Сборник докладов - Электроэнергетика глазами молодежи 2010

Подождите немного. Документ загружается.

зать, что Д.А. Арзамасцев со своими учениками был одним из первых в нашей стране, кто

разрабатывал основы научного моделирования развития систем энергетики.

В первую очередь Д.А. Арзамасцева заботило обеспечение задач развития надеж-

ными критериями оптимальности. Последовала серия работ, посвященных формированию

экономических функционалов развития ЭЭС.

Параллельно шла работа по созданию методов оптимизации параметров ЭЭС. К

середине 60-х годов в числе первых в стране были созданы методы оптимизации конфи-

гурации электрических сетей и развития генерирующих источников.

Задачи развития стали рассматриваться как задачи многокритериальной оптимиза-

ции. Под руководством Д.А. Арзамасцева начали разрабатываться специальные методы и

алгоритмы решения таких задач с применением таксономии, компонентного анализа, пла-

нирования эксперимента, экспертного анализа (А.В. Липес, Ю.С.Скляров). Начали интен-

сивно развиваться методы имитационного моделирования развития ЭЭС, открывающие

новые возможности использования ЭВМ и повышения обоснованности и качества реше-

ний по развитию ЭЭС. Большой вклад в это направление внесли А.Л. Мызин и работаю-

щие с ним коллеги С.С. Ананичева и Л.И. Мардер.

Цикл работ, выполненных на кафедре АЭС по проблемам развития ЭЭС, привел к

появлению системы взаимосвязанных методов и моделей, знаменующих совершенно но-

вый подход к задачам развития систем энергетики, использующий современные достиже-

ния вычислительных методов, математической статистики, теории оптимизации, эксперт-

ного анализа. Впервые в стране была создана новая учебная дисциплина «Модели опти-

мизации развития энергосистем» и впервые было выпущено учебное пособие по этой дис-

циплине, а после его успешной апробации – учебник для вузов страны и коллективная

монография (авторы Д.А. Арзамасцев, А.В. Липес, А.Л. Мызин).

3. Синтез систем релейной защиты и автоматики ЭЭС. В начале своего творче-

ского пути В.Е. Поляков принимал активное участие в научных исследованиях кафедры,

связанных с передачей электрической энергии постоянным током. Первая в СССР опыт-

но-промышленная передача постоянного тока «УПИ–завод Уралэлектротяжмаш» была

пущена в 1948 г. В дальнейшем научные интересы В.Е. Полякова полностью переключи-

лись на проблемы релейной защиты и автоматизации электрических систем.

Заслугой В.Е. Полякова является формирование научного направления кафедры

АЭС, связанного с решением проблем комплексной автоматизации управления коммута-

ционными аппаратами электрических систем в нормальных, аварийных и послеаварийных

режимах с использованием и дальнейшим развитием теории релейных схем. В основу

синтеза систем релейной

защиты и автоматики была положена математическая логика

(булева алгебра). Трудно переоценить вклад В.Е. Полякова и его учеников в этой сфере

научных исследований. Под его руководством разработан ряд программируемых защит и

устройств управления, таких как защита от замыканий на землю с повышенной информа-

тивностью, микропроцессорная защита от КЗ электроустановок с

изолированной нейтра-

лью, защита электродвигателей от КЗ с самоконтролем исправности, методы и устройства

автоматизированного контроля временных параметров электромеханических и электрон-

ных блоков РЗА, комплексное устройство ситуационного управления выключателями

ЛЭП, адаптирующаяся резервная токовая защита тупиковых ЛЭП и многое др.

Ученики В.Е. Полякова – доктора технических наук С.Ф. Жуков, В.А. Зильберман,

М.Я. Клецель, Н.М. Попов и кандидаты технических наук Л.Ф. Богданова, Г.М. Про-

скурин, В.П. Федотов и др. – внесли существенный вклад в развитие и практическое при-

менение полученных результатов исследований.

4. Современные исследования

Научная деятельность в области «Управление режимами электрической сис-

темы в условиях конкурентного рынка». На стыке двух веков во всей мировой энергети-

ке происходили серьезные изменения в принципах управления электроэнергетическими

системами. Начался переход к рыночной экономике в нашей стране. В какой-то мере и

кафедра АЭС причастна к этому процессу. Доцент П.М. Ерохин, уже будучи одним из ру-

ководителей ОДУ Урала, был приглашен в «команду» ЦДУ ЕЭС России под руково-

дством А.Б. Чубайса, чтобы там разрабатывать новую идеологию управления в конку-

рентной среде. Вместе с ним активно работали его коллеги, также наши выпускники,

Б.И. Аюев и Н.Г. Шубин. В хронологической последовательности они защитили диссер-

тации:

 Шубин Н.Г. (2003) – кандидатскую на тему «Разработка моделей и технологий

оперативного диспетчерского управления ЕЭС России в условиях оптового рын-

ка электроэнергии»;

 Ерохин П.М. (2005) – докторскую на тему «Задачи и технологии оперативно-

диспетчерского управления режимами ЕЭС в конкурентно-рыночной энергетике

России»;

 Аюев Б.И. (2008) – докторскую на тему «Методы и модели эффективного управ-

ления режимами Единой электроэнергетической системы России».

