ЛЕКЦИЯ 2 ДОЛГОСРОЧНОЕ ПЛАНИРОВАНИЕ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ РЕЖИМОВ. ПЛАНИРОВАНИЕ РАЗВИТИЯ ЭНЕРГОСИСТЕМ

Настоящие Методические рекомендации по проектированию развития энергосистем разработаны в целях единого подхода к порядку проектирования развития энергосистем Положения Методических рекомендаций по проектированию развития энергосистем распространяются на все виды проектных работ по развитию энергосистем, их объединений и электрических сетей напряжением 35 кВ и выше на территории России, выполняемых в виде самостоятельных работ и в качестве энергетических разделов проектов других объектов независимо от форм собственности. МЕТОДИЧЕСКИЕ РЕКОМЕНДАЦИИ ПО ПРОЕКТИРОВАНИЮ РАЗВИТИЯ ЭНЕРГОСИСТЕМ СО

1.2. Настоящие Методические рекомендации направлены на оказание помощи проектным и научно-исследовательским организациям при выполнении работ по проектированию развития энергосистем и электрических сетей напряжением 35 кВ и выше Общей задачей проектирования энергосистем и электрических сетей являются разработка с учетом новейших достижений науки и техники и технико-экономическое обоснование решений, определяющих формирование энергосистем и объединений, развитие электрических станций, электрических сетей и средств их эксплуатации и управления.

1.4. Проектирование энергосистем включает выполнение следующих видов проектных работ: а) разработку один раз в два года схемы развития ЕЭС и ОЭС России на пятнадцатилетний период, выполнение работ по схеме развития единой национальной электрической сети ЕЭС России на десятилетнюю перспективу; б) периодическое уточнение работ, указанных в п. 1.4а (технический и экономический мониторинг). Уточнение ставит своей целью: мониторинг текущего состояния энергосистемы, анализ функционирования и тенденции развития энергосистем; своевременное выявление «узких мест» в развитии электроэнергетики страны; возможность корректировки первоочередных технических решений, направленных в первую очередь на ликвидацию «узких мест»; выявление причин отклонений от принятых ранее решений; уточнение предложений по сооружению отдельных объектов; изучение экономических показателей и при необходимости разработку соответствующих предложений;

в) разработку схем развития региональных энергосистем на перспективу лет; г) разработку энергетических и электросетевых разделов в работах по: теплоснабжению городов, районов и промышленных предприятий; комплексному использованию рек, размещению ГЭС и ГАЭС; определению площадок крупных конденсационных электростанций; составлению энергетических разделов в составе проектов электростанций и крупных электросетевых объектов, а также в других внестадийных работах по отдельным вопросам развития энергетики; разработке схем выдачи мощности электростанций; д) разработку схем развития электрических сетей в отдельных энергорайонах и сельской местности, крупных городах, схем внешнего электроснабжения промышленных предприятий, перекачивающих станций нефте-, газо- и продуктопроводов, каналов, мелиоративных систем, электрифицируемых участков железных дорог, а также энергетических разделов схем районных планировок и генпланов городов.

1.5. Основой для проектирования развития энергосистем, как правило, являются: отчетные показатели работы энергосистем и отдельных предприятий; данные о строящихся электростанциях и электрических сетях; проекты намечаемых к сооружению электростанций и электрических сетей; планы развития энергосистем на ближайшие годы; материалы, характеризующие перспективы развития электроэнергетики страны и региона (например, энергетическая стратегия России на долгосрочный период, стратегия развития электроэнергетики России на долгосрочный период, программа обновления объектов электроэнергетики на перспективный период, Федеральная целевая программа «Энергоэффективная экономика» и др.); региональные энергетические программы; проектные и научно-исследовательские работы по вопросам развития электроэнергетики (в соответствии с п. 1.4) и материалами по их утверждению;

технико-экономические доклады, внестадийные и научно- исследовательские работы, характеризующие технический прогресс производства, передачи, распределения и потребления электроэнергии, технико-экономические показатели электроустановок и электропередач различного типа, а также возможности и условия сооружения различного типа электростанций; отчетные данные и информация по перспективам функционирования и развития, предоставляемая субъектами рынка.

1.6. Ряд исходных показателей, характеризующих будущие условия развития энергосистем, не являются полностью определенными и по мере получения новых результатов опытно-конструкторских, научно- исследовательских и проектно-изыскательских работ, а также по мере поступления отчетных данных о ходе реализации намеченных планов, в том числе и от субъектов рынка, непрерывно уточняются Проектирование энергосистем должно быть ориентировано на реализацию технических и экономических преимуществ совместной работы субъектов рынка в составе ЕЭС и ОЭС России.

1.8. Обоснование решений (рекомендаций) при проектировании энергосистем осуществляется на основе технико-экономического сопоставления вариантов развития энергосистемы в целом и отдельных ее частей (элементов) путем оценки их сравнительной эффективности по критерию минимума суммарных дисконтированных затрат. Сопоставляемые варианты развития энергосистем (сооружения объектов и др.) должны удовлетворять условиям технической, экономической и социальной сопоставимости, то есть обеспечивать: а) выполнение решаемой задачи с учетом требований нормативных документов и руководящих указаний по вопросам проектирования энергетических объектов; б) одинаковый производственный эффект (включая неэнергетическую продукцию, если рассматриваются комплексные объекты) по всем годам рассматриваемого периода; Дисконтирование затрат приведение будущих затрат к нынешнему периоду путем пересчета суммы, эквивалентной той, которая должна быть выплачена в будущем с помощью дисконтирующего множителя, зависящего от нормы банковского процента и периода дисконтирования.

в) выполнение требований по охране окружающей среды и социальным условиям; г) нормативные требования к надежности электроснабжения. При этом если уровень надежности по вариантам различен, но не ниже нормативного, выравнивание вариантов по надежности не обязательно Для обоснования эффективности вариантов развития энергосистем и сооружения объектов электроэнергетики используются критерии: эффективность с позиции интересов национального хозяйства страны в целом; коммерческая (финансовая) эффективность, учитывающая финансовые последствия реализации проекта для его непосредственных участников. Для электросетевых объектов монопольного регулируемого сектора энергетики оценивается только общественная эффективность. Для объектов конкурентного сектора энергетики, финансируемых коммерческими организациями, оцениваются оба вида эффективности.

Выбранный вариант должен удовлетворять условию, при котором экономическое преимущество его устойчиво сохраняется при изменении исходных показателей в пределах вероятного диапазона их значений. Решения по сравниваемым вариантам принимаются с использованием методов, учитывающих риск и возможную неопределенность исходной информации. Это предполагает, что такие показатели, как цены (тарифы), перспективные нагрузки потребителей, экономические нормативы (рентабельность) не могут быть определены однозначно. Поэтому основой для принятия решения о целесообразности инвестиций в ряде случаев должно служить не формально подсчитанное значение критерия эффективности, а совокупность его ожидаемых значений, ограниченная возможными изменениями исходных показателей и экономических нормативов. Особенно важна проверка устойчивости результата при варьировании исходной информации для масштабных задач, требующих значительных затрат и продолжительного времени реализации.

1.10. Непосредственный учет надежности в технико-экономических расчетах рекомендуется в случаях: а) сопоставления различных мероприятий, предусматриваемых для обеспечения требуемого потребителем уровня надежности; б) выбора структуры противоаварийного управления (учет ущерба у потребителей); в) обоснования экономической целесообразности повышения надежности (степень резервирования) сверх нормативных требований.

1.11. Все экономические показатели сравниваемых вариантов определяются в ценах одного временного уровня по источникам равной достоверности. Стоимостные показатели формируются в соответствии с реально сложившимися отчетными и прогнозируемыми на перспективу ценами на топливо и электроэнергию, электрооборудование, материалы, оплату труда и др. При сопоставлении вариантных решений отдельных объектов, сооружаемых в течение 2-3 лет, стоимостные показатели могут приниматься в неизменных ценах базового или очередного года.

