Оптимизация сценариев развития и размещения генерирующих мощностей и требований к пропускной способности межсистемных связей ЭЭС

Page 1
background image

Page 2
background image

64

Оптимизация сценариев 
развития и размещения 
генерирующих мощностей 
и требований к пропускной 
способности межсистемных 
связей ЭЭС

УДК 620.9:621.311

Изложены

 

постановка

 

задачи

 

оптимизации

 

вариантов

 

развития

 

генерирующих

 

мощностей

 

и

 

межсистемных

 

связей

 

электроэнергетической

 

системы

 (

ЭЭС

), 

математическая

 

модель

 

для

 

решения

 

задачи

иллюстративный

 

пример

 

исследо

-

ваний

 

сценариев

 

перспективного

 

развития

 

Единой

 

энергосистемы

 

России

.

энергоснабжение

Труфанов

 

В

.

В

.,

д.т.н., ведущий научный 

сотрудник, заведующий 

лабораторией развития 

электроэнергетических 

систем ИСЭМ СО РАН 

Ханаев

 

В

.

В

.,

к.т.н., ведущий 

специалист ИСЭМ 

СО РАН

Ключевые

 

слова

:

электроэнергетическая 

система, электростанция, 

линия электропередачи, 

развитие, математическая 

модель, оптимизация

В

ыбор  оптимальных  сце-

нариев  развития  ЭЭС 

включает  в  себя  реше-

ние задачи определения 

рациональной  структуры  генери-

рующих мощностей и требований 

к  пропускной  способности  меж-

системных электрических связей 

на перспективу 10–20 лет.

Задача решается при опреде-

ленных внешних условиях разви-

тия:  перспективной  потребности 

в  электроэнергии,  ограничениях 

объемов  использования  топли-

ва,  возможностях  энергомаши-

ностроения  и  энергетического 

строительства.  Спецификой  за-

дач развития национальных ЭЭС 

является  необходимость  их  рас-

смотрения  как  технологически 

единого  объекта,  независимо 

от  организационной  структуры 

и форм собственности. Результа-

ты решения задачи используются 

при  проектировании  региональ-

ных ЭЭС и для определения пер-

спективной потребности в обору-

довании. 

Обоснование  развития  ЭЭС 

связано  с  существенными  труд-

ностями  также  и  из-за  необхо-

димости  учета:  требований  на-

дежности 

функционирования 

системы,  сильных  внешних  свя-

зей,  неопределенности  будущих 

условий,  риска  возможных  экс-

тремальных  условий  и  других 

факторов.

Ведущей  тенденцией  совер-

шенствования  математических 

моделей (см. обзор в [1]) для ре-

шения рассматриваемой задачи 

являлось  стремление  к  более 

точному  описанию  режимов  ра-

боты генерирующего оборудова-

ния  с  целью  учета  технических 

ограничений  и,  соответственно, 

к  приемлемой  точности  оцен-

ки  затрат  на  функционирова-

ние  и  развитие  ЭЭС.  В  [2]  был 

впервые  предложен  метод  «по-

зонной»  оптимизации,  исполь-

зование  которого  позволило 

разработать  в  дальнейшем  мо-

дели развития ЭЭС, в основном 

удовлетворяющие 

указанным 

требованиям.  Одной  из  таких 

моделей  является  оптимизаци-

онная  математическая  модель 

СОЮЗ [3–5].

Наиболее  существенное  от-

личие ее от других моделей раз-

вития  ЭЭС  заключается  в  более 

точном  описании  режимов  рабо-

ты генерирующего оборудования 

и межсистемных перетоков мощ-


Page 3
background image

65

ности  и  электроэнергии  за  счет 

моделирования  покрытия  множе-

ства  представительных  суточных 

графиков электрической нагрузки 

ЭЭС в едином календарном вре-

мени.  Это  позволило  более  обо-

снованно определять требования 

к пропускным способностям меж-

системных электрических связей, 

учесть  основные  составляющие 

системного  эффекта  от  интегра-

ции ЭЭС.

Электроэнергетическая  сис-

тема  в  модели  СОЮЗ  пред-

ставлена  многоузловой  сетью, 

узлами  которой  являются  тер-

риториальные  ЭЭС,  а  межузло-

вые  связи  отображают  совокуп-

ность  конкретных  межузловых 

ЛЭП.  Электростанции  в  узлах 

описываются  множеством  групп 

однотипных  агрегатов,  имеющих 

близкие  технико-экономические 

показатели. 

Фиксированной  частью  описа-

ния процесса развития являются: 

исходная  структура  генерирую-

щих  мощностей,  принятые  объ-

емы  демонтажа  и  технического 

перевооружения  генерирующего 

оборудования,  задельное  строи-

тельство.

