Принципы и методы обоснования необходимых резервов мощности в ЭЭС на перспективу

В электроэнергетике требования к высокому уровню надежности поставок мощности электроэнергии потребителям связаны со значительными различиями в стоимости производства электроэнергии и возможных экономических потерь у потребителей (удельного ущерба) при возможных недопоставках им мощности и электроэнергии. Можно укрупненно считать, что средневзвешенная цена поставки электроэнергии с шин генерирующего источника составляет порядка 0,05 - 0,06 у.е. / кВтч (1 у.е. = 30 руб), тогда как экономический ущерб у потребителей от недопоставки 1 кВтч, связанный с потерями продукции, порчей оборудования, сырья и материалов, может находиться диапазоне 0.5 – 3,0 у.е./кВтч [ 33 ].

Надежность энергоснабжения потребителей в электроэнергетике (электроэнергетических системах) обеспечивается путем:

1) создания резервов мощности генерирующих установок и резервов пропускной способности основной сети (межсистемных связей) в ЕЭС и ОЭС страны. Указанные резервы обеспечивают так называемую «балансовую надежность», учитываемую при рассмотрении отчетных, текущих и перспективных балансов мощности ЭЭС и характеризующую надежность поставок мощности от генерирующих установок потребителям и передачи этой мощности по основной сети ЕЭС и ОЭС;

2) регламентации требований к режимам работы основной сети ЕЭС и ОЭС (эксплуатационная надежность):

- в нормальных режимах при полной схеме сети средних условиях нахождения оборудования генерирующих установок в плановых и аварийных ремонтах;

- в аварийных режимах при аварийных выходах из работы оборудования генерирующих установок и объектов основной сети.

3) регламентации схем и условий поставки мощности и электроэнергии непосредственно потребителям из распределительных сетей в зависимости от категорийности потребителей по уровням (показателям) надежности поставок.

Важной составляющей потребности ЭЭС в мощности являются резервы мощности, наличие которых необходимо для обеспечения надежного энергоснабжения потребителей. Необходимо различать понятие «резерв мощности», используемое при эксплуатации ЭЭС и при планировании (прогнозировании) развития ЭЭС на перспективу.

При эксплуатации ЭЭС при текущем управлении режимами работы ЭЭС, в распоряжении диспетчерских служб подразделений системного оператора (РДУ, ОДУ и ЦДУ ЕЭС) должен находиться резерв мощности (эксплуатационный резерв), предназначенный для обеспечения возможности регулирования частоты тока и уровней напряжения в сетях и для обеспечения в соответствии с нормативными требованиями устойчивости работы ЭЭС как при аварийных выходах из работы генерирующих мощностей и сетевых объектов, так и при непредвиденных отклонениях электрической нагрузки в ЭЭС от планируемых значений.

Возможный к использованию эксплуатационный резерв представляет собой разность между суммарной рабочей мощностью электростанций и электрической нагрузкой энергообъединения (ЭЭС) в рассматриваемый момент времени.

P_{рез.экспл.} = ∑ Р_{раб i t} - P_{макс. t}

где Р_{раб i t} - рабочая мощность электростанций типа i в момент t, определяемая как располагаемая мощность за вычетом мощности, находящейся в плановом и в аварийном ремонтах.

Эксплуатационный резерв может находиться во вращающемся либо в холодном состоянии. Как правило, вращающийся резерв в энергообъединении либо в региональной ЭЭС, обеспечивающий регулирование частоты и мощности, должен быть не менее мощности крупнейшего агрегата, либо 2-3% от годового максимума нагрузки. Прежде всего, вращающийся резерв размещается на ГЭС и ГАЭС, агрегаты которых обладают высокими маневренными возможностями изменения их нагрузки в течение суток.

В границах ОЭС резервирование региональных ЭЭС, действующих в границах субъектов РФ, обеспечивается как за счет эксплуатационного резерва мощности, размещенного на генерирующих источниках в данной ЭЭС, так и за счет получения резервной мощности по сетевым связям из других ЭЭС.

При планировании (прогнозировании) развития ЭЭС перспективный балансовый резерв мощности включается в состав потребности в мощности при разработке балансов мощности ЭЭС на перспективу с целью:

- создания возможности проведения в перспективе плановых ремонтов и реконструкции оборудования электростанций;

- обеспечения нормативной надежности энергоснабжения потребителей при аварийном выходе из работы, как существующего, так и вновь вводимого оборудования электростанций и объектов межсистемных связей, а также при возможных отклонениях нагрузки, от прогнозируемых максимальных нагрузок ЭЭС;

- создания «запаса» мощности на возможные отклонения темпов строительства и ввода мощностей от планируемых объемов и сроков.

