«МЕТОДИЧЕСКОЕ ОБЕСПЕЧЕНИЕ ПЕРСПЕКТИВНОГО РАЗВИТИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМ РОССИИ В СОВРЕМЕННЫХ УСЛОВИЯХ ...»

безопасности являются дефицит инвестиционных ресурсов. Опасна также и финансовая дестабилизация (неплатежы, задолженность). Их последствиями является сдерживание вводов новых энергетических мощностей, процессов технического перевооружения и реконструкции энергетических объектов и, в конечном итоге, ограничения подключения новых потребителей энергии и возникающий дефицит электрической и тепловой энергии.

предприятиях электроэнергетики и связанных с нею отраслей, политическая нестабильность (межнациональные конфликты и др.), ограничения свободного движения топливно-энергетических ресурсов за счет монополизма на уровне предприятий топливно-энергетического комплекса и региональных органов государственной власти. Последствия этих угроз – функционирование электроэнергетики, выход из строя объектов электроэнергетики.

Внешнеполитические и внешнеэкономические угрозы (зависимость электроэнергии России от импорта энергетического оборудования, материалов, комплектующих и запасных частей, дискриминационные меры на международных рынках электроэнергии) могут вызвать снижение темпов ввода и обновления энергетических мощностей, снижение эффективности использования импортного оборудования, снижение доходности экспорта электроэнергии.

К техногенным угрозам энергетической безопасности относятся технологические отказы энергетического оборудования, систем защиты и автоматики, приводящие к авариям, которые при больших масштабах приводят к значительным перерывам электроснабжения потребителей.

Природные угрозы включают стихийные бедствия (землетрясения, наводнения, цунами, ураганы и др.) и аномальные проявления природных процессов (суровые зимы, длительное маловодье на реках и т.п.). Возможные последствия этих угроз – выход из строя энергетических объектов, ограничения потребителей вследствие возникающего дефицита тепловой и электрической энергии.

Наконец к группе угроз, связанных с несовершенством управления относят угрозы определяемые несовершенством технологического управления работой объектов и систем электроэнергетики страны, отсталой нормативно-правовой базой, плохой организацией функционирования рынков электроэнергии. Последствия таких угроз могут быть обширны и разнообразны; они потенциально снижают эффективность, как текущего функционирования, так и перспективного развития электроэнергетики страны.

В целях минимизации угроз энергетической безопасности страны или ликвидации последствий наступивших негативных воздействий на электроэнергетику выполняются соответствующие корректирующие мероприятия. Состав этих мероприятий разнообразен. Можно выделить следующие укрупненные виды корректирующих мероприятий:

• Превентивные и компенсирующие мероприятия.

Превентивные мероприятия выполняются до наступления негативных воздействий. Основная цель этих мероприятий – свести к минимуму последствия для потребителей в случае реализации тех или иных угроз энергетической безопасности. Состав превентивных мероприятий достаточно обширен, значительная их часть состоит в создании резервов различного вида в электроэнергетике и смежных отраслях: генерирующих мощностей, электрической сети, топлива и т.д.

Компенсирующие мероприятия – мероприятия, выполняемые после наступления негативных воздействий. В основном эти мероприятия должны обеспечивать быстрейшее восстановление работоспособности пострадавших (вышедших из строя) объектов электроэнергетики и обеспечивающих отраслей, а также мобилизацию всех имеющихся резервов и запасов с целью обеспечения нормального энергоснабжения потребителей.

• Мероприятия в электроэнергетике и мероприятия в других отраслях.

Мероприятия в электроэнергетике обеспечивают энергетические возможности компенсации негативных последний за счет: дополнительной выработки электроэнергии, изменения режимов работы генерирующего оборудования и электрической сети и т.д.

Мероприятия в смежных отраслях служат целью стабилизации топливоснабжения электроэнергетических объектов, энергосбережения в промышленности, повышения устойчивости к перерывам энергоснабжения и др.

длительности реализации. Это: оперативные мероприятия (от мероприятий реального времени до мероприятий длительностью до нескольких минут), режимные мероприятия длительностью до нескольких часов, мероприятия среднесрочные (длительностью до года) и перспективные мероприятия, реализация которых возможна за несколько лет. Комплекс этих мероприятий охватывает временной диапазон от мгновенных действий автоматики до реализации крупномасштабных инвестиционных проектов.

• Мероприятия могут требовать инвестиционных ресурсов, либо могут быть реализованы без дополнительных инвестиций (организационнотехнические мероприятия).

• Возможна классификация мероприятий и по другим признакам.

энергетической безопасности, проблема ее обеспечения весьма сложна, обширна и комплексна, требует решения множества разнообразных задач на разных технологических, территориальных и временных уровнях.

Ниже рассматриваются две постановки задачи, представляющиеся основными при оценке уровня безопасности и выборе мероприятий по обеспечению энергетической безопасности при исследовании перспективного развития крупных электроэнергетических систем.

Постановки задач и формулировка соответствующих математических выполнены лично автором под общим руководством Н.И. Воропая.

Первая задача связана с количественной оценкой последствий реализации угроз энергетической безопасности.

Содержательная постановка задачи:

• Объект исследования – крупная электроэнергетическая система.

Моделируемый временной период – перспектива в 5-20 лет. Известно существующее состояние энергосистемы. Предполагается известной также рациональная стратегия развития системы на рассматриваемую перспективу в нормальных условиях и степень практической реализации мероприятий этой стратегии (задельное строительство энергетических объектов).

топливоснабжения электростанций и потребителей тепловой и электрической энергии от реализации конкретной угрозы энергетической безопасности. Эти последствия выражаются, в зависимости от вида угрозы, в виде:

энергетического оборудования, снижения возможных объемов использования на электростанциях отдельных видов топлива и (или) рост цен на топливо, изменений перспективных уровней потребления электроэнергии и тепла конечных потребителей. Задана временная динамика в течение рассматриваемого периода всех указанных негативных последствий.

• Требуется определить величину последствий для потребителей энергии (недоотпуск энергии) при реализации одной указанной угрозы энергетической безопасности и продолжении реализации принятой рациональной стратегии развития энергосистемы. В процессе оценки этих последствий требуется рассмотрение комплекса дополнительных корректирующих мероприятий, не входивших в рациональную стратегию и обеспечивающих оптимальную адаптацию развития энергосистемы под изменившиеся условия. В случае крупномасштабных возмущений фактически требуется сформулировать новую стратегию развития энергосистемы в изменившихся условиях.

• В состав корректирующих мероприятий, в зависимости от вида угрозы энергетической безопасности, могут входить три следующих вида мероприятий: 1) изменения планов вводов, модернизации, реконструкции, вывода из эксплуатации и территориального размещения энергетических объектов; 2) изменения режимов работы энергетического оборудования и использования разных видов топлива на электростанциях, 3) минимизация возникающих дефицитов мощности и электроэнергии в узлах энергосистемы, если избежать дефицитной ситуации не удается.

• Выбор новой оптимальной стратегии должен осуществляться по критерию минимума потерь потребителей от возможных дефицитов энергии (сверх нормативного уровня) или, в общем случае, по критерию минимальных затрат на развитие и функционирование энергосистемы (включая экономическую оценку ущербов от недоотпуска энергии) при максимально возможном удовлетворении спроса потребителей энергии.

статической постановке):

энергетического оборудования (установленные мощности генерирующего оборудования и пропускные способности основных линий электропередачи на конец расчетного периода) заданной рациональной стратегии развития энергосистемы; Z – энергетические мощности дополнительных корректирующих мероприятий (объекты генерации и электрических сетей), D – зависящий от X и Z недоотпуск энергии потребителям, обеспечивающие минимум затрат на развитие и функционирование энергосистемы и ущерба от недоотпуска энергии где первое слагаемое – затраты на развитие и функционирование энергосистемы, второе – ущерб от недоотпуска энергии при условиях:

покрытия спроса потребителей на энергию где Э(R(X,Z)) – выработка энергии, Эстр – заданное в рациональной стратегии потребление энергии, dЭ – изменение потребления в результате реализации угрозы энергетической безопасности, технических ограничениях на режимы использования энергетического оборудования где R(X,Z) –технически допустимые мощности использования энергетических объектов (режимы работы), Rогр – их максимальная величина, ограничениях по расходу топлива на электростанциях где Т(R(X,Z)) – годовой расход топлива, Тстр – ограничения на использование топлива в рациональной стратегии, dТ – изменения в допустимом расходе топлива в результате реализации угрозы, условиях сохранения в основном направлений развития рациональной стратегии где Xстр – мощности энергетических объектов рациональной стратегии, dX – допустимые по временным, финансовым и техническим условиям изменения мощностей энергетических объектов стратегии, ограничений на мощности корректирующих мероприятий где Zогр – предельные мощности корректирующих мероприятий и ограничениях на неотрицательность переменных математическая модель принимает более развернутую форму вследствие необходимости учета территориального аспекта, условий неравномерности потребления энергии в суточном, недельном и годовом разрезах, функционировании и развитии больших интегрированных энергосистем. В качестве базы такой математической модели используется описанная ранее модель развития энергосистем СОЮЗ (см. п. 2.2 ).

энергосистемы, так и адаптационные возможности системы – способность ее противостоять крупным возмущениям.

Вторая задача связана с рациональным выбором корректирующих мероприятий, обеспечивающих максимальное снижение негативных последствий реализации множества возможных угроз энергетической безопасности.

В отличие от первой задачи рассматривается не одно, а множество всех потенциально опасных угроз энергетической безопасности. Целью решения задачи является выбор таких корректирующих мероприятий, которые были бы в некотором смысле оптимальны на всем этом множестве.

Такая постановка задачи весьма близка к рассмотренным ранее (см. п 2.4) постановкам задач принятия решений в условиях неопределенности исходной информации. В частности возможно использование платежной матрицы, соответствующих критериев оптимальности и т.д.

Специфика рассматриваемой задачи обеспечения энергетической «корректирующих мероприятий», соответствующих сути задачи, т.е.

множеству потенциальных угроз энергетической безопасности, набору возможных превентивных мер ее обеспечения и т.д. В методическом же плане эти две задачи могут быть идентичны.

Формально задача заключается в формировании платежной матрицы и выборе на ее основе таких мероприятий (X,Z), которые соответствуют минимуму некоторой критериальной функции F(X,Z,S).

Элементы платежной матрицы (для к-го мероприятия и s-го сочетания условий) в нашем случае определяется решением ряда оптимизационных задач следующего вида Здесь: З(Xk, Zk, Y, Vs)+З(Dk, Vs) – приведенные затраты на развитие энергосистемы включая ущерб от недоотпуска электроэнергии, Xk, Zk заданные оцениваемые мероприятия по обеспечению энергетической безопасности, Dk – зависимый от них недоотпуск электроэнергии, Vs – заданное s-ое сочетание условий развития энергосистемы, соответствующее s-ой угрозе энергетической безопасности, Y – оптимизируемые построечные мероприятия, обеспечивающих адаптацию заданных мероприятий под заданные условия, Q – вектор ограничений, определяющих s-ое сочетание условий (обеспечение покрытия электрической нагрузки, технические ограничения на режимы работы генерирующего оборудования, балансы топлива и т.д.);

В состав оцениваемых вариантов мероприятий Xk, Zk могут включаться и локально оптимальные мероприятия, получаемые в результате решения ряда задач (3.1)-(3.7) для различных угроз энергетической безопасности.

