Обеспечение балансов мощности и энергии электроэнергетических систем с распределенной генерацией Самойленко Владислав Олегович

Содержание к диссертации

Введение

Глава 1. Влияние распределенной генерации на балансы мощности и энергии 12

1.1. Основные особенности РГ 12

1.2. Распространение РГ в ЕЭС России 13

1.3. Порядок формирования балансов мощности и энергии

1.3.1. Теоретические основы 22

1.3.2. Подходы к формированию балансов мощности и энергии. Иерархия диспетчерского управления энергосистемами 23

1.3.3. Принципы, методы и средства поддержания балансов 27

1.3.4. Информационное обеспечение регулирования балансов мощности и энергии 32

1.3.5. Проблема управления распределенной генерацией 33

1.4. Влияние РГ на формирование балансов мощности и энергии 37

1.4.1. Увеличение погрешности прогноза и планирования балансов 38

1.4.2. Последствия увеличения погрешности прогноза нагрузки вследствие функционирования РГ 51

1.5. Выводы по Главе 1 61

Глава 2. Территориально-сетевой принцип обеспечения балансов мощности и энергии ЭС с РГ 63

2.1. Неэффективность непосредственной интеграции РГ в существующие уровни диспетчерского управления 63

2.2. Территориально-сетевой принцип формирования балансов мощности и энергии

2.2.1. Суть принципа 67

2.2.2. Сокращение зон контроля за балансами. Наблюдаемость и управляемость объектов РГ 70

2.2.3. Сокращение диспетчерского и коммерческого интервалов на уровнях ведения и управления РГ. Приоритет оперативного планирования перед краткосрочным 71

2.2.4. Целесообразность автоматической коррекции графика мощности на уровнях ведения и управления РГ 75

2.3. Решение основных и сопутствующих балансовых задач субъектами энергетики 106

2.3.1. Энергосбытовые компании 106

2.3.2. Системный оператор 107

2.3.3. Электросетевые компании 108

2.4. Выводы по главе 2 111

Глава 3. Информационное ведение генерации в распределительных сетях и системах электроснабжения 113

3.1. Проблемы учета влияния РГ в распределительных сетях и системах электроснабжения 113

3.1.1. Проблема наблюдаемости и получения информации об элементах с отсутствующими измерениями 113

3.1.2. Проблема увеличения погрешности определения перетоков и потерь ЭЭ по данным счетчиков при подключении РГ 114

3.2. Перспективные задачи учета влияния РГ в распределительных сетях и системах электроснабжения 118

3.2.1. Оперативный и плановый контроль балансовых показателей РГ 118

3.2.2. Определение параметров сбалансированности и электрических границ потребительских энергосистем 119

3.2.3. Оценка вариативности перетоков ЭЭ 120

3.3. Решение балансовых задач взаимодействия РГ с распределительными

сетями на основе методики энергораспределения 121

3.3.1. Методика энергораспределения 121

3.3.2. Модифицированная методика энергораспределения

3.4. Применение методик энергораспределения 130

3.5. Выводы по главе 3 130

Глава 4. Координация перспективного развития распределенной генерации. Коммерческое управление потребительскими энергосистемами 132

4.1. Функционирование РГ в рамках концепции интегрированного планирования энергоресурсов 132

4.2. Взаимосвязь параметров РГ и тарифных составляющих графиков ее нагрузок 133

4.2.1. Управление мощностью и энергией РГ 133

4.2.2. Ценовые категории розничного рынка электроэнергии 134

4.2.3. Структура потребляемых из сети мощности и энергии при наличии собственной генерации 136

4.3. Исследовательская методика выбора мощности и состава генерирующего оборудования ПЭ 143

4.3.1. Описание методики 143

4.3.2. Идентификация исходных данных 147

4.3.3. Определение мощности и состава генерирующего оборудования 150

4.3.4. Результаты применения методики 162

4.4. Выводы по главе 4 175

Заключение 177

Перечень сокращений и обозначений 179

Список литературы 181

• Принципы, методы и средства поддержания балансов
• Территориально-сетевой принцип формирования балансов мощности и энергии
• Проблема наблюдаемости и получения информации об элементах с отсутствующими измерениями
• Структура потребляемых из сети мощности и энергии при наличии собственной генерации

Введение к работе

Актуальность работы. Существует общемировая тенденция развития и распространения распределенной генерации (РГ). Под термином «распределенная генерация» в работе понимается совокупность модульных генерирующих установок мощностью до 25 МВт, вырабатывающих электрическую энергию (ЭЭ) вблизи точки потребления. В Единой энергетической системе России (ЕЭС) большинство объектов РГ подключается к распределительным сетям и системам внутреннего электроснабжения потребителей на классы напряжения 0,4-110 кВ. В ЕЭС РГ представлена, прежде всего, установками на углеводородном топливе, в зарубежных станах преимущественно развивается РГ на основе возобновляемых источников энергии (ВИЭ).

Планирование и поддержание балансов мощности и энергии в энергосистеме (ЭС) осуществляется структурами коммерческого и системного операторов (СО) на основе правил и регламентов оптового рынка путем прогнозирования графиков нагрузки, планирования графиков генерации и их оперативной коррекции. Одним из главных признаков РГ является ее неучастие в работе оптового рынка. Кроме того, в настоящее время в функции электросетевых компаний не входит планирование балансов мощности, а также краткосрочное планирование балансов энергии. Таким образом, РГ непосредственно не входит в структурную иерархию формирования балансов мощности и энергии. В ЕЭС России исторически генерирующие агрегаты установленной мощностью до 5 МВт находятся в технологическом управлении своих собственников и не учитываются в рамках объектного подхода к формированию балансов. Единичная мощность установок РГ по системным меркам незначительна. Однако, с учетом развития РГ, потенциальное количество установок РГ в системе может достигать десятков и сотен единиц.

