Нормируемое значение пропускной способности межсистемных сечений между ОЭС

Нормируемое значение балансового потока мощности по межсистемным связям между ОЭС

Максимум нагрузки меньшей из частей ЕЭС России, ГВт	10 и Менее													100 и более
Планируемый балансовый поток, %	5,0	3,9	3,4	3,0	2,7	2,5	2,3	2,1	2,0	1,8	1,7	1,6	1,5	1,5

Нормирование значений балансовых потоков мощности позволяет учесть возможные отклонения от потоков мощности, принятых в балансах мощности в связи с неопределенностью во вводах генерирующих мощностей, объемах и темпах модернизации, темпов роста нагрузки и т.д.

2) Максимальные расчетные потоки мощности между ОЭС в ЕЭС России, обусловленные наложением балансовых потоков мощности для покрытия максимума нагрузки и потоков взаиморезервирования, вызванных необходимостью покрытия образовавшегося дефицита мощности при возникновении расчетной аварии в рассматриваемой части ЕЭС из ее смежных частей.

Потоки взаиморезервирования определяются величиной и размещением аварийного оперативного резерва мощности в каждой ОЭС при сокращении его в условиях совместной работы ОЭС в ЕЭС России по сравнению с условиями их раздельной работы.

Приближенно величина потока взаиморезервирования в сечении между частями ЕЭС А и Б в соответствии с проектной практикой может быть определена по выражению [ 20,28]:

Р_{взр АБ} = 1,2 Р _{ав.рез.из.} - Р _{ав.рез.сокр.} (9.1)

где Р _{ав.рез.из} - необходимый аварийный резерв в рассматриваемой части ЕЭС при ее изолированной работе;

Р _{ав.рез.сокр.} - оптимальная величина аварийного резерва в данной части, определяемая с учетом возможностей взаиморезервирования по сетевым связям.

В целом с учетом необходимости обеспечения потоков взаиморезервирования и балансовых потоков требования к пропускной способности межсистемных связей ЕЭС в сечениях между ОЭС при проектировании на перспективу рекомендуется принимать не менее нормируемых значений, определяемых соответствующим m % от максимума нагрузки меньшей из рассматриваемых частей ЕЭС России согласно таблице 9.2. [ 31 ].

Таблица 9.2

Максимум нагрузки меньшей из частей ЕЭС России, ГВт	10 и менее													100 и более
Требуемая пропускная способность, %	18,0	13,5	11,0	9,5	8,3	7,5	6,8	6,3	5,8	5,1	4,6	4,2	3,9	3,7

Нормируемые значения пропускной способности межсистемных связей между ОЭС позволяют учесть возможные снижения пропускной способности межсистемных сечений в случае отключения элементов электрической сети, образующих межсистемные связи.

Схема и параметры электрической сети должны удовлетворять выполнению принципа «N-1» [ 20,31 ]. Под принципом «N-1» понимается, что электрическая сеть должна обеспечивать надёжность электроснабжения энергоузлов и транзит мощности, при которой питание потребителей осуществляется без ограничения нагрузки с соблюдением нормативных требований к качеству электроэнергии, выдачу мощности электростанций в полном объеме за вычетом нагрузки собственных нужд в нормальной схеме сети, а также при отключении в нормальной схеме сети одной из линий электропередачи (одной цепи двухцепной ВЛ) или автотрансформатора/трансформатора с учетом допустимой перегрузки оставшихся в работе. При этом, не учитываются условия (возмущения) при которых система перешла в состояние при котором произошло отключение одного из элементов сети.

Требования к пропускной способности в сечениях основной электрической сети внутри ОЭС определяются таким образом, чтобы электрическая сеть могла обеспечивать:

· передачу мощности в объеме, необходимом для обеспечения прогнозного максимума нагрузки в дефицитных частях ОЭС в нормальной схеме сети после аварийного отключения наиболее крупного генерирующего блока при средних условиях нахождения остального генерирующего оборудования в плановых и послеаварийных ремонтах с учетом использования имеющегося в ОЭС собственного резерва мощности;

· покрытие максимума нагрузки при обеспечении принципа «N-1».

Проверка надежности энергоснабжения потребителей и нормативного качества поставки электроэнергии по частоте и уровню напряжения при отключении отдельных элементов основной сети ЕЭС в соответствии с принципом «N-1» осуществляется путем моделирования и анализа электрических режимов работы сетей в нормальных режимах при средних условиях генерирующего оборудования в плановых и аварийных ремонтах.

Также для ситуаций с выходом генерирующего оборудования в тех или частях ЕЭС в расчетный максимальный аварийный ремонт проводится моделирование и анализ статической и динамической устойчивости работы сетей в соответствии с нормативными требованиями к эксплуатационной надежности работы сетей [ 20,31].

При определении методических подходов и критериев технико-экономического обоснования схем и параметров объектов межсистемных связей следует учитывать, что в рыночных условиях функционирования электроэнергетики объекты электрических сетей обеспечивают возможность реализации на рынках электроэнергии и мощности системных услуг по передаче электроэнергии и мощности. При этом, поскольку электросетевые компании, осуществляющие эксплуатацию и развитие сетей и управление сетевыми активами, являются естественными монополистами, стоимость указанных услуг по передаче подлежит государственному ценовому регулированию.