Модель  включает  в  себя  бло-

ки балансов мощности узлов, ба-

лансов  зон  суточных  графиков 

нагрузки  по  узлам,  перетоков  по 

меж узловым связям, а также бло-

ки,  описывающие  функциониро-

вание  и  развитие  разных  типов 

генерирующего оборудования.

Минимизируемый 

функцио-

нал  —  суммарные  приведенные 

затраты  на  развитие  и  функци-

онирование  ЭЭС,  включающие 

переменные  и  постоянные  теку-

щие издержки, капиталовложения 

в  новые  электростанции  и  меж-

системные ЛЭП. 

Балансы мощности узлов фор-

мируются для часа совмещенного 

максимума нагрузки ЭЭС в целом 

и  часов  максимумов  нагрузки  уз-

лов.  В  модели  описывается  эф-

фект  от  несовпадения  времени 

прохождения максимумов нагруз-

ки в энергоузлах, имеется возмож-

ность минимизации необходимого 

суммарного  аварийного  резерва 

мощности  за  счет  развития  меж-

системных связей и его оптималь-

ного размещения.

Потребность в электроэнергии 

в каждом узле задается с учетом 

ее  неравномерности  в  сезонном, 

недельном  и  суточном  разрезах 

через  набор  суточных  графиков 

нагрузки. Типовой набор графиков 

включает зимние и летние выход-

ные и рабочие сутки.

Годовой баланс энергии энер-

гоузлов  в  модели  описывается 

совокупностью  балансов  зон 

представительных 

суточных 

графиков электрической нагруз-

ки с переходом к годовым пока-

зателям  в  функционале  модели 

через  коэффициенты  «эквива-

лентного  числа  суток  в  году». 

При  моделировании  суточного 

режима  используется  принцип 

«позонной оптимизации» в соот-

ветствии с разбиением суточно-

го графика нагрузки на горизон-

тальные зоны, соответствующие 

приростам  нагрузки  в  разные 

часы  суток.  Для  учета  кален-

дарного  времени  суток,  где  это 

необходимо,  используются  пе-

ременные  почасовой  нагрузки. 

Такое  описание  режима  работы 

ЭЭС  позволяет  оптимизировать 

в  модели  синхронный  во  вре-

мени  режим  работы  генерирую-

щего  оборудования  всех  узлов 

и  электрических  связей  между 

ними.

Для разных типов генерирую-

щего оборудования учитываются 

специфические  ограничения  ре-

жимов  их  работы:  возможность 

пусков-остановов,  технический 

минимум нагрузки для КЭС, мак-

симальная  базисная  нагрузка 

и  возможность  выработки  элек-

троэнергии по сезонам года для 

ГЭС,  режимы  загрузки  ТЭЦ  по 

теплофикационному  циклу  и  др. 

Для  аккумулирующих  электро-

станций  (ГАЭС)  режим  заряда 

описывается  переменными  по-

часовой  загрузки.  Учитываются 

ограничения  на  загрузку  ГАЭС 

в  турбинном  режиме,  соотноше-

ния  величин  генерируемой  и  ак-

кумулируемой  электроэнергии, 

ограничения  на  объем  верхнего 

водохранилища.

Использование  ЛЭП  в  балан-

сах  зон  графиков  нагрузки  и  ба-

лансах  мощности  ограничивает-

ся  их  пропускной  способностью 

с учетом ее наращивания.

Для  всех  электростанций  вво-

дятся  также  интервальные  огра-

ничения  по  годовому  расходу  то-

плива разных видов и на развитие 

отдельных  видов  генерирующего 

оборудования, исходя из местных 

условий или возможностей поста-

вок  энергетического  оборудова-

ния.

Со времени появления модели 

СОЮЗ  накоплен  большой  опыт 

ее  использования  для  решения 

различных  практических  задач 

развития  ЕЭЭС  СССР,  а  затем 

и  России  и  ее  регионов.  Наряду 

с  традиционным  использованием 

модели  для  оценки  и  выбора  ра-

циональных  вариантов  развития 

ЭЭС на перспективу, проводились 

некоторые  специфические  иссле-

дования:  анализ  средств  обеспе-

чения  маневренности  ЕЭЭС  [6], 

оценка эффективности мероприя-

тий по повышению энергетической 

безопасности  страны  [7],  много-

критериальный  анализ  вариантов 

развития ЕЭЭС [8], оценка эффек-

тивности интеграции ЭЭС в ЕЭЭС 

России  и  составляющих  межси-

стемного  эффекта  [9],  эффектив-

ности  потребителей-регуляторов 

и энергосбережения [10] и др. 