Потери электроэнергии при сравнении вариантов учитываются в объеме изменения потерь по энергосистеме (участку сети) в целом. В случаях комплексного сравнения вариантов развития электростанций и сетей, обеспечивающих равный отпуск электроэнергии потребителям, потери электроэнергии учитываются при определении мощности электростанций и выработки электроэнергии по вариантам. Затраты на компенсацию потерь учитываются по перспективным маржинальным тарифам.

1.12. При проектировании развития энергосистем используются следующие термины, связанные с инвестициями в энергетические объекты: новое строительство - строительство объектов в целях создания новых производственных мощностей, осуществляемое на новых площадках; расширение - строительство дополнительных объектов на территории действующих объектов или примыкающих к ним площадкам, в целях создания дополнительных мощностей; реконструкция - переоборудование действующего объекта в целях повышения технического уровня, улучшения экономических показателей и охраны окружающей среды; техническое перевооружение - комплекс работ на действующих объектах по повышению их технико-экономического уровня, состоящий в замене морально и физически устаревшего оборудования.

РАЗДЕЛ 2. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПОТРЕБНОСТИ В ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ И ТЕПЛОВОЙ ЭНЕРГИИ И МОЩНОСТИ 2.1. Расчет потребности в электрической и тепловой энергии и мощности выполняется для определения объема вводов и структуры генерирующих мощностей, выявления степени сбалансированности региональных энергосистем по мощности и энергии, выбора схемы и параметров электрических сетей, обеспечивающих выдачу мощности энергоисточников и режимы их работы.

2.2. Рекомендуется при проектировании энергосистем общий прогноз спроса на электроэнергию и тепло основывать на прогнозе этих показателей по субъектам Российской Федерации. Прогнозный спрос электро- и теплоэнергии от объектов региональных энергосистем осуществляется с вычленением из общего прогноза спроса крупных потребителей электрической энергии - субъектов оптового рынка, а также потребителей, использующих энергию изолированных электрических и тепловых источников.

2.3. По электроэнергии отдельно прогнозируется спрос на полезную (т.е. полученную потребителями) энергию и дополнительно определяется потребность в электроэнергии на собственные нужды электростанций, а также на транспорт электроэнергии (потери электроэнергии) по Единой национальной электрической сети (ЕНЭС) и распределительным сетям региональных энергосистем. По тепловой энергии прогнозируются полезная потребность и потери энергии в тепловых сетях как региональных энергосистем, так и муниципальных.

2.4. Рекомендуется потребителей электроэнергии подразделять на следующие структурные группы: промышленность с выделением 3-5 отраслей, сосредотачивающих у себя % всего потребления электроэнергии в промышленности, строительство, сельскохозяйственное производство, транспорт, сфера обслуживания, жилой сектор (бытовое потребление) Прогноз спроса на тепловую энергию выполняется с разбивкой на потребность промышленности, непроизводственной сферы с выделением жилищного сектора и потребность прочих секторов хозяйства. При этом необходимо выделять потребность в тепле, покрываемую от объектов региональных энергосистем, с учетом возможного изменения охвата городских территорий системами централизованного теплоснабжения. Для этого необходимо изучить будущую конкурентоспособность этих установок по сравнению с другими источниками тепла.

2.6. При формировании общего уровня спроса на электроэнергию учитываются возможность и эффективность осуществления в перспективе энергосберегающих мероприятий, а также эффективность внедрения электротехнологий. В этих целях необходимо учесть материалы программ энергосбережения, материалы руководящих органов субъектов Российской Федерации, данные местных органов энергонадзора, агентств и фондов энергосбережения, а также использовать материалы обследования потребителей. Очевидно, что с ростом тарифов на энергию эффективность и масштабы энергосбережения будут возрастать, а эффективность и масштабы электрификации относительно снижаться.

2.7. Для формирования платежеспособного спроса, обеспечивающего полное покрытие затрат на поставку потребителям электроэнергии и тепла и прибыль, анализируется платежеспособность отдельных групп потребителей, исследуется эластичность платежеспособного спроса от динамики тарифов, обосновываются пределы роста тарифов и экономические последствия этого роста Прогноз спроса на электроэнергию и тепло следует осуществлять с помощью расчета потребности в энергии, основанного на анализе укрупненных удельных показателей (УУП) потребления электроэнергии и тепла в сочетании с анализом влияния основных факторов, определяющих динамику показателей УУП и формирующих спрос. Если региональные энергосистемы не могут получить необходимые исходные данные для использования метода на базе УУП, то в качестве верификационного может быть использован эконометрический метод.

2.9. Рекомендуется следующий алгоритм использования метода на основе УУП: Собираются и анализируются отчетные и прогнозные данные по развитию экономики субъекта Российской Федерации и ее секторов в соответствии с перечнем, приведенным в п К этим данным относятся: региональный внутренний продукт (РВП), товарная продукция промышленности и ее основных отраслей, товарная продукция сельского хозяйства, показатели грузооборота транспорта или величина его работы как часть РВП, показатели развития сферы услуг в виде площадей общественных зданий или стоимости услуг как части ВВП, численность населения и его жилая обеспеченность. Динамика всех ценовых показателей должна выступать в неизменных ценах (базовых или текущих).

В целях дальнейшего анализа целесообразно набрать отчетный и перспективный материал, характеризующий выпуск основных видов продукции в натуральном выражении, а также данные о росте обеспеченности населения основными видами бытовой техники. Для прогноза потребности в тепловой энергии перечень данных сужается в соответствии с требованиями п Отчетные данные, как правило, запрашиваются в территориальных органах Госкомстата России, прогнозные данные - в экономических отделах территориальных органов исполнительной власти субъектов Российской Федерации, в Минэкономразвития России, отраслевых проектных и научных организациях, а также необходимую информацию может дополнить обследование (анкетирование) крупных потребителей энергии в субъектах Российской Федерации.

Собираются и анализируются данные по отчетному потреблению электрической и тепловой энергии в соответствии со структурой, приведенной в п Эти данные, как правило, получают в территориальных органах Госкомстата России Показатели потребления электрической и тепловой энергии за отчетный год в целом по региону, по секторам экономики и отраслям промышленности делятся на соответствующие экономические показатели. Потребление в бытовом секторе - на душу населения. В результате за этот год получаются показатели электроемкости регионального внутреннего продукта (РВП), секторов экономики и отраслей промышленности. Аналогично, но по сокращенному кругу экономических показателей получают показатели теплоемкости. Показатели электро- и теплоемкости представляют собой УУП.

Отчетные показатели УУП пролонгируются на все годы перспективного периода. Далее эти стабильные показатели УУП умножаются на соответствующие погодовые прогнозные экономические показатели. В результате формируется условный базовый прогноз потребления электрической и тепловой энергии по субъектам Российской Федерации.

Для получения окончательного прогноза в базовый прогноз вносятся коррективы: экспертно учитывается, как на УУП и потребление энергии влияют внутренние сдвиги в отраслях хозяйства и промышленности, например опережающий рост электростали в общем производстве стали, опережающее развитие «внутри» машиностроения неэнергоемкого, точного машиностроения, рост обеспеченности населения различной бытовой электротехникой и т. д.; оценивается понижающее влияние на технологическое потребление энергии уменьшения материалоемкости в отраслях материального производства; учитываются возможность и эффективность осуществления в перспективе энергосберегающих мероприятий; платежеспособность потребителей, реконструкция и демонтаж действующих предприятий и строительство новых, развитие новых направлений сферы услуг, миграция населения и др.