Исходя из функционального назначения, перспективный балансовый резерв разделяется на следующие виды:

- ремонтный резерв;

- оперативный (аварийный) резерв;

- стратегический (народнохозяйственный) резерв.

При расчете необходимого на перспективу ремонтного резерва мощности необходимо учитывать, что в процессе эксплуатации генерирующих источников в соответствии с действующими в отрасли нормативными документами [ 17 ], как правило, должны осуществляться три вида плановых ремонтов (применительно к ремонту турбинного оборудования):

1) Капитальный ремонт- ремонт, выполняемый для восстановления исправности и восстановления полного или близкого к полному ресурса оборудования с заменой или восстановлением любых его частей, включая базовые. Капитальный ремонт - наиболее объемный и сложный вид ремонта, при его выполнении вскрываются все подшипники, все цилиндры, разбираются валопровод и проточная часть турбины. 2) Средний ремонт- ремонт, выполняемый для восстановления исправности и частичного восстановления ресурса оборудования с заменой или восстановлением отдельных составных частей и контролем их технического состояния. Средний ремонт паровой турбины отличается от капитального и текущего тем, что его номенклатура включает частично объемы и капитального и текущего ремонтов. 3) Текущий ремонт– наименее объемный ремонт, выполняемый для обеспечения или восстановления работоспособности оборудования, и состоящий в замене и (или) восстановлении отдельных частей. Все виды ремонта объединяют следующие признаки: цикличность, продолжительность, объемы, финансовые затраты. Цикличность- это периодичность проведения того или другого вида ремонта за определенное количество лет. Так, для турбин тепловых электростанций капитальные ремонты проводятся 1 раз в 5-6 лет, средние ремонты – 1 раз в 3 года. Текущие ремонты в годы капитальных и средних ремонтов проводятся 1 раз в год, в годы отсутствия капитальных и средних ремонтов проводятся 2 раза в год. Продолжительность ремонта в календарных днях по каждому из указанных видов является нормируемой и утверждена "Правилами организации технического обслуживания и ремонта оборудования, зданий и сооружений электростанций и сетей". Например, для паровых турбин в зависимости от мощности типовой капитальный ремонт составляет от 35 до 90 суток, средний от 18 до 36 суток, текущий от 8 до 12 суток. Во многих странах используется система ремонта энергетического оборудования "по состоянию", позволяющая в значительной мере сократить затраты на ремонтное обслуживание. Эта система предполагает использование методик и аппаратных средств, для контроля технического состояния оборудования с необходимой периодичностью. Применение данного метода организации ремонтного обслуживания является целесообразным в условиях гарантированного получения генерирующими компаниями при их работе на рынках энергии финансовых ресурсов, необходимых для выполнения всего комплекса работ по эксплуатационному обслуживанию. Планирование ремонтов оборудования с использованием нормативов периодичности и продолжительности на предстоящий и ближайшие годы осуществляется в процессе текущей эксплуатации оборудования. На среднесрочную и долгосрочную перспективу при возможных отклонениях в сроках и продолжительности ремонтов и при вводе нового оборудования для оценки величин резервов мощности для плановых ремонтов, в крупных энергообъединениях, как правило, используются среднегодовые показатели ремонтов за цикл проведения капитальных и средних ремонтов, представленные в таблице 6.1. [ 20,31 ]. Таблица 6.1 Среднегодовые показатели плановых ремонтов и аварийности энергоустановок

