Оптимизация развития единой национальной электрической сети России

Page 1

Page 2

ра

зв

ти

ер

го

си

ст

ем

развитие энергосистем

Оптимизация развития

единой национальной

электрической сети

России

УДК 621.311.1

статье

рассматривается

методический

подход

обоснованию

долгосрочного

развития

системообразующей

электрической

сети

учетом

ее

инфраструктурной

функции

базовых

прин

–

ципов

рыночного

управления

работой

энергосистемы

Пред

–

ставлено

описание

математического

инструментария

также

приведен

практический

пример

реализации

описанной

мето

–

дики

на

задаче

развития

единой

национальной

электрической

сети

(

ЕНЭС

)

России

до

2030

года

Приведены

примеры

визуали

–

зации

полученных

результатов

на

карте

Драчев

к.т.н., младший
научный сотрудник
ИСЭМ СО РАН

Попова

к.э.н., ведущий
специалист по
информационным
технологиям
ИСЭМ СО РАН

Ханаев

к.т.н., ведущий инженер
ИСЭМ СО РАН

Ключевые

слова

развитие сети,
сценарии, варианты,
оптимизация,
моделирование,
ЕНЭС, визуализация

МЕТОДИКА

ОБОСНОВАНИЯ

РАЗВИТИЯ

СЭС

Основной  целью  развития  системообразующей
электрической  сети  (СЭС)  является  обеспечение
надежного  и  экономичного  электроснабжения  по-
требителей  [1].  Решения  по  развитию  объектов
СЭС  сводятся  к  определению  наиболее  рацио-
нальных вариантов, в которых с разной степенью
детализации  определяется,  где,  когда  и  сколько
новых объектов электросетевого хозяйства долж-
но быть построено при условии минимума затрат
на их строительство и эксплуатацию. Вместе с тем
СЭС,  являющаяся  базовым  инфраструктурным
компонентом  электроэнергетической  сис темы
(ЭЭС),  должна  обеспечивать  реализацию  таких
преимуществ  развитого  электроэнергетического
рынка, как свободный доступ потребителей и про-
изводителей  к  рынку  и  высокий  уровень  конку-
ренции среди его участников. В Институте систем
энергетики им. Л.А. Мелентьева СО РАН разрабо-
тана  методика,  базирующаяся  на  принципе  мак-
симизации  общественного  благосостояния  и  по-
зволяющая учесть указанные эффекты. Методика
предназначена для решения задач долгосрочного
развития сетей напряжением от 220 кВ на перспек-
тиву 5–15 лет [2, 3]. При этом решаются наиболее
значимые  вопросы  общесистемного  характера  —
выбор  единой  концепции  построения  электриче-
ской  сети,  определение  перспективных  объектов
электрической  сети  и  предварительной  очеред-
ности их вводов, оценка инвестиций, обоснование
присоединения  к  ЭЭС  новых  систем,  потребите-
лей  и  узлов  и  другие  вопросы.  Схема  методики
включает  3  этапа:  формирование  исходных  дан-
ных, технический анализ системы и оптимизацию
сети.

Page 3

Первый

этап

методики

— анализ текущих

и будущих условий функционирования ЭЭС, фор-
мирование  сценариев  и  определение  временных
интервалов,  сбор  для  каждого  из  них  исходных
данных, их верификация. Исходные данные вклю-
чают  информацию  по  генерации,  электропотреб-
лению, структуре СЭС и режимам ЭЭС.

Второй

этап

методики

— анализ «узких

мест»  (дефицит  генерации  в  узлах,  ограничения
пропускной способности ЛЭП и др.). Расчеты осу-
ществляются  с  помощью  математических  моде-
лей — оптимизации избытка мощности в системе
[4],  равновесии  спроса  и  предложения  электро-
энергии  [5,  6].  При  этом  формируются  балансы
мощности  и  электроэнергии,  определяются  пото-
ковые  ограничения,  подготавливаются  техниче-
ские предложения по «разгрузке» сети.

Третий

этап

методики

— оптимизация раз-

вития  СЭС.  Производится  серия  расчетов,  фор-
мируются  решения  по  развитию  ЛЭП.  Расчеты
выполняются  с  помощью  оптимизационной  мате-
матической модели.

