Министерство Энергетики

Планирование развития электроэнергетической системы Монголии

Баярын БАТ-ЭРДЭНЭ
Заведующий кафедрой «Электротехника», Монгольский государственный университет науки и технологий, профессор, к. т. н.
e-mail: batmunkh_acad@yahoo.com

Николай ВОРОПАЙ
Научный руководитель ФГБУН «Институт систем энергетики им. Л. А. Мелентьева» СО РАН, чл.‑ корр. РАН
e-mail: voropai@isem.irk.ru

Санжийн ЛЯНХЦЭЦЭГ
Преподователь кафедры «Электротехника», Монгольский государственный университет науки и технологий, доцент, к. т. н.
e-mail: batmunkh_acad@yahoo.com

Сэрээтэрийн БАТМУНХ
Профессор кафедры «Теплоэнергетика», Монгольский государственный университет науки и технологий, академик АН Монголии, профессор, д. т. н.
e-mail: batmunkh_acad@yahoo.com

Введение

Этапы исторического развития энергетики Монголии в соответствии с этапами социально-­экономического развития страны в свете осуществления стратегии и политики развития отрасли, по нашему мнению, можно разделить на два временных интервала: первый охватывает период до 1990 года и второй – период после 1990 года.
Первый интервал времени совпадает с периодом социалистического строительства страны т. е. годами управления по принципам централизованной плановой экономики при содействии стран-­членов СЭВ, в том числе при непосредственной помощи СССР. Началось активное потребление электроэнергии промышленностью и сельским хозяйством. Статистика показывает, что к 1989 году 95,8 % внутреннего спроса покрывалось уже собственными мощностями. При этом объем выработки достиг 3568,3 млн кВт·ч. Электровооруженность труда в народном хозяйстве составляла к этому времени 19,2 тыс. кВт·ч/чел., а потребление электроэнергии на душу населения – 1767,5 кВт·ч/чел., что приблизилось к мировому среднему показателю электропотребления того времени [1].
С изменением с 1990‑х годов концепции развития Монголии, когда страна переходила на рыночные отношения, произошли серьезные изменения в энергетике. С начала XXI века, благодаря внедрению новой техники и технологий мирового стандарта, энергетика набрала нужный темп дальнейшего развития. За последние 30 лет производство электроэнергии возросло в 2 раза, достигло в 2019 году 6900,1 млн кВт·ч. Около 20 % электропотребления в стране покрывается за счет импорта [2, 3]. Потребление электроэнергии на душу населения достигает 2163,1 кВт·ч/чел., когда мировой средний показатель – 3507,1 кВт·ч/чел. Эти данные потверждают явный рост отечественной энергетики.
Хотя Монголия и обладает огромными ресурсами возобновляемых (солнца, ветра) и невозобновляемых (угля, горючего сланца) источников энергии, из-за огромной территории, небольшой численности населения и слабого развития энергоемкого и работающего по непрерывному графику производства, имеются некоторые особености развития электросетевого комплекса. Это ограничивает использование напрямую мирового опыта и конкретных уже отработанных методологий.
В стране более 80 % электроэнергии производится на угольных тепловых электростанциях (ТЭЦ). Подключение к сети мощностей ВИЭ практически невозможно. При этом Монголия при формировании своей энергетической концепции должна учитывать тот факт, что окружена странами-­лидерами потребления электроэнергии.
Монголия имеет электрические связи с Россией и Китаем по нескольким трассам ЛЭП разных уровней напряжения, и эти линии предназначены только для импорта электроэнергии (рис. 1).

Рис. 1.
Электроэнергетические системы Монголии и их электрические связи с соседними странами

Создание генерации, которая бы позволила на 100 % закрыть собственные потребности в электроэнергии, сопряжено с рядом сложностей. Создание и поддержание таких мощностей требует значительных инвестиций. Нами в [4] проводились исследования работы ЭЭС Монголии без учета импорта электроэнергии. Выяснилось, что только для обеспечения необходимой располагаемой мощности центральной энергосистемы требуется 418 МВт генерирующих мощностей в районах городов Эрдэнэт и Сайншанд. Поставки электроэнергии из РФ не только обеспечивают необходимую располагаемую мощность, но и одновременно выполняют роль резерва мощности и регулятора частоты ЭЭС. Поэтому, к выбору оптимального варианта электроснабжения страны нужно подходить с учетом реальной возможности, надежности электроснабжения, укрепления энергетической безопасности и позиций на внешних рынках.

