Содержание к диссертации
Введение
1. Цели и задачи развития электрическихсетей 11
1.1. Методы и подходы к планированию развития электрических сетей 11
1.1.1. Планирование развития электрической сети в России 15
1.1.2. Планирование развития электрической сети за рубежом
1.2. Критерии оптимальности развития системообразующей электрической сети 25
1.3. Факторы, влияющие на выбор оптимальной структуры электрической сети 33
1.4. Выводы 42
2. Методика обоснования развития системообразующей электрической сети в современных условиях 45
2.1. Исходные условия для задачи оптимизации развития сети 50
2.1.1. Моделирование производителей электроэнергии 52
2.1.2. Моделирование потребителей электроэнергии 56
2.1.3. Формирование структуры электрической сети 60
2.1.4. Выбор параметров режимов 63
2.2. Система математических моделей для решения задачи оптимизации развития электрической сети 64
2.2.1. Верификационный этап 65
2.2.2. Традиционная постановка задачи развития электрической сети с затратным критерием 66
2.2.3. Модель «узких» мест электроэнергетической системы 68
2.3. Математическая постановка задачи оптимизации развития электрической сети 72
2.4. Выводы з
3. Исследование развития единой национальной электрической сети еэс россии на перспективу до 2020 года 77
3.1. Общая характеристика ЕЭС России и перспектив ее развития 77
3.2. Первый этап - исходные данные и характеристика моделируемой системы ЕЭС России 80
3.2.1. Верификация модели 89
3.3. Решение задачи оптимизации структуры ЕНЭС в традиционной постановке 92
3.4. Второй этап - анализ ЭЭС с помощью модели «узких» мест 97
3.5. Третий этап - решение задачи развития системообразующей электрической сети ЕЭС России на период до 2020 года 106
3.6. Выводы 126
Заключение 128
Литература
- Планирование развития электрической сети за рубежом
- Факторы, влияющие на выбор оптимальной структуры электрической сети
- Система математических моделей для решения задачи оптимизации развития электрической сети
- Решение задачи оптимизации структуры ЕНЭС в традиционной постановке
Введение к работе
Актуальность работы. Системообразующая электрическая сеть (СЭС), являющаяся базовым инфраструктурным компонентом электроэнергетической системы (ЭЭС), должна обеспечивать реализацию основных преимуществ развитого электроэнергетического рынка: свободный доступ потребителей и производителей к рынку и высокий уровень конкуренции среди его участников. В условиях перехода от вертикально-интегрированных монополий к конкурентным принципам управления энергетикой недостаток пропускной способности СЭС снижает возможность товарообмена между субъектами и создает значительные территориальные ценовые диспропорции. Вместе с тем, увеличивается сложность задачи развития СЭС из-за необходимости учета при принятии решений многих влияющих факторов и интересов всех субъектов отношений.
Процессы реструктуризации электроэнергетики в большинстве стран мира и образование системы электроэнергетических рынков, для эффективного функционирования которых необходима развитая электросетевая инфраструктура, а также формирование межгосударственных электрических связей, приводят к тому, что исследования по усовершенствованию методической базы и созданию эффективного математического инструментария для решения вопросов долгосрочного развития электрических сетей приобретают большую актуальность.
В последние два десятилетия ведутся научно-исследовательские работы по формированию методологии развития СЭС, ориентированной на изменившиеся экономические условия, однако в настоящее время использование разработок в практике ограничивается рядом трудностей. В России задачи развития СЭС решаются на основе опыта и интуиции проектировщиков, которые руководствуются указаниями и нормативами по проектированию ЭЭС, основы которых были заложены в 70-80х годах прошлого века в системе плановой экономики. Применение подобных подходов к проектированию в современных условиях может привести к выбору неоптимальной конфигурации сетевой инфраструктуры и, как следствие, к экономическим потерям. Эти положения определили цель и ключевые задачи диссертационной работы.