Возникает весомая составляющая балансов мощности и энергии, формирующаяся за рамками системной иерархии. По оценкам, представленным в работе, к 2016 г. доля РГ в балансе мощности Свердловской области может составлять 4,16 %, Пермского края – 4,68 %, что сопоставимо с погрешностью прогноза нагрузки на уровне ЭС в 4 %. РГ уменьшает нагрузочную часть балансов мощности и энергии и косвенно учитывается СО при прогнозировании нагрузки в целом по ЭС. Однако, в отличие от электрической нагрузки, РГ является активной составляющей балансов: мощность, выработка энергии, стратегии загрузки, ремонтные графики РГ нерегулярны и могут изменяться на коротких интервалах времени. Отсутствие диспетчерского ведения и управления в отношении РГ, самостоятельное определение РГ своего графика работы приводят к увеличению неравномерности графиков нагрузки в ЭС и увеличению погрешности их прогнозирования. Мировой опыт показывает, что распространение РГ, особенно на основе ВИЭ, приводит к возникновению погрешности прогноза мощности нагрузки и плана генерации в десятки процентов.

Увеличение общей погрешности прогноза нагрузки по ЭС приводит и к неравномерному увеличению погрешностей прогноза мощности отдельных

узлов – центров питания распределительных сетей. Системные и сетевые ограничения на этапе планирования режимов контролируются на основе расчета данных режимов с прогнозными значениями нагрузок узлов. Увеличение погрешностей прогноза узловых мощностей ведет к погрешности расчета режимных параметров, к невозможности контроля сетевых ограничений, к потенциальной перегрузке оборудования. Потребность контроля сетевых ограничений возникает и в распределительных сетях, где ранее выполнение ограничений закладывалось на этапе проектирования. В условиях ненаблюдаемой РГ точные расчеты и контроль ограничений невозможны.

Вышеперечисленные особенности требуют коррекции существующих подходов к обеспечению балансов ЭЭ и мощности в ЭС с РГ. Ключевая проблема встраивания РГ в существующую иерархическую структуру оперативно-диспетчерского управления – возможность и обоснованность информационного взаимодействия отдельных объектов РГ с диспетчерскими центрами. Решение балансовых задач целесообразно с учетом особенностей основных информационных систем, применяемых для контроля балансов мощности и ЭЭ. К таким системам относятся автоматизированные системы диспетчерского управления (АСДУ), автоматизированные системы контроля и учета электроэнергии (АСКУЭ). Погрешность планирования и контроля РГ данными системами в значительной мере будет зависеть от диспетчерского интервала (ДИ) – отрезка времени, определяющего периодичность смены заданной мощности генераторов.

Объекты РГ обладают короткими сроками ввода в эксплуатацию, отсюда актуальны вопросы долгосрочного планирования и перспективного развития ЭС с РГ. На выбор оптимальных параметров РГ и стратегии загрузки влияют параметры нагрузки, а также ценовые сигналы рынков ЭЭ.

В работе рассматривается компенсация увеличения погрешности прогноза графиков нагрузки при росте доли РГ за счет сокращения зон контроля балансов, уменьшения диспетчерского и коммерческого интервалов и коррекции тарифных моделей для коммерческого управления РГ и координации ее перспективного развития. Хотя в работе расчетные примеры и их количественные результаты приведены, прежде всего, для более распространенной в ЕЭС в настоящее время углеводородной РГ, принципиально положения работы и качественные оценки применимы для всех видов РГ.

Цель работы – разработка принципов и методов обеспечения балансов мощности и энергии электроэнергетических систем с распределенной генерацией. Для достижения цели в рамках работы решались следующие задачи:

1. Анализ влияния РГ на балансы мощности и энергии ЭС. Оценка эффективности существующей и перспективной структурной иерархии диспетчерского управления РГ.

2. Исследование влияния диспетчерского интервала АСДУ на погрешность планирования балансовых и технико-экономических показателей РГ;

3. Решение балансовых задач распределительных сетей при осуществлении контроля РГ с помощью АСКУЭ.

4. Анализ влияния составляющих тарифных моделей рынка ЭЭ на стратегию загрузки, мощность и выработку энергии РГ в составе ПЭ.

Научная новизна работы:

4. Показано влияние РГ на формирование балансов мощности и энергии в ЭС и точность их прогнозирования;

5. Обоснован переход от объектного принципа формирования балансов к территориально-сетевому с сокращением зон контроля за балансами;

6. Выявлена целесообразность уменьшения диспетчерского интервала при интеграции объектов РГ в существующие и новые уровни иерархии диспетчерского управления;

7. Показана эффективность учета влияния РГ на потоки и потери ЭЭ в распределительных сетях с использованием модифицированной методики энергораспределения;

8. Разработан комплексный подход к определению оптимальных технико-экономических параметров объектов РГ с учетом их нагрузок на основе составляющих тарифных моделей рынков ЭЭ: мощности, энергии и отклонения фактического электропотребления от планового, а также перспективной составляющей, направленной на снижение дисперсии мощности ПЭ.