Методология и методы исследования

Основной целью исследования являлась разработка модели ЭЭС Монголии, которая позволяла бы определить рациональную технологическую структуру и направления по созданию ЕЭЭС со своими особенностями, отражающими специфику экономического развития страны [5]. Для решения поставленных целей и задач исследования нами разработаны четыре сценария развития электроэнергетической системы. Первый сценарий – самостоятельная закрытая (изолированная), т. е. без внешних связей система, обеспечивающая полностью свою потребность в электроэнергии, независимая в любое время от импорта (I), второй сценарий – полузакрытая система, обеспечивающая энергопотребление в аварийных условиях за счет импорта (II), третий сценарий – мощная открытая система, работающая на основе достаточного освоения своих первичных источников энергии и экспортирующая электроэнергию на внешний рынок (III) (рис. 2), и четвертый сценарий – реальная, даже можно сказать оптимальная единая электроэнергетическая система, соответствующая особенностям и масштабам социально-­экономического развития и развития производительных сил страны, которая по мере надобности и возможности работает в импортно-­экспортных режимах (IV).

Рис. 2.
Модель выбора оптимального сценария ЭЭС
Рис. 3.
Классификация факторов, влияющих на политику развития электроэнергетической системы Монголии

Нужно отметить, что в настоящее время в Монголии ввод новых генерирующих мощностей сильно отстает от роста электропотребления. Проблема усугубляется значительным старением основного оборудования. По отдельным показателям она находится на границе предстоящего возможного наступления предкризисной ситуации [4]. Также пока ввод новых ветро- и гелиоэнергетических источников сравнительно большой мощности (50–100 МВт) усложняет режим работы ЭЭС.
При разработке четвертого сценария нами выбраны первые три сценария как показатели предельных условий, также сделана попытка разработки и применения комплексного анализа с ориентацией на системный подход на основе системного анализа. На основе указанной методологии будущее приемлемое состояние электроэнергетической системы Монголии, соответствующее четвертому сценарию, можно определить так, как показано на рис. 2.
Состояние ЭЭС, соответствующее этому сценарию, не будет иметь статического положения, а будет свободно меняться в пределах треугольника в зависимости от ситуационных и временных изменений влияющих факторов. По всей электроэнергетической системе в целом можно выделить четыре иерархических уровня развития. Первый – это ныне существующие ЭЭС, второй – ЕЭЭС Монголии, третий – параллельно работающая система с ЭЭС сопредельных стран, и четвертый – ЕЭЭС Монголии как составная часть международного энергообъединения – «super grid» стран Северо-­Восточной Азии.
Отсюда вытекает необходимость использования методики системного исследования с иерархическим многоуровневым представлением ЭЭС и ТЭК Монголии [6]. Задачей модели является определение индикативных показателей развития энергетики, однако эта работа усложняется неопределенностью и неточностью данных о влияющих факторах.

Исследования и анализ результатов и факторов

Факторы, которые влияют на развитие энергетического сектора и ЭЭС Монголии, в целом по происхождению могут быть разделены на внешние и внутренние.

Рис. 4.
Иерархическая схема развития энергетики Монголии

Системный анализ факторов на рис. 3 показывает, что они могут быть классифицированы по следующим уровням иерархии (рис. 4), что дает возможность правильно оценить их действие и определить перспективы развития энергетики Монголии.