Степень разработанности. Значительный вклад в методологию обоснования развития электрических сетей внесли отечественные и зарубежные ученые: Рокотян С.С., Файбисович Д.Л., Зейлигер А.Н., Ершевич В.В., Хабачев Л.Д., Раппопорт А.Н., Волькенау И.М., Кришан З.П., Гамм А.З., G. Lattore, P. Joscow, J. Tirole, W. Hogan, F. Schweppe, A. Conejo, J. Contreras, J. Rosellon, H. Rudnick, J. Bushnell, S. Stoft, G. Gross и другие.
Задачами управления развитием СЭС занимаются ведущие научно-исследовательские и проектные институты мира, среди которых: Институт систем энергетики им. Л.А. Мелентьева СО РАН, ПАО «ФСК ЕЭС» и его структуры (Россия), University of Castile-La Mancha (Испания), Electrical and Computer Engineering Dept., Illinois Institute of Technology (США), Dept. of Electrical Engineering, Shanghai Jiao Tong University (Китай) и другие.
Объектом исследования диссертационной работы являются электроэнергетические системы.
Предмет исследования – методы управления развитием электрической сети в современных условиях, математические модели и алгоритмы для решения задач обоснования развития ЭЭС в части сетевого звена на долгосрочную перспективу 5-15 лет.
Область исследования. Содержание диссертации соответствует паспорту специальности 05.14.02 «Электростанции и электроэнергетические системы», в рамках которой производятся исследования по связям и закономерностям при планировании развития, проектировании и эксплуатации электрических станций, электроэнергетических систем, электрических сетей и систем электроснабжения в областях исследования «разработка методов математического и физического моделирования в электроэнергетике», «теоретический анализ и расчетные исследования по транспорту электроэнергии» и «разработка методов использования ЭВМ для решения задач в электроэнергетике».
Целью диссертационной работы является совершенствование методической базы и разработка математического инструментария для обоснования опти-
мального развития СЭС, а также проведение практических исследований развития сети на примере реальной ЭЭС.
В соответствии с поставленной целью решаются следующие задачи:
-
Аналитический обзор методов и математических моделей для решения задач развития ЭЭС, разработанных в России и за рубежом.
-
Совершенствование методики обоснования перспективного развития СЭС в части учета ее инфраструктурной роли и системного эффекта у потребителя.
-
Разработка специальных математических моделей для решения задачи развития СЭС и их программная реализация.
-
Проведение практических исследований с использованием разработанной методики на примере задачи развития Единой национальной электрической сети (ЕНЭС) России.
Методологической базой исследований в работе являются основные положения теории и методов системных исследований в энергетике, мировой практический опыт и методические разработки по долгосрочному прогнозированию и проектированию развития электрических сетей, теория и методы математического моделирования и оптимизации. Использование этой методологической базы, а также соответствие практических результатов исследований рекомендациям утвержденной «Схемы и программы развития ЕЭС России на 2014-2020 гг.» подтверждают достоверность полученных научных результатов.
Информационной базой исследования являются материалы научно-исследовательских и проектных организаций, данные рейтинговых и информационных агентств, зарубежная и российская научная литература, периодические издания, материалы научных конференций, информация с интернет-ресурсов, включая сайты Роскомстата, Правительства РФ, профильных министерств и организаций, профессиональных сообществ IEEE.
Научная новизна и положения, выносимые на защиту:
1. Усовершенствована методика для обоснования долгосрочного развития СЭС, отличающаяся от использующихся в настоящее время методов применением народно-хозяйственного критерия принятия решений, обеспечивающего мак-
симум общественного благосостояния. Методика включает подготовку и верификацию исходных данных, технический анализ условий функционирования ЭЭС, выявление «узких» мест электрической сети и оптимизацию развития СЭС с использованием математических моделей. Методика реализована в виде последовательного алгоритма для формирования варианта развития СЭС, удовлетворяющего техническим условиям перспективного функционирования ЭЭС. 2. Разработаны и программно реализованы оригинальные математические модели, позволяющие учесть системные эффекты у производителей и потребителей электроэнергии при развитии сети, ранее не принимаемые в расчетах, особенности технологических режимов ТЭС и ГЭС, ограничения на распределение потоков мощности в зонах свободного перетока, такие факторы, как неопределенность исходных данных, дискретность и динамика развития сети, многорежимность функционирования ЭЭС.