В то же время, как отмечалось выше, межсистемные электрические сети обеспечивают возможность реализации системных эффектов путем создания возможностей:

- ведения экономически оптимальных режимов использования генерирующих источников и снижения затрат на поставки электроэнергии на рынки;

- сокращения необходимых вводов новых генерирующих мощностей в ЕЭС и ОЭС страны при увеличении пропускной способности межсистемных связей для взаимопомощи ЭЭС в составе ЕЭС страны в авариных ситуациях и при проведении плановых ремонтов в указанных ЭЭС.

С учетом изложенного обоснование развития межсистемных электрических сетей должно быть направлено на минимизацию стоимости электроэнергии и мощности, поставляемой потребителям с оптового рынка электроэнергии и мощности, что обуславливает использование в обоснованиях критериев сравнительной (общественной) эффективности в виде (8.1) и (8.2). При этом выбор схемных и параметрических решений, как показано в выражениях (9.2) и (9.3), достигается выбором решений, соответствующих минимуму суммарных затрат на развитие собственно сетей и на компенсацию потерь электроэнергии в сетях за вычетом системных эффектов от сокращения затрат на вводы генерирующих мощностей и снижения затрат на производство электроэнергии в совместно работающих ЭЭС.

_{t = 1 до Т = 25-30 лет}

Мин. З _{сум. Т} = ∑ (К _{сети t} ⁺ И _{пост. сети t} + И _{пот. сети t} - З_{ген t}

- З_wt) * (1 + r _вр ) ^{1 - t} (9.2)

_{t = 1 до Т расч}

Мин.З_прив. = ∑(r_н*K _{сети t} +dИ_{пост.сети t} +dИ_{пот.сети t} - dЗ_{ген t}

- d З_wt)* (1+ r_вр )^{1 – t} (9.3)

Где К _{сети t} -капиталовложения (инвестиции) в сети;

И _{пост. сети t} -постоянные издержки по сетям (без амортизационных отчислений);

И _{пост. сети t} - затраты на компенсацию потерь в сетях;

З_{ген t} -снижение затрат на ввод мощности;

З_wt -снижение затрат на производство электроэнергии за счет оптимизации режимов работы электростанций;

В выражении (9.3) для расчета приведенных затрат суммируются ежегодные приросты соответствующих экономических показателей.

При необходимости, когда варианты схемных решений могут существенно различаться по показателям надежности обеспечения балансовых потоков мощности, сравнение возможных вариантов решений должно осуществляться при включении в состав суммарных затрат величин затрат для компенсации экономических ущербов у потребителей З _{ущ t ,} определяемых с учетом оценок вероятностей аварийного отключения сетевых связей и величин связанного с этим недоотпуска электроэнергии

[21, 33 ].

В случаях, когда сетевые связи сооружаются для целей экспорта – импорта электроэнергии технико-экономическое обоснование инвестиций в сети должно осуществляться с использованием известных критериев коммерческой эффективности (чистый дисконтированный доход, внутренняя норма рентабельности, срок окупаемости инвестиций) на основе сопоставления интегральных затрат на сооружение и эксплуатацию сетевых связей с прибылью от реализации электроэнергии и мощности на зарубежных либо внутренних рынках. В тех случаях, когда условиями договоров на экспортно-импортные поставки электроэнергии и мощности предусматриваются возможности взаиморезервирования объединяемых энергосистем, то в расчетах дополнительно учитываются эффекты от сокращения затрат на перспективные вводы мощности в энергосистемах.

При технико-экономических обоснованиях схемных и параметрических решений в распределительных сетях, как правило, могут не учитываться системные эффекты в связи со слабым влиянием пропускной способности распределительных сетей на формирование энергобалансов ЭЭС, уровни резервирования в энергосистемах и режимы работы электростанций. В этих условиях основной целью обоснований становится минимизация стоимости услуг по передаче электроэнергии по сетям и величин платы за технологическое присоединение потребителей к электрическим сетям, которая должна обеспечивать не только компенсацию эксплуатационных затрат, но и включать прибыль на инвестированный капитал, создающую возможность привлечения заемных средств для инвестирования в сети. Данный подход также предопределяет целесообразность и необходимость использования в обоснованиях критериев народнохозяйственной (сравнительной) эффективности в виде (9.2) и (9.3).

При обоснованиях схемных решений в распределительных сетях и выборе параметров отдельных сетевых объектов (количество и сечения проводов ВЛ и кабельных линий, количество и единичная мощность трансформаторов на подстанциях и др.) в качестве расчетных рассматриваются потоки мощности и электроэнергии в нормальных длительных режимах, определяемые максимальными нагрузками потребителей и графиками энергопотребления в суточном, недельном и годовом разрезах. Схемы распределительных сетей и количество и мощность трансформаторов на подстанциях должны соответствовать нормативным проектным и эксплуатационным требованиям к надежности энергоснабжения различных категорий потребителей, дифференцируемых по условиям обеспечения надежности энергоснабжения этих потребителей [6,21].