Заметим, что научным руководителем и консультантом во всех трех работах был

профессор П.И. Бартоломей. Это сотрудничество с ведущими специалистами в электро-

энергетической отрасли повлияло на научные исследования кафедры и на содержатель-

ную часть таких дисциплин, как «Оптимизация в ЭЭС», «Специальные вопросы ЭЭС»,

«АСУ в ЭЭС», читаемых инженерам и магистрантам. В 2008 г. было издано пособие «Оп-

тимизация режимов энергосистем» (авторы П.И. Бартоломей, Т.Ю. Паниковская), в кото-

ром впервые в отечественной учебной литературе рассматриваются вопросы оптимизации

режимов ЭЭС, ценообразования и диспетчерского управления в условиях конкурентного

рынка.

Первое десятилетие этого века ознаменовалась проведением двух Всероссийских

(2001, 2004) и Международной (2008) конференций по проблемам электроэнергетики. По-

скольку кафедра была инициатором и организатором этих конференций, при активном

участии ОДУ Урала и ЦДУ ЕЭС России, то программы этих конференций в существенной

мере соответствовали научным интересам кафедры

. Последние две конференции называ-

лись «Энергосистема: управление, качество, конкуренция» и «Энергосистема: управление,

конкуренция, образование». Как видим, ключевое слово «конкуренция» отражает сущ-

ность новой научной проблемы и деятельность научных работников кафедры.

Совершенствование способов управления электрическими режимами ЭЭС на

базе новых информационных технологий. Успешно развиваются научные исследования,

выполняемые под руководством профессора А.

С. Бердина в области разработки моделей и

методов информационного обеспечения систем управления электрическими режимами.

Весь комплекс работ объединяет общая цель – создание единой адаптивной модели

электроэнергетической системы для управления электрическими режимами, включающей

в себя сбалансированные модели узловых нагрузок и суммарного электропотребления,

определение текущих параметров элементов схемы замещения.

За последние 15 лет на кафедре получили развитие научные работы, связанные с

исследованиями и разработкой методов измерения и определения характеристик электро-

магнитной совместимости электроприемников с сетью и учета электроэнергии. Разрабо-

таны, изготовлены и внесены в государственный реестр приборы измерения качества

электроэнергии серии «Уран», успешно решающие в течение 13 лет широкой круг задач,

связанных с анализом электромагнитной совместимости и другими вопросами эксплуата-

ции электротехнического оборудования. Работы ведутся под руководством доцента

А.А. Алексеева.

Развитие ЭЭС и энергетическая безопасность. В 1990-е годы Россия столкну-

лась с новыми проблемами развития, вызванными процессами реформирования экономи-

ки. Реагируя на эту ситуацию, ученые кафедры профессора Л.Л. Богатырев и А.Л. Мызин,

сосредоточили усилия на решении задачи диагностирования энергетической безопасности

территорий различного уровня. Эти исследования стали выполняться как междисципли-

нарные совместно с институтами Экономики и Теплофизики Уральского отделения РАН.

Был создан новый методический подход к диагностированию энергетической безо-

пасности территорий, основанный на применении индикативного анализа и методике оп-

ределения пороговых уровней индикаторов безопасности. Результатом этих работ явилось

создание системы мониторинга энергетической и экономической безопасности террито-

рий различного уровня, получившей высокую государственную оценку. Инициаторы и

активные участники этой работы профессора Л.Л. Богатырев и А.Л. Мызин стали лауреа-

тами Премии Правительства России в области науки и техники.

В настоящее время сформировавшийся коллектив ученых решает ряд новых акту-

альных задач, среди которых анализ энергоинвестиционной привлекательности террито-

рий, моделирование взаимодействия экономических и энергетических факторов энергети-

ческой безопасности, оценка вкладов отраслей ТЭК в формирование уровней энергетиче-

ской безопасности, исследования энергетической эффективности, влияния глобального

экономического кризиса на энергетическую безопасность.

Достоверизация данных учета и потерь электрической энергии. Относительно

недавно стали развиваться исследования по достоверизации учета электроэнергии, выяв-

лению коммерческих потерь электроэнергии в электрических сетях. Руководителем дан-

ного направления является д.т.н., профессор А.В Паздерин.

