Исследование вероятностных свойств и статистических характеристик эксплуатационных возмущений в целях оперативного резервирования мощности энергосистем

Резервирование генерирующей мощности в электроэнергетических системах является одним из важнейших путей повышения надежности их функционирования. Создание необходимой величины, поддержание оптимальной структуры и мобильности оперативного резерва является сложной расчетной и эксплуатационной задачей, эффективное решение которой позволяет ЭЭС своевременно компенсировать возникающие небалансы активной мощности и в полной мере осуществлять свою основную функцию по бесперебойному снабжению потребителей электроэнергией требуемого качества. В условиях реализации заданных нормальных и аварийных режимов работы отечественных ЭЭС сложность и актуальность проблемы резервирования подчеркивается целым рядом существующих негативных факторов, среди которых можно указать на катастрофическое старение парка основного генерирующего оборудования электростанций и сетей, на неблагоприятные изменения в структуре топливного баланса и повсеместные сложности в его выполнении, на слабость базы нормативных и регламентных документов по резервированию.

Имеющаяся монографическая литература, пособия справочного характера, а также посвященная резервированию мощности научно-техническая периодика в своем большинстве ориентированы преимущественно на решение задач проектирования развития ЭЭС. Это почти всегда дает возможность внести коррективы в расчеты и позволяет закладывать в них характеристики возмущений, разброс значений которых, как это справедливо отмечается в некоторых изданиях, заведомо меньше исходной неопределенности задачи. Величина, категория, готовность и распределение оперативного резерва мощности в ЭЭС подлежат систематической конкретизации по мере приближения планируемых периодов и уменьшения их длительности, в то время, как возможности для осуществления этого снижаются. Большинство известных методик если и предусматривают коррекцию требуемой величины резерва, то без достаточного фактического обоснования вопросов оперативного управления ею, например, по критерию мобильности.

В последнее десятилетие исследование различных аспектов проблемы оперативного резервирования мощности ведутся достаточно интенсивно, однако, до сих пор для условий эксплуатации отечественных ЭЭС нормативы резервов мощности не установлены. Большой вклад в развитие теоретических и практических вопросов, связанных с проблемой резервирования мощности, внесли российские ученые Руденко Ю. Н., Маркович И. М., Китушин В. Г., Волков Г. А., Чельцов М. Б., Баринов В. А, Совалов С. А., Андреюк В. А., Левит Л. М., Журавлев В. Г., Марченко Е. А., Семенов В. А., Мисник М. Л., Синьчугов Ф. И., Тимченко В. Ф. и многие другие.

К настоящему моменту можно констатировать необходимость проведения планомерных работ по теоретико-вероятностному анализу и статистическому оцениванию характеристик случайных процессов эксплуатационных возмущений в ЭЭС и их взаимосвязи, разработке методических и нормативных основ реализации современных принципов автоматического регулирования частоты и активной мощности, принципов осуществления аварийной взаимопомощи и других вопросов оперативного резервирования мощности, в том числе связанных с перспективой интеграции энергосистем Востока и Запада в единое Евро-Азиатское объединение энергосистем.

В работе принята следующая система нумерации: первая цифра означает номер главы, вторая — номер формулы, рисунка или таблицы в данной главе. Чтобы не нарушать порядок изложения материала, рисунки и крупные таблицы приводятся в конце каждой главы.

ВЫВОДЫ И ПРЕДЛОЖЕНИЯ К ПЯТОЙ ГЛАВЕ.

1. В крупных объединениях энергосистем диапазона изменения мощности под действием АРС — даже без учета существующей перегрузочной способности агрегатов — всегда должно быть достаточно для обеспечения первичного регулирования частоты даже на уровне стандартов UCTE. Специальные мероприятия для создания и поддержания первичного резерва мощности в ЕЭС России не являются необходимыми, если в первичном регулировании будут принимать участие все включенные под нагрузку агрегаты.

2. Следует признать излишней плановое резервирование эксплуатационных возмущений, связанных с единовременной потерей мощности, большей, чем 1000 МВт в ОЭС с уровнем потребления до 100 ГВт (или мощности наиболее крупного агрегата системы) и большей, чем 1% в ОЭС с уровнем потребления свыше 100 ГВт. Такие возмущения являются редкими событиями в ЭЭС и в наиболее тяжелых случаях [44] рассматриваются как системные аварии. Для них разработаны иные режимные и системные мероприятия, например, допускается кратковременное снижение частоты до 49,5 Гц и более, а также при необходимости применяется ограничение потребителей.