  1. Микроуровень (региональные электроэнергетические системы и ТЭК) – здесь предусматриваются и оцениваются региональные первичные энергоресурсы, перспективы их использования и показатели потребления. На этом уровне учитываются такие внешние факторы, как тенденция развития мировой энергетики, например, развитие «зеленой» энергетики и т. п.
  2. Средний уровень (единая электроэнергетическая система страны) – здесь рассматриваются вопросы функционирования и обеспечения показателей единой системы, полного снабжения электроэнергией внутреннего потребления отечественными ГЭС, крупными электростанциями на твердом топливе и комбинированных солнечно-­ветровых станций. Одновременно допускается возможность экспорта электроэнергии. На этом уровне важным является оптимизация территориального расположения генерирующих мощностей.
  3. Макроуровень (создание надежных межгосударственных связей) – на этом уровне предпологается разработка модели схемы параллельно работающей системы с ЭЭС сопредельных стран – РФ и КНР, т. е. схемы, обеспечивающей регулирование оптимального соотношения импорта и экспорта.
  4. Глобальный уровень (выход на суперсеть Северо-­Восточной Азии) – здесь рассматриваются вопросы создания мощных источников, обеспечивающих условия для участия в указанной системе в качестве партнера-­экпортера, тем самым будут рассмотрены также вопросы разработки решений по системе автоматического управления ЕЭЭС Монголии при условиях параллельной работы сетью СВА.

При анализе перспектив развития энергетики необходимо дать оценку состояния по каждому индикатору и комплексную оценку целостной картины развития. Для таких оценок используется методика, основанная на получении комплексных показателей путем сравнения (по критериям идентификации) расчетного значения индикаторов, выраженных различными единицами (установленная мощность [МВт], инвестиция [млн тугрик], показатели экономики и безопасности и т. д.) в относительных единицах.

Таблица 1.
Матрица учета факторов на различных уровнях иерархий ЭЭС
Таблица 2

Факторы, влияющие на данном уровне иерархии, отмечены в таблице 1 знаком (+), не влияющие, т. е. не имеющие значения – (-).
Для Монголии с малым населением, распологающей огромной территорией, возможно много конкурентных вариантов (в пределах треугольника на рис. 2). Чтобы выбрать из них самый рациональный вариант, нужно разработать такую математическую модель, которая могла выражать расчет оптимального соотношения факторов по каждому уровню иерархии.
Основные направления:

  1. Успех энергобизнеса, который отличается относительно длительными сроками окупаемости, зависит во многом от устойчивой и приоритетной государственной политики в области энергетики [7] при долгосрочной и стабильной поддержке со стороны правительства. В связи с этим для строительства режимно-­регулирующих станций, обеспечивающих стабильность в ЭЭС, необходимо бюджетное финансирование. Кроме того, требуется и финансовая политика государства для региональных энергетических источников инвестиций частного сектора (показатели 3, 5 в таблице 1).
  2. Активное участие в энергетической интеграции регионов Северо-­Восточной Азии, включение сетью с линиями с высокой передаваемой мощностью в электроэнергетические системы соседних стран, установление рационального соотношения импорта и экспорта электроэнергии и обеспечение энергетической безопасности (показатели 6, 7, 8, 9 в таблице 1).

В таблице 2 показаны условия, выражающие влияние на каждый уровень иерархии и критерии.

Математическое моделирование структуры ЕЭЭС и выбор оптимального варианта системообразующей линии

Для определения структуры ЕЭЭС, основываясь на разработанной методологии, использована многоузловая комплексная структурная схема, в которой объединены региональные электроэнергетические системы (ЭЭС). Расчет выполнен на модели СОЮЗ, разработанной в ИСЭМ СО РАН, она включает в себя блоки балансов мощности, балансов зон суточных графиков нагрузки, перетоков по межузловым связям, а также блоки, описывающие функционирование и развитие разных типов генерирующего оборудования [8].
В [5, 9] нами подробно расмотрена структурная схема расчета ЕЭЭС Монголии с 9‑ю узлами, в которых включены производство и потребление электроэнергии соответствующих экономико-­промышленных районов и результаты моделирования потоков энергии и мощностей по системообразующим линиям без учета импорта. В узлах включены распределительные сети для потребителей (I уровень иерархии), и они в явном виде не отражаются на схеме расчета. Возможные избытки мощности, которые могут быть выданы во внешнюю сеть или экспортироваться, для конкретных узлов отмечены на схеме соответствующими значениями.
При математическом моделировании режима ЕЭЭС Монголии создается необходимость обмена потоками энергии и мощностей узлов II уровня иерархии в соответствующих точках с I и III уровнями иерархии. Предназначенные для экспорта экологически чистые теплоэлектростанции, построенные на крупных угольных месторождениях, будут поставлять электроэнергию не только на внешний рынок, но и выполнять функцию повышения надежности ЕЭЭС Монголии при авариях, для покрытия дефицита мощностей при пиковых нагрузках нормального режима и нештатных условиях работы системы.
Поэтому дальнейшие исследования проводились по результатам анализа состояния предыдущего варианта, с учетом некоторых особенностей системы, в том числе особенностей избытка мощности в некоторых районах и дефицита – в других районах Центральной ЭЭС. Для этого на II уровне иерархии на основе прежних 9 узлов образованы 12 узлов (рис. 5). При этом действующие ныне перенагруженные узлы (например, 6 и 10) не указаны и выражены косвенно. А в связи с необходимостью регулирования максимальной нагрузки системы в узле 3 (Улан-­Батор) размещена гидроаккумулирующая станция.