Тип энерго- установки	Единичная мощность МВт	Вид топлива	Среднегодовые показатели плановых ремонтов	Аварий ность
Тек. ремонт	Кап. ремонт	Все ремонты
сутки	%	сутки	%	сутки	%	%
ГЭС ГЭС	< 400 >400					2,5 2,5		2,5 2,5	0,5
ГАЭГАЭС						2,5		2,5	0,5
Не Неблочные КЭС КЭС и ТЭЦ	<175	Газ мазут уголь		1,4 1,4 1,4		2,5 2,5 2,5		3,8 3,8 3,8	2,0 2,0 2,0
Бл Блочные КЭС	100-160     200-210 200-210	Газ мазут уголь газ, мазут уголь   газ, мазут уголь		4,3 4,3 4,3 4,3 4,3   4,3 5,2		3,8 3,8 3,8 4,1 5,2   5,8 6,0		8,2 8,2 8,2 8,5 9,3   10,1 11,2	4,5 4,5 4,5 4,5 4,5   5,5 5,5
		уголь газ, мазут уголь   газ		5,5 5,5 6,0   6,0		7,7 7,7 8,2   8,2		13,2 13,2 14,2   14,2	7,5 7,5   8,5
Бл Блочные ТЭЦ		газ, мазут уголь   газ		4,3 4,3   4,3		4,1 5,2   5,8		8,4 9,5   10,1	4,5 4,5   5,5
ЭС АЭС	ВВЭР 440-640   ВВЭР 1000   ВВЭР 1000 новые   РБМК 1000   БН 600-800			3,8     3,8   3,3     3,8   5,5		12,3     12,3       13,7   15,1		16,2     16,2   14,3     17,5   20,6	5,5     7,5   7,5     7,5

Для ПГУ показатели плановых ремонтов рекомендуется принимать по показателям соответствующего парового блока, увеличенные на 10%. Значения аварийности рекомендуется принимать в зависимости от схемы ПГУ – 3% при наличии байпасного газохода и 4% - его отсутствия.

Резерв для текущих ремонтов рассчитывается по выражению (6.1) из условия, что в энергообъединениях вывод оборудования в текущие ремонты на разных электростанциях равномерно распределен в течение года.   Р _{рез.т.р. =} ∑ Р_ед.i * q_{тр i} / 100 (6.1) _i где Р_ед.i - единичная мощность агрегата типа i; q_{тр i} –среднегодовой показатель текущих ремонтов агрегата типа i в %% от продолжительности года.

При расчете потребности в резерве мощности для капитальных и средних ремонтов учитывается, что в связи с достаточно большой продолжительностью данных видов ремонта их проведение в течение года, как показано на рис. 6.1, преимущественно осуществляется в периоды сезонного снижения месячных нагрузок (в «провале» годового графика месячных максимумов нагрузки).

Р_расп.

Р_мес,МВт

S_{пров .}

Янв. месяцы года Дек.

Рис. 6.1. Использование сезонного снижения годового графика месячных нагрузок ЭЭС для проведения плановых капитальных и средних ремонтов

Потребность в резервной мощности для обеспечения возможности проведения капитальных и средних ремонтов возникает в случае, если площадь сезонного провала S_{пров .} меньше требуемой ремонтной площади S _рем и определяется по выражению:

S _рем - S_пров

Р_{рез.к.р.} = ----------------- (6.2)

S _рем = ∑ P_i.ед * q_{i к.р .} – необходимая ремонтная площадь;

i

S_пров = ∑ (Р_{макс t} - Р_расп.t )

t

Р_{макс t} -максимум нагрузки ЭЭС в месяц t;

Р_{расп. t} -располагаемая мощность электростанций в месяц t.

Фактические данные о нахождении в плановых ремонтах агрегатов отдельных типов электростанций по данным Системного оператора за 2012 год приведены ниже.

Резерв мощности для покрытия дефицитов мощности, возникающих при аварийном выходе из работы агрегатов электростанций и межсистемных связей, а также при случайных отклонениях нагрузки от планируемой – оперативный (аварийный) резерв, рассчитывается с использованием вероятностных методов, поскольку выход в аварию агрегатов электростанций и межсистемных связей и случайные колебания нагрузки являются вероятностными событиями.

Вероятность выхода из работы одновременно n агрегатов из общего количества работающих агрегатов m может быть определена по выражению (6.3) [ 1 ]

p^m _n = С ^m _n (1 - q_ав) ^{n –m} q_ав ^m (6.3)

n!

где С ^m _n = ----------------

m! (n - m)!

q_ав - среднестатистическая относительная длительность или вероятность аварийного простоя (аварийность) агрегата в течение года

Возможное появление недоотпуска электроэнергии у потребителей зависит от количества агрегатов, вышедших в аварию, с учетом вероятности данного события и вероятности совпадения аварии с максимальными нагрузками энергосистем в графиках нагрузки. Очевидно, как показано на рис. 6.2., вероятность выхода в аварию n из m агрегатов уменьшается по мере увеличения количества выходящих в аварию агрегатов n. Соответственно, при росте величины общей мощности агрегатов, находящихся в аварии, снижается темп роста величины аварийного недоотпуска электроэнергии потребителям ЭЭС, и кривая зависимости величины недоотпуска от аварийной мощности имеет асимптотический характер.