«подстройку» решения к возможным условиям в этой задаче, следует рассматривать в первую очередь режимы использования электростанций, перетоки мощности и электроэнергии по линиям электропередачи и др.

мероприятия, сроки реализации которых меньше основных мероприятий (Xk, Zk) по обеспечению энергетической безопасности.

Выбор рациональных мероприятий из набора {(Xk, Zk), k=1,...,K}, где К – число рассматриваемых угроз энергетической безопасности, может определяться различными критериями принятия решений в условиях неопределенности, в частности критерием Лапласа или средних затрат В случае принятия решений на основе неформального экспертного анализа важна количественная оценка приоритетности различных мероприятий по обеспечению энергетической безопасности. В качестве такой оценки можно использовать удельные инвестиции ик на проведение мероприятия на единицу снижения недоотпуска электроэнергии в результате проведения такого мероприятия.

Здесь Ик – инвестиции на реализацию к-го мероприятия, Dmax – суммарный недоотпуск электроэнергии в случае отсутствия проведения каких либо специальных мероприятий обеспечения энергетической безопасности, Dk - недоотпуск электроэнергии при реализация к-го мероприятия. Для определения численных значений параметров в этой формуле требуется решение первой задачи (3.1)-(3.7), описанной в настоящем параграфе.

Мероприятия с меньшими значениями ик дают больший эффект для потребителей энергии на единицу вложенных средств.

3.1.2. Примеры анализа энергетической безопасности России долговременных критических ситуаций в Единой электроэнергетической системе России (п. 3.1.2.1), формирования и обоснования мер по обеспечению электроэнергетической безопасности страны (3.1.2.2) [114, 115].

подготовке расчетов В.В. Селифанова.

3.1.2.1. Исследование долговременных критических ситуаций в ЕЭС В настоящем разделе работы дается пример количественной оценки последствий от реализации угроз энергетической безопасности количественной иллюстрации изложенной выше методики. Рассматривается первая задача из двух задач, описанных в предыдущем разделе.

Численные расчеты выполнялись на адаптированной модели СОЮЗ, включающей дополнительные блоки, моделирующие возникающие недоотпуска электроэнергии.

Рассматривался расчетный период длительностью 15-20 лет. Исходная информация по уровням электропотребления и структуре генерирующих мощностей («стратегия развития ЕЭС» в терминах предыдущего раздела работы) принята по проработкам института «Энергосетьпроект». Техникоэкономические показатели электростанций и линий электропередачи, а также данные по стоимости топлива, основывались на разработках Института систем энергетики, проведенных на основе ретроспективной отчетной информации о развитии ЕЭС России и ожидаемых условиях ее развития на рассматриваемую перспективу.

Расчетная схема ЕЭС России в модели представлена шестью узлами, соответствующими объединенным электроэнергетическим системам (ОЭЭС) (см. рис. 3.1). На рисунке приведены существующие (на начало расчетного периода) и максимальные (предел к концу расчетного периода) пропускные способности межсистемных электрических связей. Максимальные значения принимались по данным «Энергосетьпроекта».

Неравномерность электропотребления в при расчетах моделировалась заданием трех характерных суточных графиков нагрузки в году: зимних рабочих и выходных и летних рабочих суток. Графики электрических нагрузок приняты на основе отчетных данных ЦДУ ЕЭС и проектных разработок института «Энергосетьпроект».

ОЭС СевероЗапада Было выделено несколько групп расчетных вариантов, которые отражают серьезные возмущения на развитие ЕЭС России при реализации некоторых угроз энергетической безопасности.

1. Первая группа вариантов отражает возможные последствия от разных условий развития атомной энергетики РФ и включает:

- вариант вывода из эксплуатации «ненадежных» и устаревших энергоблоков типа ВВЭР и всех блоков типа РБМК (вариант 1);

- мораторий на развитие атомной энергетики и, как следствие, вывод из работы всех атомных электростанций (вариант 2);

2. Во второй группе вариантов рассматриваются последствия от возможного кризиса в развитии газовой промышленности:

природного газа на всех КЭС России (вариант 3).

3. Группа вариантов с ограничениями на развитие генерирующих мощностей по условиям энергомашиностроения:

генерирующего оборудования до конца расчетного периода, но учитывающий рост потребности в электроэнергии (вариант 4);

достигшим предельного срока службы в 40 лет, и вводами, соответствующими «базовому» варианту Энергосетьпроекта рассчитывался и оптимизационный подвариант, в котором вводы на КЭС не фиксировались, а оптимизировались;

изолированной работе всех ОЭС, входящих в ЕЭС России. При этом структура генерирующих мощностей соответствовала «базовому" варианту Энергосетьпроекта, а межсистемные ЛЭП были отключены во всех режимах;

5. В отдельную группу из трех вариантов были выделены варианты, в которых учитывались условия работы ЕЭС при вероятности наступления маловодья в конце расчетного периода на:

- ГЭС Ангаро-Енисейского каскада в Сибири (вариант 7);

- ГЭС Волжско-Камского каскада в ОЭС Центра и Урала - ГЭС на Северном Кавказе и в ОЭС Северо-Запада (вариант 9).

Во всех этих вариантах выработка электроэнергии остальных ГЭС соответствовала условиям средней водности.

Как видно из перечня этих вариантов, наряду с вариантами, отражающими реализацию угроз природного и технологического характера, анализировались и варианты с реализацией угроз общеэкономического и общественно-политического характера. Некоторые из этих последних вариантов (мораторий АЭС, дефицит газа, изолированные объединенные энергосистемы) представляются мало реалистичными. В то же время, реализация соответствующих угроз, хотя и в существенно меньшей степени, чем это предусматривается в указанных вариантах, вполне вероятна.

Рассмотрение полного проявления этих угроз (максимальной их реализации), как это предполагается в этих "крайних" вариантах, дает возможность оценки предельно широкой области потенциальных угроз, с определением соответствующей области устойчивости энергосистемы и широкой области возможных последствий от их реализации.

изменения (в сторону снижения) вводов генерирующих мощностей «базового» варианта (стратегии развития ЕЭС), режимов работы электростанций, перетоков мощности и электроэнергии по межсистемным связям.

математической модели СОЮЗ с целью моделирования возникающих дефицитных ситуаций в энергосистеме. Для определения величин дефицитов мощности и электроэнергии в математическую модель ЕЭС в структуру мощностей каждой ОЭС была введена фиктивная «подстроечная»

электростанция неограниченной мощности с технико-экономическими показателями, позволяющими ей работать в любой зоне графика электрической нагрузки. Стоимостные показатели этих электростанций и топлива для них были приняты одинаковыми для всех ОЭС и заведомо предельно высокими, чтобы обеспечить их неконкурентоспособность с остальными видами генерирующего оборудования.

Основные результаты расчетов приведены ниже в табл. 3.1 и иллюстрируются на рис. 3.2, 3.3.

Приведенные в табл. 3.1 данные (на конец расчетного периода( следует интерпретировать как недостающие («дефицитные») мощность и электроэнергия для обеспечения нормальных (запланированных) режимов функционирования системы при реализации заданных воздействий на ЭЭС.

Величины этих компенсирующих мощностей и энергии определяются тяжестью воздействий с учетом «оптимального» выбора мероприятий по их компенсации. Предполагается «полная» компенсация, обеспечивающая покрытие балансов мощности (с надежностью не ниже нормативной) и балансов энергии в годовом и сезонном разрезах с учетом маневренных возможностей генерирующего оборудования и заданных ограничений по межсистемным перетокам мощности.

Как следует из результатов расчетов (см. рис. 3.2), по степени воздействия на энергосистемы, рассматриваемые возмущения делятся на следующие группы:

• большие возмущения – ограничение сжигания газа на КЭС (вариант 3) и отсутствие вводов мощностей (вариант 4); суммарный дефицит мощности здесь порядка 30 ГВт (15% суммарной установленной мощности), электроэнергии – более 200 млрд.кВтч (20%);

• средние возмущения – мораторий на АЭС (вариант 2), повышенный демонтаж ТЭС (вариант 5); дефицит мощности 9-13 ГВт (5электроэнергии – 60-90 млрд. кВтч (6-9%);

• малые возмущения – вариант самобаланса ОЭС (вариант 6), варианты с маловодьем на реках (варианты 7,8,9); дефицит мощности составляет 3,5-7 ГВт (1,7-3,5%), энергии – 12-30 млрд. кВтч (1-3%);

«ненадежных» АЭС (вариант 1) с дефицитом мощности порядка 1,3 ГВт и электроэнергии 3 млрд. кВтч (соответственно 0,6% 0,3%).

Дефициты мощности N (МВт) и электроэнергии W (млн. кВтч)

ОЭС ОЭС

ОЭС ОЭС ОЭС ОЭС

след дующие э тражаютс все воз вари иантов с маловодь возм мущениям за искл повы ышенного демонт усло овий топл оказ зывает на нее серьезного во возм мущениям системы Средне Волги и Северо крупномас всле едствие д огра аничения использо Ниже дается более детальная характеристика расчетных вариантов.

Базовый вариант, в котором структура электростанций по ОЭС соответствует направлениям Энергетической стратегии России, обеспечивает покрытие потребностей в электроэнергии в нормальных условиях с высокой надежностью. Это показывают приведенные в табл. 3.2 и 3.3 балансы мощности и электроэнергии ОЭС на конец расчетного периода.

Балансы мощности ОЭС в час совмещенного максимума, ГВт Потребность Покрытие дефицит (-) Потребность Покрытие межсистемных связей. Дефицитными в этом варианте (см. также рис. 3.4), являются системы Северного Кавказа (по электроэнергии) и Центра (по мощности и по электроэнергии), однако прием электроэнергии из соседних электропотребления. Остальные системы в той или иной степени избыточны, наибольшая выдача электроэнергии осуществляется из систем Средней Волги, Сибири (мощности и энергии) и Урала (электроэнергии).

Для ОЭС Северо-Запада характерны режимы работы, когда ее электростанции помогают в снижении дефицитов мощности и энергии зимних рабочих суток в ОЭС Центра, особенно в переменной части графиков нагрузки, а затем разгружаются для приема избытка из Центра. Последнее в наибольшей мере проявляется для зимних выходных и летних рабочих суток.

Рис. 3.4. Годовые перетоки электроэнергии, млрд. кВтч В наиболее зависимом положении с покрытием потребности в мощности и электроэнергии находится ОЭС Центра. Недостаток собственных генерирующих мощностей составляет 1,5 ГВт. Он покрывается передачей мощностей из ОЭС Северо-Запада, а в наибольшей степени от электростанций Средней Волги (в том числе и транзитом через Урал из Сибири). При этом в графике нагрузки зимних рабочих суток принимаемая мощность присутствует во всех зонах, а для остальных характерных графиков требуется выдача мощности в ночные часы из-за ограничений на разгрузку базисных электростанций по техническому минимуму. Получение электроэнергии в ОЭС Центра достигает 14 млрд. кВтч в год, что составляет около 4% общей потребности.