Рис. 5.
Первичный вариант структуры второго уровня иерархии ЕЭЭС

Как мы видим, данная схема несколько иная, чем схема в [5], т. е. планированные нами ВЛ‑1 (между 8 и 9 узлами), ВЛ‑2 (между 12 и 9), ВЛ‑7 (между 3 и 9) не проходят по условиям моделирования (т. е. в них нет необходимости), а при оптимизации выявлено, что возникает потребность ввода новых ВЛ с целью увеличения пропускной способности действующих ВЛ. Также результаты расчета показывают, что ВЛ, соединяющая узел 8 с другими узлами и представляющая собой электрическую связь Западной ЭЭС с другими узлами электроэнергетической системы, экономически и технически нецелесообразна, если не введены в эксплуатацию крупные промышленные предприятия в виде мощных горнодобывающих и других производственных, транспортных и социальных объектов.
Поэтому одной из необходимых предпосылок создания ЕЭЭС в стране является последовательное проведение правительством политики по развитию и рациональному размещению отечественной промышленной и транспортно-­коммуникационной инфраструктур в виде перерабатывающих предприятий сельскохозяйственного и горнорудного сырья, углепереработки [10] и энергоагропромышленного комплекса, базирующегося на экологически чистой ТЭС [11], а также электрофицированных железных дорог [12].
Чтобы создать оптимальную модель ЕЭЭС Монголии, нами выполнен расчет на модели при едином диспетчерском управлении, основанной на определении минимальных затрат. Нарушения режима функционирования ЕЭЭС приводят к серьезным экономическим и социальным последствиям. ЕЭЭС является, с одной стороны, объектом оперативного диспетчерского управления, регулирующим выработку мощности и потоки активных мощностей взаимосвязанных энергетических систем. С другой стороны, ЕЭЭС определяет границы отдельных электроэнергетических систем (точки соприкосновения) с учетом структуры электрических сетей, основанной на расположении генерирующих мощностей, на территориальном местоположении потребителей и на их экономических характеристиках, а также с учетом расположения административных единиц.

Рис. 6.
Схема управления электроэнергетической системой
Рис. 7.
Схема баланса электроэнергетической системы

Энергетический баланс i-ой электроэнергетической системы, входящей в состав ЕЭЭС определяется следующим уравнением:

где: – суммарная мощность всех электрических станций i-й системы; – суммарная нагрузка i-й системы; – суммарные потери при передаче электроэнергии i-й системы; – выдаваемая и/или получаемая мощность i-й системы, передаваемая по межсистемным ВЛ.
Для ЕЭЭС энергетический баланс выражается следующей системой уравнений:

Баланс мощностей ЕЭЭС выражается уравнением взаимосвязи включенных в нее электроэнергетических систем:

Для управления и регулирования выработки мощностей ЕЭЭС необходимо определить, прежде всего, минимальное значение затрат на производство электроэнергии в пределах системы. Один из способов оценки эффективности ЕЭЭС – это ее описание функцией основных производственных затрат () и определение ее минимального значения как целевой функции, определяющей эффективность системы (см. рис. 6, 7).

