Схемы выдачи мощности электростанций - Анализ методов формирования схем выдачи мощности

Глава первая.
АНАЛИЗ МЕТОДОВ ФОРМИРОВАНИЯ СХЕМ ВЫДАЧИ МОЩНОСТИ

1.1. Общая математическая постановка задачи

Состав и взаимосвязь задач, решаемых при формировании схем выдачи мощности, свидетельствует об их сложной организации. Обоснования вводов мощности, схем присоединения, коммутации и средств управления требуют определенной последовательности принятия решений. С указанных позиций схемы выдачи мощности как объект исследования обладают свойствами, присущими большим системам [1]: иерархичность, динамичность, неполнота исходной информации, автономность, надежность, много критериальность, адаптация и пр.

1.2. Обоснование вводов генерирующей мощности

Установленную мощность Руст электростанций планируют так, чтобы с учетом разрывов мощности и иных ограничений покрывать максимум нагрузки Рmax, энергосистемы, компенсировать простои генерирующих агрегатов и случайные отклонения от расчетного баланса мощности. Разность между Pуст и их нагрузкой в каждый момент времени не является резервной мощностью системы. Так, [8]:

где Рраб - рабочая мощность; Рогр - мощность различного рода ограничений; Рраб  - мощность разрывов; Рконс — мощность консервации; Ррем - мощность агрегатов, находящихся в ремонте; Ррасп - располагаемая мощность.

Реальная мощность нагрузки электростанций- мощность агрегатов, находящихся в резерве. Таким образом, целесообразность вводов мощности следует определять с учетом необходимости ее резервирования.
Требуемое значение резерва велико и для различных стран находится в диапазоне 15-30% Ртах· Затраты на вводы мощности значительны. В 90-х годах удельные капиталовложения на электростанции промышленно развитых стран были на уровне 1-3 тыс.долл./кВт (здесь и далее - долл. США). Для сооружаемых российских ТЭС в печати уже фигурировали затраты 1,0-1,5 тыс.долл./кВт. Нетрудно подсчитать, что сооружение электростанции, допустим 1000 МВт, обходится в 1-3 млрд. долл. Установленная мощность электростанций государств десятки, сотни тысяч мегаватт (в России свыше 200 тыс.). Полный резерв может исчисляться десятками тысяч мегаватт. Положение вынуждает тщательно обосновывать располагаемую мощность энергообъединений с учетом ее резервирования. Подчеркнем, что здесь не рассматривался резерв в какой-либо момент времени при эксплуатации, а планирование резерва мощности, устанавливаемого в энергосистеме.
Обоснование и выбор резервов связаны с решением об объединении энергосистем. Основная предпосылка тому - достижение межсистемного эффекта: снижение Руст в объединении по сравнению с изолированной работой его частей. Реализация данного эффекта осуществляется благодаря совместному использованию системами резерва мощности, совмещению суммы максимумов нагрузки и ремонтов генерирующего оборудования, обмену свободной мощностью, возникающей в объединяемых энергосистемах в отдельные моменты времени по различным причинам. Связанные с рассматриваемым фактором перетоки предъявляют более жесткие требования к пропускной способности связей в схемах выдачи мощности. Известно, что для потоков взаиморезервирования и компенсации случайных отклонений от расчетного баланса она достигала 15% мощности объединяемых энергосистем.
Первый этап формирования схем выдачи мощности - обоснование необходимости, сроков ввода, типа, мощности и режимов работы электростанции. В проектной практике его именуют энергетическим обоснованием выдачи мощности, важность которого оценена на простейшем примере. Требуется обосновать блок мощностью 100 МВт. Такие агрегаты от начала проектирования до сдачи в эксплуатацию вводят за год-два. Погрешность в сроках ввода на год принесет энергосистеме убыток 150х8/100=12 млн. долл., где 150 - ориентировочные капиталовложения на блок, млн-долл., 8 - среднее значение коэффициента дисконтирования (приведения разновременных затрат), %.
Отправная точка обоснования вводов - балансы мощности в системе и ее энергоузлах во времени. Под энергоузлом понимается энергосистема, электростанция с присоединенной нагрузкой или узел нагрузки, характеризующийся отсутствием генерирующих источников. Баланс сводится для временных интервалов по составляющим нагрузки, резерва, покрытию и, соответственно, дефициту-избытку мощности. На основании чего выявляются планируемые перетоки мощности между узлами, именуемые [9] расчетными длительными. В час годового максимума - это балансовый переток. В частности, его желаемое значение в остальную частью объединения от выделенного энергоузла