2.10. Использование эконометрических методов основано на количественном анализе корреляционной зависимости энергопотребления и показателей развития экономики по структуре, показанной в п Для этого используются выражения типа Пet = f (Эt), где Пet - потребление энергии в году t; Эt - показатель развития экономики в году t.

2.11. Самостоятельным методом прогнозирования является определение перспективной потребности в электрической энергии и мощности исходя из прогнозных заявок сбытовых компаний, администраций субъектов федераций и крупных потребителей, выведенных на оптовый рынок электроэнергии и мощности При проектировании систем электроснабжения промышленных узлов, городов и сельских районов расчет потребности в электроэнергии рекомендуется основывать на конкретных данных о перспективе развития основных потребителей - технических условий на их присоединение, наличия проектной документации, состояния строительства и финансирования.

2.13. При разработке схем внешнего электроснабжения конкретных потребителей - электрифицированных участков железных дорог, компрессорных и насосных станций газопроводов и нефтепроводов, промышленных потребителей и др. - потребность в электроэнергии и мощности принимается по данным Заказчика и соответствующих проектных институтов с учетом принятых решений о сроках строительства, финансовых возможностях инвестора, наличия проектной документации и других факторов.

2.14. Для учета расхода электроэнергии на собственные нужды электростанций и транспорта электроэнергии по электрической сети рекомендуется использовать: на уровне проектирования ЕЭС России - обобщенные коэффициенты, составляющие 7 % для собственных нужд и 9 % на передачу и распределение электроэнергии по электрическим сетям от общего уровня потребления электроэнергии; на уровне проектирования объединенных и районных энергосистем - сложившиеся отчетные показатели с учетом намечаемого ввода мощности и изменения структуры генерирующих мощностей, использования отдельных видов топлива, роста протяженности сети и др.; при проектировании систем теплоснабжения следует учитывать нормативные потери в тепловых сетях региональных энергосистем и в муниципальных тепловых сетях.

2.15. Учитывая неоднозначность перспективы экономического развития России и ее регионов, появление новых и модернизацию существующих потребителей, а также неопределенность исходной информации, результаты расчетов электропотребления в схемах развития энергосистем рекомендуется представлять в виде нескольких различных уровней (сценариев). Этим сценариям может быть придана экспертная вероятностная оценка. В качестве основного (расчетного) сценария принимается наиболее вероятный. В соответствующих разделах схемы приводится оценка влияния достижения других уровней на основные рекомендации работы.

2.16. Основными показателями режима электропотребления энергосистемы являются графики нагрузки, используемые для решения следующих основных задач: составление балансов мощности и определение необходимого развития генерирующих мощностей (получение мощности с оптового рынка); определение оптимальной структуры электростанций, выявление их режимов работы и потребности в топливе; выбор схем и параметров, а также анализ режимов работы основной сети энергосистемы и межсистемных связей; разработка рекомендаций по регулированию режимов электропотребления.

2.17. При проектировании энергосистем используются: характерные суточные графики нагрузки рабочего и выходного дня для зимы и лета, годовые графики месячных максимумов, продолжительность использования максимальной нагрузки. При определении перспективных графиков нагрузки энергосистем рекомендуется рассматривать проведение эффективных мероприятий по их выравниванию (например, с помощью тарифов, дифференцированных во времени). В качестве расчетного максимального графика нагрузки принимается график среднего рабочего дня наиболее загруженного периода года (как правило, за декаду зимних суток).

2.18. Максимальная нагрузка объединенных и региональных энергосистем определяется суммированием нагрузок отдельных подстанций (с учетом коэффициента участия в максимуме нагрузки) и потерь мощности в электрической сети. Указанная величина должна соответствовать максимуму годового графика нагрузки энергосистемы или отношению электропотребления к времени продолжительности использования максимальной нагрузки.

2.19. Расчет перспективных электрических нагрузок подстанций рекомендуется вести: для концентрированных промышленных потребителей - с учетом данных соответствующих проектных институтов, а при их отсутствии - методом прямого счета или с использованием объектов-аналогов; для распределенной нагрузки (коммунально-бытовая, сельскохозяйственная и др.) - на основе статистического подхода, а при наличии отдельных концентрированных потребителей - с учетом коэффициента одновременности.

2.20. Аналогичным образом должны определяться графики тепловой нагрузки ТЭЦ и котельных региональных энергосистем, с тем чтобы можно было рационализировать их режимы работы При невозможности получить данные, необходимые для построения графиков электрических и тепловых нагрузок, значения максимумов нагрузки определяются путем экспертного прогнозирования числа часов использования этих максимумов.

Объем электропотребления в ЕЭС России по оперативным данным увеличился в 2012 году на 1,64% и составил 1016,5 млрд.кВт.ч. с учетом приграничной торговли в энергосистеме (далее – ЭС) Мурманской области и ЭС г. Санкт-Петербурга и Ленинградской области. Показатель абсолютного прироста потребления электрической энергии 2012 года (16,4 млрд.кВт.ч.) отражает сложившиеся в этом году макроэкономические тенденции развития страны. По оценке Минэкономразвития России, прирост валового внутреннего продукта (далее – ВВП) 2012 года к прошлому году составил 3,5%. Общий рост промышленного производства (на 3,2% по отгруженной продукции) в большой степени обеспечивался ростом вида деятельности «Обрабатывающие производства» (на 4,3%) за счет роста металлургического производства, включая производства готовых металлических изделий (на 3,6%), и машиностроительных производств (на 7,5%).

Прогнозируемый вариант спроса на электрическую энергию по ЕЭС России на период 2013 – 2019 годов (рисунок 2.1) составлен в рамках уточненного умеренно-оптимистичного варианта социально-экономического развития России, предложенного Минэкономразвития России в качестве основного для разработки федерального бюджета на 2013 – 2015 годы.

Умеренно-оптимистичный вариант развития предусматривает годовые темпы роста ВВП в 2013 – 2015 годах в пределах 3,6-4,5%, при 3,5% в 2012 году; соответственно темпы роста промышленного производства планируются на уровне 3,6-3,7% при 3,2% в 2012 году.

ОСНОВНЫЕ УСЛОВИЯ РАЗВИТИЯ ЕЭС ЕЭС России это постоянно развивающийся высокоавтоматизи- рованный комплекс, объединенный общим режимом работы и единым централизованным диспетчерским и автоматическим управлением. По своим территориальным масштабам ЕЭС России является крупнейшей в мире, а по установленной мощности она сопоставима с западноевропейскими энергообьединениями.

Для обеспечения устойчивой работы и живучести ЕЭС России в указанных условиях требуется: наличие необходимых резервов мощности и энергоресурсов; наличие в структуре генерирующих мощностей необходимой доли маневренных источников для работы в переменной части графика нагрузки; достаточная пропускная способность основной электрической сети кВ переменного тока; развитие средств диспетчерского и автоматического управления режимам ЕЭС России.

Основой энергетической безопасности России является надежное, устойчивое функционирование ЕЭС и ее дальнейшее развитие и совершенствование. При наличии мощной разветвленной основной электрической сети высших классов напряжения можно обеспечить эффективное существование рынка перетоков электроэнергии и мощности и реализовать договорные отношения между всеми производителями и потребителями электрической энергии. Важнейший критерий надежности это создание полноценного (обеспеченного топливом) резерва мощности в размере 1517% и его опти- мальное размещение по регионам (ОЭС) страны. При этом должно быть обеспечено максимально возможное самобалансирование отдельных регио- нов, поскольку наличие остродефицитных районов опасно для живучести ЕЭС.

Резерв пропускной способности основной электрической сети в любом сечении ЕЭС должен достигать 45 % мощности меньшей из разделяемых частей. Это возможно при создании мощных электрических связей между всеми ОЭС, входящими в ЕЭС России, с использованием электрической сети 750 кВ на западе европейской части ЕЭС и 1150 кВ в остальной части. При этом сеть кВ должна обеспечивать бесперебойность электроснабжения потребителей при отключении любого сетевого объекта.