Теоретическая значимость результатов исследования заключается в совершенствовании и развитии существующих методов обоснования перспективного развития СЭС в направлении учета инфраструктурной роли электрической сети в электроэнергетике, обеспечивающей максимум суммарной прибыли производителей и потребителей электроэнергии.
Практическая значимость результатов исследования состоит в применении методики при разработке стратегических государственных программ развития энергетики: «Программа модернизации электрической сети», «Схема и программа развития ЭЭС (страны и ее субъектов)», «Генеральная схема размещения объектов электроэнергетики» и т.п. Ее применение позволит в процессе деятельности инжиниринговых организаций сократить объем предпроектных работ по поиску оптимальных решений, повысить обоснованность и экономичность принимаемых решений по развитию СЭС, способствовать снижению рисков для инвесторов.
Апробация работы. Основные положения диссертации обсуждены и получили положительную оценку на международных конференциях: «Spring congress on engineering and technology» (Китай, 2012 г.), «Liberalization and Modernization of Power Systems» (Иркутск, 2012 г.), «PowerTech 2013» (Франция, 2013 г.),
«PowerTech 2015» (Нидерланды, 2015 г.), на научном семинаре им. Ю. Н. Руденко «Проблемы надежности систем энергетики в рыночных условиях, 84-е заседание» (Азербайджан, 2012 г.) и российских конференциях: молодых ученых ИСЭМ СО РАН (Иркутск 2010 – 2012 гг.), «Энергетика: управление, качество и эффективность использования энергоресурсов» (Благовещенск, 2011 г.), «Управление, информация и оптимизация в электроэнергетике» (Новосибирск, 2012 г.).
Публикации. По теме диссертации опубликованы 10 печатных работ общим объемом 5,87 п.л., в т.ч. 3,84 авторских, в т.ч. 2 статьи в изданиях, входящих в рекомендуемый перечень ВАК (1,54 п.л.).
Структура и объем работы. Диссертация состоит из введения, 3 глав, заключения, списка литературы и 5 приложений. Работа изложена на 159 страницах, содержит 38 таблиц, 22 рисунка. В списке использованной литературы 100 источников.
Планирование развития электрической сети за рубежом
Регулятивная роль государства реализуется посредством согласования инвестиционных программ компаний, находящихся в полной (ОАО «Концерн Росэнергоатом») или частичной (ПАО «РусГидро», ОГК, ТГК и др.) собственности государства, а также путем утверждения перечня новых генерирующих объектов, которые должны быть построены в соответствии с договорами предоставления мощности (ДПМ).
Электрическая сеть является естественной монополией, деятельность которой регулируется государством в целях обеспечения потребностей субъектов электроэнергетического рынка. В России государство владеет контрольным пакетом акций ПАО «Российские сети» (государственная доля выше 86%), которое планирует и реализует развитие своих электросетевых объектов. Под непосредст-венным управлением исполнительных органов государственной власти Российской Федерации и ее субъектов утверждаются тарифы на передачу электрической энергии (мощности) и инвестиционные программы сетевых компаний [16].
Увязка решений о развитии генерирующих мощностей и СЭС согласно Постановлению Правительства РФ [16] осуществляется в рамках ежегодно разраба-тываемых Схем и программ развития ЕЭС, Схем и программ развития электроэнергетики субъектов РФ, а также Генеральной схемы (см. таблицу 1.2.).
В России работы по моделированию развития электрических сетей ведутся с начала 60-х годов прошлого века. Предпосылками для этого стали формирование общих принципов управления развитием ЭЭС, формулировка основных задач развития, а также укрупнение и усложнение самих ЭЭС [55]. Повышение вычислительных возможностей ЭВМ, применение эффективных математических методов решения задач способствовало появлению возможности учета большего, чем ранее, числа влияющих факторов, решения математических задач большей, чем раньше, размерности. Анализ отечественных и зарубежных моделей, используемых для исследования развития электрических сетей в системе плановой экономики, представлен, в частности, в работах [30, 55, 59, 76, 77] и др.
