Содержание к диссертации
Введение
1. Особенности развития энергосистем развивающихся стран и постановка задачи исследования 10
1.1. Краткая характеристика особенностей развития энергосистем небольшой мощности развивающихся стран 10
1.2. Общая задача исследования 20
1.3. Выводы и рекомендации по материалам главы и задачи исследования 20
2. Прогнозирование электрических нагрузок в энерго системах развивающихся стран 23
2.1. Функции и задачи прогнозирования электрических нагрузок в электроэнергетических системах 23
2.2. Краткий обзор методов прогнозирования электрических нагрузок и разработка методики прогнозирования электрических нагрузок в развивающихся странах 25
2.2.1. Метод прямого счета 25
2.2.2. Методы корреляционного анализа 26
2.2.3. Методы экстраполяции 27
2.2.4. Разработка методики прогнозирования электрических нагрузок в развивающихся странах 32
2.3. Прогнозирование потребления электрической энергии энергосистемы с резкопеременным среднегодовым приростом 41
2.4. Выводы и рекомендации по главе 54
3. Резерв мощности генераторов электростанций в энерго системах развивающихся стран 57
3.1. Баланс мощности в энергосистемах 57
3.2. Оценка резерва мощности в энергосистемах небольшой мощности 58
3.2.1. Ремонтный резерв мощности 58
3.2.2. Аварийный резерв 60
3.2.3. Нагрузочный резерв 68
3.3. Ввод новых единичных мощностей агрегатов в энергосистемах небольшой мощности 77
3.4. Экономическая целесообразность эксплуатации устаревших агрегатов электростанций энергосистем 85
3.5. Снижение резерва мощности в некрупных энергосистемах 90
3.6. Выводы и рекомендации по главе 99
4. Компенсация реактивной мощности в энергосистемах при нестабильных удельных стоимостях компенсирующих устройств и потерь электроэнергии 101
4.1. Основные задачи оптимальной компенсации реактивной мощности в электроэнергетических системах 101
4.2. Средства компенсации реактивной мощности и эффективность их применения в энергосистемах развивающихся стран 103
4.2.1. Синхронные машины (СМ) 103
4.2.2. Батареи конденсаторов (БК) 105
4.2.3. Сравнительная экономическая эффективность различных средств компенсации реактивной мощности в энергосистемах развивающихся стран... 108
4.3. Исследование влияния колебания удельных стоимостных показателей компенсирующих устройств и потерь электроэнергии на оптимальную степень компенсации реактивной мощности в сетях энергосистем
4.4. Выводы и рекомендации по главе
Заключение
Литература
- Краткая характеристика особенностей развития энергосистем небольшой мощности развивающихся стран
- Функции и задачи прогнозирования электрических нагрузок в электроэнергетических системах
- Баланс мощности в энергосистемах
- Основные задачи оптимальной компенсации реактивной мощности в электроэнергетических системах
Введение к работе
Место электрификации в современном общественном производстве определяется громадной экономической и социальной эффективностью применения электроэнергии [43]. Для развивающихся стран эта эффективность повышается тем обстоятельством, что они практически отстают во всех экономических и социальных отраслях, а их электрификация просто необходима для начала их развития во всех отношениях. И хотя в настоящее время в развивающихся странах проблемам электрификации уделяется большое внимание, но отсутствие научных критериев ее развития сильно понижает эффективность этого развития. Между тем, расширение областей применения электроэнергии в мире, возрастание ее социально-экономического влияния, особенно в развивающихся странах, делает кардинальной задачей разработку теоретических основ и методов определения рациональных уровней электрификации, структуры и объемов потребления электроэнергии в этих странах.
В настоящее время неравномерность развития является характерной особенностью энергетического и в том числе электроэнергетического баланса в мире [I]. Так, например, развивающиеся страны занимают около одной третьей территории планеты, в них проживает половина населения планеты, но на них приходится лишь ^ 8% производства электроэнергии в мире в целом. Еще более неравномерным является удельное потребление электроэнергии на душу населения. Так, если для развитых стран в настоящее время оно составляет более 8000 кВт.ч./чел, то для развивающихся стран составляет менее 500 кВт.ч./чел, а в отдельных развивающихся странах пока еще на-много ниже. Необходимо также отметить, что добыча значительной доли сырых видов топлива приходится на
развивающиеся страны, между тем, как основное потребление это-
устран,
го топлива приходится на долю капитал-истическихутакая неравномерность производства и потребления энергии, в том числе и электрической, по различным районагл мира вызывает серьезные социально-экономические и политические проблемы и противоречия между капиталлистическими и развивающимися странами, отсталость которых во многом определяется несправедливыми существующими с капиталистическим миром экономическими отношениями.