Реформирование электроэнергетики существенно повысило значимость проблемы

точного и достоверного учета электрической энергии. На основе научных достижений ка-

федры была создана математическая модель процесса распределения потоков электриче-

ской энергии и потерь по отдельным элементам электрической сети. Использование зада-

чи энергораспределения эффективно при решении следующих актуальных в настоящее

время вопросов: оценка достоверности и точности измерительной информации систем

учета электроэнергии, расчет технических и коммерческих потерь электроэнергии, лока-

лизация участков сети с повышенными коммерческими потерями, устранение небалансов

электроэнергии и стоимостных небалансов, урегулирование разногласий между участни-

ками энергообмена в рамках новых моделей функционирования электроэнергетики.

Разработанные методы и алгоритмы использовались для расчета потерь и балансов

электроэнергии на месячных и годовых интервалах времени при проведении первичных

энергетических обследований пятнадцати предприятий электрических сетей.

Проектирование и развитие систем электроснабжения. В конце 90-х годов на

кафедре под руководством доцента С.Е. Кокина начало активно развиваться направление

по проектированию развития систем электроснабжения. Начало направление получило в

результате тесных связей кафедры с районными электрическими сетями АО «Свердлов-

энерго» (Восточные электрические сети, Западные электрические сети, Екатеринбургская

электросетевая компания). Творческий коллектив в своих работах обосновал, что подклю-

чение новых и реконструкция существующих объектов требует выработки стратегии раз-

вития электросетевого предприятия, разработки современных энергоинформационных

моделей развития и методов, особенно в условиях недостоверной информации и ограни-

ченных финансовых ресурсов.

В рамках развития этого направления выполнено несколько крупных хоздоговор-

ных работ, включая проектирование двух подстанций 110 кВ. Теоретические исследова-

ния подкреплены разработками схемы развития микрорайона Академический, схемы вы-

дачи мощности Пермской и Серовской ГРЭС, проектированием схемы электроснабжения

Бованенковского нефтегазового месторождения.

Развитие теории надежности ЭЭС. Общая теория надежности ЭЭС в Советском

Союзе активно развивалась в 60–70 гг. В этот период происходило ее становление, осоз-

нание основных проблем и разработка базовых расчетных методов и алгоритмов.

В то же время инженерная практика настоятельно требовала разработки новых ма-

тематических методов и алгоритмов, направленных на использование вычислительной

техники. Все существующие расчетные процедуры были слабо адаптированы к расчетам

на ЭВМ. Под руководством д.т.н., профессора В.П. Обоскалова на кафедре стало разви-

ваться новое научное направление – теория расчета на ЭВМ показателей надежности

сложных электроэнергетических систем. Рассматривались проблемы расчета показателей

структурной надежности. Выбор направления вероятностного эквивалентирования слож-

ных расчетных схем позволил сделать качественный скачок в развитии расчетных проце-

дур. Созданная на кафедре программа расчета показателей структурной надежности ЭЭС,

обеспечила выполнение расчетов схем большой размерности.

Развитием направления в части учета отказов элементов «типа КЗ» стали работы

О.М. Котова. Результатом его исследований стала программа «Струна», до настоящего

времени применяемая в ряде проектных институтов страны и ближнего зарубежья (Ук-

раина, Узбекистан).

Проблемы расчета балансовой надежности ЭЭС логически продолжают направле-

ние расчета показателей надежности сложных электроэнергетических систем. По сравне-

нию со структурной и режимной надежностью ЭЭС балансовая надежность является в

теоретическом плане наименее проработанной областью теории надежности ЭЭС, поэто-

му актуальность работы научного коллектива в этом направлении несомненна.

Инновационные технологии в электроэнергетике. Последние годы сотрудники

кафедры все чаще принимают участие в международных научно-технических конферен-

циях. Большой объем исследований и научных публикаций в последние годы связан с

системами электроснабжения, которые содержат распределенную генерацию, устройства

гибких систем передачи переменного тока (FACTS-технологии), системы векторных из-

мерений электрических параметров режима. На кафедре началось изучение новых инно-

вационных технологий, которые в отечественной энергетике пока еще практически не

применяются, появились публикации по данной тематике. Начались исследования по ма-

тематическому моделированию новых устройств и созданию информационно-измеритель-

ных технологий.

Более подробную информацию о современных научных разработках кафедры и ее

исследовательских коллективах можно найти в трудах настоящей конференции, а также в

сборниках докладов двух Всероссийских (2001, 2004) и Международной (2008) конферен-

ций, проведенных кафедрой АЭС в Екатеринбурге.