Исходя из современных условий функционирования ЕЭС России для обеспечения надежного и эффективного функционирования всех регионов страны и с учетом энергетической безопасности (независимости) России необходимо сооружение ЛЭП 1150 кВ, проходящей в широтном направле- нии от ОЭС Сибири через Урал до центральных районов европейской части ЕЭС, где она должна «жестко» примыкать к развивающейся сети 750 кВ Данная линия позволит также передать в Центр неиспользуемые в настоящее время избытки мощности и электроэнергии ОЭС Сибири.

Важнейшей задачей развития ЕЭС является присоединение на параллельную работу ОЭС Востока по межсистемным связям 500 кВ и усиление внутренних транзитов 500 кВ ОЭС Востока. В западных регионах ЕЭС для обеспечения энергетической безопасности России, расширения экспортных возможностей ЕЭС и организации взаимовыгодных энергетических обменов со странами Западной Европы (с возможностью выхода на общеевропейский рынок электроэнергии) необходимо сооружение «энергомоста» (электропередачи большой мощности) Смоленск Белоруссия Польша Германия с заходом одной из цепей этой электропередачи в Калининград, активное участие России в формировании «балтийского кольца» (объединение энергосистем стран Балтии), а также «черноморского кольца» (ЕЭС стран Черноморского региона).

Надежное функционирование всех частей ЕЭС России как единого комплекса, особенно при формировании рыночных отношений в электроэнергетике, возможно только при сохранении и дальнейшем совершенствовании единого централизованного диспетчерского управления с привлечением современных средств автоматического регулирования в нормальных и аварийных режимах.

Создание ЕЭС России охватывающей всю обжитую территорию страны, обеспечивает ряд важнейших преимуществ. При объединении ЭЭС на параллельную работу появляется возможность на 1011 % снизить требуемую мощность электростанций за счет временного сдвига суточных максимумов нагрузки и уменьшения необходимого оперативного резерва мощности при условии достаточной пропускной способности межсистемных связей; обеспечить оптимальное использование всех электростанций, что дает экономию топлива в несколько миллионов тонн. Работа ГЭС в ЕЭС России позволяет полностью использовать водные ресурсы, регулировать сток рек в период многоводья и компенсировать недовыработку ГЭС в маловодные годы.

Облегчаются условия проведения ремонтов, создаются предпосылки для взаимной компенсации непредвиденных отклонений потребляемой мощности от номинальных значений в отдельных регионах. Наличие электрических связей между ОЭС значительно повышает надежность электроснабжения потребителей. Создаются возможности осуществления особо надежных схем электроснабжения. На случай любых чрезвычайных обстоятельств имеется возможность переброски значительных количеств электроэнергии из удаленных регионов.

СТРАТЕГИЯ РАЗВИТИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ Схема прогнозирования развития отрасли Электроэнергетика является не только капиталоемкой и материалоемкой отраслью, но и технической системой с жесткими законами функционирования. Для обеспечения ее рационального и сбалансированного развития необходимо выполнение двух основных видов предпроектных работ: прогнозирование развития отрасли и проектирование развития ЭЭС. При этом прогнозирование выявляет преимущественно ресурсную сбалансированность развития, а проектирование техническую осуществимость и работоспособность будущей системы.

Учитывая масштабы развития электроэнергетики, разнообразие энергетических объектов, сложность их технических и экономических связей, стратегия развития электроэнергетики рассматривается в тесной взаимосвязи с энергетической стратегией России на 1520 лет. Этот срок обусловлен следующими причинами 1.Длительными сроками проектирования и сооружения объектов (включая согласование размещения электростанций и трасс ЛЭП). Продолжи- тельность этих процессов от начала разработки технико-экономического обоснования (ТЭО) до ввода первого агрегата составляет для особо крупных ГЭС, КЭС и АЭС 1012 лет, для прочих КЭС и ТЭЦ 710 лет, для ЛЭП напряжением 330 кВ и выше 35 лет, для сетей кВ 24 года. Общее время сооружения ГЭС, крупных КЭС и АЭС составляет 1012 лет. Решение о выборе местоположения крупной электростанции, выборе вида топлива и начале проектирования принимается заблаговременно за 810 лет. Сроки ввода отдельных агрегатов уточняются за 23 года.

2.Возможными сроками внедрения различных достижений научно- технического прогресса. 3.Длительными сроками эксплуатации объектов с заметными различиями этих сроков по типам электростанций и оборудования (газотурбинные установки ГТУ, ГЭС, АЭС, паротурбинные энергоблоки ТЭС) Целью разработки стратегии развития электроэнергетики являются: прогнозирование спроса на электроэнергию и теплоту с учетом энергосбережения; разработка рациональной структуры генерирующих мощностей для выбора наиболее эффективных направлений научно-технического прогресса и масштабов их внедрения; разработка предложений по государственной поддержке отдельных объектов и направлений научно-технического прогресса; оценка потребности в инвестициях на развитие электроэнергетики; оценка возможной динамики цен на оптовом рынке электроэнергии.

В общем виде технология прогнозирования энергетики представлена на рис В ней учтены четыре главных рычага энергетической политики: энергосбережение, экспорт энергоресурсов, эффективность инвестиций и цены на энергоносители.

Количественная разработка сценариев развития энергетики осуществляется методом последовательных приближений (итераций), начиная со сводной модели «экономика энергетика». Полученные в ней укрупненные показатели жизненного уровня населения передаются в блок моделей развития экономики, а размеры энергопотребления, экспорта и производства энергоресурсов в блоки энергопотребления, оптимизации развития топливно-энергетического комплекса и научно-технического прогресса в отраслях ТЭК. Результаты прогнозов развития энергетики проходят экономическую оценку в финансовом блоке ТЭК, включающем в себя модели энергетичес- ких рынков и ценообразования, а также модели оценки финансового состояния отраслей ТЭК. В этом блоке учитываются особенности развития энергетики в рыночных условиях.

Результаты прогнозирования цен на энергоносители, оценки размеров налоговых и рентных поступлений в бюджет страны и регионов и другие экономические характеристики ТЭК, а также информация об удельной энергоемкости производства основных видов продукции и услуг, о размерах производства энергоресурсов и требуемых на это капиталовложений передаются в блок моделей развития экономики. В этом блоке составляются материальные и финансовые балансы (с учетом экспортно-импортных отношений) в целом по народному хозяйству. На этой основе принятый сценарий развития экономики корректируется в зависимости от совокупного действия средств энергосбережения. Две-три уточняющие итерации по схеме прогнозирования (см. рис. 39.8) позволяют разработать такой сценарий развития экономики и энергетики, который по- зволяет наиболее эффективно использовать энергетический потенциал России.

Существенную роль в этой схеме играет система прогнозирования развития электроэнергетики и централизованного теплоснабжения. Это определяется традиционной замыкающей ролью электростанций и котельных в формировании топливно-экономических балансов страны и регионов, а также возможностью заметного изменения структуры производства первичных энергоресурсов за счет их использования на тепловых, атомных и других типах электростанций. В процессе итеративного согласования всех блоков общей схемы прогнозирования энергетики (см. рис. 39.8) для каждого рассматриваемого сценария социально-экономического развития формируется непротиворечивая динамика показателей, характеризующих внешние взаимосвязи электро- энергетики.