Основной тенденцией развития современного электроэнергетического хозяйства различных стран мира является концентрация производства электроэнергии и ее централизованного распределения на основе электроэнергетических систем. Энергосистемы в отдельных развивающихся странах находятся еще в стадии образования, а в некоторых других странах пока вовсе несуществуют. Таким образом энергосистемы развивающихся стран не/достигли еще такого уровня, когда можно оптимизировать их генерирующие мощности по имеющимся для крупных энергосистем критериям. Создание же энергосистем и их оптимизация в развивающхся странах в современных условиях далеко не простое дело, в первую очередь потому, что многие вопросы теории и методов оптимизации мелких энергосистем этих стран находятся лишь в стадии становления или вовсе еще не начали рассматриваться. Важной составной частью любой энергосистемы являются генерирующие мощности, поэтому необходимо разработать наиболее совершенные методы и средства оптимизации генерирующих мощностей в этих системах для обеспечения наиболее эффективного развития энергетики и экономики этих стран в целом. Так например, хаотичное укрупнение и неоптимальная структура агрегатов в энергосистемах развивающихся стран в настоящее время
понижает их надежность и тем самшл их и так низкую экономичность. Другая характерная особенность структуры генерирующих мощностей энергосистем развивающихся стран - высокая доля устаревших,в основном дизельных агрегатов. Такая структура в сочетании с низкоэкономичными конденсационными агрегатами создает условия, при которых энергосистемы в развивающихся, особенно ненефтяных странах имеют самую высокую в мире удельную стоимость электроэнергии. Это усугубляется значительным ростом цен в капиталлис-тическом мире на топливо и оборудование в том числе и электрическое, повлекшим за собой нестабильность этих цен в большинстве развивающихся стран.
В данной работе рассматриваются некоторые из основных проблем развития энергосистем развивающихся стран, а именно вопросы оптимизации генерирующих мощностей в них .
В первой главе производится анализ особенностей и условий развития энергетики развивающихся стран. Из этого анализа сделаны основные выводы и рекомендации по учету этих особенностей и поставлена задача исследования данной работы.
Во второй главе, в целях прогнозирования потребности энергосистем развивающихся стран во вводе генерирующих мощностей., разработана методика прогнозирования электрических нагрузок и выработки электроэнергии с учетом нестабильности темпов развития в этих странах. Для этого учета используются два способа: первый способ рассматривает применение двух экстраполирующих функций, первая из которых характеризует начало периода прогнозирования с высокими темпами роста развития, а вторая характеризует конец периода прогнозирования с умеренными темпами роста;
второй же способ заключается в разработке и использовании прогнозирующей формулы, пригодной при любых изменениях среднегодовых приростов развития. На основе предложенной методики произведен прогноз максимальной нагрузки и выработки электроэнергии в Иордании до 2000 г.
В третьей главе рассматриваются вопросы резервирования генерирующих мощностей в энергосистемах небольшой мощности. Для оценки необходимого уровня полного резерва мощности в этих системах анализированы и найдены их нужды в различных его видах. Для нахождения зависимости резерва от максимальной нагрузки системы предлагается модельная энергосистема с постепенно увеличивающейся максимальной нагрузкой от 50 до 2000 МВт . В эту модель агрегаты вводятся через каждые 100-200 МВт и в конце каждого интервала ввода агрегатов расчитываются различные виды резерва и необходимая располагаемая мощность для начала последующего интервала, состоящая из максимальной нагрузки и требуемого полного резерва мощности. Далее переходим к следующему интервалу, расчитывая те же величины и так далее для всех интервалов пока максимальная нагрузка не достигает 2000 МВт. Используя полученные расчетные величины резервов в концах всех интервалов построены графические и получены аналитические зависимости различных видов .резерва и располагаемой мощности от максимальной нагрузки энергосистемы. На основе полученных зависимостей рассматривается проблема укрупнения агрегатов в энергосистемах небольшой мощности, для решения которой предлагается укрупнять агрегаты только при меньших дополнительных затратах на удельный требуемый резерв для укрупненного агрегата, чем сэкономленные
удельные затраты на горючее. Также анализируется экономическая целесообразность эксплуатации устаревших агрегатов энергосистем и разработана формула для определения максимального числа часов использования располагаемой мощности устаревших агрегатов только через их удельные показатели и удельные показатели новых , заменяющих их агрегатов. В конце главы даются рекомендации по снижению резерва мощности в некоторых энергосистемах развивающихся стран.