ОЭС Средней Волги является избыточной системой даже при небольших вводах мощностей в ней. Часть мощности ГЭС (до 2,9 ГВт) не используется, а ночью в зимние выходные и летние рабочие сутки большая ее часть находится в резерве, и нагрузка ГЭС падает до минимальной базисной нагрузки. Фактически эта система балансирует избыточные в ночные часы и летом системы европейской части России и Урала.

Электрические связи с ОЭС Урала недостаточны в ряде характерных режимов близких к максимальным нагрузкам ЕЭС.

На Урале достаточно мощностей для обеспечения собственных потребностей и для выдачи в европейские ЭЭС России. Она осуществляется практически во всех режимах, кроме зимних ночных провалов графиков нагрузки, когда требуется обеспечивать разгрузку электростанций на западе ЕЭС. При этом часть мощности транзитом передается в Сибирь, особенно при относительно низкой потребности зимой и в зимние выходные сутки.

ОЭС Сибири тоже избыточная система. При относительно высокой неиспользуемой мощности ГЭС, достигающей 8,4 ГВт, выдача мощности и энергии в западном направлении необходима для обеспечения баланса ЕЭС в целом. Прием электроэнергии от незагруженных электростанций Урала и частично европейских ОЭС требуется в ряде режимов.

Оценка воздействий от реализации угроз энергетической безопасности на структуру и режимы работы ОЭС в вариантах 1- характеризуется следующим.

ОЭС Северного Кавказа (ныне ОЭС Юга) находится в относительно худшем положении по сравнению с остальными системами. Она требует дополнительных мощностей (энергии) по всех рассматриваемых вариантах воздействий (см. табл. 3.1). В наибольшей степени это сказывается в вариантах ограничения использование газа на КЭС и при отсутствии изменений в структуре электростанций (варианты 3 и 4 соответственно).

Необходимая дополнительная мощность достигает 3,9-5,1 ГВт базисной мощности, что составляет 32-42% от максимальной нагрузки системы. При этом передать требуемую мощность из других систем не удается из-за предельной загрузки межсистемной связи Кавказа с ОЭС Центра.

Другую группу вариантов, с наибольшими воздействиями на эту ОЭС, составляют варианты с ограничениями на выработку ГЭС по условиям маловодья (варианты 7,8,9) и при отсутствии возможности ее перераспределения внутри года. В этом случае возникает недостаток маневренных мощностей порядка 1,5 ГВт и более при годовом числе использования этой мощности, составляющем 2300 часов. Естественно, что а наибольшей степени это проявляется в варианте 9, когда маловодье ожидается именно на Кавказе и на Северо-Западе.

Вариант 5, связанный с повышенным демонтажем оборудования КЭС, по последствиям сравним с вариантами маловодья, но при этом требуется базисная мощность. Как и в 3 и 4 вариантах межсистемные связи с Центром в отдельных режимах перегружены.

В вариантах 1 и 2 с ограничениями на развитие АЭС на Северном Кавказе требуется около 1 ГВт дополнительных мощностей для компенсации этого воздействия для работы в переменной части графиков нагрузки.

При изолированной работе ОЭС (вариант 6) несколько увеличивается выработка электроэнергии на тепловых электростанциях ОЭС Кавказа. В целом же ситуация ненамного хуже, чем в базовом варианте.

Таким образом, ОЭС Северного Кавказа требует дополнительных вводов генерирующих мощностей во всех рассмотренных вариантах. Однако, в большинстве случаев они нужны только при прохождении максимальных зимних нагрузок и не требуются в зимние выходные дни и летом (варианты 1, 2, 6-9). Мощности ЛЭП между Кавказом и Центром в этих случаях избыточны, кроме вариантов, связанных с АЭС (варианты 1,2). В то же время, избытков электроэнергии в европейских ОЭС нет, а получить ее из Сибири невозможно по причине недостаточных пропускных способностей в сечениях Волга-Урал и Урал-Сибирь (см. ниже табл. 3.4).

Базисные мощности, потребность в которых возникает в вариантах 2, и 4 при серьезных структурных изменениях в системе, могут быть компенсированы путем строительства новых электростанций на Кавказе либо увеличением пропускных способностей ЛЭП ЕЭС (и не только связи ЦентрКавказ).

Другой системой, наиболее остро воспринимающей все возмущения, является ОЭС Центра. В вариантах 2,3 и 4 величина необходимых компенсационных мероприятий составляет от 6,4 до 11,6 ГВт мощностей для работы в базисной части графиков нагрузки. Несмотря на то, что пропускных способностей связей между Центром и Средней Волгой достаточно для приема энергии из восточных систем, где могут быть избытки (как, например, в варианте 2 – моратория на АЭС – на Урале и в Сибири или 3 – при введении ограничений на использование газа на КЭС – в Сибири), их невозможно выдать из-за ограничений на мощность ЛЭП по сечениям УралВолга и Урал-Сибирь. Вариант 5 требует также базисной мощности, но в несколько меньших размерах (порядка 2,3 ГВт).

Для вариантов 1 и 6 характерны режимы работы подстроечных мощностей как для участия в покрытии переменной части графиков нагрузки, так и для дополнительной выработки электроэнергии в годовом разрезе. Во втором случае требуемая мощность достаточно велика – до 4, ГВт, что является одним из самых крупных последствий от рассматриваемых возмущений в ОЭС Центра. Это объясняется, в первую очередь, тем, что эта система изначально является принимающей.

В других случаях (варианты с малой водой на ГЭС) требуемая мощность необходима для участия в покрытии только маневренной части графиков нагрузки зимнего сезона в связи с невысокой выработкой электроэнергии на ГЭС зимой. Естественно, что наибольшее возмущение происходит при наступлении маловодья на ГЭС Волжско-Камского каскада, когда нехватка электроэнергии в самой ОЭС Центра усиливается недовыработкой энергии на ГЭС Средней Волги и Урала, а выдать дополнительную энергию из Сибири невозможно из-за загрузки ЛЭП между Уралом и Сибирью.

возмущениям энергосистема ЕЭС и для нее любые рассмотренные воздействия проявляются в наибольшей степени.

Третьей системой, в которой могут возникнуть крупные проблемы, является ОЭС Урала. При ограничениях на использование газа на КЭС (вариант 3) необходимая компенсация приближается к 15 ГВт мощности с выработкой около 119 млрд. кВтч, что составляет почти 41% от общей потребности в электроэнергии на Урале. Несколько меньше эти величины в варианте 4 (приблизительно в 2 раза) и при повышенном демонтаже – в варианте 5 еще в 2 раза). В них также требуются компенсирующие мощности базовых электростанций.

Меньше зависимость ОЭС Урала от возможной изолированной работы этой системы от остальной ЕЭС (вариант 3). В этом случае требуется только компенсация недовыработки в зимних рабочих сутках в пределах 3,5 млрд.

кВтч при 1,7 ГВт мощности.

межсистемных ЛЭП в направлениях Средней Волги и Сибири.

Остальные возможные возмущения никакого влияния на структуру незначительным изменениям режимов их работы.

Значительные возмущения могут ожидаться в ОЭС СевероЗапада в вариантах 2 и 4. Для варианта 4 они достигают наибольшей величины – более 35 млрд. кВтч выработки базисной мощности. При моратории на развитие АЭС выработка падает до 27 млрд. кВтч (более 30% от общей потребности в электроэнергии в системе), но остается достаточно высокой.

Ограничение газа на КЭС в ОЭС Северо-Запада (вариант 3) сказывается в меньшей степени, но требует до 1,2 ГВт базисных мощностей с высокой выработкой по обоим сезонам года.

Вариант 1, связанный с выводом из работы ряда энергоблоков АЭС, сопоставим по последствиям (относительно незначительным) с ожидаемым маловодьем на ГЭС Северо-Запада и Кавказа (вариант 9). В обоих этих вариантах требуется мощность, компенсирующая дефицит энергии зимой (в основном в рабочие сутки).

Некоторое влияние оказывает и маловодье на Волжских ГЭС (вариант 8), но по аналогии с вариантом 9 требуется незначительная компенсация зимней выработки электроэнергии.

В системе высока доля относительно нового оборудования на КЭС.

Поэтому, в варианте 5 (с высоким демонтажем КЭС) нет необходимости в значительной подстройке для его компенсации.

Поскольку ОЭС Северо-Запада – избыточная система, другие варианты возмущений существенного влияния на данную систему не оказывают.

В ОЭС Сибири - избытки, как мощности, так и электроэнергии.

Принятая пропускная способность связей Сибири с Уралом не позволяет выдать их на запад. Поэтому большинство возмущений, связанных с проблемами в развитии АЭС и ограничением газа на КЭС (варианты 1, 2 и 3), не сказываются на этой энергосистеме.

Значительно может повлиять на структуру генерирующих мощностей маловодие на ГЭС Ангаро-Енисейского каскада (вариант 7). Уменьшение выработки на ГЭС на 37,9 млрд. кВтч приводит к необходимости ее компенсации в Сибири на величину до 25,1 млрд. кВтч при мощности 5, ГВт. Однако она необходима лишь для устранения дефицита в зимнем сезоне. Летом воды в водохранилищах ГЭС хватает для обеспечения всей потребности.

Несколько меньший недостаток электроэнергии может появиться в варианте 4, когда структура электростанций остается неизменной. Но при этом требуется уже около 2,5 ГВт базисной мощности.

Еще меньшее влияние проявляется в двух других вариантах маловодья – вариантах 8 и 9. Здесь требуется обеспечить баланс энергии в зимнем сезоне. Для этого требуется около 1,2 ГВт дополнительных мощностей при выработке около 5-5,5 млрд. кВтч.

Учитывая невысокую долю конденсационного оборудования на электростанциях Сибири, повышенный демонтаж устаревшего оборудования КЭС в варианте 5 не требует значительных усилий на его компенсацию.

Однако, до 1,0 ГВт базисных мощностей в этом случае все же необходимо.

Влияние фактора разрыва связей ОЭС Сибири с другими системами на энергосистему Сибири незначительно.

Наиболее легко переносит все возмущения ОЭС Средней Волги. Самое заметное влияние оказывает на ее функционирование отказ от изменений в структуре электростанций (вариант 4). Потребность в дополнительной электроэнергии в этом варианте достигает 21% от электропотребления Средней Волги.

Приблизительно одинаковая ситуация в двух других вариантах. При останове всех АЭС (вариант 2) и ограничении на использование газа на КЭС (вариант 3) последствия менее тяжелые, но требуется соответственно около 1,0 и 1,6 ГВт дополнительных мощностей с выработкой 7,7-12,7 млрд. кВтч.

Учитывая высокую долю ГЭС в структуре генерирующих мощностей ОЭС Волги, во всех трех вариантах требуется компенсирующая базисная мощность.

В остальных рассмотренных вариантах никаких заметных последствий, кроме некоторого изменения режимов работы электростанций, в первую очередь ТЭС, не наблюдается. При этом сказываются относительная избыточность ОЭС Средней Волги и ее местоположение, позволяющее использовать транзитные перетоки электроэнергии в обоих направлениях.

