Формирование схем присоединения электростанций к энергосистеме (далее сокращенно - схема присоединения) - следующий после обоснования вводов мощности этап. Здесь принимают решения по способам и средствам обеспечения требуемой пропускной способности связей (необходимому количеству линий связи, поддержанию уровней напряжения по узлам сети и пр.). При обосновании и выборе схем учитывают большое количество факторов: мощность и тип электростанции; район ее сооружения; схемы прилегающих сетей и перспективы их развития; расположение относительно нагрузочных узлов, плотность, темпы прироста нагрузки; надежность выдачи мощности; уровни токов КЗ; потери мощности и энергии; компенсация реактивной мощности, условия поддержания по узлам сети уровней напряжения в эксплуатационных режимах; значения и направления потоков мощности, связанных с реализацией межсистемного эффекта; стоимостные характеристики элементов и др.
Взаимное влияние факторов противоречиво. Так, увеличение числа линий связи электростанции с системой, с одной стороны, повышает надежность выдачи мощности, снижает потери мощности и энергии в сетях, уменьшает потребность в источниках реактивной мощности для поддержания требуемых уровней напряжения по узлам сети в различных эксплуатационных режимах, а с другой требует дополнительных затрат на линии и их трассы, коммутационную аппаратуру, увеличивает токи КЗ в узлах сети.
При разработке схем присоединения обосновывают и выбирают: номинальные напряжения и количество линий выдачи мощности по направлениям; число РУ повышенного напряжения, распределение генераторов между ними, пропускную способность связей между сетями различного напряжения на сборных шинах электростанции; предельно допустимые токи КЗ по узлам сети; варианты схем РУ повышенных напряжений. В практике проектирования принятие решений по схемам присоединения сведена к обоснованию эффективности сооружения элементов схем на базе критериев, свидетельствующих о необходимости последовательного усиления сети - ввода новых цепей, установки дополнительных трансформаторных связей,... Принято, чтобы схемы сетей полностью обеспечивали выдачу мощности электростанций в систему и электроснабжение потребителей в нормальном режиме и при плановых ремонтах элементов схем. В аварийных и послеаварийных режимах схемы должны удовлетворять ряду ограничений [9, 10,33]:
- недопущение ограничений перетоков в установившихся режимах при неполной схеме по статической устойчивости и термической стойкости проводников и аппаратов;
- недопущение нарушения динамической устойчивости при фиксированных возмущениях без воздействия ПА;
- недопущение снижения уровней напряжения по узлам сети в послеаварийных режимах ниже заданной границы.
Так, нормативно закреплен [10] критерий (п-1) для сетей до 500 кВ применительно к расчетным длительным перетокам. Положение распространено на схемы присоединения (для 750 кВ в случае присоединения к АЭС). К примеру, схемы выдачи мощности ТЭС на всех этапах ввода мощности обязаны выдавать располагаемую мощность в любой период времени при работе всех отходящих линий. При отключении одной из них должна обеспечиваться выдача всей мощности электростанции в часы максимума нагрузки. В отдельных случаях в указанном режиме допускается ограничение выдачи мощности в размерах, не превышающих мощности наиболее крупного блока. Коэффициент запаса апериодической статической устойчивости по активной мощности не менее 20% в нормальном режиме [33]. В кратковременных послеаварийных режимах, до вмешательства персонала в регулирование, разрешено снижать коэффициент до 8%. Для АЭС схема присоединения на всех этапах ввода должна обеспечивать выдачу располагаемой мощности в любой период времени как при полной схеме, так и при отключении линии выдачи мощности.
В качестве расчетного возмущения принято двухфазное КЗ на землю. Однофазное КЗ с успешным и неуспешным автоматическим повторным включением (АПВ) в сетях 500 кВ и ниже - дополнительное к критерию (п-1) требование. Динамическая устойчивость здесь должна обеспечиваться без воздействия ПА [33]. Наконец, нормированы [33] коэффициенты запаса по напряжению в узлах нагрузки в нормальном и утяжеленном режимах на уровне 15%. В режиме наибольших нагрузок в установившемся послеаварийном режиме напряжение на вторичной стороне подстанций должно быть не ниже номинального напряжения сети с учетом регулирования напряжения под нагрузкой (РПН) трансформаторов [9]. Очевидно, что невыполнение данного требования влечет за собой или увеличение числа связей, или дополнительное оснащение сетей средствами компенсации реактивной мощности.
Применительно к отечественной практике в [10] регламентирован выбор номинального напряжения выдачи мощности и нормирования предельных токов КЗ. Напряжение берется по одной из сложившихся шкал номинального напряжения сети: 110-220-500-1150 и 110-330-750 кВ. Сочетание напряжений, входящих в разные шкалы, не применяется, кроме районов стыкования сетей, использующих разные системы. На электростанции не рекомендуется более двух РУ повышенного напряжения. На шинах электростанций и подстанций токи КЗ не должны превышать 40 и 63 кА при 220-330 и 500-750 кВ.