В четвертой главе рассматриваются задачи компенсации реактивной мощности (KFM) в энергосистемах развивающихся стран. Показывается неконкурентноспособность синхронных двигателей с батареями конденсаторов в целях компенсации реактивной мощности.
Далее исследуется влияние колебания удельных стоимостей компенсирующих устройств и потерь электроэнергии на степень КРМ в распределительных сетях энергосистем. Выявлено, что степень КРМ зависит именно от соотношения этих стоимостей, что позволяет иметь один показатель (вместо двух) необходимой КРМ. Получены аналитические и графические зависимости степени КРМ от соотношения этих удельных стоимостей в практическом диапазоне существования этого соотношения.
Исследование влияния колебания удельных стоимостей компенсирующих устройств и потерь электроэнергии на степень КРМ в распределительных сетях в четвертой главе было проведено при параллельной консультации с доцентом кафедры электрических сис^ тем МЭИ, к.т.н. А.А.Гремяковым.
Краткая характеристика особенностей развития энергосистем небольшой мощности развивающихся стран
Во многих развивающихся странах энергосистемы находятся еще в стадии образования, а в ряде стран объединенные энергосистемы пока не существуют и в ближайшем будущем в этих странах возникнет проблема строительства и развития своих национальных энергосистем.
Пиковая нагрузка небольших энергосистем ( їм ) колеблется от нескольких десятков до нескольких тысяч МВт. Такие энергосистемы имеются и в будущем будут иметься в десятках различных стран мира.
По отдельным странам мира удельный расход электроэнергии на душу населения резко неравномерен,как это показано в табл. I.I. Из этой таблицы видно, что в настоящее время удельное потребление электроэнергии в развивающихся странах ниже, чем в мире в целом почти на один порядок, однако темпы роста выработки электроэнергии в развивающихся странах выше, чем в развитых странах [l,2] . Пример таких темпов прироста показан в табл. 1.2 [2]. Такие высокие среднегодовые приросты развития не могут продлиться на длительный период времени, что необходимо учесть при долгосрочном прогнозировании развития энергетики этих стран.
В мире имеется значительное количество прогнозов выработки электроэнергии в различных развивающихся странах мира [2-14]. Эти прогнозы в основном делались для каждой страны в отдельности без обобщения и в них навсегда полностью учитывалось неизбежное замедление темпов роста развития энергосистем развивакщмхся стран.
В табл. 1.3.приведен прогноз выработки электроэнергии и установленной мощности электростанций в арабских странах до 2000 г. [2 ] .Из этой таблицы видно, что даже в варианте с заниженными данными прогнозируемый среднегодовой прирост практически не понижается, а в наиболее вероятном варианте прогнозируемый среднегодовой прирост даже становится выше. Такой прогноз может оказаться сильно завышенным, что может понизить эффективность планирования развития энергетики в данных странах.
