Прогноз предложения электроэнергии в объединенной энергосистеме Сибири и Дальнего Востока

Статья содержит анализ предложения в ОЭС данных регионов на основе прогноза водности, проведенного с использованием моделей ARIMA, ARINA-GARCH и нейронный сетей.

Алена Фомина
Прогноз предложения электроэнергии в объединенной энергосистеме Сибири и Дальнего Востока
"Экономические стратегии", №03-2008, стр. 72-77

В ОЭС Сибири и Востокэнерго на сегодняшний день существует недостаточность взаимодействия с электрическими системами остальных регионов. Для региона характерен высокий потенциал гидроэнергетики, в том числе и неиспользованный (рис. 1). Потенциал гидроэнергетических ресурсов на Дальнем Востоке и в Сибири составляет более 30% от общероссийских (табл. 1). Установленная мощность ГЭС Сибири и Дальнего Востока составляет 22 850 МВт. В этих регионах имеются достаточно большие объемы запертой мощности, в основном на ГЭС. Гидроресурсы России по своему потенциалу сопоставимы с современными объемами выработки электроэнергии всеми электростанциями страны, однако используются они всего на 15%. При оптимистическом варианте развития электроэнергетики и национальной экономики выработка электроэнергии на ГЭС возрастет до 180 млрд кВт·ч в 2010 г. и до 215 млрд кВт·ч в 2020 г. с дальнейшим увеличением до 350 млрд кВт·ч за счет сооружения новых ГЭС (1).

Для анализа предложения электроэнергии необходим прогноз водности, выраженный в энергетическом потенциале. В качестве исходных данных использовались данные водности за период с 1950 по 2004 г. Прогноз водности проводился с использованием моделей ARIMA, ARIMA-GARCH и нейронных сетей. Для построения прогноза использованы альтернативные подходы – анализ временного ряда через ARIMA и GARCH и подход, связанный с нейронными сетями. ARIMA и GARCH обеспечили учет эффекта кластеризации пиков временного ряда. Выбор параметров моделей производился на основе анализа частной автокорреляционной и автокорреляционной функции (2). Результаты моделирования приведены на рис. 2.

При использовании нейронных сетей исходный ряд нормировался. Применение лага позволило получить значение в будущем, отстоящее на 11. Обучающая выборка содержит 10 примеров, построенных на основании реальных данных. Для прогноза использовалась Многоступенчатая нейронная сеть (МНС) с тремя слоями (3-2-1; 3). Обучение МНС производилось по 20 примерам. Средняя относительная ошибка 2%, среднеквадратическое отклонение – 14%. Сравнительный анализ данных прогнозов показывает их сильную волатильность и зависимость от использованного метода. В этом случае целесообразно использование следующих параметров выработки ГЭС: среднемноголетняя выработка, минимальная и максимальная выработка за время эксплуатации. Примером неточности имеющихся прогнозов является сравнение прогноза и фактических данных по речному стоку (табл. 2). Основные параметры ГЭС объединенной энергосистемы Сибири представлены в табл. 3.

Установленная мощность ГЭС Сибири используется только на 50-60%, хотя использование имеющихся резервов выработки в значительной степени ограничено. Общий объем гидроресурсов составляет 137 млрд КВт·ч. (рис. 3). Ресурсы только Ангаро-Енисейского бассейна, доступные для освоения (в границах "объединенного края"), используются на 32,8%. Изучены створы и определена возможность строительства еще более пятнадцати ГЭС. Рассмотрим основные региональные ГЭС.

Саяно-Шушенская ГЭС и Майнская ГЭС – станции годичного регулирования. До 1990 г. планирование соответствовало проектной величине в 24 800 млн кВт·ч (по кварталам – 5330, 5930, 7520, 6020).

Красноярская ГЭС. Станция частично многолетнего регулирования. Многолетний объем в пределах отм. 225-230 м с ресурсом 1500 млн кВт·ч. Использование многолетних запасов происходит в маловодье при дефиците в ОЭС или перед возможным многоводьем. При долгосрочном прогнозировании в условиях неопределенности принимается либо гарантированная проектная отдача – 15 000 млн кВт·ч (по кварталам – 3000, 4000, 4500, 3500), либо среднемноголетнее значение – 20 000 млн кВт·ч (по кварталам – 5400, 4850, 4700, 5050). Минимальная выработка составила 13 673 млн кВт·ч (по кварталам – 2811, 3568, 3978, 3316), среднегодовая выработка – 17 650 млн кВт·ч, максимальная – 21 490 млн кВт·ч (1995 г.). В летний период ГЭС для нужд судоходства работает в базовом режиме. В зимний период ГЭС регулирует нагрузку Красноярской энергосистемы при плановой загрузке ТЭС АО и покупной – из сетей РАО.