ОБОСНОВАНИЕ СРЕДСТВ ОБЕСПЕЧЕНИЯ БАЛАНСОВОЙ

НАДЕЖНОСТИ ВАРИАНТОВ РАЗВИТИЯ ЕЭС РОССИИ

Ю.Я. Чукреев

ИСЭиЭПС Коми НЦ УрО РАН

При планировании развития электроэнергетической отрасли в условиях централи-

зованного управления существовала эффективная вертикально-интегрированная иерархи-

ческая система. Она включала в себя множество стадий как территориального, так и вре-

менного уровней иерархии, причем на каждой из них происходило уточнение решений

предыдущих стадий. В ее рамках разрабатывалась стратегия развития электроэнергетиче-

ской системы (ЭЭС) страны на перспективу 20–30 лет и планы развития генерирующих

источников и линий электропередачи на среднесрочный (5–10 лет) и краткосрочный (3–

5 лет) периоды, обеспечивающие оптимальное сочетание капитальных вложений, экс-

плуатационных затрат и ущербов от ненадежности электроснабжения потребителей [1].

Задача оценки показателей балансовой надежности (ПБН) стояла на одном из пер-

вых мест среди основных критериев принятия решений [2]. Она является неотъемлемой

частью задачи определения средств обеспечения надежности – оперативных резервов

мощности территориальных зон и запасов пропускных способностей (ПС) связей между

ними – и сегодня остается наиболее сложной и многогранной. После долгих лет неприме-

нения на практике теоретических разработок по обеспечению надежности ЭЭС, вызванно-

го известными преобразованиями в России, реализация этой задачи становится еще более

затруднительной. Достаточно отметить, что в настоящее время службами перспективного

развития ОАО «СО ЕЭС» применяются методические рекомендации по учету надежности

при проектировании энергосистем, утвержденные Минэнерго России в 2003 г. [3], но раз-

работанные еще в 90-х годах прошлого столетия. Безусловно они отвечали всем реалиям

того времени, но для существующих сегодня принципов управления ЕЭС России они ус-

тарели.

В соответствии с Федеральным законом «Об электроэнергетике» [7] всю полноту

ответственности, и прежде всего экономической, за надежную генерацию и доставку за-

данных мощностей и электроэнергии в определенные территориальные зоны ЭЭС несет

системный оператор (СО). В Федеральном законе от 4 ноября 2007 г. № 250 [8] более чет-

ко конкретизирована его роль в обеспечении надежности электроснабжения планируемых

схем развития ЭЭС. Для выполнения этих требований в условиях эксплуатации СО уже

установлены соответствующие отношения по надежности с генерирующими, сетевыми и

сбытовыми компаниями, разработаны необходимые расчетные схемы ЕЭС России и соот-

ветствующее методическое и программное обеспечение [9]. Этого нельзя сказать в отно-

шении задач обеспечения надежности при перспективном планировании развития ЭЭС.

Об этом красноречиво свидетельствуют материалы подготовленного ОАО «СО ЕЭС» от-

чета «Схема и программа развития Единой энергетической системы (ЕЭС) России на пе-

риод 2010–2016 гг.»

, в котором вопросы обеспечения требуемых уровней надежности со-

вершенно не представлены. Следует заметить, что это при том, что постановка и решение

задачи оценки ПБН и обоснования средств резервирования для условий вертикально-

интегрированной системы управления ЭЭС была достаточно хорошо отработана.

Многообразие интересов участников, оказывающих влияние на процессы принятия

решений по развитию ЭЭС, требует создания скоординированного управления, в том чис-

ле и в вопросах обеспечения требуемого уровня надежности. Методология такого управ-

http://minenergo.gov.ru/upload/iblock/71c/71c1d623a77ee33379d1cdaa82c30146.zip

ления должна предусматривать координацию планов развития энергетических объектов,

разрабатываемых различными собственниками [10], в том числе и во времени. При этом

основой для согласования должен являться оптимальный план развития ЕЭС России, по-

лученный с позиций субъекта рыночных отношений, отвечающего за эффективное и на-

дежное энергоснабжение потребителей электрической энергии – ОАО «СО ЕЭС».

Целью настоящей статьи является выявление особенностей оценки ПБН и средств ее

обеспечения при управлении развитием ЕЭС России для условий рыночных отношений в

электроэнергетике и возможностей разработанного программно-вычислительного ком-

плекса (ПВК) «Орион-М-ЗСПМ» на конкретных схемах развития ЕЭС России, в том числе

в аспекте учета временной динамики планирования.

Процесс определения ПБН, независимо от принципов управления электроэнергети-

кой, заключается в формировании теми или иными методами спектра случайных состоя-

ний основного генерирующего и сетевого оборудования ЭЭС, вызванного его плановыми

остановами и аварийными выходами, и оценки этих состояний на предмет обеспечения

потребителей электроэнергией. Рост числа субъектов при введении рыночных отношений

приводит к необходимости увеличения в моделях оценки ПБН размерности решаемой за-

дачи с 15–20 территориальных зон и 20–30 связей между ними в существовавшей поста-

новке задачи до 50–100 и 80–150 соответственно при введении зон свободного перетока

мощности (ЗСПМ) [8] ОЭС ЕЭС России.

