Содержание к диссертации
Введение
Глава 1. Анализ способов и методов устранения перегрузок для больших систем и межсистемных связей 13
1.1 Современное состояние проблемы проектирования развития ЭЭС 13
1.2 Развитие систем и устройств FACTS 18
1.3 Рыночные методы по устранению перегрузок 27
1.4 Состояние проблемы перегрузок и повышения пропускной способности в России 34
1.5 Выводы (постановка задачи) 38
Глава 2. Краткосрочное устранение перегрузок, оперативные методы их устранения и оценка экономической эффективности этих методов 40
2.1 Общие положения 40
2.2 Исследуемая энергосистема 42
2.3 Определение пропускной способности сечений в различных режимах работы энергосистем и выявление ограничений на значения пропускной способности 45
2.4 Краткосрочные и оперативные методы устранения перегрузок 57
2.5 Перераспределение генерации в больших энергосистемах 59
2.5.1 Перераспределение генерации в рассматриваемой энергосистеме 60
2.6 Применение устройств FACTS для устранения перегрузок связей и сечений 67
2.6.1 Применение СТК для устранения перегрузок в рассматриваемой системе 68
2.6.2 Применение УПК для устранения перегрузок в рассматриваемой системе 74
2.7 Оценка экономической эффективности перераспределения генерации и применения FACTS для устранения перегрузок 82
2.8 Выводы 90
Глава 3. Применение сингулярного анализа для анализа, определения и оценки мероприятий по повышению пропускной способности сечений транснациональных ЭЭС 92
3.1 Общие положения 92
3.2 Применение сингулярного анализа в рассматриваемой системе 93
3.3 Анализ полученных результатов и их дополнение с помощью других методов 101
3.3.1 Результаты расчетов для рассматриваемой энергосистемы... 106
3.4 Выводы 116
Глава 4. Долгосрочные мероприятия по повышению пропускной способности межсистемных связей 117
4.1 Состояние вопроса 117
4.1.1 Продажа электроэнергии за границу и технические проблемы 117
4.1.2 Цель исследований 118
4.2 Анализ и построение модели 119
4.2.1 Построение модели развития системы 119
4.2.2 Система выработки электроэнергии 120
4.2.2.1 Тепловые электростанции 120
4.2.2.2 Гидроэлектростанции 120
4.2.2.3 Ветровые энергетические установки 121
4.2.3 Методы для определения свойств рассматриваемых величин 121
4.2.4 Нагрузка 122
4.2.5 Цены на топливо 128
4.2.5.1 Цена на газ 128
4.2.5.2 Цена на уголь 132
4.3 Оптимизация режимов ЭЭС 135
4.3.1 Исходные данные для оптимизации 136
4.3.2 Метод оптимизации 137
4.4 Исследования и расчёты 140
4.4.1 Исследование системы 140
4.4.1.1 Варианты развития 140
4.4.1.2 Структура передачи 141
4.4.1.3 Исследование перетоков между Германией, Бельгией и Нидерландами в 2000 году 142
4.4.2 Расчёт вариантов 147
4.4.3 Базисный сценарий 149
4.4.3.1 Базисный вариант 149
4.4.3.2 Вариант сооружения линии (Вариант 1) 151
4.4.3.3 Установка трансформатора с поперечным регулированием (Вариант 2) 151
4.4.4 Сценарии со слабой и интенсивной установкой ВУ 152
4.4.5 Сравнение вариантов и сценариев, оценка результатов 152
4.5 Выводы 156
Заключение 158
Список использованной литературы
- Современное состояние проблемы проектирования развития ЭЭС
- Определение пропускной способности сечений в различных режимах работы энергосистем и выявление ограничений на значения пропускной способности
- Применение сингулярного анализа в рассматриваемой системе
- Продажа электроэнергии за границу и технические проблемы
Введение к работе
В связи с введением либерализованного рынка электроэнергии в Европе и Америке режимы работы энергосистем сильно изменились. Особенно сильные изменения произошли на межсистемных связях, которые были спроектированы не для регулярных обменов электроэнергией (ЭЭ), а для помощи другим системам при аварии и обеспечения синхронной работы энергосистем различных стран. Введение рынка, открытие возможности передавать электроэнергию, производимую в одной стране, в другую, различный состав генерирующих мощностей, разные цены на топливо породили разную себестоимость производства ЭЭ в разных странах. В результате этого возникли перетоки из стран с низкой себестоимостью в страны с высокой себестоимостью ЭЭ. Так как межсистемные связи не были рассчитаны на такие большие перетоки, то возникают ограничения на передачу, обусловленные недостаточной пропускной способностью межсистемных связей. В отдельных случаях причиной межсистемных ограничений на передачу ЭЭ могут стать слабость сети и внутренние перегрузки линий и оборудования подстанций.