Постановка

задачи

требуется найти вариант

развития СЭС, соответствующий критерию мак-
симума суммарного благосостояния за вычетом
дисконтированных затрат, связанных с развитием
сети. Математическая формулировка задачи сле-
дующая [7, 8]:

Целевая

функция





реж

∫

(

)

–





реж



nit

–



–



(

ЛЭП

+ И

ЛЭП

)

→

max

(1)

где

— генераторы;

— узлы;

— режимы ЭЭС;

nit

—

загрузка электростанции,

= {

ТЭЦ

КЭС

ГЭС

АЭС

};

— нагрузка потребителя;

— число новых це-

пей ЛЭП (целочисленная переменная); постоянные:



nit

— удельные переменные затраты электростан-

ции;

(

) — функции спроса;



реж

— длительность

режима

в году;

— коэффициент дисконтирования;

ЛЭП

— инвестиции в ЛЭП; И

ЛЭП

— эксплуатационные

издержки новых ЛЭП;

при

условии

соблюдения

узловых

балансов

мощно

–

сти

(1-й закон Кирхгофа):



nit

–



nkt



knt

(1 –



) =

∈

, (2)

где

nkt

— поток мощности по ЛЭП;



— коэффици-

ент потерь электроэнергии;

— длина ЛЭП,

ограничений

на

• загрузку ТЭЦ в теплофикационном режиме:

nit

ТЭЦ

≤

nit

ТЭЦ

≤

nit

ТЭЦ

–



nit

ТЭЦ

)(1

–



nit

ТЭЦ

)



nit

ТР

∈

(3)

где

nit

— загрузка станций в режимах минималь-

ной и максимальной выработки;



nit

— доля ремон-

тируемого оборудования;



nit

ТР

— доля выработки ТЭЦ

по тепловому графику;



nit

— коэффициент разрывов

мощности,

• загрузку ТЭЦ в конденсационном режиме:

nit

ТЭЦ

≤

nit

ТЭЦ

≤

nit

ТЭЦ

–



nit

ТЭЦ

)(1

–



nit

ТЭЦ

) (1

–



nit

ТР

∈

(4)

• загрузку КЭС:

nit

КЭС

≤

nit

КЭС

≤

nit

КЭС

–



nit

КЭС

)(1

–



nit

КЭС

∈

(5)

• загрузку ГЭС:

nit

ГЭС

≤

nit

ГЭС

≤

nit

ГЭС

–



nit

ГЭС

)(1

–



nit

ГЭС

∈

(6)

• годовую выработку электроэнергии ГЭС:



nit

ГЭС



реж

≤

ГЭС ср.мн.лет.

∈

(7)

где

ГЭС ср.мн.лет.

— средняя многолетняя выработка

ГЭС в году,
• загрузку АЭС:

nit

АЭС

≤

nit

АЭС

≤

nit

АЭС

–



nit

АЭС

)(1

–



nit

АЭС

∈

(8)

• потребляемую мощность:

≤

∈

(9)

где

— минимальная и максимальная нагрузка

потребителей,
• пропускную способность ЛЭП:

nkt

(1 +



) ≤

(



∈

, (10)

где

— пропускная способность ЛЭП;



— число

цепей существующей ЛЭП,
• пропускную способность сечений между зонами

свободного перетока:



nkt

(1 +



) ≤

∈

(11)

∈

где

— сечения;

— множество пар узлов, входя-

щих в сечение

;

— пропускная способность сече-

ния

• и на развитие ЛЭП:

≤

∈

(12)

где

— максимальное число вводимых цепей ЛЭП,

переменная принимает только неотрицательные це-
лые значения.

Целевая функция включает 2 составляющие:

суммарное  общественное  благосостояние  и  дис-
контированные  затраты  в  развитие  ЛЭП.  Первая
соответствует общей прибыли в системе народного
хозяйства, которая складывается из прибыли произ-
водителей  от  сбыта  электроэнергии  и  прибыли  по-
требителей.  Под  прибылью  потребителя  в  работе
понимается его эффект (выигрыш), достигаемый за
счет разницы между ценой, которую он готов запла-
тить  за  электроэнергию,  и  реальной  сложившейся
ценой. Вторая составляющая включает капитальные
и эксплуатационные затраты, приведенные к едино-
му интервалу времени (дисконтированные).

