научная статья по теме МЕТОДИКА РАЦИОНАЛЬНОГО ИСПОЛЬЗОВАНИЯ РЕЗЕРВОВ ГЕНЕРИРУЮЩЕЙ МОЩНОСТИ В ЭНЕРГООБЪЕДИНЕНИИ Энергетика

Текст научной статьи на тему «МЕТОДИКА РАЦИОНАЛЬНОГО ИСПОЛЬЗОВАНИЯ РЕЗЕРВОВ ГЕНЕРИРУЮЩЕЙ МОЩНОСТИ В ЭНЕРГООБЪЕДИНЕНИИ»

№ 3

ИЗВЕСТИЯ АКАДЕМИИ НАУК ЭНЕРГЕТИКА

2013

УДК 621.311.1

© 2013 г. ФЕДОТОВА Г.А.*

МЕТОДИКА РАЦИОНАЛЬНОГО ИСПОЛЬЗОВАНИЯ РЕЗЕРВОВ ГЕНЕРИРУЮЩЕЙ МОЩНОСТИ В ЭНЕРГООБЪЕДИНЕНИИ

Рассматриваются вопросы использования резервов генерирующей мощности в рыночных условиях функционирования электроэнергетических систем (ЭЭС) и их объединений. Предлагается методика оптимального распределения резервов располагаемой мощности в объединенной электроэнергетической системе (ОЭС) с ограниченными пропускными способностями межсистемных связей, обеспечивающего необходимый уровень балансовой надежности. Уровень балансовой надежности оценивается показателем относительной обеспеченности электроэнергией потребителей. Критерием оптимизации является функция равновозможной надежности электроснабжения потребителей в ЭЭС. Методика ориентирована на уровень годового планирования работы ОЭС в условиях энергорынка. Приводятся постановка задачи и математическая модель ее решения.

Введение. Применявшиеся в советский период подходы к выбору, размещению и использованию резервов мощности в электроэнергетических системах базировались на проработанных фундаментальных исследованиях и соответствовали международным стандартам, но были ориентированы на вертикально-интегрированную централизованно управляемую электроэнергетику [1, 2]. В последние 20 лет они не претерпели принципиальных изменений и сегодня не соответствуют современной организационной структуре отрасли. Применительно к рыночной системе развития электроэнергетики в России отсутствует методология резервирования, основанная на принятых в мировой практике принципах и подходах.

В настоящее время действуют методические рекомендации по проектированию развития энергосистем, в которых на предварительной стадии разработки перспективных балансов мощности Единой энергетической системы (ЕЭС) России и входящих в нее ОЭС рекомендуется принимать значения необходимого резерва мощности процентом от максимума нагрузки соответствующего объединения. Его доля определена для Европейской секции ЕЭС — 17%, ОЭС Сибири — 12%; ОЭС Востока — 22%. Суммарный резерв европейской секции ЕЭС распределяется между энергообъединениями, входящими в эту секцию, в следующей пропорции: ОЭС Северо-Запада — 0,15; ОЭС Центра - 0,32; ОЭС Северного Кавказа - 0,10; ОЭС Средней Волги - 0,11; ОЭС Урала — 0,32 [3]. Данные рекомендации были разработаны в 2003 г. и ориентированы на вертикально-интегрированную иерархическую структуру отрасли с централизованным управлением, обеспечивающую требуемый уровень надежности. С учетом либерализации энергетики, современных требований к надежности и существующей ситуации в отрасли они нуждаются в корректировке с учетом рыночных условий развития электроэнергетики и интенсивного старения оборудования электрических станций и сетей. Известно, что с ростом степени износа оборудования требуется уве-

*Институт систем энергетики им. Л.А. Мелентьева СО РАН, г. Иркутск.

личение величины резерва мощности, замещающего выведенную в плановый и аварийный ремонт мощность, и запасов пропускных способностей связей.

Сложившаяся практика резервирования генерирующей мощности энергосистем представляет собой сосуществование двух методологий. С одной стороны, используются подходы, разработанные в советский период, с другой — разрабатываются новые, основанные на функционировании долгосрочного рынка мощности. Резервирование, являясь одним из главных технических средств обеспечения надежности на всех уровнях управления энергосистем, — экономическая проблема, в которой оптимальный уровень резерва должен определяться балансом между затратами на его создание и ущербом от недоотпуска электроэнергии потребителям вследствие нарушения нормального электроснабжения, обусловленного дефицитом мощности. На практике затратный подход к выбору и размещению резервов мощности в условиях энергорынка трудно применим по ряду причин, поэтому уровни резервов либо непосредственно нормируются, либо определяются расчетами, основанными на использовании количественных показателей надежности. Оба эти подхода используются и в России, и за рубежом [4].

На этапе планирования развития энергетики резервирвоание предполагает создание запасов всех видов энергоресурсов, резервов мощности и пропускных способностей связей. При выборе величины и размещении устанавливаемой в ЭЭС мощности для обеспечения требуемой надежности необходимо создание резервов генерирующей мощности. Резерв генерирующей мощности предназначен для обеспечения надежности в случае превышения спроса на электроэнергию и мощность над ожидаемыми величинами при непредусмотренных снижениях рабочей мощности и планово-предупредительных ремонтах основного оборудования ЭЭС.