Практическая значимость заключается в повышении точности планирования и поддержания балансов мощности и энергии в ЭС, что ведет к повышению точности поддержания частоты, перетоков мощности и энергии. В балансах учитываются источники мощности и энергии в виде РГ. Обеспечиваются наблюдаемость и управляемость большинства объектов генерации. Предложенная структура оперативно-диспетчерского управления позволяет не допустить роста информационной загрузки ее традиционных уровней, что потенциально ведет к повышению скорости и безошибочности управления. Использование собственниками РГ представленной в работе методики выбора оптимальных параметров РГ ведет к снижению затрат и получению экономической выгоды. Учет балансовых свойств РГ ведет к улучшению технико-экономических параметров распределительных сетей.

Методы исследований. В ходе выполнения работы использовались методы системного анализа; методы теоретических основ электротехники; методы математического моделирования, параметрической оптимизации, математической статистики; для расчетов использовались программные комплексы RASTR и «Баланс v.4.0».

Основные положения диссертации, выносимые на защиту:

9. Результаты анализа влияния РГ на балансы мощности и ЭЭ, влияния диспетчерского интервала на точность поддержания балансов ПЭ и РГ.

10. Территориально-сетевой принцип формирования балансов мощности и энергии распределительных сетей с РГ.

11. Методика для определения параметров РГ, загрузки элементов сети и потерь ЭЭ в распределительных сетях с РГ на основе измерений величин ЭЭ.

12. Методика определения оптимальных параметров РГ в зависимости от составляющих тарифных моделей рынков ЭЭ.

Личный вклад автора: теоретические и методические положения работы, данные численных экспериментов и расчетных примеров были получены лично автором. Концептуальные положения работы, постановка задачи и анализ результатов обсуждались совместно с научным руководителем.

Достоверность результатов обеспечена корректным использованием математического аппарата, соответствием результатов теоретического анализа и вычислительных экспериментов, успешным использованием положений диссертации в ходе выполнения научно-исследовательских работ для энергокомпаний, обсуждением положений и результатов работы с зарубежными и российскими специалистами в ходе конференций и научных мероприятий.

Апробация работы: основные положения и результаты диссертационной работы представлены на Всероссийском семинаре «Проблемы подключения и эксплуатации малой генерации» в рамках деятельности подкомитета C6 РНК СИГРЭ ), заседание 16.03.2017, г. Екатеринбург. Отдельные положения работы представлены на заседаниях семинара 25.02.2016, 27.11.2015, 23.04.2015.

Положения работы представлены на конференциях:

57^th International Scientific Conference on Power and Electrical Engineering of Riga Technical University (RTUCON), 2016, Рига, Латвия;

International Conference on Renewable Energies and Power Quality (ICREPQ'16), Мадрид, Испания;

2^nd International Conference on Industrial Engineering, Applications and Manufacturing (ICIEAM), 2016, Челябинск, Россия;

IEEE International Conference on Industrial Technology (ICIT-2015), 2015, Севилья, Испания;

1^st International Conference on Mathematical Methods & Computational Techniques in Science & Engineering (MMCTSE), 2014, Афины, Греция;

CIGRE SC C6 2013 Colloquium Yokohama, 2013, Токио, Япония; и др.

Публикации автора по теме диссертации.

Содержание диссертационной работы отражено в 22 публикациях, в числе которых 5 статей в рецензируемых научных изданиях, рекомендованных ВАК; 7 статей в источниках, индексируемых базой Scopus, и 3 статьи в источниках, индексируемых базой Web of Science.

Внедрение результатов работы. Методика выбора мощности и состава генерирующего оборудования РГ, расчета технико-экономических показателей использована в рамках НИР «Разработка и внедрение автономных систем электроснабжения для повышения качества и надежности электроснабжения удаленных потребителей мощностью до 100 кВт» (договор № 112/2014 от 01 июня 2014 года). Положения главы 3 работы в части расчета потоков и потерь энергии использованы в НИР «Разработка методик и математического обеспечения по расчету режимов энергораспределения и локализации нетехнических потерь электроэнергии. Пилотный проект МРСК Урала» (договор № 164/2015 от 21 июля 2015 года).

Объем и структура диссертации. Работа включает введение, 4 главы, заключение и список литературы. Материал изложен на 207 страницах, включает 88 рисунков, 46 таблиц. Список литературы включает 184 позиции.

Принципы, методы и средства поддержания балансов

Как уже было сказано ранее, целевой показатель развития ВИЭ в РФ составляет 4,5 % доли выработки ЭЭ. К примеру, при среднем коэффициенте использования мощности ВИЭ в 10 %, характерного для климатических условий Среднего Урала и аналогичных [12] климатических зон, доля ВИЭ в установленной мощности должна составлять 45 %, что требует коренного пересмотра принципов функционирования ЭС.