К этим показателям относятся: динамика уровней электро- и теплопотребления России, определяемая с учетом экономически обоснованных масштабов электро- и теплосбережения; уровни и структура электропотребления (по отраслям народного хозяйства) страны и регионов; динамика объемов экспорта-импорта электроэнергии между Россией и соседними странами; взаимосогласованная система цеп на оборудование, материалы и рабочую силу и их динамика; динамика цен на основные виды топлива по регионам. Эти показатели являются исходными для последующей разработки соответствующего сценария развития электроэнергетики. Состав задач и последовательность их решения при разработке этой стратегии представлены на рис 39.9 [39.9].

При фиксированных внешних связях электроэнергетики в блоках отбора эффективных технологий, формирования и оценки сценариев осуществляется поиск наилучшего варианта реконструкции действующих и развития новых генерирующих мощностей. При этом наряду с экономическими учитываются и другие критерии (например, экологические) отбора наиболее рационального сценария развития электроэнергетики на период 1520 лет. Для выбранного сценария определяются необходимые объемы инвестиций, расходов топлива разных видов, объемы экологического воздействия (выбросы загрязняющих веществ, объемы водопотребления и т.п.) и другие обобщенные характеристики.

Эти обобщенные характеристики каждого сценария развития электроэнергетики используются в качестве исходной информации при формировании ее финансового блока. Основное назначение этого блока учет рыночных отношений в электроэнергетике и централизованном теплоснабжении: необходимость инвестирования объектов электроэнергетики на перспективу только за счет собственных и заемных средств; требование обеспечения достаточного уровня прибыли для производителей энергии и регулирования цены (тарифа) на электроэнергию исходя из условия самофинансирования электроэнергетики; требование обеспечения достаточно плавного изменения цены электроэнергии для потребителей (с учетом платежеспособного спроса).

РАЗДЕЛ 3. РАЗВИТИЕ ГЕНЕРИРУЮЩИХ МОЩНОСТЕЙ 3.1. При проектировании развития генерирующих мощностей энергосистем решаются следующие задачи: определение суммарной потребности в генерирующей мощности с учетом возможности получения (или выдачи) мощности и электроэнергии с оптового рынка; выбор оптимальной структуры вновь вводимой мощности и определение потребности в ней с учетом рекомендаций по расширению и реконструкции и техническому перевооружению действующих электростанций; предварительный выбор местоположения, основных параметров (типа, единичной мощности и количества энергоблоков) и очередности строительства (расширения, реконструкции, технического перевооружения) электростанций;

определение перспективных режимов работы электростанций (суточные, сезонные и годовые режимы работы) с учетом маневренных характеристик оборудования; определение потребности в топливе, рекомендации по видам топлива; определение ориентировочного объема инвестиций и потребности в основном оборудовании.

3.2. При решении задач развития генерирующих мощностей, перечисленных в п. 3.1, рекомендуется обеспечивать: полное покрытие прироста нагрузки и ожидаемого спроса на электроэнергию, а также создание в энергосистемах необходимых резервов мощности; использование местных ресурсов топлива; использование площадок действующих электростанций; наиболее экономичное развитие и использование электростанций, исходя из условий функционирования и развития рынка энергоресурсов, режимов работы электростанций при соблюдении допустимого диапазона регулирования мощности, рациональных масштабов развития теплофикации;

соблюдение норм и правил охраны окружающей среды при строительстве новых и расширении действующих электростанций; экономически обоснованные предложения по объемам и очередности технического перевооружения действующих электростанций.

3.3. Определение развития генерирующих мощностей производится в два этапа. На первом этапе в составе энергетической стратегии России и стратегии развития электроэнергетики формируется оптимальная структура генерирующих мощностей с учетом развития топливно- энергетического комплекса, максимального использования гидроресурсов, возможных масштабов сооружения АЭС и других факторов. На этом этапе выполняется подготовка прогнозных тарифов (замыкающих цен) на поставки электроэнергии по отдельным (тарифным) зонам общероссийского оптового рынка электроэнергии.

На втором этапе для каждой ОЭС выполняется обоснование состава, размещения, основных параметров и очередности сооружения электростанций с учетом технического состояния действующих энергоисточников и заявок от генерирующих компаний и независимых производителей по техническому перевооружению существующих электростанций и вводу новых мощностей.

3.4. Местоположение и возможная мощность тепловых электростанций (включая АЭС), направления технического перевооружения действующих электростанций определяются с учетом возможности размещения (земля, вода), транспорта топлива, наличия коридоров для электрических (тепловых) сетей, соблюдения норм и требований охраны окружающей среды, радиационной и экологической безопасности.

Предельная мощность КЭС (ПГУ, АЭС) должна выбираться исходя из минимума затрат на сооружение электростанций с учетом выдачи и распределения мощности, обеспечения экологических требований. Расчет указанных затрат по вариантам сооружения электростанций должен осуществляться с учетом развития энергосистем, продолжительности строительства, ввода и освоения мощности электростанций.

3.5. Выбор типов и единичной мощности агрегатов сооружаемых и расширяемых тепловых электростанций рекомендуется осуществлять с учетом влияния повышения единичной мощности энергоблоков на уровень резерва мощности энергосистем и пропускную способность электрических сетей, организации эксплуатации и ремонтов, автоматизированного управления режимами работы энергоблоков и электростанций в целом.

3.6. Обоснование целесообразности сооружения ТЭЦ, выбор типа и единичной мощности агрегатов рекомендуется осуществлять специализированным проектным организациям с учетом уровня и концентрации тепловых нагрузок, динамики их роста, объемов и режимов выработки электроэнергии в теплофикационном и конденсационном режимах, эффективности выработки электроэнергии в конденсационном режиме по сравнению с поставками электроэнергии с оптового рынка.

3.7. При обосновании целесообразности сооружения ГЭС (ГАЭС) основные энергетические показатели (установленная мощность, годовая выработка электроэнергии, вид регулирования и др.) рекомендуется принимать по данным специализированных проектных организаций Обоснование эффективности сооружения ГЭС (ГАЭС) осуществляется путем их сопоставления с замещаемыми объектами, в качестве которых могут приниматься базисные КЭС с учетом вытеснения ими в переменную часть графика нагрузки менее экономичных электростанций либо энергетические установки, оптимальный режим использования которых близок к режиму гидроэнергетической установки, например ГТУ.

3.9. При обосновании эффективности сооружения генерирующих источников ОЭС и региональных энергосистем путем сравнения их с мероприятиями по поставкам мощности и электроэнергии с оптового рынка рекомендуется использовать отраслевой вариант методики «Практические рекомендации по оценке экономической эффективности объектов электроэнергетики и разработка бизнес- планов» (Москва, 1999 г.), утвержденной РАО «ЕЭС России», а также методические рекомендации по оценке инвестиционных объектов.

3.10. При выполнении оценки стоимости сооружения энергетических объектов рекомендуется пользоваться укрупненными показателями стоимости сооружения электрических станций и электрических сетей, утвержденными РАО «ЕЭС России» в 2002 г., а также данными стратегии развития электроэнергетики России на долгосрочный период. В случае отсутствия предлагаемого к сооружению оборудования в укрупненных показателях стоимости оценку стоимости сооружения объектов рекомендуется проводить экспертно на базе имеющихся объектов- аналогов. Расчеты по обоснованию экономической и коммерческой эффективности объектов электроэнергетики целесообразно выполнять в прогнозных ценах.

РЕЖИМЫ РАБОТЫ ЭЭС Режимом ЭЭС называется ее состояние, определяемое загрузками электростанций (и отдельных энергоблоков) по активной и реактивной мощности, напряжениями узлов, загрузкой сетевых элементов и другими переменными величинами, называемыми параметрами режима (режимными параметрами), характеризующими процесс производства, передачи, распределения и потребления электроэнергии. Иногда понятие «режим» используется в более широком смысле, т.е. рассматривают как переменную также и топологию сети. Различают энергетические, гидроэнергетические и электрические режимы.