Модель [62] с дискретными параметрами, разработанная в Энергетическом институте им. Кржижановского, была наиболее сложной в реализации, так как она использовала метод глобальной оптимизации - метод «ветвей и границ» [62, 63]. Несмотря на вычислительные ограничения, разработчикам модели удалось ее усовершенствовать, более точно описав в следующей версии этой модели [64] многорежимность и законы естественного потокораспределения. Этапы совершенствования дискретной модели [65], использующей один из методов направленного поиска (метод релаксации по дискретным и непрерывным переменным [66]), приведены в работах [67-68]. Последняя модификация этой модели, разработанная в Иркутском государственном техническом университете (бывший ИПИ), позволяет наиболее полно учитывать законы естественного потокораспределения в сети, многорежимность и динамику развития.
Модель [69] с дискретными параметрами следует считать наиболее совершенной из моделей развития электрической сети, разработанных в СССР. Эта модель, в основу которой положен метод динамического программирования [70], совершенствовалась на протяжении длительного периода времени (около 20 лет) в ФЭИ АН Латвийской ССР. Принципиальные корректировки, вносимые в модель [69], описаны в работах [71-73]. В конце 80-х годов в Сибирском энергетическом институте СО АН СССР была разработана специальная модель [74] для обоснования развития системообразующей сети ЕЭС, которая является сетевой модификацией программного комплекса «СОЮЗ» [75] для оптимизации структуры генерирующих мощностей. В результате к концу 90-х годов прошлого века на базе первой простой модели [69] был сформирован целый комплекс моделей оптимизации развития электрических сетей, решающий широкий круг задач развития СЭС [60].
В работе [100] представлена модель «ОРИРЭС» (оптимизация развития и режимов электроэнергетических систем), разработанная авторами в Институте систем энергетики им. Л.А. Мелентьева в начале 2000-х годов. Указанная модель является линейной, статической, многоузловой, и предназначена для осуществления расчетов, проводимых в рамках исследований сравнительной экономической эффективности создания межгосударственных электрических связей. Также представлена нелинейная модификация ОРЭС, учитывающая квадратичность топливных издержек тепловых электростанций и потерь электроэнергии при ее транспорте, а также «рыночная» модификация для исследования рынка межгосударственных перетоков мощности и энергии.
В статье [19] представлен анализ экономической эффективности строительства ЛЭП на примере простейшей двухузловой модели рынка электроэнергии. С помощью оценочной модели развития электрической сети детально показано, что значение пропускной способности вводимой линии находится в определенной зависимости от экономических эффектов, возникающих вследствие объединения узлов, а ее оптимальная величина соответствует максимуму общественного благосостояния. В продолжение исследований, проведенных в [19], авторами разработан ряд модифицированных оптимизационных моделей, позволяющих учесть множество факторов, таких как дискретность, многорежимность, надежность и др. В работах [20] и [21] приведены практические исследования по применению разработанных моделей на многоузловых электроэнергетических системах, численно подтверждена более высокая эффективность применения нового критерия по отношению к классическим «затратным» подходам.
Факторы, влияющие на выбор оптимальной структуры электрической сети
Одним из наиболее важных моментов в процессе решения комплексной технической задачи по развитию СЭС является этап подготовки исходных данных, от которого в значительной мере зависят результаты решения, получаемые на последующих этапах работы. Для подготовки исходной информации необходимо проанализировать текущие условия функционирования ЭЭС, оценить тенденции и перспективы ее развития. Вместе с тем, производится формирование массивов данных, разделяемых по следующим группам:
1. Генерация: структура электрических станций (существующих и планируемых) на конечный год временного интервала внутри рассматриваемого периода планирования; места (узлы) размещения; технико-экономические показатели (установленная мощность, удельный расход топлива, статистические данные о ремонтах); стоимость энергетического топлива в регионе или для каждой станции;
2. Электропотребление: отраслевая структура потребителей электроэнергии; прогнозные значения величин электропотребления и/или мощности нагрузки по энергообъединениям, энергорайонам и узлам моделируемой ЭЭС; статистические данные о равновесных ценах электроэнергии по узлам ЭЭС;
3. Электрическая сеть: структура СЭС - состав узлов, топология ветвей, ступени напряжения; величины пропускной способности элементов ЛЭП и контролируемых сечений; состав зон свободного перетока и их качественно-количественные показатели; стоимостные показатели электросетевых объектов -величины капитальных вложений и годовых эксплуатационных затрат;
4. Параметры ЭЭС - состав и параметры режимов (статистические данные по продолжительности моделируемых режимов по отдельным энергообъединениям, районам, узлам ЭЭС);
5. Общие параметры, касающиеся условий социально-экономического развития страны - внутренний валовой продукт (ВВП), ставки налогов, уровень инфляции, WACC, и прочие.