При нерегулярных перегрузках возможны случаи, когда их устранения не требуется. Если перегрузки отмечаются регулярно, то необходимо принимать меры по их устранению. Мероприятия по устранению перегрузок можно разделить на долгосрочные, среднесрочные и оперативные. В зависимости от мероприятия, оно решает либо текущие проблемы, но, как правило, только временно, либо приносит глобальное решение, но срок реализации таких мероприятий исчисляется годами, и требуются большие капитальные вложения. Несмотря на то, что физически объединенная энергосистема может работать и без устранения перегрузок, такой режим работы не является оптимальным с точки зрения затрат. Грамотное устранение перегрузок позволяет обеспечить лучшую работу системы как с технической так и с коммерческой точки зрения,
причем даже если режимы работы системы не сильно изменятся, суммарная экономия средств в масштабах энергосистемы будет значительной.
Так как мероприятия по устранению перегрузок являются сложными техническими устройствами или организационными схемами, и связаны с вложением средств, которые впоследствии должны окупиться и принести прибыль, необходимо понять, будет ли выгодным то или иное мероприятие. Для этого необходимо провести комплексный анализ сначала с технической точки зрения, и определить что принесет каждое мероприятие с точки зрения улучшения управляемости режимов, повышения пропускной способности, улучшения и стабилизации параметров режима. Далее, если мероприятие технически осуществимо, необходимо сделать грамотную оценку коммерческой стороны вопроса и определить коммерческую выгоду, получаемую при его внедрении.
В связи с тем, что принимаемые в расчет величины стохастические, и для многих из них развитие в будущем либо не известно, либо достоверность прогнозов мала, для правильного представления полученных результатов необходимо вводить элементы теории вероятности как в исходные данные, так и в полученный результат.
Опыт зарубежных стран показал, что введение рынка действительно позволило эксплуатировать существующие энергосистемы более экономично, снизить себестоимость ЭЭ у конечного потребителя. Устранение перегрузок приводит к улучшению режимов и дальнейшему снижению затрат на производство ЭЭ. Одновременно повышается надежность и качество электроснабжения. Однако для окончательного заключения об эффективности мероприятий по устранению перегрузок необходима комплексная методика их оценки, которая была бы универсальной и не зависела от географического расположения региона, развития сети и генерации, степени открытости рынка ЭЭ, цены на топливо и прочих факторов.
В настоящее время усиление сети часто рассматривается либо только с технической, либо только с коммерческой точки зрения. В то же время при рассмотрении больших энергосистем необходимо рассматривать мероприятия усиления сети комплексно, учитывая как непосредственно сами режимы, так и экономическую эффективность работы системы после внедрения мероприятия по усилению сети и повышению пропускной способности. Существующие методы оценки технической и экономической эффективности в полной мере не позволяют сделать такую комплексную оценку из-за различных критериев и самой методики оценки. Этот вопрос может быть решен при наличии комплексного метода, который учитывает реальные параметры всех элементов энергосистемы и позволяет сначала определить места с перегрузками в настоящем и будущем, затем выбрать обоснованные мероприятия усиления сети и устранения перегрузок, сделать оценку эффективности мероприятий и приносимую ими выгоду с технической точки зрения, а также учесть статистику прошлых лет, состояние системы в настоящем, и вероятностные характеристики величин и параметров, характеризующих работу системы, средне- и долгосрочные прогнозы их развития в будущем. Разработка такого метода на настоящий момент представляется до конца не решенной, и затруднена из-за следующих причин:
существующие методики оценки мероприятий устранения перегрузок в большинстве случаев позволяют сделать оценку мероприятий либо только с технической, либо только с экономической точки зрения, а также не в полной мере учитывают особенности либерализованного рынка ЭЭ;
результаты различных подходов к оценке мероприятий не могут быть сравнены напрямую, в связи с чем не возможно выбрать наиболее оптимальное мероприятие повышения пропускной способности;
в исследованиях редко присутствует адекватная оценка чувствительности исходных данных и учет их вероятностных
характеристик, что может привести к неправильной интерпретации
полученных результатов или их искажению;
- при проведении подобных исследований, как правило, определяется
выгода для одного или нескольких участников рынка, но не
комплексно в масштабах энергосистемы, что заведомо ведет к
локальной, а не общесистемной выгоде.