Далее на примере ОЭС Урала оценивается степень распространения РГ в энергосистеме России. Доля РГ в ОЭС Урала показывает устойчивый рост, например, по Свердловской области с 2010 года доля РГ выросла почти в 5 раз. В настоящее время ее доля в общем балансе ОЭС Урала оценивается на уровне 2 %. Следует отметить, что существующие оценки доли РГ в балансах мощности и энергии как в России, так и на Урале могут разниться. Это связано как с различными источниками информации и каналами ее получения, так и особенностями учета мощности РГ. К официальным источникам относятся сведения сетевых компаний, Системного оператора, энергосбытовых компаний, профильных министерств субъектов Федерации (прежде всего, энергетики и промышленности). Однако, ввиду того, что РГ не всегда получает ТУ на ТП (не всегда выполняет требования ТУ для юридического закрепления статуса), часто подключается к внутренним системам электроснабжения, не участвует в рынках электроэнергии и мощности, не попадает под оперативно-диспетчерское ведение СО ЕЭС в случае установленной мощности менее 5 МВт, - она может быть вне поля видимости вышеперечисленных организаций. Одним из способов получения информации об объектах РГ является анкетирование потенциальных собственников, рассмотрение списков выполненных проектов энергостроительных и энергосервисных компаний. Эти и другие особенности поиска РГ по источникам информации приведены в [10]. В таблице 1.7 приведены данные по величине РГ по ОЭС Урала.

Энергосистема Оценочные ирасчетныеданныенаучныхорганизаций иконсалтинговыхкомпаний,2016 г., % Данные ОАО "СО ЕЭС", 2016 г., % ДанныеОАО"Россети", 2013г., % Среднее значение, % Среднее значение, % Башкирская 2,00

Как видно из таблицы, при среднем уровне РГ в 2-3 % ее доля в отдельных энергосистемах и соответствующих субъектах Федерации доходит до 5 %. Научные организации и консалтинговые компании в целом дают большую степень распространения РГ, однако не учитывают отдельные объекты генерации, по мощности попадающие под определение «распределенная генерация», но по функциональным особенностям ей не являющиеся - например, маломощные паросиловые агрегаты на крупных ТЭЦ. В поле зрения Системного оператора попадают объекты с установленной мощностью свыше 5 МВт, поэтому значения более низкие, несмотря на наиболее «свежие» данные.

Традиционно в системной энергетике доля генерации и степень её изменения соотносятся с установленной мощностью энергосистемы, в которой эта генерация работает. В диссертации предлагается альтернативный способ расчета доли РГ – относительно максимума мощности электрической нагрузки. Это целесообразно по следующим причинам: 1. Большинство РГ - потребительская, для энергоснабжения собственных нужд предприятий;

2. РГ также не включает резервы генерирующих мощностей (горячий, холодный, вращающийся), принятые в системной энергетике и значительно увеличивающие долю системной генерации в установленной и рабочей мощностях;

3. Такой подход целесообразен после рассмотрения особенностей влияния РГ на балансово-режимную ситуацию и иерархию управления в энергосистеме, представленных далее в п. 1.3.2.

Интересным также является учет РГ в балансе энергии. Следует отметить, что, с одной стороны, для РГ выгодна загрузка по выработке электроэнергии, близкая к номинальной. С другой стороны, особенности в виде применения когенерации, рассмотренной далее, сравнительно низкая надежность (см. главу 2) могут снижать годовой коэффициент использования установленной мощности менее чем 60 %, что ниже показателя крупных конденсационных электростанций. Отсюда доля РГ в балансе энергии в среднем вдвое ниже, чем в балансе мощности.

По состоянию на конец 2015 г. - начало 2016 г. количество строящихся объектов РГ на территории РФ оценивается в 1345 единиц [10].

В настоящее время в России существует ряд проблем, связанных с развитием РГ [26-30], с которыми сталкиваются субъекты энергетики – прежде всего, потребители-собственники такой генерации.

1. Отсутствуют НТД, регламентирующие технические требования к объектам РГ, с учетом их типологии, а также особенностей их подключения и функционирования в составе ЕЭС России – «административная» проблема. Отсутствие конкретных документов, на основе которых трактуется термин «распределенная генерация» и предоставляется нормативно-правовая база для ее эффективного развития - одна из ключевых проблем, тормозящих развитие РГ. Ввиду отсутствия разграничения между системной генерацией большой мощности и потребительской РГ малой мощности, создаваемой для нужд электроснабжения, подключение и работа объектов РГ зачастую неоправданно усложняется, а ее собственник сталкивается с тратами, сопоставимыми с тратами на крупную электростанцию, работающую на оптовом рынке электроэнергии и мощности.

По состоянию на 2016 г. проблема находится в стадии решения путем создания 4-х ГОСТ по теме РГ, которые предоставят техническую базу для администрирования.

2. Проблема интеграции проектов распределенной генерации в региональные про граммы развития энергетики – «административно-техническая» проблема. Отсутствие информации о величине РГ приводит к искажению перспективных балансов мощности и энергии и, как следствие, к формированию некорректных инвестиционных программ субъектов энергетики. 3. Возможное влияние РГ на балансы мощности и энергии, режимы работы в некоторых узлах энергосистемы и распределительных электрических сетях – «техническая» проблема.

Для распределенной генерации исторически характерна работа в составе локальных участков сетей, называемых в работе потребительскими энергосистемами. Под потребительской энергосистемой понимается комплекс в виде электрических нагрузок, генерации и распределительных систем (систем внутреннего энергоснабжения). Условная схема потребительской энергосистемы приведена на рисунке 1.1.

Следует отметить, что в работе потребительские энергосистемы не рассматриваются как прямой аналог микроэнергосистемам microgrids [31-33]. Принципиальное отличие состоит в том, что микроэнергосистемы включают множество разнородных источников энергии, часто накопители энергии; способны к саморегуляции в установившихся и переходных режимах; полностью сбалансированы и способны к выделению на автономную работу. Потребительские энергосистемы содержат ограниченный и не всегда равный по мощности набор генерации и нагрузок; нуждаются в работе параллельно с сетью.