Это, безусловно, отражается как на вопросах

формирования вероятностных функций изменения мощностей, вызванных аварийными

выходами агрегатов ОЭС и ЗСПМ, так и формирования методами статистического моде-

лирования случайных состояний. Решение этих вопросов представлено в работе [11].

Оценка случайного состояния системы независимо от принципов управления от-

раслью заключается в минимизации системного дефицита мощности и в значительной

степени влияет на значения позонных ПБН ЭЭС. Это обусловлено заложенными принци-

пами распределения дефицита мощности (РДМ) между отдельными зонами, которые в ус-

ловиях планирования развития ЭЭС неоднозначны. В условиях централизованного управ-

ления принимался принцип пропорционального РДМ, когда системный дефицит мощно-

сти распределялся в те узлы (зоны), которые его определяли, т.е. влияли на его величину,

причем пропорционально их нагрузкам. В условиях рыночных отношений в электроэнер-

гетике блок РДМ должен быть дополнен экономическим содержанием. Однако на сегодня

информации о стоимости услуг на рынке

резервов пока нет. Поэтому в качестве первого

приближения в ПВК «Орион-М-ЗСПМ» принят так называемый локальный принцип

РДМ [11], когда системный дефицит мощности локализуется в рамках тех территориаль-

ных зон, в которых генерирующие компании не способны обеспечить нагрузку.

В условиях управления развитием ЭЭС существует значительная неопределенность

как в принципах управления

электроэнергетикой (кто мог еще в 80-х годах прошлого сто-

летия подумать о ее реформировании), так и в планируемых технико-экономических ха-

рактеристиках. Эта неопределенность, с одной стороны, вызывает желание упростить

процесс обоснования резервов мощности и назначать их нормативным, экспертным или

иным путем. Такой подход обсуждается и приветствуется некоторыми менеджерами СО.

С другой стороны, возникает вопрос – как устанавливать эти нормативы на величины ре-

зервов мощности, если всем известна их зависимость от количественного и качественного

состава генерирующего оборудования территориальных ОЭС или ЗСПМ, стоимостных

показателей генерирующей мощности и удельных величин ущербов от ненадежности, на-

личия связей с другими зонами, их ПС, величинами балансовых перетоков и т.п.

Следует заметить, что примерно такая же ситуация наблюдалась и в условиях цен-

трализованного управления отраслью в 70-80-х гг. прошлого столетия. Тогда также при-

менялись и экономические, и нормативные подходы к обоснованию средств обеспечения

уровня надежности в отдельных ОЭС (ЗСПМ) ЕЭС России. Причем следует отметить, что

разработанные тогда нормативы применялись к ПБН, но не к средствам их обеспечения –

резервам мощности и требованиям к ПС системообразующих связей. При этом применяе-

мые нормативы к ПБН в виде интегральных вероятностей дефицита мощности на уровне

отдельно взятой концентрированной ЭЭС [12] и на уровне многоузловой ЭЭС, и ЕЭС Рос-

сии в частности [4], имели строгое экономическое обоснование. В тех условиях также су-

ществовала неопределенность принципов развития вызванная, в том числе, и экономиче-

скими причинами, и, тем не менее, задача обоснования резервов мощности в ЕЭС России

решалась, и по прошествии лет можно констатировать, что решалась неплохо. Конечно,

этому способствовала существовавшая тогда сеть ориентированных подразделений

про-

ектных (Энергосетьпроект, НИИПТ, ЭНИН), академических (ИСЭМ СО РАН, ИНЭИ

РАН, ИСЭиЭПС УрО РАН) институтов, вузов (МЭИ, УПИ, НЭТИ), качественная исход-

ная информация, наработанное годами методическое и программное обеспечение, посто-

янный мониторинг надежности, обмен опытом на множестве конференций и совещаний.

Краткая характеристика ПВК «Орион-М-ЗСПМ». Комплекс является модерни-

зацией

ПВК «Орион» [4] и «Орион-М» [13]. Первый широко применялся в практике про-

ектирования в 80-х годах прошлого столетия для анализа балансовой надежности пер-

спективных вариантов развития ЭЭС на 10–15 лет (отделения института «Энергосетьпро-

ект») и в начале 90-х годов для мониторинга надежности ЕЭС СССР за отчетный и на три

предстоящих года (НИИПТ). Второй

является его модернизацией для рыночных условий в

части упомянутой выше задачи РДМ, учета балансовых перетоков мощности и спектра

ПБН. В ПВК «Орион-М-ЗСПМ» внесены серьезные изменения, связанные с дроблением

ОЭС на множество ЗСПМ [8], что приводит к резкому увеличению размерности задачи и

изменению процесса формирования случайных состояний системы [11].