При беспрепятственной передаче мощности по

ЛЭП общественное благосостояние достигает мак-
симума. Ограничения по сети снижают электропо-

№

5 (68) 2021

Page 4

требление  и,  как  результат,  благосостояние.  Уве-
личение  последнего  может  быть  достигнуто  при
строительстве  ЛЭП  для  перераспределения  элек-
троэнергии между разными по эффективности по-
требителями  (эффект  потребителя)  и  более  раци-
ональной  загрузки  удаленной  генерации  (эффект
производителя). Обоснование ввода ЛЭП произво-
дится  в  виде  сопоставления  прироста  общей  при-
были производителей и потребителей, получаемой
вследствие развития сети, с затратами на реализа-
цию этих мероприятий.

ПРИМЕНЕНИЕ

МЕТОДИКИ

ОБОСНОВАНИЯ

РАЗВИТИЯ

СЭС

Оценка получаемых вариантов развития СЭС и вы-
бор  решений  производятся  на  экспертном  уровне.
В ходе этих работ, выполняемых соответствующими
инженерами-специалистами,  решаются  следующие
задачи:
1.  Согласование полученных решений по развитию

ЛЭП в динамике их вводов в эксплуатацию (рас-
сматриваются дополнительные факторы — на-
дежность, категорийность, «география» и др.).

2. Сопоставление вариантов решения, полученных

в разных сценариях. Здесь определяются инвари-
антные решения по развитию СЭС, получаемые
во всех рассматриваемых сценариях, относимые
в дальнейшем к первоочередным мероприятиям.
Для них осуществляется техническая оценка ре-
ализуемости — расчеты электрических режимов,
статической и динамической устойчивости, токов
короткого замыкания, определение объемов ком-
пенсации реактивной мощности и пр.
Вместе с тем, по первоочередным мероприятиям

не  принимаются  окончательные  решения  о  нача-
ле  проектирования  и  строительства,  они  являются
«промежуточными»  и  могут  выступать  в  качестве

исходных  данных  в  задачах  развития  СЭС  [9],  ре-
шаемых  детальнее  на  последующих  уровнях  тер-
риториально-временной  иерархии,  и  уточняться
в дальнейшем.

Данная методика применена к задаче развития

единой национальной электрической сети (ЕНЭС)
России (рисунок 1) на 2020–2025 и 2025–2030 годы,
рассмотрено 3 сценария –— минимальный (рост
электропотребления 0,5% в год), средний (3%) и мак-
симальный (5%).

Расчетная схема включает 71 узел, 160 ЛЭП 220–

750 кВ, 254 ТЭЦ, 57 КЭС, 98 ГЭС, 9 АЭС (установ-
ленная мощность — 268,5 ГВт), 1704 потребителя.
В соответствии с описанной методикой (1)–(12) про-
изведена проработка оптимизации вариантов разви-
тия ЕНЭС на перспективу до 2025 и 2030 годов в трех
сценариях. Результаты представлены в таблице 1.

Экспертный

анализ

полученных решений позво-

лил выявить:
1. Первоочередные мероприятия (в таблице 1 жир-

ным шрифтом): воздушная линия (ВЛ) 500 кВ Рос –
товская  —  Краснодарский,  238  км  для  снятия
ограничений сечения «Ростов — Кубань»; 2 цепи
ВЛ  500  кВ  Новосибирская  —  Омская,  300  км
для  увеличения  пропускной  способности  и  сня-
тия  ограничений  сечения  «Сибирь  —  Омск»;  ВЛ
500  кВ  Омская  —  Тюменская,  575  км  для  объ-
единенной  энергосистемы  (ОЭС)  Сибири  и  Ура-
ла.  До  2030  года  предусматривается  усиление
связи  «Сибирь  —  Урал»  при  вводе  ВЛ  500  кВ
Томская — Тюменская, 1200 км. Объем капитало-
вложений  в  указанные  мероприятия  составляет
62,4 млрд руб.

2. Системные экономические эффекты по состав-

ляющим: эффект потребителя — перераспреде-
ление электропотребления при вводе ЛЭП в ОЭС
Центра, Урала, Сибири, Востока; эффект произ-

РАЗВИТИЕ

ЭНЕРГОСИСТЕМ

Рис

. 1.