При выборе числа линий выдачи мощности во внимание принимают экономические интервалы токовых нагрузок (мощности) [9]. При их оценке сравнивались стоимость линий при изменении сечения фаз с одной стороны и издержки на возмещение потерь электроэнергии в них - с другой. Однако в основных сетях превалирует фактор компенсации, преимущественно поперечной, реактивной мощности [34, 35]. Поэтому при выборе числа линий выдачи мощности в основных сетях данные [9] не дают удовлетворительных результатов.
Изложенный подход идентифицирован как формализованные предписания, заданные априори или исходя из опыта проектирования и эксплуатации.
Модель принятия решений по схемам присоединения описывается (5), (8). На данном уровне абстрагирования решение (19) для (5), (8) - исходные данные, информационная функция. В свою очередь решение (5) и (8) по схемам присоединения для (19) - итерационное уточнение, распределительная функция. Математические модели в задачах, подобных рассматриваемым, классифицируют известными способами отображения: процесса развития - статические [36-38], динамические [6, 39]; конфигурации связей - идеализированные [36-40], произвольной конфигурации [6]. В далеко не полном перечне отмеченных публикаций отражены вопросы разработки, сравнения и применения моделей. В частности, анализ их достоинств и недостатков есть в [6, 41, 42]. Ниже модели подвергнуты анализу с позиций алгоритмических и методологических особенностей.
Полагаем, что наиболее мощная в данной области - динамическая модель [6]. Она опиралась на принцип оптимальности, предложенный Р. Веллманом [43]: оптимальная стратегия имеет свойство, что каковы бы ни были начальное состояние и принятое решение, последующие решения составляют оптимальную стратегию относительно состояния, возникшего в результате первоначального решения. Математическая постановка задачи оптимизации формализована рекуррентным выражением
(20) где Ф(t, е) - множество допустимых процессов за время t до состояния е; g(t, е(t)) - составляющая целевой функции на шаге t для состояния е(t).
Постановка (20) - эффективное средство снижения размерности задачи в сравнении с перебором возможных состояний схемы. Но и при ее использовании размерность
где t' - число шагов развития; n - количество переменных. Так [6], при t'=10 и n=15, Ф=1012. При машинном времени на альтернативу 1 с, общие его затраты составят 3000 лет. Поэтому (20) не решило в полной мере проблему размерности состояний и в ней задействованы специальные вычислительные алгоритмы и упрощенное представление важнейших влияющих факторов, К примеру, ограничение размера множеств оптимальных исходных состояний, идеализация модели сети на постоянном токе, равенство модулей напряжения по узлам и пр. Несмотря на это максимальная размерность модели [6] - 30-50 переменных. С методологических позиций (20) в [6] сведено к (12), т.е. матрице условно оптимальных решений, что, как уже отмечалось в § 1.1 и 1.2, недостаточное условие глобального оптимума.
Применение (12) расширяет количество анализируемых альтернатив. Однако на них влияют случайные конъюнктурные факторы. Решение частных задач выдачи мощности и электроснабжения с присоединением к сети, например по кратчайшему пути, приводит к стихийному развитию громоздкой многоконтурной сети. В дальнейшем в ней обнаруживаются незагруженные элементы, сложные коммутационные узлы. Не умаляя достоинств [6], авторы предпочли другой методологический подход - отыскание закономерностей в структуре схем присоединения. Под структурой схем понимался состав генерирующих мощностей и топология сети. Приоритет такой постановки за А. Н. Грибовым [37, 38]. Наиболее крупное обобщение в данной области у И. М. Шапиро [36]. Это единственная известная авторам попытка системных исследований структуры схем электрических соединений.
Ее итог - создание принципов формирования предпочтительной топологии, параметров и схем коммутации распределительных сетей. Показано, что их развитие можно подчинить использованию заранее выявленных предпочтительных структур. Поиску закономерностей во взаимном влиянии структуры сетей и их пропускной способности, динамической устойчивости и уровней токов КЗ посвящены работы [44], [45] и [46] соответственно. В завершение затронем критерии принятия решений по схемам присоединения.
В соответствии со сложившейся терминологией [47], схемы присоединения отнесены к основной сети. Введение элементов рыночных отношений в России стимулировало публикации [48- 50], в ряде случаев претендующих на роль директивных материалов [32]. В них предложены новации в вопросах обоснования целесообразности и экономической эффективности сооружения объектов основной сети на базе показателей, таких как движение потоков наличности, чистой прибыли, срока и внутренней нормы возврата капитала. По ряду принципиальных позиций предлагались [51, 52] иные подходы. С учетом изложенного выбор критериев принятия решений при формировании схем присоединения имел актуальность.