(13)
По расчетным длительным перетокам определяют сечения проводов линий электропередачи, потери мощности и электроэнергии, уровни резервирования элементов сетей. Баланс (13) оценивается [9] по средним условиям нахождения оборудования электростанций в плановых и аварийных ремонтах. Основа расчетов электропотребления на перспективу - метод прямого счета. Он базируется на укрупненных удельных нормах и иных обобщенных прогнозных данных. При обосновании схем выдачи мощности нагрузка потребителей считалась заданной, распределенной по фиксированным центрам потребления.
Полный резерв R=Ppeз мощности - сумма двух относительно независимых составляющих Rp и Rа. Резерв Rp предназначен для обеспечения плановых ремонтов агрегатов. Резерв Rа служит для компенсации дефицита мощности в энергосистеме из-за отказов генерирующего оборудования и случайных отклонений от расчетного баланса вследствие ошибок прогнозирования электропотребления, графиков нагрузки, эксплуатационных характеристик оборудования и др. Планирование генерирующей мощности ведется из условия полного электроснабжения потребителей в нормальном и ремонтных расчетных режимах. Капитальные ремонты агрегатов проводят во время сезонных снижений нагрузки. Необходимая резервная мощность при этом определяется с учетом заполнения ремонтными площадками провала графика месячных максимумов нагрузки энергосистемы. Однако провала бывает недостаточно. Кроме того, часть агрегатов выводится и в текущие ремонты.
Планирование составляющей Ra сопряжено с использованием критериев, устанавливающих конечную надежность электроснабжения потребителей. В отличие от нормального и ремонтных режимов здесь допускается дефицитное состояние энергосистемы. На протяжении долгих лет критерий выбора составляющей Ra в России [9-11] - показатель (индекс) расчетной надежности:

(14)
где                 - интегральная вероятность дефицита мощности; зуд.г —
удельные затраты на генерирующую мощность; уо - удельная стоимость недоотпущенной электроэнергии; Т - расчетный период, Критериальное значение D>=0,996. Он подвергается [12] критике, поскольку выведен [13] для концентрированной изолированной энергосистемы. Отмечалось, что использовать D можно в частных случаях, в концентрированной одноузловой системе. В качестве обобщенного критерия предложен [12] минимум затрат на развитие и эксплуатацию системы с учетом ущерба при нарушениях электроснабжения. Для многоузловых объединений Rа оценивается по его возможному сокращению благодаря межсистемному эффекту. Инженерная практика опиралась [9] на эмпирическую зависимость коэффициента kсокр сокращения аварийного резерва в двухузловом объединении от соотношения(зуд.г —удельные затраты на сетевые связи) в предположении, что входящие в него узлы концентрированные.
Помимо балансовых во внимание принимают [9] расчетные максимальные перетоки мощности. Они характеризуются неблагоприятными сочетаниями нахождения основного оборудования электростанций в плановых и аварийных ремонтах. По расчетным максимальным перетокам определяют пропускную способность элементов электрической сети. Оценка последних в сечении между i-м узлом и остальной частью объединения ведется [9] так:

где Rа - Rэ i-го изолированного концентрированного узла при выдерживании в нем D=0,996.
Анализируя представленную инженерную практику, констатируем, что;

1. при обосновании вводов во внимание принимают условия резервирования генерирующей мощности;
2. критерий резервирования - показатель расчетной надежности, использование которого в явном виде корректно для концентрированных узлов без внешних связей;
3. учет межсистемного эффекта коэффициентом &СО1ф не позволяет задействовать важнейшие влияющие факторы, такие как взаимодействие по резервированию узлов, входящих в энергообъединение, влияние ограничений на пропускную способность связей, а также балансовых потоков на оптимальные уровни резервирования в узлах;
4. в расчетных максимальных перетоках мощности, определяющих требуемую пропускную способность связей, не учитывается взаимодействие по резервированию узлов, входящих в объединение;
5. расчетные длительные перетоки характеризуются средними, а расчетные максимальные - неблагоприятными условиями нахождения оборудования электростанций в плановых и аварийных ремонтах, ни один из режимов не поддается четкой регламентации, поэтому предпочтительна (§ 1.1) иная методология принятия решений, когда на первом этапе определяются требования к пропускным способностям связей, затем анализируются способы их обеспечения.