Необходимая величина аварийного резерва мощности в ЭЭС подлежит экономическому обоснованию на основе сопоставления затрат на установку резервных агрегатов и на компенсацию экономического ущерба у потребителей от аварийного недоотпуска электроэнергии. При этом должны учитываться вероятности выхода в аварию различных объемов мощности генерирующих установок, а также вероятности попадания указанных аварийных выходов мощности на часы максимальных нагрузок графиков нагрузки ЭЭС.

J_ав J_ав

W_{нед ,,}

млн.кВтч W_нед

Р_{а в .} МВт

Где J_ав - интегральная вероятность выхода в аварию мощности в объеме Р_ав

(n агрегатов);

W_{нед ,,} - величина аварийного недоотпуска электроэнергии потребителям

Рис.6.2. Зависимость интегральной вероятности выхода в аварию мощности в объеме Р_ав от величины этой мощности.

Принципиально в рыночных условиях обоснование величин необходимых аварийных резервов мощности должно основываться, исходя из существования договорных отношений между генерирующими компаниями и потребителями электроэнергии по механизмам компенсации экономического ущерба у потребителей от аварийного недоотпуска электроэнергии. Однако, при работе совместной работе генерирующих компаний в составе крупных энергетических объединений на оптовых рынках электроэнергии и мощности организация указанных договорных отношений практически не реализуема в связи с исключительной сложностью задачи.

В связи с этим для обоснования необходимых величин аварийных резервов мощности в ЭЭС в мировой практике используется принцип обоснования и регламентации нормативного уровня надежности электроснабжения потребителей в энергообъединениях и отдельных ЭЭС, под которым понимается интегральная вероятность бездефицитной работы ЭЭС в течение года. Необходимая величина аварийного резерва мощности должна обеспечивать указанный нормативный уровень надежности электроснабжения потребителей

Оптимальная величина уровня надежности аварийного резерва мощности в ЭЭС при ее эквивалентном представлении в качестве одноузловой может быть определена на основе минимизации суммарных затрат как на резервирование, так и на компенсацию ущербов от недоотпуска электроэнергии потребителям, представленных в виде функции (6.4)

[ 28,33,34].

З_сум. = с_рез* Р_рез.ав +с_ущ * W_нед = с_рез * Р_рез.ав + с_ущ * Р_рез.ав *Т_год * J_ав (6.4)

Где с_рез -удельная стоимость резервной мощности, руб./кВт;

с_ущ - стоимость 1 кВтч недоотпущенной электроэнергии, руб./кВтч;

Т_год = 8760 кВтч;

J_ав -интегральная вероятностьвыхода в аварию мощности в объеме не более Р_рез.ав

Оптимальной величине Р_рез.ав соответствует нулевое значение частной производной от функции (6.4) по Р_{рез.ав .,} представляемой в виде выражения (6.5)

с_рез + с_ущ * Т_год * J_ав = 0 (6.5)

Из 6.5. следует, что минимальные затраты на резервирование и на компенсацию ущербов у потребителей в аварийных ситуациях будут достигаться при интегральной вероятности появления аварийных ситуаций (появления дефицитов мощности и электроэнергии в ЭЭС) J_ав, равной

с_рез

J_{ав =} ---------- (6.6)

с_ущ * Т_год

Зная величину J_ав по кривой на рис. 6.2. можно найти величину необходимого аварийного резерва мощности.

При обосновании оптимального уровня балансовой надежности и величин необходимых аварийных резервов в отдельных ОЭС и ЕЭС страны в целом в многоузловой модели оптимизации необходимо учитывать и затраты на развитие межсистемных связей и вероятности аварийного отключения указанных связей. С учетом этого условие оптимизации представляется в виде (6.7.) [28].

З_сум. = с_рез* Р_рез.ав + с _вл* Р _вл + с_ущ * W_нед = с_рез * Р_рез.ав + с_вл* Р_вл +

с_ущ * Р_рез.ав *Т_год * J_ав (6.7)

Дата добавления: 2014-10-31