В качестве

ПБН для j-х узлов (ЗСПМ), как и в ПВК «Орион-М», выступают мате-

матические ожидания (м.о.) недоотпуска электроэнергии потребителям (



∆





) и инте-

гральные вероятности потенциального (



) и реального (рыночного) (



) дефицита мощ-

ности, для связей – интегральные вероятности перегрузки их пропускной способности.

Интегральные вероятности потенциального дефицита мощности соответствуют коллек-

тивному принципу РДМ. Они являются ни чем иным как производной от показателя м.о.

недоотпуска электроэнергии для всей ЭЭС в целом и тем самым демонстрируют степень

влияния резервов мощности узлов и ПС системообразующих связей на этот показа-

тель [4]. В условиях централизованного управления отраслью эти показатели использова-

лись в целях нормирования, в том числе и в методических указаниях по проектированию

ЭЭС [3]. Интегральные вероятности реального дефицита мощности соответствуют ло-

кальному принципу РДМ. Они показывают действительную величину вероятности огра-

ничения потребителей в узле, вызванную принудительным принципом РДМ. В работе [11]

показана возможность применения этих двух ПБН для нормирования в условиях рыноч-

ных отношений.

Основными особенностями программного комплекса «Орион-М-ЗСПМ» являются:

 универсальность, его независимость от топологии расчетной схемы объединения

ЭЭС (древовидная или замкнутая);

 широкий спектр рассчитываемых показателей надежности, в том числе для ус-

ловий рыночных отношений в электроэнергетике, формируемых как по отдель-

ным операционным зонам диспетчерского управления – объединенным ЭЭС и

зонам свободного перетока мощности, так и всей ЕЭС России и имеющих как

вероятностную, так и количественную оценку;

 возможность ранжирования «слабых» в смысле надежности территориальных

зон (зон свободного перетока мощности) и соединяющих их связей, и отсюда

принятие взвешенных обоснованных решений по их усилению;

 использование программного комплекса в различных режимах при оптимизации

средств обеспечения надежности, изменяя только требования к пропускным

способностям связей, или только генерирующие мощности операционных зон

диспетчерского управления, или и то и другое в совокупности;

 более точный учет балансовых перетоков мощности между операционными зо-

нами диспетчерского управления и зонами свободного перетока мощности.

Особенность ранжирования «слабых» в смысле надежности территориальных зон и

соединяющих их связей позволяет использовать комплекс для обоснования величин ре-

зервов мощности и их распределения в итерационном режиме, в том числе и с учетом ры-

ночных отношений.

Оценка показателей балансовой надежности вариантов развития ЕЭС России

с 2010 по 2016 гг. В качестве отправных документов при обосновании средств обеспече-

ния надежности использовались:

 разработанная специалистами ОАО «Институт Энергосетьпроект» расчетная

схема ЕЭС России с разбивкой ее на 50 ЗСПМ и ЭЭС Казахстана, представлен-

ная на рисунке;

 отчет «Схема и программа развития Единой энергетической системы (ЕЭС) Рос-

сии на период 2010–2016 гг.», подготовленный ОАО «СО ЕЭС» и ОАО «ФСК

ЕЭС» в соответствии с «Правилами разработки и утверждения схем и программ

Рисунок – Расчетная схема ЕЭС России при

словном

азбиении ее на ЗСПМ

В схеме шесть ОЭС и 50 ЗСПМ: 1– Архангельск; 2– Коми; 3– Кола; 4– Карелия; 5– С-Петербург,

Ленинградская обл.; 6 – Псков, Новгород; 7 – Тверь; 8– Москва, Московская обл.; 9– Вологда; 10

– Ярославль; 11– Кострома; 12– Владимир, Иваново; 13– Тула, Калуга; 14 – Рязань; 15 – Смо-

ленск; 16 – Орел, Брянск; 17 – Курск, Белгород; 18 – Липецк, Тамбов; 19 – Воронеж; 20 – Н.Нов-

город; 21 – Чувашия, Мари-Эл; 22 – Мордовия, Пенза; 23 – Ульяновск; 24 – Саратов; 25 – Самара;

26 – Татарстан; 27 – Волгоград

, Астрахань, Калмыкия; 28 – Ростов; 29 – Дагестан, Чечня, Кабар-

дино-Балкария; 30 – Ставрополь, Ингушетия, Карачаево-Черкесская; 31 – Кубань; 32 – Удмуртия;

33 – Башкирия; 34 – Оренбург; 35 – Пермь; 36 – Екатеринбург, Свердловская обл.; 37 – Тюмень;

38 – Киров; 39 – Челябинск; 40 – Курган; 41 – Омск; 42 – Томск; 43 – Новосибирск; 44 – Алтай;

45 – Кузбасс; 46 – Красноярск; 47 – Иркутск; 48 – Бурятия; 49 – Чита; 50 – Хакассия, Тыва; 51 –

Северный Казахстан.