Анализ использования пропускных способностей межсистемных связей в рассматриваемых вариантах приводит к следующим выводам.

Данные о свободных пропускных способностях межсистемных связей на конец расчетного периода в этих вариантах приведены в табл. 3.4.

Запас пропускных способностей межсистемных ЛЭП Северо-Запад – Центр величиной порядка 400 МВт. Даже в самых тяжелых случаях эта связь не загружена до предельной величины.

Связи между ОЭС Средней Волги и Сибири перегружены во всех рассмотренных ситуациях, включая даже базисный вариант. Усилении этих связей необходимо в первую очередь.

большинстве случаев. Запас пропускной способности в этом сечении есть лишь при относительно слабых возмущениях в вариантах 1, 7-9, однако и он будет исчерпан в случае усиления связей по трассе Средняя волга – Урал – Сибирь. Сечение Северный Кавказ-Центр – слабое звено схемы межсистемных связей ЕЭС (особенно при разомкнутых связях через Украину), которое требует усиления.

Относительно благополучно в рассматриваемых ситуациях положение со связью Центр - Средняя Волга. Эта связь наиболее сильна среди других и практически во всех вариантах имеется определенный запас ее пропускной способности. В то же время, следует иметь в виду, что такое положение в значительной степени определяется существующими ограничениями по выдаче электроэнергии из систем Сибири и Урала. В случае снятия этих ограничений связь ОЭС Центра со Средней волгой будет во многих случаях уже недостаточной.

3.1.2.2. Пример формирования и обоснования мер по обеспечению электроэнергетической безопасности страны Среди множества мер по обеспечению энергетической безопасности ниже рассматриваются превентивные меры, предназначенные для подготовки электроэнергетических систем к возможным возмущениям с большой заблаговременностью. Эти меры сводятся к тем или иным долговременным изменениям свойств ЭЭС и их структуры.

дополнительное резервирование генерирующих мощностей, линий электропередачи, в системах топливоснабжения; увеличение уровня самобалансирования ЭЭС по мощности, электроэнергии и топливу;

обновление энергетического оборудования с демонтажем морально и физически изношенного оборудования; диверсификация электроснабжения с расширением состава и структуры генерирующих мощностей, видов используемого топлива, увеличением объемов использования нетрадиционных видов энергоресурсов, оборудования малой мощности и др.

Наряду с мерами технического характера, важнейшее значение имеют меры: экономические, правовые, организационные и др. Не все эти мероприятия могут быть оценены количественно. Ниже рассматривается ограниченный набор мер, допускающих технико-экономическую оценку последствий от их реализации.

Вообще говоря, как это предусматривается методикой решения этой задачи изложенный в п. 3.1.1, такая оценка должна производиться на всем множестве возможных последствий реализации всех угроз энергетической критических ситуаций используются лишь две наиболее сложные и тяжелые ситуации по своим последствиям: срыв обеспечения газом КЭС в европейских районах России и мораторий на развитие ядерной энергетики с выводом из эксплуатации всех АЭС.

указанной методики. Анализ ограничивается этапом формирования платежной матрицы без окончательного выбора рациональных мероприятий.

В основе анализа лежит сопоставление в критических ситуациях последствий альтернативных вариантов с проведением и без проведения рассматриваемых мероприятий по повышению энергетической безопасности ЕЭС России.

Прежде чем охарактеризовать оцениваемые мероприятия, дадим детальную картину последствий в ЕЭС от наступления названных выше критических ситуаций на конец расчетного периода (без проведения специальных мероприятий).

мощностей ЕЭС оказывает ситуация с ограничением использования газа на конденсационных электростанциях. В этом случае в целом по ЕЭС выпадает почти 46 ГВт генерирующих мощностей, работающих на природном газе (см. табл. 3.5).

Располагаемые мощности оборудования на природном газе, МВт оборудование Балансы мощности и электроэнергии для этой ситуации приведены в табл. 3.6 и 3.7, а годовые перетоки электроэнергии – на рис. 3.5.

Балансы мощности ОЭС в час совмещенного максимума, ГВт Потребность Покрытие дефицит (-) Потребность Покрытие Строки «подстройка» в этих таблицах определяют необходимые компенсирующие мероприятия для покрытия возникающих дефицитов мощности и электроэнергии в энергосистемах. Как видно из этих таблиц, суммарная величина мощности по ЕЭС этих мероприятий составляет 34 ГВт при выработке около 267 млрд. кВтч. Запас прочности по мощности, заложенный в базовом варианте, позволил скомпенсировать более 11 ГВт выбывшей мощности КЭС на газе.

Рис. 3.5. Годовые перетоки электроэнергии, млрд. кВтч Наибольшие последствия наступления этой критической ситуации имеют место в ОЭС Урала, где требуются дополнительные вводы почти ГВт компенсирующих мощностей с выработкой до 119 млрд. кВтч. Это объясняется большими объемами генерирующего оборудования на природном газе в этой системе.

ОЭС Урала из избыточной энергосистемы (в базовом варианте) превращается в дефицитную (см. рис. 3.5). Увеличение выдачи из ОЭС Сибири за счет роста выработки на ТЭС и снижения неиспользуемой мощности ГЭС в зимний период, полностью используется на Урале.

Остальной дефицит может компенсироваться только дополнительными вводами «подстроечных» мощностей; передача электроэнергии из ОЭС Волги на Урал невозможна из-за дефицитности западных систем и большей эффективности ее передачи именно на запад ЕЭС. Таким образом, тенденция выдачи энергии из избыточных восточных ОЭС в западные меняется на относительную сбалансированность этих систем.

Значительно изменились режимы работы межсистемных связей Урала. Теперь электростанции Урала выдают мощность в Сибирь только лишь при пониженных уровнях нагрузок в зимние выходные и летние сутки.

Между системами Урала и Волги организуются реверсивные перетоки, когда ночью переток направлен на восток, а днем – на запад.

В ОЭС Центра также складывается сложная ситуация. Необходимо компенсировать выбытие более 13,8 ГВт мощностей газовых КЭС. Для этого потребовалось уменьшить выдачу энергии на Северный Кавказ и ввести дополнительно 11,6 ГВт компенсирующих мощностей.

Не очень большая (5,1 ГВт), но относительно высокая для системы (почти 35% суммарной установленной мощности), величина компенсирующих мощностей нужна для ОЭС Северного Кавказа. Дефицит в ней, из-за выбытия 6 ГВт генерирующих мощностей, усиливается недополучением энергии из Центра (почти 1,2 млрд. кВтч). Поэтому перетоки энергии между этими системами превращаются из энергетических в реверсивные. С Кавказа часть мощности выдается в ночные часы.

Меньшее, примерно одинаковое по величине, влияние «снятия» газа с КЭС на системы Северо-Запада и Средней Волги приводит, однако, к различным последствиям. Если Северо-Запад становится принимающим по энергии, то Средняя Волга остается избыточной. Мощности ГЭС в ней используются теперь полностью, несколько увеличивается выработка электроэнергии на ТЭЦ.

Наступление рассматриваемой чрезвычайной ситуации не оказывает никакого влияния на структуру ОЭС Сибири. Сказывается большая избыточность этой системы, как по мощности, так и по энергии.

Последствия введения моратория на атомные электростанции для структуры ЕЭС также весьма значительны. В таблице 3.8 приведены мощности АЭС, которые необходимо компенсировать в случае их выбытия из энергетического баланса.

Результаты расчетов показывают, что для этого требуется 13,3 гВт генерирующих мощностей при выработке 91,3 млрд. кВтч в год. Это меньше, чем выводимая мощность АЭС. За счет организации межсистемных перетоков электроэнергии, снижения неиспользуемой мощности ГЭС и увеличения выработки на тепловых электростанциях ( в первую очередь на КЭС), удалось компенсировать часть выбывающих мощностей.

Общая картина, когда основные энергетические потоки направлены с востока на запад сохраняется. Почти в два раза увеличивается энергоотдача ОЭС Сибири. Но этот прирост целиком остается на Урале. Поэтому дополнительных мощностей здесь не требуется.

В табл. 3.9 и 3.10 приведены балансы мощности и энергии для этой ситуации. На рис. 3.6 показаны годовые перетоки электроэнергии между системами.

Балансы мощности ОЭС в час совмещенного максимума, ГВт Потребность Покрытие дефицит (-) Потребность Покрытие В связи с необходимостью компенсации возникающего дефицита, требуется улучшить режимы использования ГЭС и увеличить выработку на ТЭС Средней Волги. Однако потребности западных энергосистем не компенсируются этим мероприятием, несмотря на дополнительные «подстроечные» вводы на Волге. Фактически эта система становится дефицитной. Основную функцию – обеспечение покрытия переменной части графиков нагрузки европейской части ЕЭС – ОЭС Средней Волги выполняет при поддержке передачи мощности от сибирских электростанций транзитом через Урал.

Рис. 3.6. Годовые перетоки электроэнергии, млрд. кВтч Значительно изменяются функции ОЭС Северного Кавказа. В ней вводятся подстроечные мероприятия, компенсирующие не только собственный недостаток мощностей, который ранее покрывался из Центра, но частично и дефициты других западных систем.

структуру электростанций в ОЭС Центра. Нужна компенсация почти 9 ГВт мощностей АЭС при снижении приема из ОЭС Средней Волги. Поэтому, помимо дополнительного ввода компенсирующих мощностей, необходимо обеспечить и перетоки мощности в ОЭС Северо-Запада в основном при относительно низких нагрузках в зимние выходные сутки и летом.

Наиболее серьезно вывод из работы АЭС отразится на ОЭС СевероЗапада. Для его компенсации требуется ввод 3,8 ГВт мощности с выработкой 27,6 млрд. кВтч. Несмотря на это, более 1 млрд. кВтч приходится принимать из ОЭС Центра, обеспечивая при этом реверсивные потоки мощности для нормализации режимов ТЭС в европейских районах.

В силу своей избыточности в структуре ОЭС Сибири не требуется изменений в рассматриваемой ситуации.

Рассматриваемые мероприятия по повышению энергетической безопасности носят долгосрочный характер и включают в себя дополнительные меры, связанные с изменением структуры генерирующих мощностей и схемы межсистемных электрических связей.

Анализируются следующие мероприятия:

1. Усиление схемы линий электропередачи ЕЭС России.

Предполагается продолжение сооружения ЛЭП 1150 кВ с продлением ее трассы в направлении от ОЭС Урала через ОЭЭС Средней Волги к ОЭС Центра, с доведением пропускных способностей межсистемных связей в сечениях Сибирь-Урал и Урал-Средняя Волга до 7-8 ГВт на конец расчетного периода. Для анализа последствий этих мер рассчитаны два варианта для условий срыва поставок газа (вариант 1) и моратория на АЭС (вариант 2).

2. Замена предусматриваемых вводов в европейских системах (включая Урал) КЭС на газе на угольные КЭС. Размещение угольных КЭС по ОЭС предполагается таким же, как для замещаемых газовых электростанций в базовом варианте. Суммарный объем замещаемых мощностей составляет 11,3 ГВт. Этому мероприятию соответствует расчетный вариант (номер 3) для условий снятия газа с КЭС.