Реально функционал (19) невыпуклый с дискретным характером составляющих, с ограничениями на резервную мощность в энергоузлах и пропускную способность связей. При известных [16-18] допущениях (19) принимают выпуклым. Его минимум при отсутствии ограничений на резервную мощность в узлах и пропускные способности связей достигается, когда соответствующие частные производные по Ra и L равны нулю. Для отыскания по (19) оптимальных резервов в узлах и пропускных способностей связей требуется решить п+т дифференциальных уравнений в частных производных. Последнее связано с непреодолимыми трудностями. Они вызваны невозможностью аналитического представления функций из-за стохастического характера дефицитных состояний. Тем не менее, (17) и (19) имели важное значение. Из (19) следовало, что оценка резервов и пропускных способностей связей требует учета взаимного влияния всех узлов объединения с позиций потоков взаиморезервирования, а из (17) - и балансовых.
Решению (19) посвящены многочисленные работы, в том числе фундаментальные [4, 5, 7, 11, 16, 19-23 и др.]. Они базируются на вероятностных методах: аналитических [4, 7, 11, 15-16, 20, 22, 23] и статистического моделирования (Монте-Карло) [22- 26]. В далеко не полном перечне этих публикаций отражены вопросы их разработки, сравнения и применения. Надо полагать, что (19) предпочтительно решать методом статистического моделирования. При достаточном числе испытаний помимо математической строгости он обладает простотой и наглядностью. Десятилетия его применение сдерживалось возможностями вычислительной техники: отечественные исследовательские модели для частных приложений [21, 24-26], зарубежные практические модели, но с грубым представлением ряда важнейших влияющих факторов [7, 18].
Первый этап моделирования состояний методом статистических испытаний - построение функций распределения вероятностей аварийного снижения генерирующей мощности и ее дефицита. Отмеченные выше трудности привели [7, 16-21] к созданию эффективных, апробированных, аналитических приемов эквивалентирования показателей надежности генерирующих агрегатов по первым двум-трем моментам распределения случайных величин или перемножением вероятностей групп агрегатов с учетом различных ограничений (самые сложные связаны с режимами ГЭС и ГАЭС). Данный факт до некоторой степени обесценил преимущества метода Монте-Карло. В последующем возникли [18, 27] комбинированные подходы, где функции распределения заданы аналитически, а состояния генерирующей мощности и отклонений нагрузки моделируются статистически. Авторы практически не касались вопросов расчета функций распределения аварийного снижения генерирующей мощности и ее дефицита. Считалось, что любым известным способом получен исходный график располагаемой мощности в узлах и соответствующие функции распределения. Поэтому вопрос о выборе метода исследования (аналитический или статистического моделирования) не имел принципиального значения.
С точки зрения методологии принятия решений подвергнутые анализу модели удовлетворяют (19) в виде (12). Во всех из них оптимизация (19) велась по заранее намеченным альтернативам состояния (развития) энергообъединения при фиксированных пропускных способностях связей между его узлами. Но, как отмечалось в § 1.], матрица (12) условно оптимальных решений не являлась достаточным условием попадания в зону глобального оптимума. Следовательно, интерес могут представить иные принципы приемов исследования: во главу ставится определение требуемых (к которым следует стремиться) располагаемой мощности в узлах и пропускных способностей связей между ними. Далее вводятся корректирующие ограничения. Определение взаимного влияния энергоузлов объединения по потокам взаиморезервирования с изложенных методологических позиций предложено в [28] и развито в [29]. Подход использован в [30]. Последнее не решило задачу обоснования вводов с учетом взаимного влияния энергоузлов по потокам и взаиморезервирования, и балансовых. В завершение затронем критерии принятия решений.
Постановка (19) - глобальный подход к обоснованию вводов мощности. В общем случае этого недостаточно. Методология системных исследований требует формализации критериев - тенденций, принципов, закономерностей. Не удивительно, что ни в одной стране мира функционал (19) не нашел [31] в явном виде повсеместного применения при принятии решений. В отечественной практике используется критерий (14), выведенный применительно к концентрированным энергоузлам без внешних связей. В работе [7], являющейся наиболее масштабным обобщением последних лет, взят один из зарубежных критериев LOLE, сут./год (§2.1), при том, что есть и LOLE, ч/год. Наконец, методика [32] перевела рассматриваемый вопрос в сферу кредитно-финансовых отношений. Следовательно, выбор критериев принятия решений при обосновании вводов мощности имеет значимость.