Для ГЭС Ангарского каскада планирование энергоотдачи в любом интервале времени возможно только при каскадном регулировании. Гарантированная проектная отдача Ангарских ГЭС (Иркутская, Братская и Усть-Илимская ) составляет 45 430 млн кВт·ч (с разбивкой по кварталам -11 130, 10 800, 11 320, 12 180 соответственно). Средне-многолетнее значение проекта – 48 400 млн кВт·ч (по кварталам – 12 940, 11 490, 11 570, 12 400). Среднее значение выработки за годы эксплуатации – 48 105 млн кВт·ч, минимальное в 1998 г. – 41 983 млн кВт·ч, а максимальное в 1995 г. – 52 955 млн кВт·ч.

Иркутская ГЭС. Регулирование уровня озера Байкал не должно выходить за предельные значения – 456?457 м. В мае – июне ГЭС работает в базовом режиме, устанавливаемом для условий нереста рыбным хозяйством. В зимний период вводятся ограничения пропуска до 1700 м3/с. Проектное значение гарантированной отдачи за год – 3630 млн кВт·ч (по кварталам – 930, 800, 820, 1080), среднемноголетнее значение – 4100 млн кВт·ч (по кварталам – 1050, 950, 900, 1200). Максимальное значение годовой выработки за годы эксплуатации – 4860 млн кВт·ч (1995 г.).

Братская ГЭС. В летний период станция работает на обеспечение транзитного навигационного пропуска через створ Усть-Илимской ГЭС. В зимний период нагрузка определяется плановой сработкой Братского водохранилища и возможностями регулирования при посредстве Усть-Илимского водохранилища. Проектное значение гарантированной отдачи Братской ГЭС с учетом многолетнего регулирования -21 200 млн кВт·ч (по кварталам – 5200, 4900, 5300, 5800), среднемноголетнее значение – 22 600 млн кВт·ч (по кварталам – 6350, 4980, 5370, 5900). За годы эксплуатации среднее значение – 22 640 млн кВт·ч, минимальная выработка – 19 444 млн кВт·ч (1997 г.), максимальная – 26 476 млн кВт·ч (1995 г.).

Усть-Илимская ГЭС. С июня по октябрь станция обеспечивает судоходство. В зимний период расходы ГЭС ограничиваются ледовыми условиями безопасности населенных пунктов. Среднемноголетняя выработка – 21 700 млн кВт·ч (по кварталам – 5540, 5560, 5300, 5300). За годы эксплуатации среднегодовое значение выработки составило 21 056 млн кВт·ч, минимальное – 18 879 млн кВт·ч (1997 г.).

Новосибирская ГЭС на р. Обь – сезонного регулирования. В летний период она обеспечивает максимальный сток и потребности судоходства, зимой – плановую сработку водохранилища для обеспечения водоснабжения г. Новосибирска. За годы эксплуатации среднее значение годовой выработки – 1910 млн кВт·ч, максимальная выработка – 2240 млн кВт·ч (1995 г.). Использование ресурса выработки Ангаро-Енисейского каскада требует масштабных инвестиций в строительство сетей и модернизацию ГЭС.

Богучанская ГЭС (проектная мощность 3000 МВт). В настоящее время процент готовности станции составляет около 55%, пуск первых трех агрегатов ГЭС возможен в 2010 г. Покрытие графика нагрузки по месяцам для ОЭС Сибири в 2005 г. представлено на рис. 4.

В структуре электроэнергетики Дальнего Востока наибольшая доля по установленной мощности приходится на ТЭС (рис. 5). Пока в энергетической базе ОЭС велика доля тепловых электростанций – 73,2%, остальные 26,8% приходятся на Зейскую ГЭС. При этом износ основного энергетического оборудования на электростанциях ОЭС Востока достиг 46%. Это может значительно обострить проблему дефицита тепловой и электрической энергии.

Наиболее крупными электростанциями, требующими обновления в период до 2010 г., являются: Комсомольская ТЭЦ-2, Хабаровская ТЭЦ-1, Артемовская ТЭЦ, Владивостокская ТЭЦ-2, Зейская ГЭС, Вилюйская ГЭС-1 и Вилюйская ГЭС-2. Обновление предусматривает либо установку нового генерирующего оборудования, либо модернизацию существующего оборудования с целью повышения надежности и устойчивости работы генерирующих объектов и увеличения их установленной генерирующей мощности.