Территориально-сетевой принцип формирования балансов мощности и энергии

Рассмотренный эффект, в свою очередь, приводит к уменьшению числа часов использования установленной мощности крупных электростанций 8760Pср/Руст. Например, в европейских странах снижение выработки крупными электрическими станциями в базовых режимах в пользу распределенной генерации привело к тому, что ЧЧИУМ крупных электростанций только за 5 лет сократилось с 5100 до 3200 часов (КИУМ Pср/Руст с 58 % до 36,5 % - на 40 % от базовой величины) без существенных изменений графика нагрузки [61], что представлено на рисунке 1.12. Крупные электростанции обладают сроками окупаемости порядка 10-20 лет, и уменьшение выработки электроэнергии вместе с ростом относительного расхода топлива приводит к увеличению сроков окупаемости на 50 % относительно плановых - до 15-30 лет.

На протяжении последних 10 лет ЕЭС имеет тенденцию к флуктуации потребляемой мощности и росту электропотребления в среднем не более 0,3 %/год [41, 51]. Следует отметить, что данные показатели обеспечены, в том числе, за счет присоединения новых ЭС на параллельную работу и роста доли бытового сектора. Потребление крупным производством вследствие улучшения его эффективности или макроэкономических причин практически не растет, в отдельных ЭС снижается. Крупное производство потребляет электроэнергию преимущественно на оптовом рынке, вырабатываемую крупными системными станциями. При этом темпы роста крупной генерации составляют в среднем 2 % в год. При снижении или даже постоянстве мощности и электропотребления крупными предприятиями системная генерация не может восполнить это за счет мелкомоторной промышленности и быта, если их обеспечивает вводимая РГ.

Факт вытеснения одного вида генерации другим, более востребованным, сам по себе не является отрицательным. Но данный процесс вытеснения должен быть контролируемым. Если наблюдаемая и управляемая генерация при оперативно-диспетчерском управлении, которое рассчитано на эти две ключевые особенности, заменяется на ненаблюдаемую и неуправляемую, это ведет к прямым рискам функционирования ЭС.

Уменьшение базовой части системного графика нагрузки приводит к росту вариации графиков мощности и увеличению относительной скорости набора и сброса нагрузки (dP /dt)/Pср и (dP /dt)/Pi. Это приводит к ухудшению условий работы крупной генерации с точки зрения маневренности и мобильности (рисунок 1.13). В энергосистемах стран мира, таких как Дания, Франция, США и другие введены или вводятся ограничения на скорость изменения мощности РГ [11, 27-30, 45].

Погрешность при определении мощности РГ, в том числе и работающей в составе нагрузки, приводит к погрешности оценки необходимых системных резервов, в первую очередь, оперативных (горячих и вращающихся). Далее представлен пример на основе ситуации 28 мая 2012 в энергосистеме CAISO. Сочетание ряда факторов, таких как: высокая выработка всех видов наблюдаемой РГ, наличие прямых договоров поставки ЭЭ потребителю у ГЭС, погрешность прогноза нагрузки, включающей ненаблюдаемую РГ, привели к отсутствию резерва на разгрузку (рисунок 1.14) Мощность, ГВт 40.000

Подобная погрешность вторичного резерва ведёт к отсутствию возможности восстановления первичного резерва для обеспечения процесса регулирования частоты.

Отдельно следует упомянуть влияние некоторых видов РГ и накопителей энергии на процесс регулирования мощности, связанный с регулированием частоты. Генерирующие установки, осуществляющие выдачу мощности со стороны постоянного тока на сторону переменного тока через инвертор, зачастую не участвуют в регулировании частоты, поскольку данные инверторы являются преимущественно частотоведомыми [85]. Такие установки обладают свойствами, схожими с генерацией, работающей в базовой части графика нагрузки.

Генерация, основанная на возобновляемых источниках энергии, обладающих «стохастическим» характером выработки (солнце, ветер), на длительных промежутках времени обладает относительно стабильной выработкой электроэнергии, близкой к расчетной. Однако, рабочая мощность за короткий промежуток времени может меняться в зависимости от влияющих факторов от 0 до установленной. При этом средняя точность прогноза мощности генерации составляет 20-30 %. Все это значительно ухудшает эффективность обеспечения баланса мощности и тем более регулирования частоты с помощью такой генерации [12, 61, 86].

Общие сетевые эффекты

Важная проблема, связанная с появлением РГ и увеличением погрешности прогноза нагрузок – ухудшение качества расчета режимов и контроля сетевых ограничений. Прогноз нагрузок и расчеты системных и сетевых ограничений выполняются с учетом эквивалентирования распределительных сетей до центров питания 110 кВ. В соответствии со статистикой, представленной в п. 1.3.2, в каждой ЭС в расчетную модель входит в среднем 175 узлов и 270 ветвей, из которых в среднем 117 улов (67 %) и 150 ветвей (55 %) относятся к классу напряжения 110 кВ.

В настоящее время прогноз электрической нагрузки выполняется службами энергетических балансов и режимов филиалов СО. Как правило, прогноз на определенный период времени выполняется по энергорайону с получением значения мощности нагрузки. Далее значения мощностей по узлам 110 кВ – центрам питания распределительных сетей - разносятся в соответствии с расчетными долевыми коэффициентами, полученными на основании контрольных замеров, реже непосредственно пропорционально данным контрольных замеров [87]. Перетоки мощности и сетевые ограничения в общем случае контролируются с помощью расчета режимов на основании прогнозных нагрузок и планируемой генерации по узлам.