3. Вводы дополнительных генерирующих мощностей на угольных КЭС, в объемах, обеспечивающих нормальную работу всех ОЭС при полном разрыве межсистемных электрических связей между объединенными системами. Мощность дополнительно вводимых электростанций к концу расчетного периода составляет 7,1 ГВт, в т.ч. 4,5 ГВт в ОЭС Центра, 0,8 ГВт на Северном Кавказе, 1,7 ГВт в ОЭС Урала и 0,2 ГВт на Северо-Западе. Расчетные варианты 4 и 5 описывают последствия этих мероприятий при отсутствии газа на КЭС и моратории на АЭС.

4. Дополнительный вывод из эксплуатации конденсационных электростанций с увеличением его объемов сверх базового варианта до величины, соответствующей предельному сроку службы оборудования в лет. Предполагается консервация этих дополнительно выводимых мощностей с возможностью восстановления их работоспособности в случае необходимости. На величину дополнительно выводимых из эксплуатации мощностей предусматривается ввод новых КЭС на угле с размещением их в тех же ОЭС. Общий объем этих вводов показан в табл. 3.11. Результатам реализации этих мероприятий соответствуют расчетные варианты 6 и 7 для условий снятия газа с КЭС и моратория на АЭС.

Весь состав расчетных вариантов показан в табл. 3.12.

Мероприятия Усиление Вводы Вводы под Консервация Мораторий на АЭС В табл. 3.13 приведены основные результаты расчетов вариантов на модели СОЮЗ: компенсирующие мощности и выработка электроэнергии по ОЭС на конец расчетного периода, требуемые для обеспечения нормальной обеспечению энергетической безопасности для рассматриваемых критических ситуаций.

Компенсирующие мощность и выработка электроэнергии Показатели Мощность, ГВт Выработка, млрд. кВтч Усиление схемы межсистемных ЛЭП (мероприятие 1), как это следует из табл. 3.13 и табл. 3.1, позволяет снизить (относительно соответствующих вариантов 2 и 3 п. 3.1.2.1 без проведения дополнительных мероприятий) компенсирующие (недостающие) мощность и электроэнергию по системе в целом в следующих размерах:

Снижение уровня компенсации В обоих расчетных вариантах (1 и 2) оптимизировалось развитие пропускных способностей в сечениях ОЭС Сибири – ОЭС Урала, ОЭС Ср.

Волги – ОЭС Урала (с ограничением не выше 6 ГВт) и ОЭС Ср. Волга – ОЭС Центра (без ограничений). В результате требуемые пропускные способности в первых двух сечениях составили 6 ГВт, в сечении Ср. Волга – Центр – 6,1ГВт.

В условиях ограничения использования газа на КЭС (вариант 1) дополнительное развитие линий электропередачи позволило:

• снизить (на 3,5 ГВт) неиспользованную в балансе мощность сибирских ГЭС с передачей дополнительной мощности этих ГЭС в европейские энергосистемы России;

электроэнергии на 0,7 ГВт и 2,8 млрд. кВтч; это снижение произошло в системах с наибольшими дефицитами в рассматриваемой ситуации (Урала – на 1,2 ГВт, Центра на 2,0 ГВт, северного Кавказа – 0,6 ГВт), перераспределение «компенсирующих» мощностей и электроэнергии по ОЭС привело к их выравниванию по ОЭС.

В ситуации моратория на АЭС (вариант 2) развитие электрических связей обеспечило еще большее вовлечение мощностей сибирских ГЭС в балансы мощности (на 3,5 ГВт) и, за счет изменения режимов работы генерирующего оборудования и переразмещения «компенсирующих»

мощностей, снижение уровня недостающей мощности по ЕЭС на 2,8 ГВт.

Больший, чем в варианте 1, эффект объясняется большими адаптационными возможностями системы вследствие большей маневренности генерирующего оборудования из-за отсутствия в структуре системы атомных электростанций.

Снижение недостающей выработки электроэнергии в обоих вариантах невелико и практически одинаково (2,7-2,8 млрд. кВтч в год) и обусловлено соответствующим увеличением выработки в основном на ТЭЦ.

Замена вводов мощностей газо-мазутных КЭС на вводы угольных КЭС (мероприятие 2) в ситуации с ограничением газа на КЭС (вариант 3) эквивалентно увеличению мощностей КЭС в системе на 11,3 ГВт к концу расчетного периода. Размещение вводимых мощностей по ОЭС в этой ситуации почти соответствует распределению «подстроечных» мощностей, компенсирующих недостаток мощности в системах. Это позволило существенно снизить недостатки мощности в системе и электроэнергии, суммарно по ЕЭС соответственно на 10,2 ГВт и 86,5 млрд. кВтч в год. Это снижение произошло в местах наибольшего дефицита мощностей: ОЭС Урала – мощностью несколько большей, чем вводы КЭС, Центра – в соответствии с вводами, Средней Волги – полная компенсация нехватки мощности и Северного Кавказа – частичная компенсация.

В ситуации с мораторием на АЭС замена топлива на вводимых КЭС, без изменения их установленных мощностей не должна приводить к существенным изменениям и не дает положительного эффекта, поэтому эта ситуация на рассматривалась.

Реализация третьего мероприятия («самобалансирующие» вводы ЕЭС) предполагает дополнительные вводы 7,1 ГВт мощностей КЭС на угле.

В результате ограничения газа на КЭС (вариант 4) проведение этих мер обеспечивает снижение недостатка мощности в системе в целом на 5,6 ГВт;

снижение по ОЭС примерно пропорционально дополнительным вводам мощностей. Поскольку распределение этих вводов (максимум в ОЭС Центра 4,5 ГВт, затем на Урале – 1,7 ГВт и в др. ОЭС) не соответствует размещению по ОЭС «компенсирующих» мощностей (наибольший 14,7 ГВт на Урале, затем 11,6 ГВт в Центре и менее в др. ОЭС); то ОЭС Урала остается с большим недостатком мощностей.

В другой кризисной ситуации, при моратории на АЭС (вариант 5), влияющим только на европейские районы России, ситуация обратная:

дополнительные вводы на Урале (1,7 ГВт) становятся ненужными. В результате суммарное снижение недостатка генерирующих мощностей в системе составляет только 4,6 ГВт, распределение этого снижения по ОЭС, за исключением ОЭС Урала, близко к распределению в ситуации «ограничения газа на КЭС».

Аналогичная картина имеет место и для ликвидации недовыработки электроэнергии в результате реализации этого мероприятия в двух рассматриваемых критических ситуациях – снижение недовыработки соответственно на 46, 2 и 42,8 млрд. кВтч в год.

Последнее оцениваемое мероприятие – увеличенный вывод из эксплуатации КЭС с их консервацией эквивалентно увеличению установленных мощностей ЕЭС на 14,3 ГВт с размещением их большей частью в восточных районах системы: на Урале (5,0 ГВт) и в Сибири (3, ГВт) и в меньшей степени в ОЭС Центра (3,1 ГВт), Северного Кавказа (2, ГВт) и Северо-Запада (0,6 ГВт).

Для условий ограничения газа на КЭС (вариант 6) размещение «подстроечных» мощностей, ликвидирующих нехватку мощности, за исключением ОЭС Сибири, не дефицита мощности нет и новые мощности избыточны. Это позволило снизить нехватку мощности в системе в целом на 8,7 ГВт, с территориальным размещением этого снижения соответствующим вводам дополнительных мощностей (за исключением ОЭС Сибири).

В ситуации с мораторием на АЭС (вариант 7) дефицитов мощности нет не только в Сибири, но и на Урале. Поэтому размещение дополнительной мощности в этих системах избыточно и не дает эффекта при полной загрузке межсистемной связи в сечении Средняя Волга - Урал. Суммарное снижение нехватки мощностей в системе, в связи с этим, оказывается ниже – 4,9 ГВт, что, тем не менее, позволяет полностью снять дефициты м мощности в ОЭС Ср.Волги, нехватка мощностей остается лишь в ОЭС Центра (5,5 ГВт) и Северо-Запада (2,9 ГВт).

Снижение недовыработки электроэнергии в результате реализации этого мероприятия составляет 89,3 и 41,8 млрд. кВтч для соответственно ситуаций «снятия газа» с КЭС и моратория на АЭС.

Анализ всех выполненных расчетов показывает, что оцениваемые мероприятия существенно отличаются по уровню затрат на их реализацию, масштабам потенциально возможных компенсаций недостатка мощностей и выработки электроэнергии, объемам реальных компенсаций в разных критических ситуациях, структурой и территориальным размещением получаемых энергетических эффектов.

Все это, в условиях большой неопределенности условий развития ЕЭС, значительно затрудняет выбор рациональных мероприятий по повышению энергетической безопасности страны.

По объему затрат на реализацию оцениваемых мероприятий их можно классифицировать следующим образом.

Наименьших затрат требует усиление пропускных способностей межсистемных связей по направлению ОЭС Центра-Ср.Волги-УралаСибири. Хотя это мероприятие в рассматриваемых критических ситуациях дает относительно небольшое снижение нехватки генерирующих мощностей (до 1,8 ГВт), полная загрузка ЛЭП во всех сечениях по этой трассе практически во всех расчетных вариантах свидетельствует о высокой эффективности усиления этих электрических связей.

Относительно небольших затрат (в первую очередь из-за увеличения затрат на топливо) требуется для реализации второго мероприятия – перевода всех новых вводимых КЭС на твердое топливо.

Потенциально возможный эффект (снижение нехватки мощности на 11,3 ГВт) в наибольшей степени реализуется в ситуации с «ограничением»

газа на КЭС; в то же время, в ситуации с мораторием на АЭС, это мероприятие не дает положительного эффекта и даже увеличивает затраты на функционирование системы.

Больших прямых затрат потребует реализация третьего мероприятия – повышенного вывода из эксплуатации устаревшего генерирующего оборудования на КЭС с последующей его консервацией, поскольку предполагается ввод новых мощностей КЭС, компенсирующих это выбытие мощностей. Однако, учитывая множество положительных эффектов (снижение расхода топлива на новых КЭС, уменьшение аварийности энергетического оборудования и затрат на плановые и восстановительные ремонты и др.), а также то, что затраты на сооружение новых КЭС все равно бы потребовалось в будущем при последующем демонтаже оборудования, можно считать это мероприятие относительно дешевым. Реализация этих мер с потенциальным эффектом порядка 14,3 ГВт компенсирующей мощности приводит к снижению недостатка мощностей на 4,9-8,7 ГВт в рассматриваемых критических ситуациях. Требует особого рассмотрения вопрос об ускоренном выводе из эксплуатации устаревшего оборудования КЭС в системах Урала и Сибири.

Наиболее дорогостоящим является вариант с дополнительными вводами мощностей на КЭС, обеспечивающими нормальную работу ОЭС в условиях полного самобаланса ОЭС по электроэнергии. В то же время, при потенциальном эффекте в 7,1 ГВт снижения нехватки мощностей, он обеспечивает достаточно полное использование этого эффекта (4,6-5,6 ГВт) в рассматриваемых ситуациях.