При необходимости при обоснованиях схемных решений в распределительных сетях, в особенности при выборе схем энергоснабжения промышленных узлов, может осуществляться оценка влияния на принимаемые решения показателей надежности энергоснабжения потребителей по вариантам возможных решений. Способы оценки могут существенно различаться в зависимости от схем энергоснабжения конкретных потребителей и их технологических характеристик. Данные о вероятностных показателях отказов элементов распределительных сетей приведены в [21,34]. Показатели удельных экономических ущербов для отдельных категорий потребителей в зависимости от глубины ограничения энергоснабжения приведены в [ 33].

Одним из важных факторов, влияющих на результаты технико-экономического обоснования решений по развитию как основных системообразующих, так и распределительных электрических сетей, являются объем потерь электроэнергии по вариантам развития сетей и затраты на компенсацию потерь.

Объемы потерь определяются на основании электрических расчетов в характерных режимах загрузки сетей [ 20 ] с учетом продолжительности максимальных величин перетоков мощности по сетям в течение года. Затраты на компенсацию потерь определяются, исходя из средневзвешенной стоимости (цены) 1 Квтч электроэнергии (включающей мощностную составляющую), поставляемой с оптового рынка для потребителей за исключением населения и приравненных к населению групп потребителей. Принципы формирования указанной средневзвешенной цены 1 Квтч электроэнергии рассмотрены ниже в разделах 11, 12.

Для отчетных и текущих лет информация о показателях стоимости электроэнергии (мощности), которая может быть использована при оценке затрат на компенсацию потерь, публикуется в региональных разрезах на сайтах НП «Совет рынка» и региональных сбытовых компаний. На перспективу с учетом инвестиций на ввод новых генерирующих мощностей должна возрастать доля мощностной составляющей в средневзвешенной цене 1 Квтч электроэнергии, поставляемой с оптового рынка. Для определения динамики роста указанных цен на перспективу требуется разработка совместно с органами ценового (тарифного) регулирования специальных ценовых прогнозов в соответствующих территориальных зонах оптового рынка электроэнергии (мощности).

Одним из направлений технико-экономических обоснований, выполняемых при прогнозировании (планировании) развития электрических сетей является обоснование размеров платы потребителей за технологическое присоединение к сетям. Указанное обоснование осуществляется на основе разработки схем перспективного развития распределительных электрических сетей в границах соответствующих территории, где прогнозируются величины присоединяемых электрических нагрузок потребителей и затраты на развитие сетей для присоединения потребителей с учетом выполнения нормативных требований по обеспечению надежности энергоснабжения потребителей.

Для всех потребителей размер платы за технологическое присоединение подлежит государственному ценовому (тарифному) регулированию. В соответствии с действующими нормативными положениями [ 8,14] стандартизированный размер платы устанавливается, исходя из следующих положений:

1) стандартизированная плата в зонах действия территориальных сетевых компаний распространяется на потребителей в диапазоне присоединяемой мощности от 15 кВт до 10 МВт.

Для льготных потребителей с мощностью 15 кВт и менее устанавливается минимальный размер платы, определяемый Правительством РФ. В настоящее время эта плата составляет 550 руб. на 1кВт присоединяемой мощности. При этом энергопринимающее устройство потребителя не может находиться на расстоянии свыше 300-500 м от точки присоединения к сетям электросетевой компании. Фактические затраты на присоединение льготной категории потребителей компенсируются электросетевым компаниям через тарифы на услуги по передаче электроэнергии.

Для потребителей с мощностью свыше 10 МВт устанавливается индивидуальная плата за технологическое присоединение, исходя из схемных решений по присоединению данной категории потребителей;

2) В состав платы включаются только затраты на присоединение энергопринимающих устройств потребителей к сетям электросетевых компаний («последняя миля»), включая затраты на проектные и строительно-монтажные работы, на создание систем технологического управления, на выдачу технических условий и на организацию приемки электросетевых объектов в эксплуатацию, на правовое оформление создаваемого имущества и т.п.

Не подлежат включению в состав платы затраты на усиление существующих сетей и на сооружение новых объектов системообразующей сети. Источником компенсации этих затрат являются амортизационные отчисления и учтенные в тарифах на услуги по передаче электроэнергии средства из прибыли электросетевых компаний.

3) Стандартизированная плата за технологическое присоединение по выбору потребителя может устанавливаться в двух видах:

- в виде ставки на 1 кВт присоединяемой мощности, дифференцированной по уровню напряжения присоединения к сетям;

- в виде стандартизированных величин затрат на 1 км ВЛ и 1 кВ*А трансформаторной мощности подстанции соответствующего напряжения.

Данный подход дает потребителям возможность использования величины платы, минимизирующей затраты потребителя в зависимости от схемы и параметров сетевых объектов, подлежащих сооружению для присоединения потребителя

Дата добавления: 2014-10-31