В последние годы усилия широкого круга специалистов были
направлены на решение проблемы обоснования и оценки мероприятий по
повышению пропускной способности больших ЭЭС. Особенно значительный
вклад в решение данной проблемы внесли отечественные ученые: Воропай
Н.И., Кощеев Л.А., Кучеров Ю.Н., Хвощинская З.Г., Шакарян Ю.Г.. Работы
зарубежных ученых представлены на международных конференциях и в
публикациях CIGRE, IEEE, IEE. Были предложены различные методы и
подходы к определению и оценке проблемы повышения пропускной
способности сети.
Таким образом, цель данной работы заключается в том, чтобы на основании анализа достоинств и недостатков существующих методов:
Разработать метод для определения максимальных значений пропускной способности линий и сечений, и оценки краткосрочных мероприятий по устранению перегрузок в условиях либерализованного рынка ЭЭ для слаборазвитых и сильно протяженных сетей, сетей с источниками генерации, удаленными от сечений с перегрузками при требуемой достоверности исходных и прогнозных данных.
Предложить методику комплексной оценки экономической эффективности краткосрочных мероприятий по повышению пропускной способности и установить зависимость ожидаемой экономии и срока окупаемости этих мероприятий от влияющих на них параметров.
Разработать методику определения и оценки долгосрочных мероприятий по устранению перегрузок для сильноразвитых систем с высоко
достоверными начальными данными, большими запасами по генерации в системе, при отсутствии внутренних перегрузок в сети рассматриваемых систем с учетом статистики и вероятностных характеристик исходных данных, их погрешности и неопределенности их развития в будущем в условиях либерализованного рынка ЭЭ.
Установить зависимость экономической эффективности мероприятий и приносимой ими выгоды от вероятностных характеристик таких величин как интенсивности постройки ВЭУ, развития нагрузки и изменения цен на топливо.
Оценить возможную экономию средств от внедрения мероприятий по повышению пропускной способности в масштабах энергосистемы на примере реальных ЭЭС.
Методы и средства исследований основана на применении сочетания методов математического моделирования, методов оптимизации (линейное и динамическое программирование), численных методов решения систем нелинейных уравнений, методов теории электрических цепей, теории вероятности и методов статистики.
Достоверность полученных результатов подтверждается применением известных методов и элементов использованных теорий. Достоверность также обусловлена хорошим совпадением полученных результатов расчетов для рассмотренных энергосистем с реальной ситуацией, наблюдаемой в них. Решения о мероприятиях повышения пропускной способности, принятые по ходу работы совпали с решениями, принятыми в реальных энергосистемах в действительности, а предложенные решения для развития энергосистем в будущем на основании той же методики позволяют ожидать подтверждения их правильности и эффективности.
Научная новизна работы заключается в следующем:
1. Предложен метод определения пропускной способности сечений и межсистемных связей и комплексной оценки эффективности краткосрочных
мероприятий по устранению перегрузок с учетом режима работы системы для слаборазвитых и сильно протяженных сетей, сетей с источниками генерации, удаленными от сечений с перегрузками в условиях либерализованного рынка электроэнергии.