Приведем  в  качестве  приме-

ра использования модели СОЮЗ 

некоторые  результаты  исследо-

ваний  для  ЕЭС  России  на  пер-

спективу  до  2030  г.  [11].  Рассма-

тривались  несколько  уровней 

потребления 

электроэнергии 

в  перспективе  (рисунок  1).  В  ка-

честве  основного  принимался 

«базовый»  сценарий  электро-

потребления,  соответствующий 

утверж ден ной «Генеральной схе-

ме  размещения  энергетических 

объектов до 2030 года». Средне-

годовой темп роста потребления 

электроэнергии в этом сценарии 

составляет  порядка  2,2%,  элек-

тропотребление в границах ЕЭС 

в  2030  году  —  1490  млрд  кВт·ч. 

Рассматривался  также  мини-

мальный  сценарий  с  уровнем 

потребления  в  2030  году  — 

1150 млрд кВт·ч (вариант «мин»).

Для  базового  сценария  элек-

тропотребления, кроме заданного 

«базисного»  варианта  развития 

ЕЭС  (вариант  «баз»),  рассматри-

вались также варианты с оптими-

зацией  генерации  ЕЭС  (вариант 

 5 (62) 2020


Page 4
background image

66

ЭНЕРГОСНАБЖЕНИЕ

«оптбаз») и вариант «исэм», учи-

тывающий  возможные  задержки 

вводов  на  АЭС,  значительный 

рост  мощностей  малых  ГТУ-ТЭЦ 

на базе существующих котельных 

и распределенной генерации.

Расчетные  значения  вводов 

генерирующих  мощностей  по 

ЕЭС  до  2030  года  приведены  на 

рисунке  1.  В  базовом  варианте 

суммарные  вводы  мощностей  на 

электростанциях ЕЭС к 2030 году 

составили  170  млн  кВт,  в  мини-

мальном варианте 93 млн кВт.

Структура  мощностей  по  ти-

пам  электростанций  видна  из 

этого  рисунка.  Наибольшие  раз-

личия  в  структуре  по  вариантам 

приходятся  на  конденсационные 

электростанции.  Вариант  «исэм» 

качественно отличается от других 

вариантов  значительным  ростом 

вводов  на  ТЭЦ  за  счет  ГТУ-ТЭЦ 

на газовых котельных и более низ-

ким уровнем АЭС.

Проведенный  анализ  энерге-

тических  режимов  энергосистем 

в этих вариантах показывает, что 

прогнозируемая  структура  гене-

рирующих  мощностей  в  целом 

обеспечивает  покрытие  суточных 

графиков электрической нагрузки, 

включая  провалы  в  часы  мини-

мума.  Маневренных  возможно-

стей  электростанций  достаточно 

для  покрытия  переменной  части 

нагрузки.  Для  атомных  электро-

станций и КЭС на угле обеспечи-

вается  базисный  режим  работы. 

В  европейских  ОЭС  требования 

к  маневренности  оборудования 

максимальны  —  в  час  минимума 

зимних  рабочих  суток  требуется 

максимальная  разгрузка  КЭС  на 

газе.

ВЫВОДЫ

Опыт  использования  методи-

ческого  аппарата  для  решения 

Рис

. 1. 

Вводы

 

генерирующих

 

мощностей

 

ЕЭС

 

к

 2030 

году

млн

 

кВт

задач  развития  ЭЭС,  разра-

ботанного  в  Институте  систем 

энергетики  им.  Л.А.  Мелентье-

ва,  свидетельствует,  что  его  ис-

пользование может существенно 

повысить  обоснованность  при-

нимаемых решений по развитию 

ЭЭС в России.  

Работа  выполнена  в  рамках  про-

ектов  государственного  задания

III.17.4.1  Программы  фундамен -

тальных исследований СО РАН, рег. 

номер АААА-А17-117030310433-6.

ЛИТЕРАТУРА
1.  Системные  исследования  в  энергетике:  Ретроспек-

тива  научных  направлений  СЭИ-ИСЭМ.  Отв.  ред. 

Н.И. Воропай. Новосибирск: Наука, 2010. 686 с. 

2.  Шарыгин В.С. Линейная математическая модель по 

выбору  структуры  энергосистемы  с  улучшенным 

учетом режима // Экономика и мат. методы, 1973, т. 9, 

вып. 1. С. 122–130.

3.  Беляев Л.С., Войцеховская Г.В., Савельев В.А. и др. 

Системный подход при управлении развитием элек-

троэнергетики. Новосибирск: Наука, 1980. 239 с.