Данные по развитию генерирующих мощностей и прогнозному электропотреблению определяются в результате решения иерархически вышестоящих задач (см. таблицу 1.1) развития ЭЭС - определения оптимальной структуры генерирующих мощностей и перспективного электропотребления.
Прогнозирование электропотребления и нагрузок в рассматриваемых при оптимизации развития сети расчетных режимах осуществляется на основе данных о намечаемом развитии отраслей экономики с учетом норм потребления различных типов потребителей.
Процесс формирования существенных по размерности массивов информации, как правило, осуществляется вручную, что в большей степени предопределяет возникновение ошибок и погрешностей. В целях минимизации возможных несоответствий в исходных данных задачи производится верификационная проце 52 дура, в задачи которой на данном этапе входит поиск и устранение потенциальных ошибок. Подробнее о проведении верификации будет изложено в следующих главах.
Далее производится детальное описание порядка формирования исходных данных по каждой вышеозначенной группе.
Производители электроэнергии моделируются с помощью формирования кривых предложения на основе функций издержек для каждой станции, узла системы и режима ее работы. В зависимости от постановки задачи, структура генерации может быть представлена укрупнено в качестве агрегированного генерирующего объекта, либо с пообъектным описанием установленных на электростанции генерирующих блоков. Электростанции разделяются по типам выработки электроэнергии - конденсационные (КЭС), ТЭЦ, ГЭС, АЭС.
Кривая предложения показывает соотношение между переменными затратами на производство электроэнергии и соответствующим объемом электроэнергии, который производитель готов произвести и реализовать на электроэнергетическом рынке. Кривая предложения электрической станции характеризуется параметрами, описанными ниже.
1. Рабочая мощность - располагаемая мощность станции, за вычетом мощности оборудования, выведенного в плановый или аварийный ремонт (суммарная мощность силовых единиц станции, готовых к выработке электроэнергии). В зависимости от сезона года величина рабочей мощности может варьироваться в силу различных сезонных факторов, среди которых: снижение тепловой нагрузки ТЭЦ в теплые месяцы, осуществление капитального ремонта преимущественно в межотопительный сезон, увеличение выработки ГЭС в паводковый период, либо ее снижение зимой и др. Величина аварийности в расчете рабочей мощности принимается на уровне среднестатистического значения по типам электрических станций. При расчете располагаемой мощности в модели предусмотрен учет «разрывов». Разрывы мощности - величина снижения мощности электростанции, возникающая из-за технических несоответствий между отдельными технологическими элементами. Как правило, в течение года величина разрывов остается неизменной. Таким образом, рабочая мощность станции изменяется пропорционально объемам выполняемых работ по текущему и капитальному ремонту. В общем случае расчет рабочей мощности электростанции производится по следующей формуле: 5раб = ст _ деен) _ кген (2.1) где 5уст - установленная мощность станции (МВт), /?fн- объем ремонтируемого оборудования (о.е.), кг3 - величина разрывов мощности (о.е.).
При квазидинамической постановке задачи развития электрической сети, как было указано в гл.1, рассматривается конечный год временного этапа планируемого периода. При этом перспективная структура генерации для каждого этапа должна учитывать: - мощности существующих электростанций; - объемы реконструкции и демонтажа оборудования существующих электростанций; - мощности строящихся или проектируемых станций, планируемых к вводу к моменту, предшествующему расчетному году.
Моделирование новых электростанций производится со следующими параметрами: проектная установленная мощность; средние показатели ремонтов и разрывов; средний удельный расход топлива с учетом современных технологий; для ГЭС - среднегодовая проектируемая выработка.