Установлено, что самая слабая связь, полученная при привлечении сингулярного анализа для определения и оценки мероприятий повышения пропускной способности в предельных режимах, может не входить в самое слабое сечение, а самое слабое сечение может быть образовано не самыми слабыми связями.
Предложена методика определения оценки долгосрочных мероприятий по устранению перегрузок для сильноразвитых систем с высоко достоверными начальными данными, большими запасами по генерации в системе, при отсутствии внутренних перегрузок в сети рассматриваемых систем с учетом статистики и вероятностных характеристик исходных данных, их погрешности и неопределенности их развития в будущем.
Практическая значимость работы. При возникновении перегрузок в сети предложенная методика позволяет объективно выбирать мероприятия повышения пропускной способности и выполнять его комплексную технико-экономическую оценку с учетом статистических данных, прогнозов, данных на стороне генерации, режимов работы системы и рыночных принципов и законов. Она может быть использована как в проектных и научно-исследовательских организациях при выполнении ТЭО проектов, выборе и оценке мероприятий для связей между энергосистемами и частями больших энергосистем, так и в сетевых компаниях для оценки технического и финансового эффекта от них при планировании инвестиций в энергосистему вне зависимости от состояния системы и достоверности исходных данных и прогнозов.
Диссертационная работа выполнена на кафедре «Электроэнергетические системы» Московского Энергетического Института (Технического Университета).
Основные результаты работы доложены на двух научно-технических конференциях и опубликованы в 4 печатных работах.
Современное состояние проблемы проектирования развития ЭЭС
Последние годы в развитии энергетики как в России так и в других развитых странах можно охарактеризовать стремлением к интеграции энергосистем отдельных регионов и стран между собой. Особенно сильно это заметно в Западной Европе. С экономической точки зрения данную интеграцию породило введение свободного рынка электроэнергии сначала в Великобритании (в начале 90-х годов), а начиная с конца 1996 года и в остальных странах Западной Европы, входящих в организацию UCTE (до 1998 года UCPTE) [1,2]. Не последнюю роль в этой интеграции сыграло количество таких исчерпаемых природных ресурсов как природный газ, уголь и нефть, а точнее говоря, их присутствие в Европе в недостаточном количестве и их высокая стоимость на внутренних рынках сырья. Последние тенденции по сворачиванию программ развития атомной энергетики и закрытия уже существующих атомных станций позволяют предположить, что в будущем альтернативные источники энергии должны будут выйти на передний план, но в то же время в их развитии присутствует очень большая неуверенность и неизвестность, поэтому твердо рассчитывать на частичный переход от традиционных источников энергии на нетрадиционные нельзя, какие бы прогнозы и программы развития энергетики не были предложены.
Развитие энергосистем бывшего Советского Союза и Европы было различным. У нас система изначально создавалась как единая электроэнергетическая система, все части которой - объединенные энергосистемы работали синхронно друг с другом. Связи между отдельными энергосистемами были выполнены на высоких классах напряжений и эти связи достаточно сильные, что обеспечивает высокую надежность при параллельной синхронной работе, извлечение выгоды из разницы часовых поясов времени, максимально эффективное использование всего парка электростанций и прочие технические и экономические выгоды. В отличие от отечественной энергосистемы, энергосистемы стран Западной Европы развивались как независимые друг от друга системы, баланс по мощности и энергии в которых обеспечивался за счет собственной генерации. Несмотря на наличие межгосударственных связей, они были относительно слабыми и использовались не полностью. После введения либерализованного рынка электроэнергии в Европе стало ясно, что существующие межсистемные связи не отвечают современным требованиям, поэтому уже существующие связи должны быть модернизированы. Необходимо также вводить в строй новые связи, которые позволят развиваться электроэнергетике в соответствии с предъявляемыми требованиями. Там, где это возможно, необходимо внедрять новые технические разработки и интеллектуальные способы для обеспечения более надежного и выгодного функционирования и усиления связей.