Энергетические режимы (ЭнР). Планирование ЭнР состоит в определении состава и загрузки по активной мощности (загрузка по реактивной мощности относится к электрическим режимам) электростанций различных типов (с учетом импорта из других энергосистем) для покрытия нагрузки ЭЭС и выполнения экспортных поставок в любой момент времени (обычно на каждый час), а также резервов мощности.

Энергетический режим является нормальным, если обеспечен баланс активных мощностей ЭЭС в любой момент времени при значениях частоты, соответствующих стандарту. Мерой нарушения баланса активных мощностей может служить отклонение частоты f от номинального значения или непосредственно небаланс мощности Р нб = k f f, где f = ffном отклонение частоты от номинального значения; k f = P нб / f частотный статический коэффициент ЭЭС, МВт/Гц. Допустимые отклонения частоты регламентируются ГОСТ.

Оптимизация энергетического режима покрытие нагрузки при минимальных затратах с соблюдением всех ограничений. В качестве исходной информации используются: прогнозы суточных графиков нагрузки ЭЭС в целом и отдельных ее частей, а также графики внешних поставок электроэнергии; графики загрузки АЭС и других блок-станций; диапазоны загрузок конденсационных агрегатов, использующих различные виды топлива; режимы загрузки ТЭЦ по тепловому графику; энергетические характеристики (характеристики относительных приростов) отдельных агрегатов или их групп на ТЭС; расходы топлива на пуск агрегатов после остановов разной продолжительности; суточная выработка ГЭС и ГАЭС; модель электрической сети с учетом планируемых ремонтов сетевых элементов, а также значения допустимых перетоков активной мощности в контролируемых сечениях ЭЭС при указанных ремонтах.

В результате оптимизации энергетического режима получают суточные графики загрузки по активной мощности всех электростанций и как произ- водные графики сальдо отдельных ЭЭС и энергообъединений, а также графики загрузки контролируемых межсистемных связей. Различают долгосрочное (год, квартал, месяц) и краткосрочное (неделя, день) планирование ЭнР. При долгосрочном планировании гораздо больше неопределенностей, связанных с погодой, аварийными ремонтами генерирующего и сетевого оборудования, поэтому ориентируются па среднюю температуру окружающей среды, нормальную схему сети, а резервы мощности принимают тем больше, чем больше планируемый период. При краткосрочном планировании прогноз потребления составляет- ся с учетом прогноза погоды, учитываются ограничения пропускной способности сетей, связанные с планами ремонтов сетевого оборудования и (или) устройств противоаварийной автоматики, а при оперативном планировании (на предстоящий час) также аварийные ремонты и погрешности прогноза потребления.

В крупных энергообъединениях планирование ЭнР осуществляется по иерархическому принципу. При этом от областных энергосистем в ОДУ, а от ОДУ в ЦДУ поступает информация о прогнозах потребления (включая внешние обмены электроэнергией), о постоянной и регулируемой частях ге- нерации и расходные характеристики по каждому виду электростанций. При планировании ЭнР в том или ином виде используются разработки гидроэнергетических и электрических режимов (как правило, в виде огра- ничений). Это допустимые пределы загрузки отдельных электростанций и суточная выработка, допустимые перетоки активной мощности в контро- лируемых сечениях (между различными регионами) в полной и ремонтных схемах, получаемые на основе предварительных исследований устойчи- вости ЭЭС, а также для учета изменения потерь в электрической сети чувствительности суммарных потерь в сетях к изменению генерации (или на- грузки) в каждом из узлов схемы.

К трудностям планирования ЭнР можно отнести преодоление неравномерности суточного (недельного с учетом выходных дней) графика нагрузки. АЭС в ЕЭС России работают в базовом режиме с высоким числом часов использования, определяемым остановами для перезагрузки топлива и ремонтов. Технический минимум угольных энергоблоков МВт составляет от 50 до 80 %, в среднем по ЕЭС примерно 70 % и определен для каждого конкретного энергоблока с учетом его состояния, применения «подсветки» мазутом или газом. Газомазутные энергоблоки 300 МВт разгружаются, как правило, до 40 % (некоторые до 30), более крупные блоки 800, 1200 МВт могут разгружаться до 5060 %.

Малоэкономичные газотурбинные установки используются 14 ч в сутки и до 1000 ч в год. Весьма эффективны для преодоления неравномер- ности суточного графика ГАЭС (в ЕЭС России работает Загорская ГАЭС мощностью 6x200 МВт), несмотря на их достаточно низкий КПД около 70 %. При этом замыкающие затраты* меняются в течение суток 3 раза и более, поскольку позволяют выровнять не только пики, но и провалы гра- фика. ГАЭС используются в генераторном режиме 46 ч в сутки и до 8 ч в насосном режиме с одним-двумя циклами заполнения и сработки водохрани- лища в сутки. Учитывая, что в настоящее время практически отсутствуют изолированно работающие национальные ЭЭС, необходимо отметить взаимовыгодные обмены электроэнергией в течение суток с соседними ЭЭС, имеющими большую долю ГАЭС в парке генерирующих мощностей. Замыкающие затраты переменные затраты на производство последнего киловатт часа, необходимого для покрытия нагрузки. Больше нагрузка менее экономичен последний энергоблок, привлекаемый к покрытию нагрузки и наоборот. Белее того, подъем провальной части графика улучшает экономические показатели разгруженных блоков.

Весьма эффективно применение зонных (по времени суток) тарифов для выравнивания графика потребления. Уменьшение тарифа в ночные часы суток и его увеличение в дневные и пиковые часы побуждают потребителей к соответствующей организации их деятельности и приводят к снижению неравномерности суммарного графика нагрузки ЭЭС.

Решающее значение в покрытии суточных графиков нагрузки ЭЭС, и в частности их резкопеременных частей, имеют ГЭС, поэтому паводковый период, когда ГЭС вынужденно работают в базе графика нагрузки для предотвращения потерь энергоресурсов, является наиболее тяжелым для ЕЭС. Их доля в европейской части ЕЭС составляет порядка 14 % (для сравнения, в ОЭС Сибири это 60 %), и работают они, как правило, в течение суток в резкопеременном режиме при годовом числе часов использования При этом скорость изменения загрузки составляет примерно 3 %/с во всем диапазоне, минимальная загрузка составляет примерно 1015% и вытекает из требований экологии и всей совокупности водопользователей.

Гидроэнергетические режимы (ГЭР). Задача планирования ГЭР состоит в прогнозировании годовой, квартальной и месячной выработки электро- энергии на каждой ГЭС для долгосрочного планирования и в определении суточной (иногда недельной) выработки для краткосрочного планирования ЭнР. Исходной информацией для планирования ГЭР служат данные многолетних наблюдений после их статистической обработки, результаты гидрологических и метеорологических прогнозов разной перспективности и достоверности. Для разных периодов прогнозирования делаются оценки приточности, расходов, в гом числе другими пользователями, естественных потерь; учитываются данные прямых измерений напора и рекомендации по сработке водохранилища, при которых максимизи- ровалась бы выработка электроэнергии на ГЭС. Важное значение имеет подготовка водохранилища к паводку для предотвращения холостых сбросов, имея в виду его случайный характер, и сохранения в любой момент регулировочного диапазона ГЭС.

При оптимизации ЭнР задача состоит в замещении выработкой на ГЭС самых дорогих (обычно мазутных) тепловых энергоблоков. Электрические режимы (ЭлР). Планирование электрических режимов состоит в определении состава устройств компенсации реактивной мощности и загрузки генераторов по реактивной мощности, а также состава и настройки устройств противоаварийной автоматики (ПА), обеспечивающих реализацию заданного ЭнР (как указано выше, планирование ЭнР, в свою очередь, осуществляется с учетом ограничений, вытекающих из разработок ЭлР) Оп- тимизация ЭлР состоит в определении состава и загрузки устройств компенсации реактивной мощности, коэффициентов трансформации регулируемых трансформаторов и загрузки по реактивной мощности генераторов при заданной генерации активной мощности, активной и реактивной нагрузки каждого узла и задаваемых допустимых уровней напряжения узлов, соответствующих минимуму потерь активной мощности в энергосистеме.