За последние 5 лет РАО "ЕЭС" на Дальнем Востоке ввело в эксплуатацию 666,75 тыс. кВт генерирующих мощностей, что добавило незначительный процент генерирующих мощностей, обеспеченный только за счет модернизации существующих генерирующих объектов; 444,1 км линий электропередачи; 237 МВт трансформаторных мощностей. С вводом Бурейской ГЭС (проектная мощность – 2000 МВт) максимальное увеличение гидроресурсов на Дальнем Востоке составит 6%. Для передачи мощности Бурейской ГЭС в Приморский край строится ЛЭП напряжением 500 кВ. До 2010 г. на Дальнем Востоке намечен ввод следующих энергообъектов: Бурейская ГЭС проектной мощностью 2000 МВт; Нижне-Бурейская ГЭС проектной мощностью 428 МВт – контррегулятор Бурейской ГЭС (Нижне-Бурейская ГЭС должна вводиться в строй примерно в одно время с последними агрегатами Бурейской ГЭС); Усть-Среднеканская ГЭС проектной мощностью 550 МВт; Вилюйская ГЭС-3 проектной мощностью 360 МВт. Пуск Бурейской ГЭС на полную мощность изменит структуру установленной мощности в регионе – до 59,1% снизится доля ТЭЦ и до 40,9% увеличится доля ГЭС. При этом в абсолютных величинах установленная мощность составит 14,9 млн кВт. Бурейская ГЭС не только обеспечит энергией Дальний Восток, но и даст возможность экспортировать ее.

Энергобаланс мощности энергозон Сибири и Дальнего Востока представлен в табл. 4 и 5. Необходимый резерв мощности для ОЭС определяется величиной обязательного резерва мощности, включающего резерв для проведения текущего ремонта оборудования и оперативный резерв для компенсации аварийного ремонта оборудования и случайных колебаний нагрузки. Для ОЭС Сибири обязательный резерв составляет 11,5%, в том числе сокращенный резерв – 9,2% и ремонтный резерв – 2,3%; для ОЭС Востока обязательный резерв составляет 21,6%, в том числе сокращенный резерв – 18,9% и ремонтный резерв – 2,7%. Учет в расходной части энергобаланса мощности динамики максимума нагрузки, связанной с варьированием режимов электропотребления, динамики обязательного резерва мощности, объемов экспорта мощности, ввода/выбытия мощностей дает возможность рассчитать баланс электроэнергии в ОЭС Сибири и Востока (табл. 6 и 7). При расчете выполнена корректировка производительности генерирующих блоков по ГЭС.

В 2008 и 2009 гг. с учетом дополнительной генерирующей мощности резерв мощности составит 17,3-17,4% по стране и 16,7-17,3% – в европейской части ЕЭС. С 2009 г. в ОЭС Сибири резерв мощности будет сокращаться и достигнет критической отметки. В ОЭС Сибири, где ГЭС обеспечивают не только переменную, но и часть базисной составляющей графика нагрузки, тепловые электростанции в зимний период будут работать в чисто базисном режиме. В ОЭС Востока также сокращается величина фактического резерва, при этом достаточно велика доля ГЭС, а ночная разгрузка ТЭС невелика.

Наряду с обязательным резервом мощности в ОЭС предполагается наличие стратегического резерва мощности, обеспечивающего необходимую надежность электроснабжения регионов в условиях неопределенности прогнозной динамики электропотребления, максимумов нагрузки, состояния действующих и развития новых мощностей и линий электропередач. До 2015 г. будет иметь место стратегический запас мощности, величина которого в динамике имеет тенденцию к снижению. Требования к разгрузке тепловых электростанций в период паводка в период до 2015 г. будут соблюдаться, т.е. нагрузки не возрастут по сравнению с зимними сутками, т.к. весной снижается загрузка ТЭЦ по тепловому графику и начинается ремонт АЭС. Вводимый в соответствии с планами РАО "ЕЭС России" состав генерирующих мощностей обеспечивает необходимую маневренность оборудования в рассматриваемых ОЭС при выполнении проектных нормативов их разгрузки. Несмотря на ужесточение режимов за счет снижения стратегической части фактического резерва мощности, возможно обеспечение бездефицитного баланса электрической энергии.

ПЭС 7130/15.06.2007

Литература:
1. Агеев А.И., Андросова Л.А., Фомина А.В. и др. Россия и мир: взгляд из 2017 года. / Под ред. А.И. Агеева и И.В. Бестужева-Лады. М.: ИНЭС, 2007.
2. Зубарев Ю.А., Гаскаров В.Д., Удалой В.А. Планирование вычислительного эксперимента в электроэнергетике. СПб.: Энергоатомиздат, 2000.
3. Сошникова Л.А., Тамашевич В.Н., Шефер М. Многомерный статистический анализ в экономике / Под ред. В.Н. Тамашевича. М.: ЮНИТИ-ДАНА, 1999.