3. Вопрос о модернизации систем первичного регулирования отечественных турбин, в частности, для снижения существующих зон нечувствительности их АРС до уровня зарубежных аналогов помимо положительного эффекта улучшения качества поддержания частоты и сокращения неплановых перетоков мощности имеет ряд немаловажных отрицательных аспектов. Во-первых, для подобной модернизации требуются исключительно большие капиталовложения, что для половины всех установленных в ЕЭС России агрегатов, выработавших свой ресурс или близких к этому, экономически не оправдано. Во-вторых, при столь малых ЗН, какими обладают энергоустановки в Европе (10 мГц) почти неизбежен эффект «перерегулирования», который может выражаться в незатухающих периодических колебаниях режимных параметров, в первую очередь, частоты. В-третьих, чрезмерное снижение зон нечувствительности обуславливает перерасход топлива в ЭЭС и, несомненно, снижает общую надежность ее функционирования, так как исполнительные органы систем регулирования турбин постоянно находятся в работе, а сами турбины (дополнительно и необоснованно, — так как естественные в этом диапазоне колебания частоты малы по амплитуде, но имеют высокую интенсивность) подвергаются воздействию переменных механических нагрузок. Сказанное может быть подтверждено результатами исследования [90], согласно которому коэффициент внеплановых простоев мощных энергоблоков в странах Западной Европы составляет около 8,4% против 2,2% для блоков сравнимой мощности в ЕЭС России. Подобная разница — даже без учета тотальной изношенности основного оборудования в ЕЭС — может быть объяснена только интенсивным участием энергоблоков в ЭЭС UCTE в маневренных и регулирочных режимах. Следует признать, что оснащение энергоустановок нового поколения в ЕЭС России усовершенствованными системами первичного управления мощностью необходимо, но снижение настраиваемых зон нечувствительности АРС их турбин ниже 50 мГц в будущем представляется нецелесообразным.

4. Вид выражений (5.14), (5.16) и (5.18) позволяет говорить о существовании общего эффекта «саморезервирования» энергетических систем, который проявляется в снижении требуемых относительных величин аварийного и нагрузочного резерва при повышении собственного уровня электропотребления в данных ЭЭС или при объединении последних. К началу опытной параллельной работы энергообъединений из состава стран бывшего СССР и UCTE целесообразно располагать резервной мощностью вторичного и третичного регулирования в объеме, указанном в строках а) таблиц 5 и 6 (т.е. без учета эффекта объединения). По мере накопления опыта эксплуатации ЕАОЭС в вопросах регулирования частоты и обменной мощности в нормальных и аварийных режимах, возможно уменьшение величин резерва до значений, указанных в строках б), что позволит, таким образом, непосредственно реализовать одно из преимуществ объединения энергосистем.

5. Проведен анализ вероятностной связи основных видов эксплутационных возмущений для учета их возможной взаимной коррелированности при обосновании расчетных величин резерва мощности. Выявлено, что достаточного статистического подтверждения стабильности параметров этой взаимной вероятностной связи на различных интервалах времени и в ОЭС разной мощности не имеется. Можно отметить, что эпизодически уровень взаимной корреляции между объемом аварийно отключенной мощности и средней за рассматриваемый период нагрузки энергосистем имел тенденцию к увеличению при росте уровня электропотребления ЭЭС и при увеличении длительности интервала усреднения, а также при снижении уровня надежности генерирующих установок. Сделан вывод о необходимости дальнейшего развития исследований данного вопроса.

6. На основании построенных моделей рассчитаны величины нагрузочной и аварийной компонент оперативного резерва мощности энергообъединений ЕЭС России на все необходимые практике сроки, рассмотрено их распределение по категориям и очередям, как с учетом возможной вероятностной взаимосвязи основных видов эксплуатационных возмущений, так и без учета таковой. Также произведены расчеты величин оперативного резерва мощности ОЭС из состава ЕЭС России с упрощенным учетом межсистемной взаимопомощи энергосистем.

7. Рассмотрены принципы резервирования, позволяющие укрупненно реализовать оценку количественных и качественных показателей включенного резерва мощности, предназначенного для автоматического регулирования частоты в ЕЭС России на уровне стандартов 11СТЕ. После того, как будет окончательно решен вопрос, по каким сечениям осуществится экспериментальная параллельная работа энергосистем Востока и Запада, может быть обосновано распределение резерва первичного, вторичного и третичного регулирования между составными частями образующегося объединения с учетом уникальной структуры и особенностей расположения последних.