При управлении функционированием энергосистем основное значение приобретают вопросы рационального использования резервов с учетом их функционального назначения и таких свойств, как мобильность и экономичность. Смысл задачи резер-вирвоания на этом уровне состоит в уточнении величины резервов мощности в энергообъединениях и ЕЭС, в каждой энергосистеме или зоне свободного перетока мощности (ЗСПМ), а также в его распределении между ЭЭС или ЗСПМ для обеспечения надежности в энергообъединениях с учетом сложившейся ситуации в энергосистемах. В современных условиях функционирования ЭЭС такое распределение должно производиться через рынок мощности и системных услуг. При этом в каждой энергосистеме или зоне свободного перетока мощности должен быть предусмотрен оперативный резерв мощности для покрытия собственной нагрузки с заданной степенью надежности и ремонтный резерв для замещения мощностей, выводимых в планово-предупредительный ремонт и в реконструкцию.

Основные принципы и исходные положения методики

Главной предпосылкой методики является функционирование долгосрочного рынка мощности, обеспечивающего предупреждение дефицита мощности в электроэнергетических системах и формирование оптимальной структуры их генерации. В основе долгосрочного рынка мощности лежит ежегодно проводимый конкурентный отбор мощности (КОМ) на четыре года вперед, когда происходит взаимный обмен обязательствами субъектов энергорынка для обеспечения системной надежности в энергосистемах, энергообъединениях и ЕЭС в целом и требуемого уровня надежности электроснабжения потребителей. Выполнение этих обязательств ведет к оптимальному по надежности территориальному распределению генерирующих мощностей. Для того чтобы определить, какая мощность будет необходима в энергосистемах через четыре года, прогнозируется величина и структура электропотребления на основе заявок крупных потребителей и определяется величина необходимого резерва мощности.

Долгосрочный конкурентный отбор мощности предполагает удовлетворение прогнозируемого потребления с необходимым резервом, обеспечивает бесперебойное

функционирование энергосистемы и поставку электроэнергии потребителям при ее минимальной стоимости. Для обеспечения требуемой надежности в случаях задержки или отсутствия ранее запланированных вводов генерирующего и сетевого оборудования, при значительных изменениях прогноза электропотребления за один-два года до начала поставок проводится корректирующий отбор мощности. Очевидно, что за это время не может быть построен и введен в эксплуатацию новый объект генерации, однако, может быть проведена модернизация или приняты решения о задержке вывода из эксплуатации действующего оборудования. Тем самым при корректирующем КОМ предусматривается резерв для обеспечения надежности при указанных обстоятельствах [5].

Однако наличие резерва не гарантирует обеспечения необходимого уровня надежности без его рационального использования в соответствии с функциональным назначением и фактически сложившейся ситуации в энергосистемах и по объединению в целом. Предлагается методика, позволяющая решать эту проблему, т.е. управлять резервом располагаемой мощности в энергообъединении для обеспечения требуемой надежности при планировании работы ОЭС на предстоящий год. Методика основана на комбинации нормативного и рыночного подходов и следующих исходных положениях.

1. Резерв генерирующей мощности должен компенсировать:

- снижение располагаемой мощности при выводе оборудования электростанций на плановые ремонты и реконструкцию;

- непредвиденное снижение располагаемой мощности, связанное с аварийными отказами генерирующего оборудования;

- дефицит мощности из-за случайных превышений нагрузки над ее прогнозными значениями;

- дисбаланс между производством и потреблением электроэнергии, возникающий вследствие непредвиденного роста электропотребления и/или возможных отставаний ввода новых мощностей.

2. В основе методики лежат принципы обеспечения надежности и резервирования в ЭЭС, принятые Федеральным законом "Об электроэнергетике" (статьи 6, 9, 18, 20, 38, 39 [6]). В соответствии с этим законом, процесс обеспечения надежности должен строиться на распределении ответственности за резерв и надежность между субъектами отношений в электроэнергетике и координации их деятельности в этом направлении путем сочетания государственного регулирования и рыночных механизмов.

При этом системная надежность ЕЭС и входящих в нее энергообъединений обеспечивается всеми субъектами отношений в зонах их ответственности, главная координирующая роль отводится Системному оператору (СО). Его задачей является создание резервов генерирующих мощностей и таких условий функционирования и управления ЭЭС, при которых путем технологического взаимодействия генерирующих установок, электрических сетей и электроустановок потребителей осуществляется производство, передача, распределение и потребление электрической энергии, обеспечивающих необходимый уровень надежности.

Надежность электроснабжения потребителей определяется уровнем системной надежности и складывается из надежности электроснабжения питающих узлов нагрузки, обеспечиваемой системными средствами (структурой системы, резервами мощности, запасами энергоресурсов и пропускных способностей связей, средствами управления и т.д.), и надежности систем электроснабжения. Ответственность за надежность э

Для дальнейшего прочтения статьи необходимо приобрести полный текст. Статьи высылаются в формате PDF на указанную при оплате почту. Время доставки составляет менее 10 минут. Стоимость одной статьи — 150 рублей.

Показать целиком