4.  Воропай Н.И., Труфанов В.В. Математическое моде-

лирование развития электроэнергетических систем 

в  современных  условиях  //  Электричество,  2000, 

№ 10. С. 6–12.

5.  Арбатский  Г.М.,  Беляев  Л.С.,  Такайшвили  В.Р.  и  др. 

Программно-информационный  комплекс  для  оп-

тимизации  структуры  ЕЭЭС  //  Вопросы  построения 

АИСУ развитием ЭЭС. Вып. 2. Структура и принципы 

построения I очереди АИСУ. Иркутск: СЭИ СО РАН, 

1975. С. 67–95.

6.  Ханаев  В.А.  Пути  повышения  маневренности  Еди-

ной электроэнергетической системы СССР. Новоси-

бирск: Наука, 1991. 136 с.

7.  Бушуев  В.В.,  Воропай  Н.И.,  Мастепанов  А.М.  и  др. 

Энергетическая безопасность России. Новосибирск: 

Наука: Сиб. изд. фирма РАН, 1998. 301 с.

8.  Воропай  Н.И.,  Иванова  Е.Ю.,  Труфанов  В.В.  Метод 

многокритериального  анализа  решений  для  задач 

анализа  вариантов  развития  ЭЭС  //  Известия  РАН. 

Энергетика, 1998, № 6. С. 32–38.

9.  Воропай Н.И., Труфанов В.В., Селифанов В.В., Шеве-

лева Г.И. К анализу эффективности Единой электро-

энергетической  системы  России  //  Электричество, 

2000, № 5. С. 2–9.

10. Ханаев  В.В.  О  комплексной  оптимизации  развития 

электроэнергетической  системы  и  потребителей 

энергии  //  Системные  исследования  в  энергетике. 

Труды молодых ученых ИСЭМ СО РАН. Вып. 29, Ир-

кутск: ИСЭМ СО РАН, 1999. С. 66–73.

11. Воропай  Н.И.,  Подковальников  С.В.,  Труфанов  В.В. 

и др. Обоснование развития электроэнергетических 

систем: Методология, модели, методы, их использо-

вание. Отв. ред. Н.И. Воропай. Новосибирск: Наука, 

2015. 448 с.


Читать онлайн

Изложены постановка задачи оптимизации вариантов развития генерирующих мощностей и межсистемных связей электроэнергетической системы, математическая модель для решения задачи, иллюстративный пример исследований сценариев перспективного развития Единой энергосистемы России.

Поделиться:

«ЭЛЕКТРОЭНЕРГИЯ. Передача и распределение» № 1(70), январь-февраль 2022

Повышение эффективности почасового прогнозирования электропотребления с помощью моделей машинного обучения на примере Иркутской энергосистемы. Часть 2

Управление сетями / Развитие сетей Энергоснабжение / Энергоэффективность Цифровая трансформация / Цифровые сети / Цифровая подстанция
Томин Н.В. Корнилов В.Н. Курбацкий В.Г.
«ЭЛЕКТРОЭНЕРГИЯ. Передача и распределение» № 1(70), январь-февраль 2022

Превентивное управление нагрузкой в сетях 0,4 кВ в целях предотвращения возникновения аварийных ситуаций

Управление сетями / Развитие сетей Энергоснабжение / Энергоэффективность Релейная защита и автоматика
Удинцев Д.Н. Милованов П.К. Зуев А.И.
«ЭЛЕКТРОЭНЕРГИЯ. Передача и распределение» № 1(70), январь-февраль 2022

Принципы формирования цифровой платформы для управления надежностью распределительных электрических сетей в современных условиях эксплуатации

Управление сетями / Развитие сетей Энергоснабжение / Энергоэффективность Цифровая трансформация / Цифровые сети / Цифровая подстанция
Крупенев Д.С. Пискунова В.М. Гальфингер А.Г.
«ЭЛЕКТРОЭНЕРГИЯ. Передача и распределение» № 1(70), январь-февраль 2022

Новые технологии удаленного мониторинга и энергоэффективности электрооборудования сетей

Энергоснабжение / Энергоэффективность Цифровая трансформация / Цифровые сети / Цифровая подстанция Диагностика и мониторинг
ООО «Сименс»
«ЭЛЕКТРОЭНЕРГИЯ. Передача и распределение» № 1(70), январь-февраль 2022

Обеспечить равные возможности для всех при справедливом распределении ответственности

Интервью Управление производственными активами / Техническое обслуживание и ремонты / Подготовка к ОЗП Энергоснабжение / Энергоэффективность
Интервью с Председателем Комитета по энергетике Государственной Думы Завальным П.Н.
«ЭЛЕКТРОЭНЕРГИЯ. Передача и распределение»