При долгосрочном прогнозировании развития энергосистемы определение потребности ввода генерирущей мощности определяется из условия баланса мощности. Для составления баланса мощности необходимо определить резерв мощности на рассматриваемый период. С учетом резервной мощности, а также требований устойчивости и надежности работы энергосистем (энергообъединений) мощность наиболее крупного агрегата в энергосистеме, как показывает опыт эксплуатации, не должна превышать 2-3% установленной мощности энергосистемы ( Гусг. »2), а резервная МОЩНОСТЬ При ЭТОМ ДОЛЖНа быТЬ Не Менее Ю-15% Густ. , X [15,16] . Вместе с тем в развивающихся энергосистемах небольшой мощности в силу тех или иных технико-экономических условий вводятся относительно крупные агрегаты, которые соизмеримы с мощностью самой системы [4,8,9,10 ] . Такие тенденции могут быть обусловлены влиянием энергетического кризиса, когда ввод крупных агрегатов производится с целью экономии топлива. В таких условиях необходимый резерв в энергосистемах небольшой мощности имеет свои особенности и может достичь больших относительных величин. По указанным причинам резерв мощности в энергосистемах развивающихся стран часто экономически не обосновывается и порой превышает 50% пиковой нагрузки системы [4,8,9,10 J
Пример динамики ввода крупных агрегатов и номинальных напряжений линий электропередачи в энергосистеме Иордании приведен на рис. I.I. Из этого рисунка видно, что в течение Ю лет (І977-І986гг.) в ЭЭС Иордании были введены новые единичные агрегаты 20;33;66 и 130 МВт приРм :I25;I25;I96 и 546 МВт соответственно.Т.е. мощность вводимых единичных агрегатов соизмерима с мощностью самой системы. При этом ввод этих агрегатов осуществлялся без учета влияния крупности вводимых агрегатов на надежность работы системы в целом. На этом рисунке также показана динамика ввода номинальных высоких напряжений линий электропередачи (ЛЭП). В развивающихся странах обычно сразу вводятся очень высокие напряжения питающих ЛЭП, что уменьшает потери мощности в этих ЛЭП.
На рис. 1.2 показаны практические уровни относительной величины полного резерва мощности в нескольких энергосистемах небольшой мощности развивающихся стран. Эти уровни резерва явно завышены и определены без технико-экономического обоснования.
Для обеспечения экономической работы ЭЭС небольшой мощности развивающихся стран необходимо определить оптимальные уровни резерва мощности с учетом особенностей этих систем.
Функции и задачи прогнозирования электрических нагрузок в электроэнергетических системах
Проектирование развития энергосистемы начинается с прогнозирования электрической нагрузки. Для эффективного проектирования важно подсказать не только будущую мощность нагрузки, но и выработку электроэнергии. Прогноз нагрузки используется при определении мощности вновь вводимых агрегатов, планировании развития питающих и распределительных сетей, определении общей потребности в энергоресурсах, выборе типов и мощностей электростанций. Прогноз нагрузки используется также при выборе стратегии размещения капиталовложений, определении структуры финансирования развития энергосистемы. Наконец, прогноз нагрузки нужен для определения потребности электростанций в топливе. В целом достоверный прогноз, отражающий существующие и будущие тенденции изменения нагрузіш и подкрепленный инженерной интуицией, - залог успешного планирования экономического развития любой энергосистемы, являющейся основой экономического и хозяйственного развития данной страны в целом [19-45].
В настоящее время для всех задач прогнозирования характерна ориентация на 2000 г. [l9] .
При конкретном планировании развития энергосистемы важно определить основные показатели расходной части электробаланса, к которым относятся электропотребление, максимум нагруз ки энергосистемы и режим электропотребления[20].
Особо важное значение для проектирования развития энергосистем имеет определение максимума суммарной электрической нагрузки системы г . Завышение Гм приводит к увеличению суммарной установленной мощности станций и определенному перерасходу материальных средств, а занижение - к еще большему ущербу из-за недоотпуска необходимых мощностей энергохозяйству данной страны.
Для разработки методики прогнозирования развития энергосистем развивающихся стран с учетом их специфики рассмотрим основные современные методы перспективного анализа выработки электроэнергии.