Схема

ЕНЭС

России

Условные обозначения

Существующие ЛЭП

Новые ЛЭП

Page 5

водителя — снижение затрат на производство
электроэнергии при вводе ЛЭП в ОЭС Северо-За-
пада, Центра, Юга, Средней Волги.

3. Разработанный вариант развития сети в мак-

симальном  сценарии  соответствует  реальным
потребностям  ЕЭС  России  в  электросетевом
строительстве, которые отражены в «Схеме и про-
грамме  развития  ЕЭС  России  на  2020–2026  гг.»
[10]. В частности, запланированы мероприятия:

– в ОЭС Северо-Запада: ВЛ 330 кВ Кольская

АЭС — подстанция (ПС) Петрозаводск —
связь «Мурманская — Карелия»;

– в ОЭС Центра: ВЛ 750 кВ Калининская АЭС —

ПС «Грибово» (Опытная, Бескудниково) и ВЛ
220 кВ ПС «Грибово» — ПС «Победа» —
связь «Тверская — Московская», ВЛ 500 кВ
Калужская — Обнинская — Дорохово — связь
«Калужская — Московская»;

– в ОЭС Юга: ВЛ 500 кВ ПС «Ростовская» — ПС

«Тамань», ПС «Тамань» — ПС «Кубанская»
и Ростовская АЭС — ПС «Ростовская» —
связь «Ростовская — Краснодарский»;

– в ОЭС Средней Волги: ВЛ 220 кВ ПС

«Щелоков» — ПС «Центральная» — связь
«Татарстан — Кировская», ВЛ 500 кВ ПС
«Газовая» — ПС «Красноармейская» — связь
«Оренбургская — Самарская»;

– в ОЭС Сибири и Урала: ВЛ 500 кВ ПС «Вос-

ход»  —  ПС  «Витязь»  —  связь  «Омская  —
Тюменская»,  ВЛ  500  кВ  Советско-Соснин-
ская  —  Нижневартовская  ГРЭС  —  связь
«Томская  —  Тюменская»,  ВЛ  220  кВ  Чара  —
Тында — связь «Забайкальский — Амурская».

ВЫВОДЫ

1. В статье представлена методика для обоснова-

ния перспективного развития СЭС, отличающая-
ся от существующих подходов использованием
принципа максимизации общественного благосо-
стояния производителей и потребителей электро-
энергии, ориентированная на решение исследо-
вательских и практических задач.

2. Разработана и программно реализована в про-

граммном  пакете  «GAMS»  система  математи-
ческих  моделей,  используемых  при  анализе  су-
ществующей  ЭЭС  (определение  «узких»  мест,
дефицитных  узлов,  новых  ЛЭП  на  расширение)
и  для  оптимизационных  расчетов  с  целью  фор-
мирования  решений  по  развитию  СЭС.  При
этом  учитываются  эластичность  потребителей
электроэнергии,  такие  факторы,  как  неопреде-
ленность,  надежность,  динамика,  дискретность
и многорежимность, технические условия работы
электростанций, системные ограничения на пото-
ки мощности в сечениях.

3. Проведены практические исследования с исполь-

зованием разработанной методики на примере
задачи развития ЕНЭС России на перспективу до
2025 и 2030 годов.

4. Полученные результаты выводятся как в тексто-

вом режиме, так и в графическом (картографиче-
ском) виде с помощью пакета MapInfo Professional
[11].

Работа выполнена в рамках проекта государствен-
ного задания (№ FWEU-2021-0001) программы фун-
даментальных исследований РФ на 2021–2030 годы.

Табл. 1. Ввод новых ЛЭП

Сценарий

Вводы ЛЭП до 2025 года

Вводы ЛЭП до 2030 года

Всего

инвес тиции,

млрд руб.

Всего дисконтные

затраты, млрд руб.

ВЛ

Инвестиции

млрд руб.

ВЛ

Инвестиции

млрд руб.