Как следует из проведенных расчетов, ни одно из оцениваемых мероприятий само по себе не обеспечивает полной компенсации негативных последствий от наступления рассматриваемых критических ситуаций. Для этой цели требуется определенная комбинация этих и других мер. Поскольку усиление межсистемных электрических связей существенно увеличивает способность энергосистем адаптироваться к различным неопределенным внешним условиям, представляется, что развитие этих связей должно быть в списке первоочередных мероприятий.

Относительная эффективность (в МВт снижения дефицита мощности на тысячу долларов дополнительных капиталовложений) в 2-3 раза выше, чем вводы дополнительных генерирующих мощностей.

Следует также отметить, что адаптационная способность базового варианта развития ЕЭС, даже без специальных мероприятий по повышению энергетической безопасности, довольно велика и позволяет полностью компенсировать длительное выбытие (вследствие неблагоприятных ситуаций) генерирующих мощностей на величину порядка 5-10 ГВт с соответствующей недовыработкой электроэнергии 30-60 млрд. кВтч в год.

В заключение отметим, что приведенные расчеты, хотя и выполнены на реальной информации, имеют все таки больше иллюстративный характер с целью демонстрации возможностей использования предлагаемых в работе математических моделей и показа техники анализа и состава учитываемых при этом факторов.

3.2. Моделирование стратегий электросбережения при оптимизации 3.2.1. Электросбережение и проблемы покрытия графиков Одним из важнейших факторов поддержания роста производства в условиях ограниченных капиталовложений в развитие электроэнергетики является экономия электроэнергии у потребителей. Удельные показатели потенциала электросбережения в российской экономике превышают показатели развитых стран в 3 – 4 раза, большая часть этого потенциала приходится на сектор потребления, характеризуемый, особенно в непромышленной сфере экономики, отсутствием целенаправленной и организованной работы по сбережению электроэнергии и пока еще достаточно слабым действием рыночных стимулов.

По степени затратности мероприятия по электросбережению можно разделить на три группы [116]: малозатратные (наведение порядка в использовании электроэнергии), капиталоемкие (требующие значительных инвестиций) и сопутствующие техническому прогрессу (реализуемые в процессе технического перевооружения потребителей).

Поскольку электросбережение способно частично компенсировать рост электрической нагрузки, его проведение напрямую сказывается и на электроэнергетика которой характеризуется большой неравномерностью размещения генерирующих мощностей на территории страны, массовое внедрение электросберегающих технологий упрощает решение задач по передаче электрической энергии из избыточных регионов в дефицитные. В перспективе, электросбережение позволит обеспечить дополнительную гибкость схеме электрических сетей России, облегчит ее поэтапное развитие и возможность приспособления к влиянию таких факторов, как рост электрической нагрузки, развитие электростанций и изменения направлений потоков мощности.

Второй, не менее важной проблемой покрытия электрической нагрузки является ее неравномерность, которая оказывает сильное воздействие на режимы энергосистемы. Так суточная и недельная неравномерность электропотребления сказывается на загруженности электростанций в часы минимума нагрузки и в выходные дни, что ведет к частым пускам и остановам энергетического оборудования и вызывает его износ и перерасход топлива. Годовая неравномерность является решающим фактором при планировании ремонтов.

Поскольку стоимость производства электроэнергии при неравномерном графике нагрузки при равных прочих условиях всегда выше, чем при равномерном, вопрос эффективного и рационального покрытия графика электросбережение.

высокоманевренного оборудования, способного покрывать пики графиков нагрузки и отключаться на время их провалов, что, однако, связано со значительными капитальными затратами.

В качестве альтернативы выступает искусственное уплотнение графика нагрузки - его выравнивание посредством привлечения потребителейрегуляторов (ПР). Несмотря на относительно большой объем методических наработок в области изучения ПР, отсутствует сколько-нибудь четкое определение ПР. В разных работах под этим понятием подразумеваются как потребитель, спроектированный для работы в режиме, согласованном с графиком нагрузки ЭЭС, так и потребитель, работающий только в часы суточного (ночного) или недельного (выходные дни) провалов графика электрических нагрузок или еще более общее понятие - управление спросом.

В данной работе под ПР будет подразумеваться потребитель электрической энергии, способный работать в режиме согласованном с ЭЭС, способствующем заполнению провалов и (или) снятию пиков графика электрических нагрузок (суточных, недельных, годовых).

Физически можно выделить два основных вида ПР - специальные (делящиеся в свою очередь на системные и продуктовые) и ПР на базе обычных производств (подразделяющиеся на осуществляющие регулирование на основе имеющихся резервов и требующие установки дополнительного оборудования).

Проведенное исследование современного уровня развития ПР [ 117 ] показало, что большие возможности приложения регулирующих воздействий связаны с системами электрического нагрева воды для нужд отопления и горячего водоснабжения (преобразования электроэнергии в тепловую энергию с ее последующим аккумулированием).

3.2.2. Применение математических моделей для решения задачи Для решения проблем энергосбережения и управления электрической грузкой применяется широкий набор методов и средств: правовые и технические нормы и правила, методы экономического стимулирования (льготы, субсидии и др.), дифференциация тарифов на электроэнергию и др.

электросбережению и уплотнению графиков электрической нагрузки в процессе перспективного прогнозирования ЭЭС можно добиться путем заблаговременного и совместного изучения состава, энергетических и экономических характеристик потребителей электрической энергии, структуры генерирующих мощностей ЭЭС, а также использования межсистемных связей, т. е. через решение задачи комплексной оптимизации структуры генерирующих мощностей ЭЭС и потребителей электроэнергии.

Из анализа существующих оптимизационных моделей ЭЭС можно сделать следующие выводы:

- к настоящему времени известно большое количество различных моделей развития ЭЭС, тем не менее, способных применяться только для достаточно узкоспециализированных исследований – либо в рамках изучения поведения потребителя электроэнергии в зависимости от конкретных параметров генерации, либо для определения оптимальной структуры развития ЭЭС при заданных уровнях и структуре электрической нагрузки;

- вопрос разработки моделей для исследования потребителей электроэнергии при управлении развитием электроэнергетических систем является открытым и малоизученным. Его актуальность будет возрастать в силу необходимости проведения исследований развития электроэнергетики в условиях возможного роста дефицита генерирующих мощностей и более четко определяющихся перспектив влияния на режимы ЭЭС потребителей электроэнергии путем как изменения режимов электропотребления, так и реализацией мероприятий по электросбережению.

По результатам сравнительного анализа различных математических моделей оптимизации электроэнергетики, наиболее подходящей для решения задачи исследования потребителей электроэнергии при управлении развитием электроэнергетических систем оказалась модель СОЮЗ [ 6 ] имеющая по отношению к конкурентным разработкам ряд преимуществ:

- определенная гибкость модели, обеспечивающая построение многих моделей элементов ЭЭС, отличающихся степенью агрегирования, связями, составом и способами учета различных факторов, критериями решения задач и т.д.

- наиболее полное соответствие требованиям оптимизационных исследований в электроэнергетике;

- возможность развития модели в целях исследования эффективности электроэнергетических систем.

Для адаптации системы СОЮЗ к задачам исследования потребителей электроэнергии при управлении развитием электроэнергетических систем произведено ее дополнение соответствующим блоком математических моделей [6,118,119].

Идея использования для этой цели оптимизационных моделей ЭЭС с включением в них блоков, описывающих потребителей-регуляторов и энергосберегающих мероприятий, принадлежит автору настоящей диссертационной работы. Формулировка соответствующей модификации модели СОЮЗ выполнена автором и В.В. Ханаевым совместно. Методика апробирована В.В. Ханаевым в ходе выполнения им под руководством автора своей диссертационной работы.

Поскольку по степени влияния на электропотребление определено два вида воздействий: изменение уровня электропотребления путем проведения различных мероприятий, направленных на электросбережение и снижение неравномерности графиков нагрузки (потребители-регуляторы), именно их модели предлагается использовать для решения задачи комплексной оптимизации развития ЭЭС и потребителей электроэнергии.

рациональной структуры ЭЭС по типам электростанций и оборудования, мероприятия по электросбережению можно рассматривать как один из «способов» покрытия нагрузки ЭЭС, т.е. сопоставить их с выработкой характеризуются следующими основными параметрами:

электросбережением;

- капиталовложениями на реконструкцию или замену электроприемников (производственного и вспомогательного оборудования, осветительных приборов и т.д.);

- издержками на эксплуатацию и текущее обслуживание подвергшегося реконструкции или замене оборудования (содержание обслуживающего персонала, ремонт, запасные части и другое).

Пусть k-ый потребитель электрической энергии проводит мероприятие или ряд мероприятий, направленных на повышение эффективности Математическую модель этого потребителя можно представить следующим образом:

В этой модели выражение (3.10) определяет энергетический эффект или нагрузки потребителя до проведения мероприятия по электросбережению N k и после - N k'.

В обычном режиме работы часть электроприемников, принадлежащих потребителю, может не использоваться, либо находиться в ремонте. Тогда, в мероприятий по электросбережению, выражение (3.10) можно записать в виде (3.11), где является суммарной мощностью эффекта в области покрытии зоны продолжительностью расчетных суток. Параметр ks определяет максимальную долю мощности «готовности» мощности потребителя и определяется согласно зависимости (3.12).

соответственно аварийного простоя и плановых текущих и капитальных ремонтов технологического оборудования k-го потребителя для s-ых расчетных суток.

Смысл выражения (3.11) заключается в том, что суммарная мощность электросбережения k-го потребителя электроэнергии после проведения мероприятий по электросбережению не может превышать суммарную установленную мощность используемого им технологического оборудования с учетом ремонтного, аварийного и технологического простоев.

Капиталовложения и издержки на эксплуатацию, необходимые для проведения мероприятий по электросбережению определяются согласно уравнениям (3.13 – 3.15). Смысл этих уравнений заключается в следующем:

Допустим, что до проведения мероприятий по электросбережению технологический процесс k-го потребителя электроэнергии характеризовался мероприятий, требующих на свое внедрение некоторых капитальных затрат Kk, технологический процесс будет характеризоваться текущими затратами ЗТk электросберегающее мероприятие, в этом случае будут определяться согласно (3.13) и равняться отношению капитальных затрат Kk и эффекта в области электросбережения.

В свою очередь ежегодные издержки, которыми сопровождается процесс эксплуатации оборудования или текущие затраты (денежные и материальные) характеризуются зависимостью (3.14). Если после проведения мероприятий по электросбережению текущие затраты потребителя электроэнергии снижаются, то величина ЗТ может быть отрицательной.

С учетом (3.14) удельные эксплуатационные издержки, измеряющиеся в рублях на кВт и позволяющие обеспечить электросбережение, можно записать в виде (3.15).

Зависимость издержек от режима работы потребителя электроэнергии не учитывается, поэтому переменные издержки включены в состав ежегодных издержек.