Задачей проектирования энергосистем в Советском Союзе являлась разработка с учетом новейших достижений науки и техники и технико-экономическое обоснование решений, определяющих формирование энергетических объединений и развитие электрических станций, электрических сетей и средств их эксплуатации и управления, при которых обеспечивается оптимальная надежность элеткроснабжения потребителей электрической и тепловой энергией в необходимых размерах и требуемого качества с наименьшими затратами в условиях плановой экономики, а не либерализованного рынка ЭЭ [3].
Проектирование развития энергосистем и электрических сетей осуществлялось в иерархической последовательности и включало в себя выполнение комплекса внестадийных работ, причем схемы развития сетей 110 кВ и выше разрабатывались для сетей энергосистемы в целом или (для крупных энергосистем) по отдельным сетевым районам (как правило, в границах отдельной области), а также для промышленных узлов, крупных городов, сельской местности (по краям и областям).
Схема развития распределительных сетей 110 кВ и выше выполнялась на основе решений, принятых по схемам развития ОЭС и РЭС. Задачами при проектировании являлись: разработка и обоснование предложений по развитию сети для планируемого пятилетия с учетом перспективы на последующие 5 лет; выбор конфигураций и параметров сети, определение очередности строительства сетевых объектов; выбор типа, параметров и места размещения компенсирующих устройств, а также способов регулирования напряжения; оценка необходимых капитальных вложений.
Такая организация проектирования энергосистем и электрических сетей обеспечивала возможность корректировки ранее намеченных планов их развития (в той части, в которой они не реализованы) на основе уточненной исходной информации в условиях плановой экономики, а не либерализованного рынка ЭЭ.
На всех этапах проектирования развития энергосистем и электрических сетей следует с соответствующей степенью конкретизации учитывать вопросы организации эксплуатации и управления [3].
В большей степени подход к проектированию сетей, описанный выше, действует и на данный момент. Например, в [4] сказано, что проектирование ОЭС и ЕЭС России включает: проведение один раз в пять лет полного цикла внестадийных работ по развитию ЭЭС, ОЭС и ЕЭС и средств их эксплуатации и управления на перспективу 15-20 лет и 5-10 лет; периодическую корректировку указанных работ по мере уточнения исходных данных; разработку энергетических и электросетевых разделов в составе внестадийных работ по отдельным вопросам развития энергетики, а такжев составе проектов электростанций и крупных сетевых объектов.
При расчете баланса мощности ЭЭС, работающей в составе ОЭС учитываются планируемые потоки мощности между энергосистемами. Планируемый обмен мощностью между энергосистемами, а также размер расчетного резерва мощности определяются по данным балансам мощности и условиям обеспечения надежности ОЭС [4].
При выборе схемы и параметров основных сетей ЭЭС должны учитываться условия питания отдельных нагрузочных узлов при наложении аварийного отключения одного из элементов на плановый ремонт другого элемента сети. Между двумя узлами основной электрической сети следует сооружать, как правило, не более двух ЛЭП одного напряжения. При необходимости дополнительного усиления сети следует расматривать целесообразность сооружения ЛЭП по другим трассам или перехода на более высокую ступень напряжения.
Определение пропускной способности сечений в различных режимах работы энергосистем и выявление ограничений на значения пропускной способности
При составлении расчетной схемы все линии были представлены симметричной П-образной схемой замещения. Для упрощения расчетов было принято, что конструкция фазы всех линий одного класса напряжения одинакова и выполнена из провода марки АС 400/51 с допустимым длительным током 825 А на провод [3].
После эквивалентирования схемы количество станций было сокращено до 24. Объединение двух или более станций в одну проводилось в соответствии с их характеристиками относительного прироста (ХОП), и в одну объединялись те станции, ХОП которых одинаковы либо близки по значениям. Суммарная установленная мощность для новой станции, получившейся после эквивалентирования, определяется по (2.1): Рэ=±Р, (2.