Мини-

мальный

Ростовская — Краснодар

4,5

Томская —

Тюменская

24,8

62,5

13,7

Новосибирская — Омская

8,4

Омская — Тюменская

24,8

Средний

Ростовская — Краснодар

4,5

Томская —

Тюменская

24,8

85,3

18,8

Новосибирск — Омская

8,4

Омская — Тюменская

24,8

Мурманская — Карелия

12,4

Тверская —

Московская

4,8

Тверская — Московская

3,2

Татарстан — Кировская

2,6

Макси-

мальный

Ростовская — Краснодар

4,5

Чита —

Амурская

21,0

109,0

24,0

Новосибирск — Омская

8,3

Омская — Тюменская

24,8

Калужская —

Московская

4,4

Томская — Тюменская

16,5

Тверская — Московская

6,4

Татарстан — Кировская

2,6

Оренбург —

Самарская

8,1

Мурманская — Карелия

12,4

№

5 (68) 2021

Page 6

ЛИТЕРАТУРА
1. Федеральный закон Российской

Федерации от 26 марта 2003 г.
№ 35-Ф3 «Об электроэнергетике».
URL: https://base.garant.ru/185656/.

2. Постановление Правительства

РФ от 17 октября 2009 г. № 823
«О схемах и программах развития
электроэнергетики».

3. Усов И.Ю., Драчев П.С., Киндрачук

Н.М.  Особенности  технико-эко-
номического  обоснования  инве-
стиционных  решений  в  электро-
сетевом  комплексе  //  Вестник
Иркутского  государственного  тех-
нического  университета,  2017,
№ 6(125). С. 92–102.

4. Труфанов В.В., Драчев П.С. Оцен-

ка  существующего  энергетическо-
го  потенциала  регионов  России  //
Вестник  Иркутского  государствен-
ного  технического  университета,
2019, № 23(5). С. 967–977.

5. Drachev P.S., Trufanov V.V. Market-

based transmission expansion plan-
ning // Energy and Power Engineering,
vol. 4, Scientiﬁ c Research Publishing,
USA, 2012, no. 6, pp. 387-392.

6. Драчев П.С., Труфанов В.В. Анализ

варианта  развития  Единой  нацио-
нальной  электрической  сети  с  ис-
пользованием  рыночной  модели  /
Сб.  материалов  семинара  «Мето-
дические  вопросы  исследования
надежности больших систем энер-
гетики». Баку, 2012. С. 411–422.

7. Драчев П.С. Совершенствование

методики  обоснования  перспек-
тивного  развития  системообразу-
ющей электрической сети: диссер-
тация  …  канд.  тех.  наук.  Иркутск,
2017. 160 с.

8. De la Torre S., Conejo A.J., Con-

treras J. Transmission expansion
planning in electricity markets. IEEE

Trans. PWRS, Feb. 2008, vol. 23,
no. 1.

9. Roh J.H., Shahidehpour M., Wu L.

Market-based generation and trans-
mission planning with uncertainties.
IEEE Trans. PWRS, Aug. 2009,
vol. 24, no. 3.

10. Приказ Минэнерго РФ от 30 июня

2020  г.  №  508  «Об  утверждении
схемы  и  программы  развития
Единой  электроэнергетической
системы  России  на  2020–2026  го-
ды». URL: https://minenergo.gov.ru/
node/19166.

11. Попова О.М. Разработка прототи-

па программно-вычислительного
комплекса для задачи развития
системообразующей

электриче-

ской  сети  с  учетом  требований
интеллектуальной  ЭЭС  //  Инфор-
мационные  и  математические
технологии в науке и управлении,
2019, № 2(14). С. 142–150.

REFERENCES
1. Federal Law of the Russian Fed-

eration dated March, 26th, 2003 no.
35-FZ “On power industry”. URL:
https://base.garant.ru/185656/.

2. RF Government Regulation dated

October, 17th, 2009 no. 823 “On pat-
terns and programs of power indus-
try development”.

3. Usov I.Yu., Drachev P.S., Kindra-

chuk  N.M.  Peculiarities  of  feasibility
study  of  investment  solutions  in  the
integrated  power  grid  //  Review  of
Irkutsk National Research Technical
University, 2017, no. 6(125), pp. 92–
102. (In Russian)

4. Trufanov V.V., Drachev P.S. Estima-

tion of available energy potential of
Russian regions // Review of Irkutsk
National Research Technical Univer-
sity, 2019, no. 23(5), pp. 967–977.
(In Russian)

5. Drachev P.S., Trufanov V.V. Market-

based transmission expansion plan-
ning // Energy and Power Engineering,
vol. 4, Scientiﬁ c Research Publishing,
USA, 2012, no. 6, pp. 387-392.