II. Центр

I. Северо-

Запад

50 48

VI. Сибирь

III.Средняя

Волга

39 40

V. У

ал

IV.Юг

перспективного развития электроэнергетики», утвержденными постановлением

Правительства Российской Федерации от 17.10.2009 № 823.

Не вдаваясь в методические особенности прогнозирования спроса на электриче-

скую энергию и мощность по ЕЭС России и ее территориальным зонам, использованные в

упомянутом отчете, отметим лишь, что вводы объектов по производству электрической

энергии, демонтаж, модернизация и реконструкция действующего генерирующего обору-

дования, сформированы на основе предложений генерирующих компаний, вводы ЛЭП –

сетевых компаний. Это не совсем верно, поскольку должна быть соответствующая кор-

рекция со стороны ОАО «СО ЕЭС» и ОАО «ФСК

ЕЭС» в аспекте обеспечения должного

уровня надежности. Подкупает представленная в отчете временная непрерывность плани-

рования развития с 2010 по 2016 гг., что позволяет проследить динамику изменения пара-

метров ЕЭС России и показателей надежности отдельных территориальных зон. Фактор

надежности в отчете, можно сказать, не учитывается и представлен только одним показа-

телем – требованием к величине необходимого резерва мощности в ОЭС, взятым из рабо-

ты [3], который не совсем правильно характеризует само понятие обеспечения требуемого

уровня надежности.

Представленные ниже результаты оценки показателей балансовой надежности ЕЭС

России для отдельных территориальных и временных разрезов в силу не совсем одно-

значной исходной информации носят в большей степени иллюстративный характер, но,

тем не менее, дают расширенное представление о наиболее уязвимых местах ЕЭС России.

Совмещенный максимум нагрузки в 2010 г. равен 142885 МВт. В 2016 г. он составит

168875 МВТ (увеличение на 18,2 %). Оперативный резерв мощности по отдельным ОЭС

во временном разрезе колеблется от 5,73 % (ОЭС Юга, 2010 г.) до 31,1 % (ОЭС Северо-

Запада, 2016 г.). Анализ показывает, что при оптимально

спланированной электрической

сети уровни оперативного резерва мощности (

оп

) существенно выше необходимых, рег-

ламентируемых в [3]. В тоже время при рассмотрении ЗСПМ результаты оценки ПБН для

них (), представленные в таблице 1, и по связям их соединяющих – интегральным веро-

ятностям отсутствия перегрузки запасов их ПС 1 

(таблица 2), показывают не

столь радужную картину для ОЭС Юга, Сибири и особенно для ОЭС Северо-Запада в

разные годы перспективного периода. Недостаточные уровни резервирования территори-

альных зон и запасов ПС связей выделены в таблицах 1 и 2 жирным шрифтом.

Из представленных таблиц видно, что завершающий период планирования 2016 г.

обеспечивает должный уровень балансовой надежности практически во всех ОЭС. Наибо-

лее слабым звеном является ОЭС Северо-Запада и конкретно уровень запасов ПС связей

между избыточной Ленинградской областью (на рисунке ЗСПМ № 5) и дефицитной Каре-

лией (ЗСПМ № 4). Ввод ЛЭП 330 кВ в 2015 г. Тихвин–Петрозаводск (по планам 2014 –

2016 гг.) не решает проблемы в полной мере. Именно

этим можно объяснить недостаточ-

ный уровень надежности ( менее 0,996) в энергосистемах Карелии и Колы. В этой же

ОЭС недостаточный уровень надежности вплоть до 2015 г наблюдается в Коми энерго-

системе (ЗСПМ № 2). Связано это со слабой ПС ВЛ 220 кВ по транзиту Печора–Арх-

энерго–Вологда (связи 1–2 и 1–9). Ввод второй цепи ВЛ 220 кВ

от Коми энергосистемы до

Архэнерго (связь 1–2) в 2015 г. несколько снижает эту проблему, хотя расчеты показыва-

ют на необходимость ее сооружения значительно раньше намеченного срока. Примерно

такая же проблема наблюдается и в ОЭС Сибири по Читинскому энергоузлу, недостаточ-

ный уровень надежности которого определяется слабой ПС связи с энергосистемой Буря-

тии (связь 48–49).