Другой основной задачей планирования ЭлР является определение областей допустимых режимов, необходимого состава и настройки устройств ПА в различных схемно-режимных ситуациях, в том числе перспективных, необходимых для планирования ЭнР, а также для оперативного ведения режимов с учетом возможной потери в любой момент сетевого элемента или (и) энергоблока. Данная задача решается путем вычисления предельных перетоков мощности в различных сечениях энерго- системы (слабых или потенциально слабых), математического моделирования переходных режимов, вызываемых нормативными возмущениями, с учетом действия ПА.

Различают следующие основные электрические режимы (особые режимы, такие как неполнофазные, колебательные и др., не рассматриваются): Н о р м а л ь н ы й р е ж и м это установившийся режим (не считая нерегулярных колебаний, медленных и (или) незначительных флуктуаций параметров, в том числе обусловленных работой устройств регулирования частоты, напряжения и т.п.), характеризующийся длительно допустимыми значениями частоты, токов и напряжений, нормативными запасами устойчивости в данной схеме сети, устойчивым переходом к любым послеаварийным режимам, которые могут возникнуть в результате нормативных возмущений, и установившимся послеаварийным режимом, обладающим не менее чем нормативными запасами устойчивости.

Нормальный режим характеризуется допустимыми областями режимных параметров. На практике используют максимально допустимые перетоки активной мощности в контролируемых сечениях в качестве обобщенной характеристики нормальных режимов, которые исходя из приведенной дефиниции определяются следующими условиями [39.20]. 1) коэффициент запаса по активной мощности в любом сечении для данной схемы сети должен составлять не менее 20 %: где Р пр предельный по апериодической статической устойчивости переток активной мощности в рассматриваемом сечении в данной схеме (нормальной, ремонтной); Р т текущее (или планируемое) значение перетока мощности; амплитуда нерегулярных колебаний мощности в сечении сети;

P 1, P 2 соответственно, суммарная нагрузка, МВт, каждой из подсистем по разные стороны от сечения; k = 0,751,5 соответственно при автоматическом или ручном регулировании (ограничении) перетока в сечении. Предельный переток практически всегда зависит от ряда факторов, среди которых одни влияют незначительно, другие оказывают на его значение существенное влияние. Поэтому он представляется в общем случае в виде функции учитываемых, существенно влияющих параметров P пр = (П1, П2,...). Остальные, неучитываемые параметры, принимаются по самому пессимистическому варианту;

2) коэффициент запаса по напряжению во всех узлах энергосистемы должен быть не менее 15 %, (U т - U кр )/U т 0,15, где U т напряжение (текущее) в узле в этом режиме; U кр критическое напряжение в этом узле. Это условие означает, в частности, что при исчерпании других возможностей регулирования напряжения необходимый запас по напряжению обеспечивается за счет снижения перетока мощности в сечении: где Р(1,15U кр ) переток активной мощности, при котором напряжение на промежуточных подстанциях имеет 15 %-ный запас по отношению к крити- ческому напряжению; 3)нагрузка любого элемента электрической сети не должна превышать допустимых значений (с учетом разрешенных перегрузок);

4) переток мощности в любом сечении в рассматриваемом режиме не должен превышать предельный по динамической устойчивости переток в том же сечении при всех нормативных возмущениях: где наименьший предел динамической устойчивости с учетом действия автоматики предотвращения нарушения устойчивости (АПНУ) при каждом из нормативных возмущений для данной схемы;

5) коэффициент запаса по активной мощности в любом из установившихся послеаварийных режимов, возникших в результате нормативных возмущений, должен быть не менее 8 %, т.е. где предельный по апериодической статической устойчивости переток активной мощности в рассматриваемом сечении в данной послеаварийной схеме с учетом управляющих воздействий ПА, направленных на изменение пассивных параметров сети, например, отключение шунтирующих реакторов; в частности, он может совпасть с пределом в исходной схеме при возмущении в виде аварийного небаланса мощности; наброс мощности в сечении, обусловленный аварийным небалансом мощности Р нб ;

i,j = 1, 2 (i j); P 1, P 2, k f1, k f2 суммарные нагрузки и частотные статические коэффициенты подсистем по разные стороны сечения; приращение перетока в сечении за счет управляющих воздействий АПНУ; 6) в каждом узле и в каждом из нормативных послеаварийных режимов коэффициент запаса по напряжению должен быть не менее 10%, т.е. по аналогии с п. 2 где U пав напряжение в послеаварийном установившемся режиме, в том числе после действия устройств ПА, в узле схемы с наименьшим напряжением, откуда.

Зависимость перетока в исходном режиме от наименьшего напряжения в установившемся послеаварийиом режиме строится на основе численного моделирования нормативных возмущений и действия ПА при различных исходных перетоках мощности в рассматриваемом сечении; 7) нагрузка любого элемента электрической сети в любом нормативном послеаварийном режиме не должна превышать значений, допустимых в те- чение 20 мин. Принято, что диспетчерский персонал в течение указанных 20 мин должен так скорректировать установившийся послеаварийный режим с пони- женными запасами устойчивости и (или) перегрузками оборудования (пп. 57), чтобы обеспечить выполнение условий пп. 13. Для этого в соответ- ствующих инструкциях для диспетчера приводятся максимально допустимые значения перетоков мощности в контролируемых (критических) сечениях в полной и ремонтных схемах и другие необходимые указания.

Не все перечисленные ограничения являются определяющими. В частности, токовые перегрузки в ЕЭС России возникают исключительно редко, так как из-за протяженности сетей условия обеспечения статической устойчивости вызывают больше ограничений. С динамической устойчивостью на межсистемных (т.е., как правило, слабых) связях возни- кают проблемы гораздо реже, чем на связях отдельных крупных электростанций или энергоузлов с ЭЭС. Ограничения по напряжению чаще возникают на более низких уровнях иерархии управления и совсем редко на уровне ЦДУ. На практике допустимый переток в сечении чаще всего определяется одним-двумя из перечисленных выше семи условий.

Вынужденный режим режим, не отвечающий хотя бы одному из перечисленных условий (пп. 1 7). Вынужденный режим не допускает- ся в сечениях, примыкающих к АЭС. В остальных случаях работа с пониженными запасами устойчивости должна оформляться отдельным решением.

Послеаварийные режимы режимы, возникающие в результате аварийного возмущения. Можно, в частности, различать следующие послеаварийные режимы: нормативный послеаварийный режим (аварийно допустимый переток), характеризующийся запасами устойчивости, не меньшими, чем по пп Если эти запасы не соответствуют условиям нормального режима (пп. 14), то диспетчерский персонал должен их обеспечить за 20 мин, установившийся послеаварийный режим с меньшими, чем по пп. 57, запасами. Такой режим может возникнуть, если предшествующий режим не соответствовал нормальному или (и) возмущение было тяжелее нормативных, вплоть до того, что согласно [39.20] допускалось нарушение устойчивости. При этом диспетчерский персонал также должен повышать запасы устойчивости до нормальных; асинхронный режим неустойчивый послеаварийный режим.