0.3.

Рис. 5.2. Нормированные взаимные корреляционные функции ошибок прогнозирования потребительской нагрузки и центрированных величин аварийно — отключенной мощности энергоблоков 110−1200 МВт тепловых электростанций ЕЭС России за различные годы. / 1 / / ч ¦ч «1 1ъ / 1 1 J / ч 1.

4 1 / 1) 1 1 1 .?3. 1 Б д. г / / 1. ——И ^г" ' Ь'.

А / * < / / - — - т. ч.

0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22.

Рис. 5,3. Распределение объема аварийно отключаемой мощности энергоблоков по времени в разрезе суток (А) — распределение среднеквадратических ошибок прогнозирования потребительской нагрузки с упреждением 1ч (Б) и типовой график злектропотребления рабочего дня (В) на примере ОЗС Урал Данные 1933;1999 гг, Для наглядности масштаб кривых А., Б и В изменен.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

.

В целом по работе можно сделать следующие выводы.

1. Настоящая работа посвящена решению актуальной научно-технической задачи — создания и статистического обоснования методики определения минимально необходимых оперативных резервов генерирующей мощности, являющихся одним из основных средств обеспечения надежности работы ЭЭС в условиях реализации их нормальных и аварийных режимов. Существующие методики определения величины и мобильности резерва генерирующей мощности в ЭЭС не в полной мере удовлетворяют требованиям практики, так как слабо ориентированны для использования на интервалах времени автоматического и оперативного управления, а также имеют недостаточное фактическое обоснование своей оправдываемости. В данной работе материалом для теоретико-вероятностного анализа служила многолетняя статистика подлежащих резервированию реальных возмущений, имевших место в эксплуатационной практике крупных современных энергосистем и объединений ЕЭС России на интервалах времени различной продолжительности и дискретности.

2. Исследованием установлены имеющие фундаментальное значение для теории и практики оперативного резервирования типы распределений вероятности: а) числа отказов теплоэнергетических блоков 110−1200 МВт (распределение Пуассона), б) наработки на отказ и времени восстановления после отказов (экспоненциальные распределения), в) общей мощности отказавших энергоблоков, находящихся в восстановительных ремонтах (нормальное распределение при достаточно большом количестве блоков). Получены статистические оценки параметров этих распределений по реальным данным. Подтверждена возможность моделирования выхода генерирующих установок в аварию простейшим потоком.

3. Обнаружено, что среднеквадратические величины сга аварийно отключенной мощности (в МВт) зависят от времени наблюдения (длительности реализаций) аналогично известной ранее зависимости стн (МВт) ошибок прогнозирования потребительской нагрузки энергосистем, и обе указанные зависимости обобщены для интервалов наблюдения до 1 года включительно. Дополнительно показано, что приведение аварийно отключенной мощности и отклонений потребительской нагрузки от прогнозировавшихся графиков на каждом часе к совпадающему значению математического ожидания позволяет существенно снизить зависимость и* данных случайных процессов от длительности реализаций.

4. На основе ранее опубликованных статистических результатов получена и аналитически аппроксимирована зависимость среднеквадратической величины ах «минутных» колебаний небалансов мощности в ЭС (ОЭС, ЕЭС) от длительностей их средних периодов и среднего за время наблюдения уровня потребления. На основе современного статистического материала выявленная зависимость обобщена на существенно более широкий диапазон времен наблюдения (от 2−3 ч до суток) и применена для оценки величины вращающегося резерва, необходимого для осуществления вторичного автоматического регулирования частоты и мощности энергосистем.

5. Для учета влияния конфигурации пика суточного графика потребительской нагрузки на оперативный резерв мощности предложено применение теории выбросов случайных процессов, которая позволяет аналитическим путем определять резервируемые характеристики последних при представлении траектории пика суммой мильтигармонического «сигнала» и нормально распределенного случайного шума. Конфигурацию пика суточного графика предложено характеризовать рядом детерминированных параметров: продолжительностью пика, его амплитудой и среднеквадратической величиной отклонений от формы аппроксимирующей кривой.