Наконец, особняком стоит дефицитная на сегодняшний день ОЭС Юга. В ней, а кон-

кретно в Краснодарской энергосистеме, намечается значительный рост электропотребле-

ния, вызванный, в том числе, и предстоящими в 2014 г. зимними олимпийскими играми в

г. Сочи. Затягивание сроков ввода новых электростанций в период до 2014 г., в том числе

блоков Волгодонской АЭС (2010 и 2014 гг.) и ввода уже в 2010 г. или в крайнем случае в

2011 г. ВЛ 500 кВ Ростовская–Фроловская (связь 27–28) может существенно изменить си-

туацию в сторону снижения уровня надежности отдельных территориальных зон данной

ОЭС. Пока же в случае выполнения сроков намеченного ввода объектов видно, что уже к

2012 г. ситуация с обеспечением должного уровня надежности в ОЭС Юга нормализуется.

Таблица 2 – Показатели надежности отдельных связей ЕЭС России по годам

Название

ОЭС

Связы-

ваемые

ЗСПМ

2010 год 2011 год 2012 год 2014 год 2016 год

Запас

ПС



Запас

ПС



Запас

ПС



Запас

ПС



Запас

ПС



I. Северо-

Запад

1-2

50 0,9804 50 0,9891 50 0,9811 50 0,9800

180 0,9988

1-9 180 0,9993 180 0,9993 180 0,9987

180 0,9980

180 0,9989

4-5 400 0,9995 400 0,9981

400 0,9934 400 0,9838 700 0,9550

5-6 850 0,9990

850 0,9978 850 0,9955 850 0,9891

850 0,9996

I - II 6-7 300 0,9990

300 0,9978 300 0,9955 300 0,9891

300 0,9996

IV. Юг

27-28

1000 0,9764 1450 0,9972

1450 0,9989 1450 0,9999 1450 1,0

28-31

1550 0,9981

1550 0,9995 1550 1,0 1550 1,0 2500 1,0

29-30

850 0,9811 850 0,9800

1200 0,9996 1200 0,9988 1200 0,9981

30-31

1650 0,9986

1650 0,9997 1650 1,0 1650 1,0 1650 1,0

VI.

Сибирь

45-50 1900 0,9993 1900 0,9991 1900 1,0 1900 1,0 1900 1,0

46-50 700 0,9992

700 0,9989

1200 1,0 1200 0,9998 1200 1,0

48-49

350 0,9889 350 0,9981 350 0,9952 350 0,9892

700 0,9999

Заключение. Показана возможность применения для оценки показателей балансо-

вой надежности перспективных вариантов развития ЕЭС России разработанного про-

Таблица 1 – Характеристика и ПБН отдельных ЗСПМ и ОЭС ЕЭС России по годам

Название ОЭС

Номер

ЗСПМ

2010 год 2012 год 2014 год 2016 год

оп



оп



оп



оп



I. Северо-Запад

всего 3320 – 3960 – 4455 – 4790 –

1 315 0,99929 320 0,99868 285 0,99886 195 0,99890

375 0,98026 375 0,98148 335 0,98014

575 0,99935

3 1080 0,99969 895 0,99575

810 0,99097 550 0,95980

4 -425 0,99950 -485 0,99445

-530 0,98383 -570 0,95505

5 2635 1,0 3550 1,0 4305 1,0 4850 1,0

6 -660 0,99902

-695 0,99556 -750 0,98914

-810 0,99956

II.Центр всего 12150 – 14460 – 13925 – 12560 –

III.Средняя Волга всего 4530 – 4115 – 3810 – 3470 –

IV. Юг

всего 780 – 1615 – 2720 – 3165 –

27 375 1,0 500 1,0 230 1,0 15 1,0

28 2085 0,99994 1925 0,99996 2830 1,0 3535 1,0

-585 0,95712

-540 0,99854 -625 0,99890 -695 0,99809

30 1460 1,0 1750 1,0 2085 1,0 2340 1,0

-2555 0,97454

-2020 0,99890 -1800 0,99957 -2030 1,0

V.Урал всего 4910 – 7170 – 8760 – 7390 –

VI. Сибирь

всего 4440 – 4885 – 3625 – 3555 –

41 -85 0,99974 -125 1,0 -240 0,99974 -225 0,99983

42 -85 0 -130 1,0 -205 0,99985 -370 0,99988

43 260 0,99997 80 1,0 -160 0,99974 -250 0,99983

44 -260 0,99997 -340 1,0 -450 0,99974 -600 0,99983

45 -65 0,99997 -375 1,0 -295 0,99974 -465 0,99983

46 3580 0 5630 1,0 4810 1,0 4285 1,0

47 2370 0 1360 1,0 1570 1,0 1615 1,0

48 90 0 65 1,0 -55 0,99985 -140 0,99924

150 0,98893 310 0,99523 190 0,9891

130 0,99916

50 -1515 0,99923 -1590 1,0 -1540 0,99974 -425 0,99904

ЕЭС России

30130 0,92628 36205 0,96471 37295 0,94476 34930 0,94930