6. Drachev P.S., Trufanov V.V. Study

of the United national electrical grid
development variant with use of the
market model / Collection of materi-
als of the seminar “Methodical issues
of reliability study of large power sys-
tems. Baku, 2012, pp. 411–422. (In
Russian)

7. Drachev P.S. Improvement of feasi-

bility  procedure  of  long-term  devel-
opment  of  the  backbone  electrical
network: Ph.D. thesis in Engineering
Science.  Irkutsk,  2017.  160  p.  (In
Russian)

8. De la Torre S., Conejo A.J., Con-

treras J. Transmission expansion
planning in electricity markets. IEEE

Trans. PWRS, Feb. 2008, vol. 23,
no. 1.

9. Roh J.H., Shahidehpour M., Wu L.

Market-based generation and trans-
mission planning with uncertainties.
IEEE Trans. PWRS, Aug. 2009,
vol. 24, no. 3.

10. Order of the Ministry of Energy of

RF  dated  30.06.2020  no.  508  “On
approval of the pattern and the pro-
gram  of  development  of  the  United
power  system  of  Russia  for  2020–
2026″.  URL:  https://minenergo.gov.
ru/node/19166.

11. Popova O.M. Development of the

software  and  computing  complex
prototype  for  evolving  the  back-
bone  electrical  network  with  regard
to smart grid requirements // IT and
mathematic  technologies  in  science
and  management,  2019,  no.  2(14),
pp. 142–150. (In Russian)

В издательстве «Инфра-Инженерия» вышла в свет новая книга

к.т.н. В.И. Гуревича объемом свыше 500 страниц под интригующим названием

Электромагнитный

импульс

высотного

ядерного

взрыва

защита

электрооборудования

от

него

Заказать книгу можно на сайте издательства www.infra-e.ru или по электронной почте [email protected] и телефону 8 (8172) 75-15-54

В этой необычной книге рассказывается об истории развития во-
енных ядерных программ в СССР и США, роли разведки в созда-
нии ядерного оружия в СССР, обнаружении электромагнитного
импульса при ядерном взрыве (ЭМИ ЯВ), многочисленных ис-
пытаниях ядерных боеприпасов.

В доступной для неспециалистов в области ядерной физи-

ки форме описан процесс образования ЭМИ ЯВ при подрыве
ядерного боеприпаса на большой высоте, показано влияние
многочисленных факторов на интенсивность ЭМИ ЯВ и его па-
раметры. Рас смот ре но влияние ЭМИ ЯВ на электронные компо-
ненты и устройства, а также и на силовое электрооборудование
энергосистем.

Большую часть книги занимает описание практических (а не

теоретических, как в сотнях отчетов на эту тему) средств и ме-

тодов защиты электронного и электротехнического оборудова-
ния от ЭМИ ЯВ, испытания этого оборудования на устойчивость
к ЭМИ ЯВ, оценки эффективности средств защиты.

В книге использованы многочисленные документы и фотогра-

фии с грифами секретности, которые были рассекречены и стали
общедоступными лишь недавно. По широте охвата проб лемы,
новизне, глубине и практической значимости описанных техниче-
ских решений книга является фактически энциклопедией ЭМИ ЯВ
и не имеет аналогов на книжном рынке.

Книга рассчитана на инженеров-электриков и энергетиков

разрабатывающих, проектирующих и эксплуатирующих элек-
тронное и электротехническое оборудование, а также будет по-
лезна преподавателям вузов и студентам. Много интересного
найдут в ней также и любители истории техники.

РАЗВИТИЕ

ЭНЕРГОСИСТЕМ

Оригинал статьи: Оптимизация развития единой национальной электрической сети России

Ключевые слова: развитие сети, сценарии, варианты, оптимизация, моделирование, ЕНЭС, визуализация

Читать онлайн

В статье рассматривается методический подход к обоснованию долгосрочного развития системообразующей электрической сети с учетом ее инфраструктурной функции и базовых принципов рыночного управления работой энергосистемы. Представлено описание математического инструментария, а также приведен практический пример реализации описанной методики на задаче развития единой национальной электрической сети (ЕНЭС) России до 2030 года. Приведены примеры визуализации полученных результатов на карте.