6. На основе полученных результатов и на основе аккумуляции опыта теоретических и экспериментальных исследований в данной области обосновано и осуществлено полностью аналитическое решение задачи определения аварийной и нагрузочной компонент оперативного резерва мощности, получены зависимости указанных составляющих резерва от уровня электропотребления в ЭЭС, от структуры и надежности генерирующего аппарата, а также от длительности интервалов времени, на которых получаются статистические оценки вероятностных характеристик резервируемых случайных процессов.

7. Обосновано применение частотного критерия к распределению оперативного резерва мощности по категориям и очередям, позволившего поставить в соответствие величине и мобильности резерва первичного, вторичного и третичного регулирования вид, частоту возникновения и продолжительность возмущающего воздействия в ЭЭС. В зависимости от эксплуатационных задач и длительности рассматриваемых интервалов времени (планирование и / или ведение режима) выделяется от двух до шести очередей оперативного резерва энергии и мощности в ЭЭС для регулирования частоты и перетоков.

8. Построена функционально-временная модель оперативного резервирования энергии и мощности в энергосистемах и энергообъединениях, охватывающая все практически значимые интервалы оперативного управления: от автоматического регулирования частоты и мощности в ЭЭС и оперативно-диспетчерского управления режимом до годового планирования энергетических показателей работы крупных энергосистем и энергообъединений. Данная модель реализована в виде расчетов компонент оперативного резерва мощности для энергообъединений ЕЭС России на все необходимые практике сроки, в том числе с учетом возможной интеграции ЕЭС с энергообъединениями стран Западной (11СТЕ) и Центральной (СЕЖ^Е!.) Европы.

9. Полученные аналитические выражения позволяют с заданным уровнем надежности вычислять аварийную и нагрузочную компоненты и оперативный резерв в целом для планирования годового максимума нагрузки в ЭЭС (ОЭС, ЕЭС) при заданной структуре и надежности генерирующего аппарата и упреждении от 1 года до предстоящего часа. Дополнительно по рассмотренной аналитической модели может осуществляться упрощенный учет аварийной взаимопомощи ЭЭС по межсистемным связям, а также учет коррелированности эксплуатационных возмущений в ЭЭС, если имеются предпосылки к существованию такой взаимной вероятностной связи. В разработанной модели резервирования в явном виде могут быть указаны потребности ЭЭС в резерве энергии (топлива), которые определяются входящими в аналитические выражения математического ожидания аварийно отключенной мощности генерирующих установок ЭЭС и ошибок прогнозирования потребительской нагрузки влияющими факторами. Для заданной реализации последних оценки необходимых поддерживаемых резервов энергии вычислены для всех энергообъединений ЕЭС России.

10. На основе предложенной в работе модели для фиксированного значения риска 8=0,004 вычислены нагрузочная и аварийная составляющие и оперативный резерв в целом для планирования годового максимума нагрузки с упреждением от 1 года до предстоящего часа для всех энергообъединений ЕЭС России. Приведенное к базису максимума нагрузки ЕЭС значение оперативного резерва мощности при годовом планировании составило от 5,4% до 6,8% при квадратическом и арифметическом суммировании его аварийной и нагрузочной компонент без учета межсистемной взаимопомощи ОЭС. Полученные результаты послужили основанием для принятия в 1997 г. Федеральной Энергетической Комиссией рекомендаций о 6% резервировании мощности всех работающих энергетических установок ЕЭС России. С учетом 6% резерва также осуществляется планирование тарифов на электроэнергию, поставляемую на ФОРЭМ (телетайпограмма № 204 / 5 -1 от 09.07.97 за подписью Директора РДЦ Дорофеева В.В.).

11. В ближайшие годы возможна интеграция крупнейших энергетических систем Востока и Запада в Евро-Азиатское объединение, которое могло бы охватить западно — (1ЮТЕ) и центрально -(СЕЖЖЦ европейские энергообъединения, ЕЭС России, а также ЭЭС сопредельных с нею стран Балтии и СНГ. В настоящей работе в рамках разработки согласованных принципов обеспечения надежности параллельной работы этого объединения проведено обоснование методик расчета резервов первичного, вторичного и третичного регулирования частоты и активной мощности в ЭЭС России с целью приближения последних к уровню стандартов 11СТЕ. На основании приводимых в работе принципов резервирования произведена укрупненная оценка количественных и качественных показателей включенного резерва мощности, предназначенного для автоматического регулирования частоты в ЕЭС России на уровне стандартов УСТЕ.