При описании в модели ЭЭС потребителя-регулятора следует учесть ряд следующих моментов:

- как перевод в режим потребителя-регулятора обычных потребителей электроэнергии, так и создание новых потребителей-регуляторов требуют некоторых капиталовложений;

- составляющая затрат на электроэнергию, используемую в режиме потребления может быть учтена на электростанциях, обеспечивающих в результате оптимизации режим энергосистемы, а не в текущих затратах потребителя;

- при сдвиге мощности потребителя-регулятора из пиковой зоны графика нагрузки в зону провала высвобождается часть генерирующих мощностей электростанций. Этот режим может быть представлен как «генерация»

потребителем-регулятором;

- работа потребителя-регулятора в зоне провала будет рассматриваться как режим «потребления».

С учетом вышеуказанного математическую модель потребителярегулятора применительно к задаче оптимизации развития ЭЭС можно записать в следующем виде:

Уравнения (3.16) и (3.17) определяют долевое участие электрической «потребляющем» режимах соответственно. Здесь N k - суммарная мощность «генерирующего» режима работы, продолжительностью часов в s-ые сутки;

N kSt - мощность «потребляющего» режима в час t в s-ые сутки. Также, как и в определяется согласно (3.18). В выражении (3.17) - коэффициент соотношения мощностей «генерирующего» и «потребляющего» режимов.

Уравнение (3.16) является ограничением использования мощности потребителя-регулятора в режиме «генерации» и определяет, что она электроприемников с учетом коэффициента готовности. В свою очередь зависимость (3.17) показывает, что мощность «потребляющего» режима также не может превышать суммарную мощность всех электроприемников в режиме «потребления» с учетом коэффициента готовности.

Выражения (3.16) и (3.17) для потребителей-регуляторов дополнены уравнением связи по энергии «генерирующего» и «потребляющего» режимов (3.19) и ограничением среднесуточного числа часов использования hk (3.20).

Смысл уравнения (3.20) заключается в том, что физически энергия «генерирующего» режима не может превышать энергию «потребляющего»

режима.

Здесь Smax - длительность одного интервала; k - коэффициент полезного действия, который меньше единицы если работа потребителя-регулятора электроэнергии, например – батареи у электромобиля, водохранилище у ГАЭС и т.д.

Ограничение на потребляемую энергию (3.20) определяется объемами производства продукции, продолжительностью рабочей смены и т.д.

3.2.3. Исследование эффективности некоторых потребителей-регуляторов В целях определения возможностей применения для решения задач комплексной оптимизации ЭЭС и потребителей электроэнергии математической модели СОЮЗ с использованием блоков, описывающих мероприятия по электросбережению и потребителей-регуляторов, была выполнена серия оптимизационных расчетов. Основной целью расчетов являлось получение оценки эффективности мероприятий по электросбережению, использования обычных производств в качестве потребителей-регуляторов, а также применения специальных потребителейрегуляторов [119-122].

В качестве исследуемых выбраны три следующих вида воздействия на электрическую нагрузку:

1. Модернизация источников освещения, подразумевающая замену широко распространенных традиционных ламп накаливания на флуоресцентные лампы, идентичные по световому потоку.

2. Перевод обычного предприятия в режим работы потребителя-регулятора.

3. Применение в качестве потребителей-регуляторов систем отопления и подготовки горячей воды, использующих преобразование электроэнергии в тепловую энергию с последующим ее аккумулированием.

Оценивалась эффективность этих мероприятий в различных энергосистемах (ОЭС) ЕЭЭС России на перспективу 10-15 лет при относительно низких ценах на газ на электростанциях страны.

На рис. 3.7 и в табл. 3.14 представлены основные результаты проведенных расчетов (сопоставление исходного и расчетного вариантов) исследования эффективности модернизации источников освещения. По результатам проведенных расчетов видно, что модернизация источников электрического освещения является достаточно эффективным мероприятием по электросбережению.

Наибольший эффект от рассматриваемого электросберегающего мероприятия может быть достигнут в ОЭЭС Центра, Урала и Сибири (1.2, 1. и 1.0 ГВт соответственно), что обусловлено значительным увеличением прогнозных уровней электропотребления в данных ОЭЭС и, соответственно, потр ребностью ввода б альт тернативн нагр рузки.

исто очников освещени по рас фун нкциониро деш шевле, че мероприятий дост тигается ежегодна эконом топли 3,9 мл тут и 224 млн. долл. в дене ежном эк пров ведения э этого мероприятия снижает ввод н Показатели экономической эффективности мероприятий реализацию Для исследования возможностей применения в качестве потребителейрегуляторов «обычных» предприятий, были выбраны предприятия легкой промышленности, характеризующейся достаточной гибкостью производственного процесса, относительной простотой и малыми затратами на его перенастройку, определенной степенью свободы во взаимоотношениях с поставщиками сырья и потребителями продукции, т.е.

возможностью работать «со склада» и «на склад» и т.д.

Результаты произведенных расчетов, в сопоставлении с исходным вариантом представлены на рис. 3.8 и в табл. 3.15, где под мощностью подразумеваются перспективные объемы использования предприятий легкой промышленности в режиме потребителей-регуляторов, под электроэнергией снижение электропотребления в пиковые часы.

Северный Кав Северо-За ромышленности в качестве потребит В соответствии с резуль пред дприятий в каче толь в ОЭЭС Север малы объем реализ изде конк курирова элек ктрически нагруз треб бует капи Показате эконо реал лизацию Сниижение за Эко Сниижение ра результат перево уляторов снижени ежего суммарные приведен резу ультатов показыва испо ользуется в интере Исследо сущ щественны возмож связ горя ячего вод и в табл. 3.16 привед прим менения д Северный Кав Северо-Зап Показатели экономической эффективности применения систем электроводоподогрева и аккумулирования тепла в качестве ПР на реализацию результаты расчетов показывают, что модернизация действующих систем электроводоподогрева с применением преобразования электроэнергии в тепловую энергию с последующим аккумулированием может результативно воздействовать на график электрической нагрузки ЭЭС. Подобные потребители-регуляторы наиболее эффективны при использовании в объединенных энергосистемах Северного Кавказа (Юга), Востока и Центра (164, 59 и 61 МВт соответственно).

Из табл. 3.16 видно, что наблюдается некоторое увеличение расхода топлива и, соответственно, связанных с ним затрат (отрицательные значения в соответствующих графах). Это обусловлено относительно низким, около 87%, коэффициентом полезного действия тепловых аккумуляторов, применяемых в составе исследуемых систем. Очевидно, в обозримом будущем, использование современных материалов и тепловой изоляции позволит повысить КПД установки до 90-95% и до минимума снизить величину перерасхода топлива.

электроводоподогрева и теплового аккумулирования в качестве потребителей-регуляторов оказывают относительно недорогие источники пиковой мощности, в частности ГТУ, что делает применение данного вида потребителей-регуляторов неэффективным в остальных объединенных энергосистемах (Сибирь, Урал, Волга и Северо-Запад).

Весьма важным вопросом практической реализации рациональных мероприятий по энергосбережению и регулированию нагрузки является распределение получаемого суммарного эффекта между субъектами отношений в энергетике, участвующими в этом процессе. Чтобы эти мероприятия были реализованы, необходимо чтобы они были выгодны для тех субъектов, которые их реализовывают.

определяется в большей мере экономией капиталовложений в генерирующих компаниях, при этом эффекта у потребителей может и не быть. Для стимулирования подобных, несомненно, рациональных мероприятий требуется разработка соответствующих институциональных мер со стороны государства в виде льготных налогов, субсидий, технических норм, специальных конкурсов и договоров и др.

энергетической безопасности при исследованиях стратегий перспективного развития электроэнергетических систем, включающий этапы оценки технико-экономических последствий от реализации угроз безопасности, оценки потенциальных возможностей адаптации ЭЭС к последствиям реализации угроз и выбор наиболее эффективных превентивных мероприятий для минимизации этих последствий.

2. Сформулированы соответствующие математические модели. Для решения задач исследования предложена модификация математической модели СОЮЗ, дополненная блоками описаний последствий реализации угроз, с минимизацией приведенных затрат в ЭЭС, включая затраты на компенсирующие мероприятия и ущербов от недоотпуска электроэнергии.

3. Приведен иллюстративный пример использования предлагаемой методики для анализа энергетической безопасности перспективных стратегий развития ЕЭЭС России. Из него следуют выводы о значительном потенциале ЭЭС для противодействия потенциальным угрозам и наибольшей эффективности развития межсистемных связей среди мероприятий по снижению последствий от реализации угроз.

4. Актуальная задача энергосбережения требует комплексного подхода для оценки масштабов и эффективности соответствующих мероприятий с анализом эффектов от их реализации как у потребителей электроэнергии, так в электроэнергетической системе. Для реализации такого подхода предложена модификация математической модели СОЮЗ, энергосберегающих мероприятий у потребителей электроэнергии и описание потребителей – регуляторов нагрузки.

5. Предложенная модель апробирована на примере количественной оценки экономической эффективности мероприятий по замене ламп накаливания для целей освещения и мероприятий по регулированию нагрузки (изменению режимов работы обычных предприятий и систем теплоснабжения и горячего водоснабжения с аккумулированием тепла).

4. МАТЕМАТИЧЕСКОЕ МОДЕЛИРОВАНИЕ РАЗВИТИЯ СЕТЕВОЙ

ИНФРАСТРУКТУРЫ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ

4.1. Методические вопросы анализа эффективности интеграции 4.1.1. Постановка задачи, методы и математические модели оценки характеризовалось созданием энергосистем, формированием на их основе крупных энергообъединений, сооружением электрических связей между такими мощными энергообъединениями. Основными предпосылками неравномерное распределение ископаемых и водных энергоресурсов, улучшение экономических показателей энергосистем, повышение качества и надежности электроснабжения потребителей, снижение экологической нагрузки на природную среду.

Крупные межгосударственные энергообъединения были созданы в Европе, Северной Америке и Канаде. На территории бывшего СССР к концу 80-х годов было сформировано уникальное централизованно управляемое энергосистемами стран Центральной Европы и Монголии в составе межгосударственного энергообъединения «Мир». В 90-ые годы в результате известных дезинтеграционных процессов это межгосударственное энергообъединение разделилось на ряд отдельных изолированно работающих энергообъединений и энергосистем. В настоящее время идет интеграция энергосистем и создание крупных энергообъединений в Африке, Южной и Центральной Америке, Азии.

межгосударственных энергообъединений определяется также повышением инфраструктурной роли электроэнергетики и энергосистем в жизни общества. Крупные территориально протяженные энергообъединения, имеющие достаточно развитую основную электрическую сеть, создают на обслуживаемой территории электроэнергетическую инфраструктуру, электроэнергетические услуги равноценно, высокого качества и с высокой надежностью.

Исторически процесс формирования крупных электроэнергетических систем и объединения их в Единую энергосистему страны обуславливался объективными позитивными факторами. Создание ЕЭС СССР существенно увеличило экономичность и надежность снабжения потребителей электроэнергии в стране в сравнении с раздельной работой региональных энергосистем.

Наличие системного эффекта не подвергается сомнению специалистамиэнергетиками. Анализу различных аспектов системной эффективности электроэнергетических систем посвящено большое число публикаций. (см., например, [ 123,124 ] ).