Максимальные значения реактивной мощности электростанций как в режиме генерации, так и в режиме потребления реактивной мощности должны определяться на основе P-Q диаграммы генераторов. Так как точные данные этой диаграммы есть только для блоков с установленной мощностью 300 МВт, то в данной работе максимальные значения реактивной мощности блоков рассчитываются через tg pH0M блоков и принимаются равными
Ягга,маКс = Рг,тм,189шш- В режиме потребления реактивной мощности при малой нагрузке принимается, что максимально возможная потребляемая мощность турбогенератора близка к нулю и равна QenompMCIKC = -0,2-0ггснмакс [3]. неэкономичность режима работы оценивается, как правило, по двум основным показателям: - удельному расходу условного топлива на производство электроэнергии, - потерям на передачу электроэнергии в сети
Зависимость этих двух показателей от параметров режима работы системы поднимает вопрос о ведении режима и загрузке электростанций таким образом, чтобы затраты на производство и передачу электроэнергии были минимальны. В главе сначала выполнялась оптимизация по активной мощности, а потом она уточнялась расчетом установившегося режима.
В данной главе были взяты действительные ХОП электростанций ОДУ Урала. Так как проводилось эквивалентирование сети, то некоторые электростанции были вынужденно сгруппированы в одну по принципу одинаковости ХОП. В частности, на ХОП присутствуют разрывы в точках, характеристики некоторых станций кусочно-вогнутые, а не кусочно-выпуклые, что обусловливает наиболее экономичный режим не при равенстве относительных приростов, а в точках на концах непрерывных отрезков [36].
Для упрощения задачи и приведения исходных данных в более применимую для расчетов форму в данной работе была сделана аппроксимация исходных ХОП. Аппроксимация проводилась по методу наименьших квадратов. В качестве аппроксимирующей функции был выбран полином второго порядка, который, как показали расчеты, обеспечивает среднюю погрешность, равную 5%.
Поскольку практически все рассматриваемые ГЭС являются станциями на водотоке или имеют небольшие водохранилища, то было принято, что режим работы ни одной из рассматриваемых ГЭС не зависит от режима работы другой.
Также в рассматриваемой схеме присутствует одна АЭС. Ее установленная мощность невелика по сравнению с установленной мощностью рассматриваемой системы. Особенности работы и ограниченные возможности регулирования АЭС накладывают ограничения на режим работы и расположение мощности этой станции в графике нагрузки. В данной работе принято, что АЭС работает в базе графика. Было принято, что АЭС работает во всех режимах с постоянной мощностью, равной установленной мощности станции.
Оптимизация режима проводилась по активной мощности с критерием минимальности затрат на топливо. Все расчеты проводились для эквивалентной схемы, состоящей из 48 узлов на напряжении 500 и 220 кВ и 68 ветвей. В данной работе определение сечений, их пропускной способности и определение ограничения, которое нарушается первым при увеличении транзита по данному сечению, выполнялось следующей последовательностью действий при различных сценариях нагрузки и генерации в узлах рассматриваемой энергосистемы: - определение расчетной нагрузки во всех узлах схемы; - оптимизация по активной мощности без учета изменения напряжений в узлах сети и без учета ограничений по статической устойчивости; - уточняющий расчет установившегося режима по результатам расчетов оптимизации; - определение линий и сечений, в которых наблюдается перегрузка либо по термической стойкости провода, либо по условиям статической устойчивости; - определение типа ограничения, которое нарушается первым; - последующая оптимизация по активной мощности с фиксацией параметров режима для элемента, для которого нарушается ограничение; - определение максимально допустимого перетока по линии и сечению, которые подвергаются перегрузке, с учетом режимных ограничений, коэффициентов запаса по мощности (20% в нормальном режиме работы).
