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-
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
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.
Оригинал статьи: Оптимизация сценариев развития и размещения генерирующих мощностей и требований к пропускной способности межсистемных связей ЭЭС
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.