Схемы выдачи мощности электростанций - Расчетные условия обоснования и выбора

Глава третья.
ФОРМИРОВАНИЕ СХЕМ ПРИСОЕДИНЕНИЯ
К ЭНЕРГОСИСТЕМЕ

1. Расчетные условия обоснования и выбора

Появление элементов рыночных отношений в России стимулировало (§ 1.3) нововведения в вопросах обоснования целесообразности и экономической эффективности сооружения элементов основной сети, включая схемы присоединения. Анализ практики стран с различными организационной структурой управления отраслью и формами собственности выявил, что экономические методы обоснования являются скорее инструментом, с помощью которого оценивается поведение инвестора на финансовом рынке. Поэтому основной предпосылкой эффективности сооружения элементов сетей следует считать, как и ранее, технические и техникоэкономические критерии. Соответствующие доводы приведены далее.
При обосновании вводов (§ 2.1) индексируется надежность покрытия генерирующей мощностью нагрузки. В постановке [31] эффективность сооружения прочих элементов электрической сети сформулировано в виде критериев, свидетельствующих о необходимости последовательного ее усиления. Опрос 24 стран выполнен исследовательским комитетом №37 СИГРЭ [31]. Получены следующие критерии целесообразности ввода элементов сетей (табл. 3.1). Как следует из табл. 3.1, в 19 из 24 стран (80%) критерий эффективности сооружения - режимные ограничения на перетоки мощности в аварийных и послеаварийных режимах. Рассмотрим расчетные условия проверки схемы сетей на предмет выявления ограничений.

Таблица 3.1. Критерии принятия решений

Недопущение ограничений на перетоки мощности в установившихся режимах при неполной схеме. Имели место критерии (п-1) - потеря одной цепи - Бельгия, Бразилия, Иордания, Ирландия, Китай, Норвегия, Словения, Дания, Финляндия, Франция, Швеция и (п-2) - потеря одновременно двух цепей - Австралия, Великобритания, Испания, Италия, Канада, Нидерланды, Португалия, Румыния, США, ЮАР, Япония. В России нормативно закреплен критерий (n-1) (§ 1.3). Количество стран, опирающихся на тот или иной критерий (табл. 3.1), совпадает. Несколько респондентов сообщили, что критерий (п-2) используют в особых случаях (Австралия, Италия, ЮАР) или он не учитывается для отдельных расчетных режимов (Дания, Испания, Франция). Плановые простои элементов сети предполагают в период естественного, сезонного снижения нагрузки и это редко вынуждало усиливать сеть.
С 1992 г. страны объединения NORDEL (Дания, Исландия, Норвегия, Финляндия, Швеция) перешли от критерия (n-l) к (n-2) [95]. Следовательно, последний из них стал превалирующим. Учет отключенного состояния цепей не всегда достаточное условие обоснования. Так, среди 24 стран в 20 в качестве расчетного отключения рассматривали потерю генерирующей мощности, а в 12 странах - погашение системы шин в схемах коммутации. Там, где в ходу критерий (n-l), обычно учитывается и потеря сборных шин. Последнее редко принималось во внимание при использовании (n- 2). Только в Испании, США и Японии применение находят и (п-2), и событие потери системы шин. В Бразилии, Иордании и Франции используется (η-l), но не рассматривается погашение сборных шин.
В промышленно развитых странах, особенно западноевропейских, из-за организационных и финансовых трудностей с землеотводами под строительство применяют двухцепные ВЛ всех классов напряжения. В России для основных сетей используют одноцепные линии. Аварийность и одно- и двухцепных ВЛ сопоставима. Поэтому правомерность (п-2) в первом случае не вызывает сомнений. Применительно к отечественной практике учет погашения систем шин не являлось и не должно являться расчетным условием. Для характерных в основных сетях России схем коммутации (кольцевые схемы, § 1.4) отказы на их сборных шинах не приводят к потере всех присоединений. Рассматриваемые отказы есть смысл учитывать для схем с одной-двумя-тремя и более системами сборных шин с обходной либо без нее, которые широко представлены в западноевропейских странах в основных и распределительных сетях.
Недопущение нарушения динамической устойчивости. Расчетным возмущением, при котором должна обеспечиваться динамическая устойчивость, нередко является трехфазное КЗ (10 стран). В Австралии расчетное возмущение - двухфазное КЗ на землю, а в Бразилии однофазное. При этом устойчивость параллельной работы станций при трехфазных КЗ должна обеспечиваться при эксплуатации специальными мероприятиями. Прочие страны наиболее тяжелое расчетное возмущение (трехфазное КЗ) учитывают лишь для отдельных режимов. В России динамическая устойчивость в сетях до 500 кВ должна обеспечиваться при однофазных КЗ (§ 1.3).
Недопущение снижения уровня напряжения по узлам сети в послеаварийных режимах. Как правило, нормируемые уровни напряжения по узлам сети в послеаварийных режимах в диапазоне - 10+-5% номинального. Более узкий диапазон -7,5++2,5% в Ирландии для сети 400 кВ. Но здесь две таких цепи и поддержание в ней уровней напряжения не вызывало проблем. Причем в сетях 220 кВ Ирландии диапазон допустимых уровней напряжения уже ±9%. В пяти странах верхний предел диапазона напряжения +10%. Наконец, минимальная нижняя граница диапазона -3,9% в сетях 380 кВ Франции. Отечественная практика анализировалась в §1.3.
Расчеты установившихся режимов во всех странах ведут (табл. 3.2) из условия наибольшей нагрузки в период максимума, как правило (свыше 80% респондентов), на базе модели сети на переменном токе. В 70% случаев в режиме наибольших нагрузок проверяется условие сохранения динамической устойчивости. Также принимают во внимание наименьшую нагрузку в период максимума. Динамическая устойчивость оценивается в этом режиме лишь 1/4 стран. Кроме того, расчеты выполняют применительно к периоду естественного снижения нагрузки. Имеются различия в представлении генерирующей мощности: уменьшается на значение резерва мощности (пять стран); корректируется по коэффициенту готовности агрегатов (восемь стран); ранжируется в зависимости от стоимости производства электроэнергии (18 стран); прочие способы (восемь стран). Следовательно, наиболее распространено ранжирование агрегатов по стоимости производства энергии. Однако лишь в нескольких странах - это единственный способ представления модели генерации. Случайные отклонения от расчетного баланса учтены в 10 странах (Великобритания, Канада, Китай, Нидерланды, США,...), включая Россию.