К наиболее тяжелым аварийным возмущениям относятся: в нормальной схеме: отключение элемента сети после многофазного КЗ и неуспешного АПВ; отключение элемента сети после однофазного КЗ и отказа одного выключателя и действия устройства резервирования отказа выключателя; одновременное отключение двух цепей двухцепной линии на общих опорах или двух линий, расположенных в общем коридоре более чем на по- ловине длины более короткой линии;

возникновение аварийного небаланса мощности вследствие отключения генератора или блока генераторов с общим выключателем на стороне высшего напряжения, крупной подстанции или крупного потребителя, передачи постоянного тока или ее элемента и др. При этом значение аварийного небаланса мощности не должно превышать 50 % мощности наиболее крупной электростанции исследуемого района; или аварийного отключения нагрузки той же мощности; в ремонтной схеме: отключение элемента сети с многофазным КЗ и неуспешным АПВ; возникновение аварийного небаланса мощности, значение которого не превышает мощности самого крупного энергоблока или двух генераторов одной реакторной установки АЭС, или аварийная потеря нагрузки той же мощности.

РЕЗЕРВЫ ГЕНЕРИРУЮЩЕЙ МОЩНОСТИ ПРИ УПРАВЛЕНИИ РЕЖИМАМИ ЭЭС Планирование энергетических режимов включает в себя также определение резервов мощности, поскольку для существования режима необходим баланс мощностей в любой момент времени (тем более что при параллельной работе ЭЭС различных государств нарушение баланса в одной из них приводит к отклонениям от плана обменных мощностей и отклонению частоты, которая является общим параметром) и на этот баланс влияют различные случайные факторы, погрешности прогноза потребления, аварийные и (или) вынужденные отключения энергоблоков (с учетом продолжительности этих отключений).

Различают первичное и вторичное регулирование частоты и мощности, а также третичное регулирование мощности ЭЭС и соответственно резерв первичного регулирования (первичный резерв), резерв вторичного регулирования (вторичный резерв) и третичный резерв. Первичное регулирование (ПР) состоит в том, что при отклонении частоты, вызванном случайным нарушением баланса активных мощностей, участвующие в ПР энергоблоки меняют свою генерацию под действием первичных регуляторов, обеспечивая быстрое восстановление баланса и соответственно частоты. ПР, будучи по своему характеру пропор- циональным, регулирует частоту со статизмом, причем участие каждого энергоблока определяется его резервом, и его настраиваемым статизмом соответственно номинальная частота и ее отклонение, номинальная мошность блока и ее отклонение под действием ПР. Первичный резерв энергоблока это часть диапазона регулирования от текущей до максимальной мощности (учитывая ограничитель). Различают также резерв на снижение мощности от текущей до минимальной мощности блока.

Суммарный первичный резерв энергообъединения согласовывается и распределяется между партнерами пропорционально суммарной мощности вращающихся генераторов и соответствует такому небалансу активной мощности (в частности, максимальному нормативному), при котором отклонение частоты в квазиустановившемся послеаварийном режиме не превышает заданного согласованного значения. При этом нормируется также время ввода первичного резерва при максимальном небалансе мощности (десятки секунд).

Указанное равносильно требованию иметь кажущийся (обобщенный) статизм каждой из ЭЭС (зон регулирования) объединения, исходя из предположения ее изолированной работы, не менее заданного частота ЭЭС перед возмущением, квазистационарное отклонение частоты, аварийный небаланс мощности, суммарная генерация мощности ЭЭС перед возмущением. Кажущийся статизм ЭЭС определяется также регулирующим эффектом нагрузки по частоте.

Вторичное регулирование (BP) частоты и мощности или регулиро- вание сальдо ЭЭС с коррекцией по частоте воздействует на изменение генерации аварийной ЭЭС (зоны регулирования) так, чтобы ее системный параметр регулирования вернулся к нулю, т.е. где клонение сальдо мощности ЭЭС от планового в результате возмущения; коэффициент частотной статической характеристики ЭЭС; отклонение частоты в объединении. BP осу- ществляется пропорционально-интегральным центральным регулятором ЭЭС, но может выполняться и вручную, для чего достаточно обеспечить вычисление в темпе процесса отклонения регулирования. Из выражения для отклонения регулирования видно, что в случае изолированно работающей ЭЭС BP сводится к астатическому регулированию частоты. Подчеркивается, что при правильном определении в неаварийных ЭЭС значение отклонения регулирования останется равным нулю, так как мощность первичного регулирования (первый член) равна по величине частотной коррекции (второй член) и противоположно по знаку.

Резерв вторичного регулирования необходим для компенсации потери самого крупного энергоблока и случайных, нерегулярных отклонений на- грузки, поэтому на крутых участках графика потребления он должен быть больше, чем на пологих. Существует ряд рекомендаций по определению вторичного резерва. В ЕЭС России в настоящее время он не нормирован. Вторичный резерв должен вводиться в течение 515 мин, поэтому он может быть расположен на вращающихся агрегатах, на готовых к пуску или переводу в активный режим агрегатах ГЭС, ГАЭС, па ГТУ, а также может быть куплен (продан) у соседних ЭЭС. Для случаев возможных аварийных избытков мощности необходимо предусмотреть вторичный резерв на снижение, что может представлять трудности в часы провала суточного графика нагрузки.

Третичное регулирование мощности это распределение мощности между энергоблоками и (или) электростанциями, участвующими во вторичном регулировании, с целью обеспечения своевременного и достаточного объема вторичного резерва и оптимального его размещения. Третичный резерв необходим для восстановления вторичного резерва, и он должен вводиться по мере уменьшения последнего, т.е. за те же 15 мин. Однако третичное регулирование может продолжаться после этого с целью оптимизации размещения вторичного резерва. Третичный резерв, как и вторичный, может покупаться и продаваться, часть резерва может быть организована несколькими соседними ЭЭС для последующего совместного использования. Так как вероятность одновременных аварий невелика, часть его может быть организована путем заключения соответствующего контракта со специфическими потребителями, часть нагрузки которых может быть отключена на несколько дней взамен на снижение тарифа в течение года.

Существенной особенностью BP в ЕЭС России, представляющей собой протяженную структуру с относительно слабыми связями между регионами, является функция ограничения перетоков мощности в контролируемых сечениях в составе ЦКС АРЧМ (центральной координирующей системы автоматического регулирования частоты и перетоков мощности), расположенной в ЦДУ ЕЭС России. Размещение вторичного резерва в интересах ЕЭС как целого осуществляется также с учетом ограничения пропускной способности сетей. Эти ограничения вынуждают иметь вторичный резерв в каждой ОЭС.

Воздействие электроэнергетики на окружающую среду Оценка ожидаемого воздействия электроэнергетики на окружающую среду при разработке перспектив ее развития производится для замыкающих лет этапов развития отрасли (опорных лет) с использованием методик регионального уровня и укрупненных нормативов удельных значений экологических параметров на единицу продукции: нормативов удельных выбросов нормируемых загрязняющих веществ в атмосферу для вновь вводимых котельных установок, укрупненных норм водопотребления и водоотведения и т.д. Ожидаемые объемы выбросов загрязняющих веществ и парниковых газов в атмосферу не должны превышать предельных значений, соответствующих как внутригосударственным нормативным природоохранным требованиям, так и требованиям международных конвенций, участницей которых является Россия.

3.12. Ожидаемые дополнительные площади отвода земель под новые объекты электроэнергетики следует оценивать по нормативам их удельной землеемкости, за исключением гидроэлектростанций, площади отвода земель под которые в силу индивидуальности ГЭС оцениваются по проектным документам или определяются по объектам-аналогам.

3.13. Капиталовложения в охрану окружающей среды на вновь вводимое энергетическое оборудование в рамках действующих природоохранных нормативов предусматриваются в сметах проектов электростанций и учитываются вместе с необходимыми объемами капиталовложений в строительство электростанций. Дополнительные капиталовложения в охрану окружающей среды могут иметь место при размещении новых объектов в регионах, где не допускается увеличение объемов выбросов тех загрязняющих веществ, по которым в регионе превышена ПДК.

Спасибо за внимание !