Увеличение общей погрешности прогноза нагрузки по ЭС приводит и к неравномерному увеличению погрешностей прогноза мощности отдельных узлов 110 кВ. Системные и сетевые ограничения на этапе планирования режимов контролируются на основе расчета данных режимов с прогнозными значениями нагрузок узлов. Увеличение погрешностей прогноза узловых мощностей ведет к погрешности расчета режимных параметров, к невозможности контроля сетевых ограничений, а отсюда - к потенциальной перегрузке оборудования. В соответствии с официальными данными «Режимных ограничений ВСВГО» [41], 42-50 % сетевых ограничений относятся к сечениям 110 кВ и составляют по мощности 100-300 МВт в зависимости от конкретной схемно-режимной ситуации. Ненаблюдаемые и неучтенные объекты РГ при порядке мощности их в 25 МВт (8-25 % от ограничений) могут существенно влиять на режимы распределительных сетей. Как правило, ограничения влияют на балансы и режимы: 1. Центров питания распределительных сетей, в условиях замыкания связанных с ними транзитов и размыкания транзитов более высоких классов напряжения;

Проблема наблюдаемости и получения информации об элементах с отсутствующими измерениями

По факту прохождения реального негладкого и неравномерного графика взамен усредненного планового из-за ограничений по мобильности и маневренности возникают погрешности , связанные с балансом мощности (dP/dt, Pmin, Pmax, Pср) и балансом энергии (tP, W).

Решением данной проблемы является уменьшение (варьирование) величины ИКМ, детализация рассмотрения и планирования основных процессов в распределительных сетях на отдельном уровне иерархии управления РГ и ПЭ. Результирующий график, полученный на таком уровне, может рассматриваться далее на более высоком уровне. Положения, представленные в п. 2.2.5, отражают, насколько точно удастся выдержать план, и каковы будут отклонения, связанные с недостатками информационного обеспечения, свойствами оборудования РГ и стратегиями загрузки. Происхождение плана может быть любым, и в первую очередь, он может быть разработан на уровнях ПЭ и ВЭ.

Критерием выбора ИКМ для нужд информационного обеспечения ПЭ может служить интервал времени в нормальном режиме, за который нагрузка не может измениться на величину большую, чем величина приращения или снижения загрузки генерации по условиям скорости набора/снижения нагрузки или по величине отклонения от заданной уставки (например, среднего значения) до границы регулировочного диапазона. Важно также отметить, что в практике управления энергосистемами существуют нормируемые временные отрезки ИКМ, значение которых меньше значения ДИ. Так, например, на ввод режима в допустимую область диспетчеру энергосистемы или объединения энергосистем дается 20 мин. [3], что составляет 33 % от продолжительности ДИ. Абсолютная величина такого временного отрезка велика для ПЭ. Для относительной величины проведение аналогий может не иметь смысла, т.к. в ПЭ необходима отстройка от минимального фактического времени протекания электромеханических и электромагнитных переходных процессов – например, при недостаточных «демпфирующих» свойствах сети в условиях резкопеременных нагрузок. Электрические постоянные времени генераторов, соответствующих по мощности используемым в РГ, составляют порядка 1 с, механические порядка 2-4 с [110].

Для количественной оценки и исследования влияния величины ИКМ на соответствие плановым балансовым и технико-экономическим характеристикам ПЭ с РГ выполняется моделирование покрытия типового негладкого и неравномерного графика малого промышленного предприятия с современными станками и роботизированными манипуляторами на уровне ТП 10/0,4 кВ.

Планирование оперативных графиков осуществляется с помощью оценки возможности покрытия прогнозного графика, полученного по предыдущим 15 минутам. В работе не ставилась задача сопоставления точности различных моделей и методов прогноза. Оценка покрытия прогнозного графика выполнялась по факту моделирования прохождения этого графика установками РГ. Рассматривались различные интервалы усреднения нагрузки и соответствующие значения ИКМ генераторов, которые в общем случае могут быть не равны ДИ. Как показано далее, усреднение прогнозных графиков нагрузки и выбор длительных ИКМ ведёт к погрешности планирования балансов, особенно в сочетаниях с различными применяющимися для РГ стратегиями загрузки.

Характеристика электрических нагрузок РГ

Изучению свойств электрических нагрузок посвящено множество работ по теории и практике электроэнергетических систем и сетей, систем электроснабжения, например, [111, 112]. Вопросы измерений, контроля и учета электрической энергии и мощности всегда связаны с вопросами информационного обеспечения регулирования балансов мощности и энергии, в том числе, с выбором необходимых свойств измерений [55, 86, 113, 114].