Общий экономический эффект от создания ЕЭС СССР с суммарной установленной мощностью электростанций на конец 1991 г. в 288 млн. кВт в сравнении с изолированной работой входящих в нее энергосистем характеризовался снижением капитальных вложений в электроэнергетику на величину свыше 2 млрд. руб. (в ценах 1984 г.) и уменьшением эксплуатационных расходов на величину порядка 1 млрд. руб. Выигрыш в снижении суммарной установленной мощности электростанций составлял величину порядка 15 млн. кВт [123].

Системные эффекты в электроэнергетике имеют многоплановый характер. Традиционно выделяют следующие основные составляющие системных эффектов при интеграции электроэнергетических систем, имеющие технологическую основу [85].

1. “Мощностной” эффект:

• снижение потребности в установленной мощности электростанций за - совмещения максимумов нагрузки в результате разницы в поясном времени и в конфигурации графиков нагрузки;

- сокращения оперативного резерва за счет малой вероятности совпадения аварийных ситуаций в нескольких системах;

- снижения резервов для проведения плановых ремонтов за счет различий энергосистем по плотности годовых графиков нагрузки и структуре генерирующих мощностей;

суммарной гарантированной мощности вследствие асинхронности стока регулирования водохранилищ в интересах соседних ЭЭС;

• более полное использование вводимой мощности за счет снижения разрывов мощности и запертой мощности в крупной системе.

2. “Структурный” эффект:

• рационализация структуры энергосистем за счет :

- увеличения использования пиковой и свободной мощности ГЭС в интересах объединенной энергосистемы;

- рационального использования электростанций по экологическим условиям;

• лучшее использование энергии ГЭС в годы повышенной водности;

• возможность организации поточного строительства электростанций с использованием временных избытков мощностей в других ЭЭС;

• экономия в строительстве электрических сетей для электроснабжения районов на стыке отдельных ЭЭС.

4. «Частотный» эффект – меньшее влияние на частоту системы внезапного отключения энергоблока или потребителя, а также более стабильное поддержание уровня частоты в крупной энергосистеме по сравнению с более мелкой системой;

5. “Режимный” эффект - снижение эксплуатационных затрат за счет оптимизации режимов работы электростанций в интегрированной системе, увеличения суммарной плотности графиков нагрузки энергосистем при интеграции, большего использования дешевых видов топлива.

6. “Экологический” эффект - улучшение экологической ситуации за счет перераспределения выработки электроэнергии на электростанциях с ее снижением в местах с неблагоприятными экологическими условиями.

Наряду с перечисленными положительными системными эффектами возможностью возникновения тяжелых каскадных системных аварий и уязвимостью по отношению к общесистемным внешним воздействиям (катастрофическим природным явлениям, таким, как гололед, ураган и т.п.).

Все эти составляющие имеют объективную материальную природу.

Однако в современных условиях оценка только этих составляющих представляется недостаточной [13,17,85,125-127].

Излагаемая ниже методика оценки эффективности интеграции ЭЭС предложена совместно автором настоящей работы и Н.И. Воропаем.

Практическая реализация методики, ее апробация выполнена большей частью лично автором, часть работы – Г.И. Шевелевой и В.В. Селифановым под его руководством.

Как указывалось ранее (см. п. 2.5.1), в настоящее время в процессе функционирования и развития электроэнергетических систем участвуют многие субъекты отношений: электроэнергетические компании, органы государственного управления, потребители электроэнергии. Интересы этих субъектов и, соответственно, критерии оценки интересов различны. Для электроэнергетических компаний как субъектов оптового рынка электроэнергии основным критерием является прибыль. Органы государственного управления имеют в качестве критериев уровень доходности электроэнергии (поступления в бюджеты), влияние электроэнергетики на объемы промышленного производства, занятость и уровень жизни населения, уровень экологического влияния, энергетической безопасности и др. Для потребителей важны уровень цен на электроэнергию, надежность и качество электроснабжения.

Критерии субъектов отношений могут быть противоречивыми. В общеэкономической точки зрения, могут быть неприемлемыми для других субъектов. Многие решения не могут быть приняты без согласования интересов всех заинтересованных сторон и достижения компромисса.

Рассмотрим основные факторы, определяющие системные эффекты для различных субъектов отношений в современных условиях применительно к структуре электроэнергетики в виде конкурирующих генерирующих и сбытовых компаний, сетевых компаний как естественных монополий, потребителей электроэнергии. Такая структура электроэнергетики формируется сейчас в России.

Заявки генерирующих компаний на поставки электроэнергии на соотносится с функцией спроса на электроэнергию со стороны сбытовых компаний и потребителей, на основе чего определяется равновесная цена электроэнергии на оптовом рынке. С учетом упомянутого основного критерия деятельности генерирующих компаний (прибыли) в условиях конкуренции они будут снижать издержки на производство электроэнергии, в первую очередь, загружая наиболее эффективные генерирующие мощности. В результате под воздействием рыночных механизмов равновесная цена электроэнергии на оптовом рынке будет снижаться. Это возможно в условиях совместной работы генерирующих компаний в системе при отсутствии сетевых ограничений, а также с учетом требований и ограничений по участию генерирующих агрегатов в покрытии графиков нагрузки, обеспечению надежности электроснабжения потребителей и качества электроэнергии.

Соотнесение этого рыночного системного эффекта с приведенными выше составляющими технических системных эффектов, показывает, что при формировании равновесной цены электроэнергии на оптовом рынке реализуются практически все технические системные эффекты. Однако степень их реализации определяется эффективностью конкурентных рыночных механизмов. С учетом того, что в электроэнергетике идеальная конкуренция практически недостижима вследствие ограниченного числа субъектов рынка, можно ожидать, что рассмотренный рыночный системный эффект для генерирующих компаний будет меньше потенциального технического системного эффекта.

электроэнергии, в результате чего на этом уровне могут быть реализованы дополнительные составляющие рыночного системного эффекта.

Сетевые компании выполняют в рассматриваемых рыночных процессах инфраструктурную роль, реализуя необходимые услуги по передаче электроэнергии от поставщиков к потребителям, обеспечению надежности электроснабжения и качества электроэнергии, тем самым способствуя увеличению рыночного системного эффекта в результате деятельности рынков электроэнергии.

Интересы потребителей, выражаемые упомянутыми выше их основными функционировании рынков электроэнергии, т.е. в максимальной реализации рыночного системного эффекта и, соответственно, снижении цен на электроэнергию.

Интересы органов государственного управления в определенной мере противоречивы. Например, высокая доходность электроэнергетики будет иметь место лишь при высоких прибылях электроэнергетических компаний, которые возможны при высоких ценах на электроэнергию. В то же время, эффективность промышленного производства, уровень жизни населения и другие интересы требуют снижения этих цен. Однако в целом органы государственного управления, конечно, заинтересованы в эффективном функционировании рынков электроэнергии, т.е. максимальной реализации рыночного системного эффекта.

Следует отметить, что реальный эффект от реализации мероприятий по усилению интеграции электроэнергетических систем для субъектов отношений зависит от эффективности системы организационноэкономического управления электроэнергетикой. Она в значительной мере определяет перераспределение реального эффекта по субъектам отношений и может, как способствовать, так и препятствовать реализации технических системных эффектов. Реально мировой опыт показывает, что «идеальную»

конкуренцию на оптовом рынке электроэнергии организовать не удается, часто имеет место олигополия и, как результат, недоиспользование рыночных системных эффектов.

На межгосударственном уровне аналогичным образом на реализацию системных эффектов влияет межгосударственная нормативно-правовая база.

Для количественной оценки системной эффективности интеграции ЭЭС необходимы соответствующие математические модели для:

• оценки отдельных системных эффектов, • комплексной оценки потенциального интегрального эффекта, поскольку интегральный эффект не является простой суммой отдельных составляющих, • оценки интегрального реализуемого эффекта на уровне экономики в При оценке традиционных потенциальных системных эффектов мы имеем дело с интегрированной энергосистемой как с технически и технологически единым объектом, независимо от особенностей взаимоотношений различных субъектов при различных системах хозяйственно-экономического управления и нормативно-правовых базах. В этом смысле оценка потенциальных системных эффектов является объективной и однозначной.

Базой (уровнем отсчета) при оценке потенциальных системных эффектов интегрированной ЭЭС на определенном этапе ее развития рассматривались, в зависимости от аспекта рассмотрения, либо условия, не предусматривающие реализацию эффектов (например, изолированная работа интегрируемых ЭЭС), либо существующий уровень интеграции ЭЭС.

Подходы к оценке реализуемых эффектов менее очевидны. При анализе развития интегрированной энергосистемы на далекую перспективу эти подходы, по-видимому, должны быть максимально независимыми от хозяйственно-экономических и нормативно-правовых условий. При этом целесообразно ориентироваться на такие условия, которые лучше всего способствуют максимальной реализации потенциальных эффектов для всех субъектов отношений. При рассмотрении относительно близкой перспективы необходимо учитывать сложившиеся хозяйственно-экономические и нормативно-правовые условия.

Оценка интегральной эффективности объединения энергосистем целесообразна на двух уровнях рассмотрения: электроэнергетика; экономика и социальная сфера. Смысл оценки интегральной эффективности в самой электроэнергетике заключается в том, что отдельные составляющие системной эффективности не суммируются, а в определенной мере пересекаются в интегральном эффекте. Иначе говоря, интегральный эффект меньше суммы составляющих его эффектов [85]. Необходимость оценки эффективности на уровне экономики в целом и социальной сферы обусловлена тем, что системная эффективность интеграции энергосистем эксплуатационных затрат на развитие и функционирование энергосистем, повышения надежности электроснабжения потребителей и качества электроэнергетики и др., но и косвенно через повышение занятости населения, социальной стабильности, оживление отраслей экономики и т.д.

В качестве примеров математических моделей, решающих задачи указанных выше первой и второй групп, являются модель анализа оптимизации развития энергосистем СОЮЗ [6]. В модели ЯНТАРЬ учтены основные факторы, формирующие потенциальные системные эффекты при функционировании интегрированной энергосистемы – совмещение максимумов нагрузок, взаимопомощь резервами при отказах оборудования и др. В модели СОЮЗ учтены многие составляющие системной эффективности развития и функционирования энергосистем: совмещение максимумов нагрузок, уменьшение оперативного резерва, увеличение использования мощности ГЭС, снижение расхода топлива и некоторые другие. Подобные модели могут использоваться для оценки как потенциальных интегральных эффектов от действия групп составляющих, так и отдельных потенциальных системных эффектов.

Для оценки интегрального реализуемого эффекта на уровне экономики в целом и социальной сферы могут быть использованы народнохозяйственные модели. Во многом модели этой группы требуют еще своей разработки и развития.

Математические модели оценки бюджетной эффективности, расчета изменения тарифов на электроэнергию, влияния развития ЭЭС на промышленную и бытовую сферу регионов, на уровень жизни населения и др., необходимые для оценки соответствующих эффектов, также требуют своего развития. Поэтому ниже в настоящей работе для количественного анализа некоторых из этих факторов используются упрощенные расчетные модели в сочетании с экспертным анализом [85, 125-128].