2. Удельные переменные {или топливные) затраты на производство электроэнергии. Указанный параметр рассчитывается для тепловых электростанций, исходя из технико-экономических показателей и стоимости используемого энергетического топлива по следующей формуле (для ГЭС топливные затраты равны нулю): A; = 1 аь (2.2) где Ъ\ - удельный расход топлива на г -ой электростанции (тут./МВт-ч), а— стоимость используемого топлива (руб./тут.).
Процесс выработки электроэнергии на ТЭЦ разделяется по двум технологическим режимам - теплофикационному и конденсационному. Принимая во внимание тот факт, что расход топлива ТЭЦ на производство электроэнергии по тепловому графику существенно ниже расхода относительно конденсационного цикла, формирование функций предложения ТЭЦ должно производиться с разделением этих режимов. Исходя из этого, суммарная кривая предложения ТЭЦ будет иметь ступенчатый вид, как показано на рисунке 2.2.
Система математических моделей для решения задачи оптимизации развития электрической сети
ЕЭС России охватывает практически всю обжитую территорию страны и является крупнейшим в мире централизованно управляемым энергообъединением. В настоящее время ЕЭС России включает в себя 69 РЭС на территории 79 субъектов Российской Федерации. В составе ЕЭС России параллельно работают шесть ОЭС: Северо-Запада, Центра, Юга, Волги, Урала и Сибири. ОЭС Востока, включающая четыре РЭС, образует отдельную синхронную зону, точки раздела которой с ОЭС Сибири находятся на транзитных ВЛ 220 кВ «Читаэнерго» - «Амур 78 энерго» и устанавливаются оперативно в зависимости от складывающегося баланса обоих энергообъединений.
По состоянию на 1 января 2010 года установленная мощность электростанций ЕЭС России составила 230 ГВт, в том числе ТЭС - 158,1 ГВт (68,7%), ГЭС -47,5 ГВт (20,7%), АЭС - 24,3 ГВт (10,6%). Структура использования органического топлива на электростанциях ЕЭС такова: газ - 70%, уголь - 28%, нефтетопливо - 1,5%, прочие виды - 0,5%. На территории Российской Федерации топливные базы размещены неравномерно. Это во многом обуславливает территориальную структуру размещения угольных и газовых тепловых станций, которая в свою очередь определяет цены на электроэнергию. В топливном балансе тепловых электростанций европейской части ЕЭС доля газа достигает 90%, в Сибирском федеральном округе в общем потреблении органического топлива электростанциями доля газа составляет лишь 8%, остальное - уголь.
Величину и структуру спроса на электроэнергию определяет динамика развития экономики страны. Территориальная структура потребления электроэнергии достаточно неравномерна. Две трети от общего потребления в России приходятся на три крупнейшие энергообъединения - Урала, Центра и Сибири. Потребление в ОЭС Средней Волги, Северо-Запада и Юга существенно меньше - около 27% от общего объема. На долю ОЭС Востока и изолированных систем приходится 7% [84-85]. Структура электропотребления по основным видам экономической деятельности (на 2011 год) приведена в таблице 3.1 (источник - Госкомстат [86]).
Потери в электросетях 11,0 ЕНЭС - совокупность линий электропередачи и объектов электросетевого хозяйства, находящихся в едином оперативном и технологическом управлении, имеющие стратегическое значение для обеспечения устойчивого электроснабжения потребителей и функционирования оптового рынка электроэнергии (мощности), а также обеспечения параллельной работы ЕЭС России и энергосистем других государств, включая экспорт и импорт электроэнергии. В отличие от распределительных электрических сетей, которые подают энергию непосредственно потребителям, линии ЕНЭС: - используются для передачи по высоковольтным ЛЭП (220 кВ и выше) электроэнергии между регионами, обеспечивая их соединение, параллельную работу, а также регулирование энергетического баланса данных регионов и России в целом; - используются для передачи по высоковольтным ЛЭП электроэнергии в распределительные сети, обеспечивая участие потребителей и производителей в торгах на ОРЭМ, а также связь оптового рынка с розничным; - связывают ЕЭС России с ЭЭС других стран, обеспечивая процесс экспорта-импорта электроэнергии.