Этот метод определяет ожидаемое потребление электроэнергии по отдельным отраслям народного (национального) хозяйства с последующим их суммированием [20]. Электропотребление отдельных отраслей может быть подсчитано по методу удельного расхода электроэнергии на единицу продукции. Величина суммарного ожидаемого электропотребления в энергосистеме на этап времени t : где П. - число групп потребления; Wud .Ц - удельный расход электроэнергии на единицу продукции в L-Q группе потребителей в t -м году; I I tt - планируемый объем выпуска продукции в t-U год в L-Q группе потребителей. В энергосистемах развивающихся стран выделяются следующие группы потребителей электроэнергии: коммунально-бытовой сектор ( WK.S) » промышленность (Wnp) , торговля \VvTp / и прочие ІЛ/проч]. Тогда суммарное потребление: Wfc = WK.ff + Wop+ Wrp + Wnpo4 . (2.4)
Для условий развивающихся стран, в настоящее время, полностью использовать такой метод нет возможности из-за нехватки информации о планах выпуска различных видов продукции.
Эти методы основаны на функциональной зависимости электропотребления от других переменных величин. В качестве переменных величин принимаются индекс промышленного производства, национальный доход, объем промышленной продукции и другие показатели, определяющие потребление электроэнергии в энергосистеме или в отдельном узле нагрузки [20] .
Для развивающихся стран прогнозирование электропотребления корреляционными методами возможно лишь на недлительный срок из-за не стабильности экономических показателей этих стран.
Эти методы рассматривают развитие энергопотребления как функцию времени. Прогноз основывается на выявление статистическими приемами длительной тенденции динамического ряда,для которого подыскивается та или иная аппроксимирующая зависимость. Этот анализ дополняется экономическими соображениями, оценкой темпов и роста электропотребления в зависимости от достигнутого в стране электропотребления [22J.
Экстраполяция осуществляется следующим образом: (1) - Обычно по одной оси координат откладывается время, а по другой ставятся точки, отражающие уже имеющееся развитие в данной отрасли. (2) - Проводится первичная обработка исходной информации для исключения случайных колебаний и выявления тренда. Для этого используется процедура сглаживания статистического ряда, направленная на минимизацию случайных отклонений точек ряда от некоторой гладкой кривой предполагаемого тренда процесса. Наиболее распространен способ осреднения уровня по не - 28 которой совокупности окружающих точек, при чем эта операция перемещается вдоль ряда точек и называется скользящая средняя. Формула сглаживания дан средней точки скользящей группы из m = 2р + І точек имеет вид [24]:
Баланс мощности в энергосистемах
При долгосрочном прогнозировании развития энергосистемы (ЭЭС), определение потребности системы во вводе генерирующей мощности определяется из условия баланса мощности данной системы, состоящего из его расходной и приходной частей. Расходная часть баланса мощности включает максимум нагрузки рассматриваемой электросистемы, необходимый резерв мощности и известные перетоки мощности в другие электрические системы. Приходная часть включает располагаемую мощность электростанций и известное получение мощности из других электросистем. Разность между требуемой мощностью электростанций в каждом году рассматриваемого периода и располагаемой мощностью электростанций, действующих на начало расчетного периода, представляет собой требуемый прирост располагаемой мощности в ЭЭС, покрываемый за счет ввода новых генерирующих мощностей.
Заметное влияние на установленную и располагаемую мощности электростанций и размеры необходимого ввода мощности в энергосистемах развивающихся стран в ближайшие 10-15 лет будет ока-.зывать демонтаж и реконструкция действующего дизельного оборудования. Целесообразность демонтажа старого оборудования обусловливается тем, что его эксплуатация снижает экономичность работы энергосистемы вследствие повышенных расходов топлива и больших затрат на капитальный ремонт. Ежегодные суммарные затраты на капитальный ремонт могут стать соизмеримы с капиталовложениями на новое строительство. Эффективность демонтажа старого оборудования повышается в связи с возрастанием стоимости органического топлива.
Итак, для составления баланса мощности в энергосистеме необходимо определить, с возможной достоверностью резерв мощности на рассматриваемый период.
В силу своих особенностей, указанных в 1.1. энергосистемы развивающихся стран располагают экономически необоснованными большими резерватли мощности генераторов. Для планирования оптимального развития и эксплуатации этих энергосистем необходимо определить оптимальные уровни резерва мощности в них.
Основной задачей резервирования является обеспечение обоснованной надежности и бесперебойности электроснабжения, а также стабильности качества электроэнергии как при аварийном отключении агрегатов, так и при проведении плановых капитальных и текущих ремонтов оборудования [47-61]. Для оценки уровня необходимого полного резерва ( Pno/i.p ) Б небольших энергосистемах рассмотрим нужды этих систем в различных его видах: в ремонтном, резервном и нагрузочном резерве.
