных на основе применения МР 2003 г., представлено в табл. 2.
Обращает на себя внимание факт достаточно хорошего совпадения результатов ИСЭ и ЭПС Коми НЦ УрО РАН, и ОАО «Институт Энер-госетьпроект» с результатами, полученными в соответствии с МР 2003 года. Это в принципе объяснимо в силу использования и в МР 2003 г., и в МР 2012 г. практически одинакового информационного обеспечения по номам планового и аварийного ремонтов генерирующего оборудования. Модель расчетной схемы и ограничения по запасам пропускной способности связей несколько перераспределили компенсационный резерв по отдельным ОЭС. По расчетам ИСЭ и ЭПС, компенсационный резерв мощности в ОЭС Центра ниже и, наоборот, в ОЭС Северо-Запада, Урала и Сибири несколько выше, чем в МР 2003 года. Превышение процентной доли полного резерва мощности для ЕЭС России в целом в новых МР 2012 г. (20,5%), по сравнению с МР 2003 г. (16,06%), на 4,44% объясняется использованием представленных специалистами АО «СО ЕЭС» своих среднестатистических показателей планового ремонта генерирующего оборудования, которые значительно превос-
ходят нормативные. Из этой доли превышения 3,68% приходится на плановый ремонт (2,76%) и стратегический резерв (0,92%) и только 0,76% на долю компенсационного резерва мощности.
Заключение
В настоящее время назрела необходимость в разработке новых, отвечающих современным условиям, требований к информационному наполнению задачи оценки балансовой надежности для анализа перспективных вариантов развития ЕЭС России. Здесь большой спектр работ в направлении сбора и обработки ретроспективной информации по режимам электропотребления (особенно ее случайной составляющей, вызванной температурным фактором), формированию плановых и аварийных ремонтов генерирующего и сетевого оборудования и многим другим аспектам.
Современные возможности информационного наполнения задачи обоснования средств обеспечения надежности требуют актуализации методических подходов к определению всех составляющих нормативного РГМ. Необходимо найти компромисс между существовавшими ранее нормами на проведение аварийных и плановых ремонтов, имеющейся статистической информацией, отражающей функционирование энергетики в последнее десятилетие, балансом между рыночными отношениями и техническими потребностями. С этих позиций, используя отечественный и зарубежный опыт, требуется разработка новых методических рекомендаций к оценке показателей балансовой надежности и обоснованию резервирования перспективных схем развития ЕЭС России.
ЛИТЕРАТУРА
1. Волков Э.П., Баринов В.А. Управление развитием и функционированием электроэнергетики в условиях формирования рыночных отношений // Изв. РАН. Энергетика, 2002. - № 5. - С. 37-48.
2. Методические рекомендации по проектированию энергосистем. Утверждены приказом
Минэнерго России от 30 июня 2003 г., № 281. М.: Минэнерго России, 2003.
3. Billinton R. Power System Reliability Evaluation. - New York, London, Paris. Gordon and Breacbe Science Publishers, 1970. - 299p.
4. Billinton R., Li W. Reliability Assessment of Electric Power Systems Using Monte Carlo
Methods. - New York and London, Plenum Press, 1994. - 351 p.
5. Волков Г.А. Оптимизация надежности электроэнергетических систем. - М.: Наука, 1986. -116 с.
6. Руденко Ю.Н., Ушаков И.А. Надежность систем энергетики. - М.: Наука, 1986. - 252 с.
7. Чукреев Ю.Я. Модели обеспечения надежности электроэнергетических систем. - Сыктывкар: КНЦ УрО РАН, 1995. - 176 с.
8. Ковалев Г.В., Сеннова Е.В., Чельцов М.Б. и др. / под ред. Н.И. Воропая. Надежность систем энергетики: достижения, проблемы, перспективы. - Новосибирск: Наука. СО РАН, 1999. - 434 с.
9. Чукреев Ю.Я., Чукреев М.Ю. Модели оценки показателей балансовой надежности при управлении развитием электроэнергетических систем. - Сыктывкар: Коми НЦ УрО РАН, 2014. - 207 с.
10. Федеральный закон РФ от 26.03.2003 г. № 35-03 «Об электроэнергетике».
11. Справочник по проектированию электроэнергетических систем / В.В. Ершевич, А.Н. Зейлигер, Г.А. Илларионов и др. / под ред. С.С. Рокотяна и И.М. Шапиро. - М.: Энерго-атомиздат, 1985. - 352 с.
12. Эндрени Дж. Моделирование при расчетах надежности в электроэнергетических системах: пер. с англ. / под ред. Ю.Н. Руденко. -М.: Энергоатомиздат, 1983. - 336 с.
13. Billinton R., Allan R.N. Reliability Evaluation of Power Systems. Second Edition. New York and London, Plenum Press, 1996. 509 p.
14. Li W. Risk Assessment of Power Systems: Models, Methods and Applications. IEEE Press, 2005. 325 p.
15. Маркович И.М. Режимы энергетических систем. М.: Энергия, 1969. 51 с.
16. Чукреев Ю.Я., Чукреев М.Ю. Обеспечение надежности электроэнергетических систем при управлении их развитием в условиях реформирования электроэнергетики. Сыктывкар, 2009. 44 с. (Новые научные методики и информационные технологии / КНЦ УрО РАН; Вып. 63).
17. 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.
18. Кучеров Ю.Н., Чукреев Ю.Я. Пилениекс Д.В., Федоров Ю.Г., Чукреев М.Ю. Проблемы методического и информационного обеспечения задачи оценки балансовой надежности схем развития ЭЭС // Методические вопросы исследования надежности больших систем энергетики. Вып. 62. - Иваново: ПресСто, 2011. -С. 17-25.
Поступила в редакцию 19.02.2017 г.
Yu.Ya. Chukreyev, M.Yu. Chukreyev6
STATE AND PROBLEMS OF DETERMINING STANDARD RESERVE POWER IN MODERN CONDITIONS OF PLANNING UES OF RUSSIA
Given the state of scientific research in the area of reliability of electric power systems (EPS) in the management of their development. Identified problems arising from the use of existed in the post-Soviet period, methodological developments in this area. Discusses the issues of changing conditions of receiving the initial information for solving problems assessment indicators of adequacy and capabilities with regard to UES of Russia. The comparison result of various representations of the initial information on the levels of redundancy combined EPS and UES Russia as a whole.
Key words: power system (EPS), indicators of adequacy, means reliability, generating capacity, power consumption, regulation, capacity reserve.
6 Yury Ya. Chukreev - Director of Institute for Social-Economic and Energy Issues of Northern Komi SC UB RAS, Doctor of Engineering, e-mail: chukreev@iespn.komisc.ru;
Mikhail Yu. Chukreev - Senior Researcher of the Laboratory of Energy Systems, Institute for Social-Economic and Energy Issues of Northern Komi SC UB RAS, Ph.D in Engineering, e-mail: mchukreyev@gmail.com