Критерии отнесения линий электропередачи и объектов электросетевого хозяйства к ЕНЭС определены соответствующим постановлением Правительства Российской Федерации [93]. В соответствии с ним, к объектам ЕНЭС относятся линии электропередачи и объекты электросетевого хозяйства (ЛЭП воздушные и кабельные) различных классов напряжения, трансформаторные и иные подстанции, комплекс оборудования для технического обслуживания и эксплуатации объектов электросетевого хозяйства, а также системы и средства управления объектами электросетевого хозяйства.
Общая протяженность воздушных линий электропередач, входящих в состав ЕЭС России, напряжением 0,4-1150 кВ на 1 января 2010 г. составляла свыше 3 млн км в одноцепном исчислении, в том числе по классам напряжений: 0,4 кВ -1,3 млн км; 3-6 кВ - 100 тыс. км; 10 кВ - 1,2 млн км; 15-20 кВ - 8 тыс. км; 35-60 кВ - 170 тыс. км; 110-154 кВ - 300 тыс. км; 220 кВ - ПО тыс. км; 330 кВ - 11,5 тыс. км; 500 кВ - 38 тыс. км; 750 кВ - 3,1 тыс. км; 1150 кВ - 800 км; ЛЭП постоянного тока: ±200 кВ - 110 км; ±400 кВ - 200 км.
По прогнозам Министерства энергетики РФ в обозримом будущем высшим классом напряжения в ЕЭС России останется 1150 кВ для сетей переменного тока и 1500 кВ для передачи постоянного тока. Сеть 750 кВ будет развиваться в европейской части ЕЭС России для усиления связей между ОЭС Северо-Запада и Центра, а также для повышения надежности выдачи мощности АЭС, находящихся в этой зоне. Сети 500 кВ будут использоваться для присоединения ОЭС Востока к ЕЭС России, усиления основных связей в ОЭС Центра, Юга, Средней Волги, Урала и Сибири, а также для развития межсистемных связей между ОЭС России. Сеть 330 кВ продолжит выполнять системообразующие функции в ОЭС европейской части России и обеспечивать выдачу мощности крупных электростанций. В ряде РЭС Дальнего Востока (Сахалинская, Магаданская, Камчатская РЭС), а также европейской части страны (Архангельская РЭС) сети напряжением 220 кВ останутся основными.
Решение задачи оптимизации структуры ЕНЭС в традиционной постановке
Экономически эффективный транзит электроэнергии на большие расстояния из ОЭС Сибири в европейскую часть ЕЭС может быть организован посредством строительства указанной межсистемной связи. Эффективность определяется наличием высокого потенциала выработки гидроэлектростанций, занимающих существенную часть в структуре генерации Сибирской ОЭС, а также относительно низкими топливными издержками тепловых электростанций, использующих топливо (преимущественно уголь), добываемое вблизи расположения крупных источников генерации. Баланс мощности Сибирских РЭС в час прохождения годового максимума нагрузки характеризуется резервом генерирующей мощности на уровне 15%. Пропускная способность электрической сети позволяет осуществлять перетоки мощности по межсистемным линиям внутри ОЭС Сибири без существенных ограничений в пиковые часы. Исходя из этого, следует вывод, что ОЭС Сибири обладает достаточными ресурсами для осуществления передачи значительного объема мощности в европейскую часть ЕЭС за счет строительства дополнительных транзитных ЛЭП.
Пропускные способности межсистемных ЛЭП (см. таблицу 3.20) имеют различные величины. Несмотря на технически достаточно развитую связь Новосибирская - Омская, состоящую из 3 ЛЭП (двухцепная 220 кВ «ПС Урожай - ПС Иртышская», одноцепные 220 кВ «ПС Татарская - «Омская ТЭЦ-4» и 500 кВ «ТЭЦ Барабинская - ПС Таврическая»), суммарная пропускная способность ограничена по условиям максимальных поставок мощности между ЗСП.
Омская РЭС в настоящее время не имеет прямой межсистемной связи с Тюменской РЭС, однако переток мощности может осуществляться по обходному пути через территорию ЭЭС Республики Казахстан по ВЛ 500 кВ «ПС Таврическая - ПС Аврора (Р. Казахстан) - ПС Курган - ПС Витязь или ПП Беркут».