Ремонтный резерв служит для обеспечения возможности проведения в течение каждого года планово-предупредительных ремонтов оборудования электростанций: текущего и капитального.
Суммарный резерв для проведения текущего ремонта можно, в общем случае, определить по выражению Г 471: ГР95-т.р Z—ial L TTPL (3.1) где PaL - единичная мощность агрегата 1-го типа; ГЦ - количество энергоблоков данного типа; Q . - норматив текущего ремонта в процентах от 1 продолжительности года.
Для энергоблоков до 200 мвт, характерных для энергосистем небольшой мощности, О/т-гГ 0 [ J» n03T0 ПРИ проектировании развития энергосистем малой мощности на перспективу можно принять Рреа.т. р равным Ъ% от-суммарной располагаемой мощности системы. Резерв мощности для проведения капитального ремонта можно определить по выражению [49] :
Основные задачи оптимальной компенсации реактивной мощности в электроэнергетических системах
Использование СИРМ связано с наличием в энергосистеме мощных электроприемников и ударных нагрузок. К тому же СИРМ имеют большие удельные потери активной мощности, что приводит к неэффективному их применению в энергосистемах небольшой мощности развивающихся стран.
Основными другими средствами КРМ в энергосистемах являются батареи конденсаторов. При наличии в узлах системы синхронных машин (СМ), тогда возникает возможность использования этих машин для КРМ. Основным фактором, влияющим на использование СМ в целях КРМ является большие потери активной мощности в них, что приводит к заметному повышению удельных затрат на генерацию ими реактивной мощности. Потери мощности в (ЕК) не значительны, что уменьшает удельные затраты на них по сравнению с синхронншж машинами.
Другим фактором, также сильно влияющим на удельные затраты на генерацию реактивной мощности различными компенсирующими устройствами является влияние потерь мощности в них на резерв мощности в энергосистеме. Энергосистемы небольшой мощности нуждаются в большем относительном резерве ( 30% Рм ), чем крупные энергосистемы (10-15%. Р ). К тому же относительная мощность собственных нужд (Рсн ) не крупных электростанций, характерных для развивающихся энергосистем небольшой мощности, выше чем для крупных электростанций, характерных для крупных энергосистем (8 и 6% мощности электростанций соответственно).
Итак потери мощности в СМ ( А Рем ) вызывают необходимости увеличения мощности электростанций на А гст :
Т.е. за счет крупности энергосистемы относительное увеличение мощности электростанций ЭЭС небольшой мощности из-за потерь мощности в средствах КРМ ( Д Рп0т) превосходит относительное увеличение мощности станций крупной ЭЭС на 14 19$. Такой фактор вместе с влиянием топливных затрат сильно ограничивают использование СМ в ЭЭС небольшой мощности в качестве источников реактивной мощности.
Итак при рассмотрении комплексного использования БК и Ш необходимо их технико-экономическое сопоставление[89,95]. На рис. 4.2. показана сравнительная эффективность батарей конденсаторов и синхронных двигателей при использовании их для генерации реактивной мощности. Кривая I представляет зависимость затрат на БК без учета постоянной составляющей, учтенной в кривой I . Кривая 2 представляет зависимость затрат на СМ без учета топливной и резервной составляющих затрат, учтенных в кри-вых 2,2 ... с учетом динамики роста цен на топливо.Для кривых 2 и I целесообразно загружать СМ до критической мощности
Цей , а более этой мощности ставить, если потребуется ЕК. С учетом постоянной составляющей затрат (кривые 2 и I ) целесообразно загружать СМ до мощности Цг , а более этой мощности ставить, если потребуется ЕК. С учетом топливной и резервной составляющих затрат (кривая 2 , 2 ...) критическая мощность СМ сильно уменьшается вплоть до полного исключения варианта с использованием СМ для КРМ в нормальных режимах работы сетей развивающихся энергосистем. Однако реактивная мощность СМ, неэкономичная в нормальном режиме сети может использоваться в послеаварийных режимах для поддержания допустимых отклонений напряжения.