где:постоянный коэффициент затрат; суммарная мощность ЕЭЭС; – составляющие текущих эксплуатационных затрат на функционирование i-ой электроэнергетической системы (на практике 60–70 % приходится на топливную составляющую затрат).
Отсюда, чтобы управлять ЕЭЭС с минимальными экономическими затратами на топливо и наибольшим экономическим эффектом, оптимизированное управление ЕЭЭС можно выразить следующим образом:

где: – сигнал управления центра диспетчерского управления верхнего уровня.
Приемлемый диспетчерский контроль, управление, релейная защита, современная комплексная система автоматики обеспечат надежное, стабильное функционирование ЕЭЭС. В связи с этим выдвигается задача создания интеллектуальной электроэнергетической системы, где важным является применение цифровой технологии измерения, обработки и передачи информации.
Другими словами, внедрение SCADA-систем или автоматизированных систем управления технологическими процессами, основанных на цифровых технологиях, а также информационных систем, автоматизированных систем управления информацией, таких как WAMS, WAMPAC, адаптированных к местным условиям для оперативного диспетчерского управления, являются основой создания интеллектуальной ЕЭЭС.

Обоснование формирования региональных электроэнергетических систем и анализ их показателей

Система должна учитывать наличие угольных предприятий, которые смогут полностью обеспечить спрос на топливо всех тепловых электростанций и других потребителей в течение длительного времени, например, в течение года. При этом надо учитывать возрастающее производство электроэнергии с помощью ВЭС, СЭС и ГЭС, доля производства которых составила в 2020 году 20 % и вырастет в 2030 году до 30 % [7]. Изначально исследование по выбору рациональной структуры ЕЭЭС проводилось для параметров ныне действующих пяти электроэнергетических систем регионального значения за период до 2030 г. в соответствии со среднесрочной программой развития электроэнергетики Монголии. В результате анализа выяснилось, что их целесообразно преобразовать в три системы, показанные на рис. 9. Тогда вновь образованные ЭЭС удовлетворяют требованиям по топливной базе, мощности, обеспечивающей свою маневренность, и способностям принимать диспетчерское регулирование в оптимальном режиме работы ЕЭЭС при имеющихся и предлагаемых нескольких межсистемных связях, позволяющих в достаточной степени обеспечить обмен потоков мощности и энергии с сопредельными системами в аварийных условиях.

Рис. 8.
Схема структуры многоступенчатого управления ЕЭЭС
Рис. 9.
Размещение и взаимосвязи электроэнергетических систем регионов Монголии (учтены 12 узлов модели)

Для расчета показателей годового потребления угля и надежности снабжения топливно-­энергетическими ресурсами в региональном масштабе использованы данные угольного баланса за 2019 г. по единой базе данных Национального статистического комитета. Из этой базы данных можно увидеть, что в масштабе страны за этот год добыто 55,9 млн т угля и потреблено 9,8 млн т. Из них 7,7 млн т угля потреблено на тепловых электростанциях. Оставшаяся 2,1 млн т угля использована для хозяйственных нужд населения, в основном для отопления. Потери при транспортировке и хранении составляет 661,4 тыс. т [2]. В таблице 3 приведена общая характеристика трех электроэнергетических систем.

Таблица 3.
Общая характеристика региональных ЭЭС Монголии
Таблица 4

При определении индикаторных показателей снабжения топливно-­энергети­ческими ресурсами, оптимизацией на уровне 2019 года по выражению (10) выявлено, что к настоящему времени во всех трех системах устанавливается 1 (таблица 4), что подтверждает требования новых источников. А на уровне 2050 года, к концу реализации долгосрочного программного документа развития «Видение‑2050» [13] данный показатель для западной и центральной электроэнергетических систем 3, а в юго-восточной ЭЭС к этому времени недостаточен собственный источник. Хотя предполагается надежное соединение её с центральной ЭЭС пятью ВЛ, и в этом случае система будет работать нормально. Кроме того, обеспечится надежность источников центральной системы, система будет работать и на внешний рынок, т. е. будет обеспечен экспорт электроэнергии.

Выводы

Сейчас в Монголии действуют пять электроэнергетических систем регионального значения. Они не могут полностью обеспечить потребление электроэнергии своими источниками и не соответствуют классическому определению ЭЭС по структуре и принципам управления и контроля. Разработанная авторами модель ЕЭЭС Монголии исходит из требований к топливной базе, мощности, маневренности, способности принимать диспетчерское регулирование в оптимальном режиме работы ЕЭЭС и наличия нескольких межсистемных связей, регулирующих в достаточной степени потоки мощности из сопредельных систем.