Как видно из таблицы, существующая электрическая сеть не обладает параметрами, достаточными для организации крупного транзита мощности из ОЭС Сибири. Дополнительный объем электроэнергии величиной 15,9 млн МВтч, выработанной на электростанциях Красноярской, Кузбасской и Новосибирской РЭС передается по новым линиям в Омскую, Курганскую, Тюменскую, Челябинскую, Башкирскую, Свердловскую РЭС. На рисунке 3.16 схематично изображено распределение транзита электроэнергии по указанным энергосистемам.
Рисунок 3.16 - Часть системы ОЭС Сибири и Урала. Величина суммарного системного эффекта составляет 4,82 млрд руб., в том числе прирост прибыли производителей электроэнергии равен 0,86 млрд руб., эффект потребителей - 3,96 млрд руб. Детальная информация представлена в таблице 3.21. Приведенные затраты в строительство рассматриваемых ВЛ 500 кВ составляют 2,15 млрд руб. Таким образом, экономическая эффективность развития ЛЭП составляет 1,81 млрд рублей. В Схеме развития запланированы мероприятия по строительству электрической сети в рассматриваемых РЭС в следующих объемах: .Строительство в 2014 году ПС 500 кВ «Восход» с организацией заходов ВЛ 500 кВ «ТЭЦ Барабинская - ПС Таврическая» и подключением существующей сети 220 кВ Омской области к указанной подстанции в целях повышения надежности потребителей. 2).Строительство в 2014 году ВЛ 500 кВ «ПС Восход - ПС Витязь» в целях создания прямой межсистемной связи ОЭС Сибири - ОЭС Урала длиной 342 км. 3).Строительство к 2020 г. протяженного транзита ВЛ 500 кВ «ПС Томская -ПС Парабель - Советско-Соснинская - Нижневартовская ГРЭС» общей длиной 750 км. На рисунке 3.17 представлена карта-схема развития электрической сети части Новосибирской, Омской и Тюменской РЭС. 122 Рисунок 3.17 - Фрагмент карты-схемы развития электрической сети ОЭС Сибири (слева - Тюменская, справа - Омская, Новосибирская и Томская). Таким образом, ввод в работу новых объектов электрической сети в Омской, Новосибирской и Томской областях обеспечит работу транзита 500 кВ Сибирь -Урал и усилит существующие связи. В целях усиления пропускной способности в сечении «Сибирь - Восток» Схеме запланировано строительство в 2017-2019 гг. ряда объектов: 1).ВЛ 220 кВ «Таксимо - Чара» для повышения надежности электроснабжения потребителей БАМа протяженностью 240 км. 2).ВЛ 220 кВ «Чара - Тында» для обеспечения параллельной работы ОЭС Сибири и Востока протяженностью 560 км. Вместе с тем предполагается ряд технических мероприятий - перевод существующей цепи В Л ПО кВ «Таксимо - Чара» на напряжение 220 кВ и строительство преобразовательного комплекса на ПС 220 кВ Хани для обеспечения совместной работы ОЭС Востока и Сибири. Карта-схема представлена на рисунке 3.18.
Вместе с количественной оценкой соответствия полученного решения Схеме развития, произведено качественное сопоставление указанных решений по величине функционала задачи - суммарного благосостояния. Реализация мероприятий, предусмотренных Схемой развития, приведет к приросту суммарного общественного благосостояния (суммарной прибыли) на 27,3 млрд рублей. При этом капиталовложения оцениваются в 40 млрд руб., текущие издержки - 21,2 млрд руб./год, что составляет 26,1 млрд руб. приведенных затрат. С целью подтверждения результативности разработанной методики, решения, рассмотренные в практических исследованиях, сравниваются по величине удельной эффективности приведенных затрат. Значение рассчитывается как отношение прироста целевой функции к величине приведенных затрат на развитие ЛЭП: греш 124 где Ґреш)- - величина суммарного благосостояния (функционал) для рассматриваемого решения, F0 - величина суммарного благосостояния в системе без развития линий (рассчитана в п. 3.4), в знаменателе формулы - величина суммарных приведенных затрат, полученных в решениях. В таблице 3.22 представлены сводные данные по результатам практических исследований.