Основной тенденцией, описывающей поведение электрической нагрузки, является выравнивание (по амплитуде) и сглаживание (по величине первой производной для нерегулярных колебаний) графиков нагрузки при рассмотрении на более высоких уровнях объединений от отдельных электроприемников до уровня крупных энергосистем. Например, как было рассмотрено в п. 1.3.1, в крупных энергосистемах нерегулярные колебания нагрузки величиной 1-3 % обладают длительностью несколько минут. Минимум нагрузки при регулярных колебаниях даже в условиях тенденции разуплотнения графиков нагрузок составляет порядка 50 %. Нагрузка крупных энергообъединений хорошо описывается нормальным распределением [112]. Для отдельных электроприемников и даже их групп характерны резкопеременные графики нагрузки с изменением мощности 0-100 % с циклами порядка секунд и десятков секунд. Процесс потребления энергии (мощности) на данном уровне может рассматриваться как нестационарный. В распределительных сетях и системах электроснабжения, к которым подключается РГ, влияние колебаний мощности и электроэнергии вследствие включения-отключения отдельных мощных электроприемников велико.

Особенности поведения электрической нагрузки оказывают прямое влияние на регулирование балансов мощности и энергии, а значит, на процесс оперативно-диспетчерского управления и ведения, построения АСДУ и информационных систем в энергетике.

Далее на примере тестовой схемы производится оценка влияния увеличения интервала усреднения электрических параметров на достаточность информации для точного регулирования балансов мощности и энергии с помощью РГ.

В качестве тестовой схемы используется схема сети, приведенная на рисунке 2.8. Её уровням соответствуют различные графики нагрузок. На схеме приведена условная схема подключения предприятия легкой и химической промышлености в г. Екатеринбург, для которого рассматривается возможность установки собственной генерации, по отношению к системе являющейся распределенной.

Для ОЭС Урала график взят в соответствии с официальными данными - индикаторами работы Единой энергосистемы [41, 51]. График ОЭС Урала приведен на рисунке 2.9. Для ПС «Сибирская» 110/35/10/6 кВ график взят в соответствии с данными измерений АСКУЭ оптового рынка, имеющимися в распоряжении Свердловского филиала АО "ЭнергосбыТ Плюс" и АО «Екатеринбургская электросетевая компания». АСКУЭ охватывает ПС по всем присоединениям на стороне 110 кВ. График суммарной нагрузки ПС приведен на рисунке 2.10.

Структура потребляемых из сети мощности и энергии при наличии собственной генерации

В настоящей главе рассматривается следующая совокупность вопросов: влияние исходной информации и проектных решений по выбору состава и мощности РГ на балансовые и технико-экономические параметры функционирования ЭС.

Задачи перспективного развития ЭС предусматривают планирование перспективных балансов мощности и энергии с учетом мощности и состава генерирующего оборудования. Как было рассмотрено ранее, информационное и оперативное ведение в отношении РГ может быть затруднено или может охватывать не всех субъектов. Возникает задача исследования и оценки основных закономерностей развития функционирования РГ, основывающихся на логике основных инициаторов ее развития [116, 124, 139-142], которая отлична от применяющихся для крупных электрических станций моделей оптимального развития энергосистем [143, 144].

Ключевой фактор, влияющий на технические и технологические параметры РГ, а также стратегию загрузки – её экономическая эффективность. Рынки электроэнергии и мощности выступают основными регуляторами эффективности РГ, влияя и на балансовый вклад РГ [145-150]. Возникает задача выявления связи технико-экономической эффективности функционирования ПЭ при строительстве и функционировании РГ с балансовыми параметрами ПЭ в условиях рынка. При этом коммерческое управление и перспективное развитие взаимосвязаны друг с другом. Влияние тарифных составляющих на мощность, выработку ЭЭ и стратегию загрузки РГ является коммерческим управлением РГ и ПЭ с РГ. Планирование такого управления целесообразно рассматривать на этапе перспективного развития, поскольку в зависимости от установленной мощности круг возможных и эффективных значений мощности, выработки ЭЭ и стратегий её загрузки значительно изменяется.

Развитие различных и разнородных видов генерации необходимо для комплексного энергообеспечения территории, диверсификации первичных источников энергии и увеличения энергоэффективности. Для этого в мировой практике применяется подход в рамках концепции интегрированного планирования энергоресурсов (IRP, Integrated {Energy} Resource Planning) [97-99]. Концепция ИПЭР предполагает, что на территории развивается примерно сбалансированный энергорайон с разнородными источниками энергии в нем – прежде всего, с распределенной генерацией. Документы ИПЭР схожи со схемами и программами развития (электро)энергетики, принятыми в субъектах и регионах РФ [10, 15].

В документах IRP рассматриваются вопросы перспективного развития на ближайшие несколько лет, в том числе прогнозные балансы мощности и энергии. Целью таких документов является формирование т.н. "портфолио генерации" и адекватное ему развитие сетевого комплекса. У документа IRP существует важное свойство: в рамках IRP выполненяется конкретизация методов и способов достижения запланированных показателей. Прежде всего, рассматриваются рыночные механизмы, вплоть до введения новых тарифных моделей рынков электроэнергии и рассмотрения цен, необходимых для развития генерации с теми или иными свойствами.

Большинство объектов РГ – собственная потребительская генерация, а для большинства собственников обеспечение экономичного и надежного электро- и энергоснабжения собственной нагрузки с помощью РГ – первостепенная задача, от которой зависят в том числе балансовые показатели РГ по отношению к ЭС. В общем случае данная задача должна решаться в комплексе с учетом технико-экономических свойств нагрузки. Таким образом, интерес представляет исследование влияния тарифных составляющих, по которым оценивается нагрузка РГ, на балансовые и технико-экономические параметры РГ с целью развития генерации с необходимыми свойствами.