Применение сингулярного анализа в рассматриваемой системе
В главе 2 были рассмотрены «прямые» методы определения пропускной способности отдельных линий и сечений. Данный метод заключается в том, что для определения параметров режима и прочих величин за основу берется и далее используется расчет установившегося режима. В частности, по сходимости расчета установившегося режима во 2-й главе определялся предел по статической устойчивости. Затем, в системах, чье развитие не определено, выполняется рассмотрение различных вариантов и проводится утяжеление режима по заранее оговоренному сценарию, который либо близок к вероятному развитию системы, либо представляет собой наиболее тяжелый режим работы энергосистемы с учетом перспективы развития и возможных перетоков через рассматриваемую энергосистему в или из третьих энергосистем. Для энергосистем, развитие в будущем которых известно достаточно точно, рассматриваются варианты с режимами, которые можно с достаточно большой вероятностью спрогнозировать заранее, таким образом исключая возможные, но маловероятные режимы работы энергосистемы. Данное утверждение позволяет очень значительно снизить объем расчетов без искажения полученного результата. Далее, на основании результатов расчетов установившихся режимов для рассматриваемых путей утяжеления выполняется анализ полученных результатов, и определяются линии, которые ограничивают дальнейшее утяжеление режима и увеличение транзита мощности. В заключение, определяются сечения, которые делят энергосистему на части, и представляют собой «узкие места», которые могут ограничивать перетоки из одной части системы в другую.
При исследовании реальных энергосистем, для которых ранее проводились различные исследования, расчеты, присутствует статистика параметров режимов, отчеты диспетчерских управлений и прочие данные, хорошо известна перспектива развития как генерирующих мощностей, нагрузки, так и строительства сетевых объектов, можно достаточно быстро определить линии и сечения, которые могут и будут ограничивать передачу мощности при работе энергосистемы.
В системах, для которых данные не известны, либо их достоверность и предсказуемость низка, помимо рассмотренных в предыдущей главе 2 «прямых» методов необходимо проводить дополнительные исследования с привлечением «косвенных» методов. Результаты исследований с использованием этих методов дополняют результаты «прямых» методов и дают ответы на те вопросы, на которые исследования с помощью «прямых» методов не могут дать однозначный ответ.
В данной работе за «косвенные» методы был принят сингулярный анализ. В рамках данной работы «косвенными» они были названы из-за того, что при их применении нет необходимости рассмотрения множества режимов, проведения утяжеления по какому-либо сценарию, расчета режимов как наибольшей, так и наименьшей нагрузки. В то же время результат, получающийся при применении данных методов, очень хорошо корреспондируется с результатами расчетов установившихся режимов [43]. 3.2 Применение сингулярного анализа в рассматриваемой системе
В данной работе в качестве дополнительного исследования по определению линий и сечений с перегрузками рассматриваемой энергосистемы были проведены исследования с привлечением сингулярного анализа, который основан на анализе сингулярных значений и компонент правых и левых сингулярных векторов, получающихся при сингулярном разложении матрицы Якоби порядка к [43]: , где W = {wx,w2,...,wk), V = (v{,v2,...,vk) - матрицы размера (kxk); их /-ые столбцы являются соответственно /-м левым и правым сингулярными векторами, а -диагональная матрица сингулярных значений, = diag(crx,аг,...,ак) [43].
Известно, что диагональные элементы матрицы Якоби, как правило, преобладают над остальными элементами. Для системы, схожей с рассматриваемой, в среднем 50-70% элементов матрицы Якоби равны нулю. Так как при расчете установившегося режима изменение независимых параметров режима будет зависеть от значений элементов матрицы Якоби, то по ней можно сделать оценку устойчивости системы, определить узлы и ветви, работающие в наиболее тяжелом режиме. Помимо этого, сам сингулярный анализ также базируется на исследовании матрицы Якоби. Соответственно, по чувствительности модулей и фаз напряжений в узлах энергосистемы можно определить изменение перетоков по ветвям, и определить наиболее загруженные ветви, а также узлы с критическим значением напряжения.
После нахождения для матрицы Якоби минимальных сг(. и
соответствующих им векторов v,. и w, можно определить узлы и ветви, для которых параметры режима наиболее сильно изменяются при изменении активных и реактивных нагрузок в узлах. Несмотря на то, что при рассмотрении линий необходимо рассматривать разность компонент сингулярного вектора, соответствующих узлу начала и узлу конца ветви, проведенные расчеты показали, что в большинстве случаев разность компонент получается близка к значению наибольшей компоненты сингулярного вектора, соответствующей амплитуде напряжения.