Таблица 3.2. Представление расчетной нагрузки

Примерно в половине стран использованы (табл. 3.1) вероятностные методы, основанные на сопоставлении стоимости ущерба (риска, штрафа) в энергосистеме из-за ненадежности ее элементов с дополнительными затратами на усиления сети для ликвидации режимных ограничений.
К указанным ограничениям следовало добавить требование об обеспечении живучести систем. Отказы оборудования на электростанциях и работа ПА в какой-либо энергосистеме приводят к сбросу генерирующей мощности. Часть его в первые моменты времени компенсируется агрегатами других систем, в частности, за счет первичного регулирования. В итоге из-за динамических набросов мощности может нарушаться их параллельная работа, вплоть до разделения последних - системные аварии. Их экономические последствия крайне неблагоприятны. Вследствие чего для обеспечения живучести систем должны выполняться расчеты устойчивости и определяться максимально допустимые сбросы ΔΡдопмощности по условию сохранения устойчивости параллельной работы узлов по межсистемным связям. Схемы сетей следует выбирать так, чтобы при определенных (расчетных) авариях максимальный сброс мощности.
В качестве последних достаточно учитывать единичные отказы элементов схем и отказы одного элемента во время планового ремонта другого.
Среди расчетных условий формирования схем остается дискуссионным один из принципиальных вопросов. В России критерий (η-l) закреплен для расчетных длительных перетоков. Представляется, что его следует использовать при проектировании применительно не к расчетным длительным, а к суммарным расчетным перетокам, т.е. более жесткое расчетное условие. Для основной сети последние определены (§ 2.2 и 2.3) суммой трех потоков: балансового, взаиморезервирования и совмещения максимумов нагрузки и ремонтов генерирующего оборудования. Техникоэкономическая целесообразность критерия (η-l) в части расчетных длительных перетоков не вызывает возражений. В России при 0,996 продолжительность дефицитного состояния концентрированной энергосистемы tдеф=(1-0,996)8760≈40 ч. При объединении энергоузлов связью /деф в объединении несколько возрастает вследствие изменения режима резервирования систем по сравнению с их обособленной работой. Признано, что объединение энергосистем дает значительный экономический эффект. Поэтому естественным становится требование к обеспечению надежности электроснабжения потребителей в объединении энергосистем на уровне, практически равном ее значению при их обособленной работе.
Ненадежность электроснабжения, вызванная созданием межсистемной связи, обусловлена отказами линий электропередачи, ее образующих, нарушениями статической и динамической устойчивости параллельной работы узлов, объединенных через межсистемную связь.  Частота аварийных отключений одноцепной ВЛ 5-10 и более l/год (есть и плановые отключения), что потенциально снижает надежность электроснабжения потребителей в энергосистемах, объединенных такой линией, по сравнению с надежностью электроснабжения при их обособленной работе. Поэтому межсистемная связь, состоящая из одной цепи, не должна использоваться для реализации межсистемного эффекта (нормативно закреплено в практике). Следовательно, схема присоединения электростанции при отключении любой линии выдачи мощности обязана не только обеспечивать выдачу всей располагаемой мощности, одновременно в объединении не должно возникать ограничений на пропуск потоков мощности, связанных с реализацией межсистемного эффекта.

На основании изложенного выше сформулируем;

1. обоснование эффективности сооружения объектов основной электрической сети, независимо от форм хозяйствования и форм собственности, ведется на базе конечного числа технических или технико-экономических ограничений или расчетных условий, связанных, главным образом, с индексацией надежности покрытия генерирующей мощностью нагрузки и предотвращением режимных ограничений на перетоки мощности, вызванных одновременным отключением заданного количества связей, динамическими возмущениями и недопустимыми уровнями напряжения по узлам сети;
2. сформировавшиеся в отечественной практике за десятилетия критерии обоснования эффективности сооружения объектов основной сети согласуются с решениями, имеющими место в мировой практике, поэтому все предлагаемые новации в данной области должны подвергаться всестороннему критическому анализу.