Условно можно поделить все составляющие тарифных моделей рынков, влияющие на параметры РГ, на:

1. Основные - плата за электроэнергию, плата за мощность, плата за отклонение фактического объема потребления или генерации электроэнергии от планового объема;

2. К дополнительным составляющим, с помощью которых осуществляется оказание дополнительных услуг рынка (энергосервис), относятся плата за резерв, рассмотренная в п. 2.3.3 плата за дисперсионную составляющую мощности, различные платежи. Как правило, данные составляющие носят концептуальный характер [87-95].

В большинстве научных работ используется упрощенный подход по оценке эффективности РГ, предполагающий ее работу по заданным ценам на электроэнергию и системную нагрузку (произвольный график нагрузки). Такой подход справедлив для генерации, работающей на энергосистему и обеспечивающей выработку и продажу электроэнергии. Вместе с тем, его можно рассматривать как частный случай работы в составе ПЭ, когда электрическая нагрузка за вычетом собственных нужд равна нулю. В общем случае и для собственной генерации существует электрическая нагрузка с различными электрическими параметрами.

Кроме того, рынки электроэнергии с целью обеспечения оптимального регулирования балансов мощности и энергии, а также в интересах различающихся по видам деятельности субъектов энергетики, как правило, обеспечивают более сложную, чем просто плату за электроэнергию, систему тарификации, включающую различные тарифные составляющие [151]. Тарифные составляющие могут различаться по степени доли в конечной цене (стоимости) за услуги электроснабжения и учитываться в различное время суток, что создает соответствующий регулирующий эффект. В РФ подобный эффект могут давать ценовые категории розничного рынка электроэнергии.

РРЭМ наиболее актуален для рассматриваемой в работе РГ и ее нагрузок ввиду мощностей генерации до 25 МВт и мощностей нагрузки до 670 кВт. На розничном рынке электроэнергии покупка электроэнергии осуществляется у гарантирующих поставщиков (энергосбытовых компаний) [53]. Энергосбытовые компании осуществляют покупку мощности и энергии на оптовом рынке и продажу ее на розничном. Как и все участники оптового рынка, энергосбытовые компании планируют свое электропотребление по расчетным интервалам времени и покупают энергию и мощность, отклонения покупаются/продаются на балансирующем рынке.

Также в розничном рынке электроэнергии могут быть производители электроэнергии. Энергосбытовые компании могут покупать электроэнергию на розничном рынке, для гарантирующих поставщиков при этом существует ограничение: покупаемая на розничном рынке электроэнергия не должна быть дороже, чем на оптовом.

При этом на розничном рынке существует ряд ценовых категорий, позволяющих производить оплату за одну или несколько компонент.

1. Электроэнергия потребляется и затем оплачивается по факту. Цены на электроэнергию могут быть независимыми от времени суток (1 ценовая категория на розничном рынке России), или дифференцированными по зонам суток (2-6 ценовая категория, население).

2. Мощность в часы фактического пика для рассматриваемого гарантирующего поставщика определяется как среднее среди максимальной мощности в час фактического пика каждого рабочего дня месяца. В России применяется для 3-6 ценовых категорий.

3. Мощность в часы планового пика, утверждаемые Системным оператором, определяется как среднее среди максимальной мощности в часы планового пика каждого рабочего дня месяца и связана с оплатой услуг по транспорту электроэнергии (ставка за содержание сети).

4. Величина отклонений фактического потребления электроэнергии от заранее запланированного потребителем. При этом цены на величины отклонений могут быть нулевыми при отклонении электропотребления в «благоприятную» для энергосистемы сторону: выше в часы ночного провала, ниже в часы пик. Применяется для 4, 6 ценовых категорий.

В целом потребители 5 и 6 ценовых категорий наиболее «удобные» для энергосбытовых компаний с точки зрения планирования собственных балансов энергии и мощности, поскольку такие потребители максимально замотивированы к равномерному и соответствующему плану потреблению. Потребители 4 ценовой категории по сравнению с 3 в большей степени способствуют снижению пиков энергосистемы, поскольку часы планового пика известны заранее и включают утреннюю и вечернюю зоны, в то время как час фактического пика в сутки единичен и определяется постфактум.

Величина потерь мощности и энергии в сети входит в суммарные мощность и электропотребление гарантирующего поставщика.

На мировых рынках основными составляющими, подлежащими оплате при производстве или потреблении, являются плата за электроэнергию, плата за мощность, плата за отклонение фактического объема потребления или генерации электроэнергии от планового объема. В п. 1.2.2. рассмотрены основные положения и свойства розничного рынка электроэнергии в России, в условиях которого, с учетом верхней границы мощности генерации 25 МВт, как правило и функционируют РГ и ПЭ. При этом составляющие отражают следующие виды затрат: - плата за электроэнергию отражает себестоимость производства электроэнергии и стоимость пусков-остановов генерирующего оборудования, способствует внепиковому потреблению более дешевой электроэнергии; - плата за мощность (оптового рынка) отражает необходимость поддержания резервов генерирующего оборудования для обеспечения первичного и вторичного регулирования частоты и мощности в энергосистеме при росте и спаде нагрузки; - плата за сетевую мощность отражает необходимость поддержания достаточной пропускной способности сети для обеспечения «топологической возможности» выполнения балансов мощности и энергии; - плата за отклонение отражает необходимость поддержания резервов (в т.ч. третичных) генерирующего оборудования с достаточной мощностью и широким регулировочным диапазоном, способным устранить отклонения электропотребления от запланированного.