Продажа электроэнергии за границу и технические проблемы
После многолетних дебатов 19 декабря 1996 года была подписана директива европейского парламента, касающаяся общих предписаний для либерализованного рынка электроэнергии [1]. Тем самым была создана правовая основа не только для внутреннего рынка электроэнергии, но и для международной торговли. Целью введения рынка было снижение цены на электроэнергию через конкуренцию производителей. Отличием по сравнению с прошлым было то, что в электроэнергетике не должно быть монополии и электроэнергию можно свободно продавать из одной торговой зоны (страны) в другую. Из-за разных структур производства удельная стоимость выработки электроэнергии в разных странах различна, причём эта разница зависит как от состава электростанций, так и от цены на топливо. Из-за разной удельной стоимости производства выгодно продавать электроэнергию из торговой зоны с низкой ценой в торговую зону с высокой ценой. Поэтому международная торговля электроэнергией в последние годы значительно возросла. Так как межсистемные линии раньше были построены под долгосрочные программы обмена или использовались для взаимопомощи от энергосистем соседних стран при авариях, то их пропускная способность была относительно мала. Именно из-за этих слабых межсистемных связей и возникают перегрузки при передаче электроэнергии за границу, что в свою очередь препятствует оптимальной загрузке электростанций. Чтобы их устранить, необходимо увеличить пропускную способность линий. Благодаря этому увеличению можно будет продавать и передавать большую мощность, что снижает суммарные затраты на производство и, как следствие, стоимость электроэнергии у конечного потребителя. С технической точки зрения сильные связи обеспечили бы лучшую устойчивость и резерв мощности, лучшие возможности для работы системы, её управления, регулирования и т.д. Почти все страны и участники рынка заинтересованы в увеличении пропускной способности межсистемных линий электропередач.
Для устранения перегрузок существует множество решений. Часть из них были рассмотрены в предыдущих главах. Еще двумя являются сооружение новых линий и реновация (модернизация) подстанций. Но эти мероприятия для своей реализации требуют много времени и инвестиций. Чтобы узнать, насколько эффективно данное мероприятие, необходимо знать потребность в пропускной способности в будущем. Она зависит от множества влияющих факторов, причём значения большинства из них точно не известны. Из-за этой неопределенности потребность в пропускной способности трудно предсказать. Поэтому при анализе потребности в пропускной способности необходимо проводить комплексные исследования.
Целью исследований по данной главе является анализ развития цен на топливо, нагрузки, а также сооружения электростанций в будущем, анализ потребности в пропускной способности сети UCTE, разработка технических мероприятий по увеличению пропускной способности ЛЭП между странами западноевропейской энергосистемы в условиях неопределённости развития, экономическая оценка этих мероприятий с учётом капитальных вложений, затрат на передачу и распределение электроэнергии и потерь в сетях и, в заключение, сопоставление полученных затрат на технические мероприятия с экономией при выработке электроэнергии. За рассматриваемый период принят отрезок времени с 2000 по 2020 годы. Исследования были проведены для различных вариантов развития. Для анализа параметров и математического ожидания прогнозов применены статистические методы. Некоторые величины и их изменения в будущем были взяты из „European Union Energy Outlook to 2020" [45] и из официальных данных статистики правительства США [46]. Метод, используемый в данной работе, подходит как для оценки величин, чьё развитие в будущем точно не известно, их прогнозов и их возможного развития в будущем, так и для оценки теоретически возможной прибыли при долгосрочном планировании и сооружении электростанций и элементов электрических сетей [47,48].
В следующем параграфе рассмотрены величины, чьё развитие в будущем точно не известно, проанализировано их возможное изменение во времени и приведены результаты анализа. На основе результатов анализа представлены варианты развития UCTE.
В параграфе «Оптимизация режимов ЭЭС» описан способ, который использован для оптимизации рассматриваемой электроэнергетической системы и его теоретические основы. В параграфе «Исследования и расчёты» приведена оценка результатов вычислений для выбранных сценариев и вариантов. 4.2 Анализ и построение модели В этой главе на основе статистических методов разработаны подходы для составления прогнозов развития величин, чьё развитие в будущем точно не известно.
