Модели электроэнергетических систем

ТЭЦ, являясь комплексным объектом, должна рассматриваться не просто как элемент системы централизованного теплоснабжения, но и как объект электроэнергетической системы. ТЭЦ как элемент двух систем естественно требует совместной оптимизации развития этих двух систем. При этом возможны два принципиальных подхода к решению данной задачи:

1) создание единой модели, охватывающей развития тепло- и электроснабжающих систем; 2) раздельная оптимизация систем с итеративной увязкой результатов решения.

В настоящее время использование первого подхода возможно только на уровне развития отдельного энергоузла, поскольку на этом уровне реально имеются системы электро- и теплоснабжения. На более высоких иерархических уровнях (район, страна) системы теплоснабжения отсутствуют (см. рис. 2.2). Попытка реализации первого подхода, например, на уровне района приводит к необходимости одновременного решения совокупности локальных задач (оптимизация систем тепло- и электроснабжения отдельных узлов) и более общей задачи (оптимизация систем электроснабжения района). Размерность задачи, особенно при ее динамической постановке, становится очень большой, что затрудняет ее решение. Поэтому в настоящее время практически используется итеративное решение двух изолированных задач развития тепло- и электроснабжения.

Развитие электроэнергетики в отличие от других отраслей промышленности и народного хозяйства имеет ряд особенностей, предопределяющих решение круга задач, необходимых для нахождения рациональных путей ее развития. К числу этих особенностей, в первую очередь необходимо отнести:

тесную взаимосвязь отдельных электропредприятий друг с другом при удовлетворении потребителей народного хозяйства в электрической энергии. Эта взаимосвязь предопределяет необходимость одновременного создания энергопредприятий различного типа: базисных и пиковых, а также пол уликовых электростанций;

неразрывность процессов производства и потребления электроэнергии, предопределяющая необходимость создания резервных мощностей;

большой срок от начала проектирования и строительства энергообъектов до момента вывода их из эксплуатации, что приводит к необходимости предусматривать изменение в динамике роли и режимов работы создаваемых энергообьектов;

чрезвычайно большая капиталоемкость электроэнергетики и большая доля эксплуатационных расходов на станциях с органическим и ядерным топливом, приводящая к необходимости рассмотрения их взаимоотношения в динамике.

Определение рациональных путей развития электроэнергетики в силу ее тесной взаимосвязи с другими отраслями промышленности и народного хозяйства, а также иэ-за целого комплекса внутренних изменяющихся во времени параметров, которые подчас характеризуются нелинейными взаимосвязями, является весьма сложной динамической задачей. Особую сложность в ее решении придает и то, что целый ряд параметров, такие, например, как режим электропотребпения и показатели работы ГЭС, являются вероятностными. Выбор оптимальной структуры генерирующих мощностей ЭЭС — одна из основных задач перспективного развития электроэнергетики. В общем виде под структурой генерирующих мощностей ЭЭС понимаются пропорции в развитии типов электростанций (КЭС и ТЭЦ на различных видах органического топлива, ГЭС, АЭС и АТЭЦ, специализированных пиковых и полупиковых электростанций) и режима их работы.

Правильное решение задачи выбора структуры генерирующих мощностей может быть получено только на основе комплексного анализа ЭЭС в цепом с учетом их как внутренних, так и внешних взаимосвязей. В Советском Союзе накоплен опыт разработки и применения для этих цепей экономико-математических моделей (см. например, [44-46]). Наиболее разработанными являются модели, в которых нелинейные зависимости представлены в форме их линейно-кусочной аппроксимации. В ЭНИН им. Г .М. Кржижановского разработана модель оптимизации перспективной структуры ЭЭС, по которой производится выбор оптимального варианта размещения, последовательности сооружения и развитая электростанций и межсистемных передач, а также режим их использования за расчетный период. Модель построена по блочной схеме. Каждый блок соответствует определенному временному этапу развития системы. Отдельные блоки соединены связующими уравнениями, позволяющими учитывать в динамике любые колебания рабочих мощностей электростанций и потоков по межсистемным связям. ЭЭС представляются в модели в виде отдельных узлов нагрузки, соединенных между собой электрическими связями. К каждому энергоузлу привязывается потребность в электрической мощности и энергии, существующие генерирующие мощности и возможные в будущем. Как существующие, так и вновь сооружаемые электростанции группируются по типам и мощности оборудования и по видам используемого топлива. Для более полного учета режима электропотребления и выявления соотношений в мощности различных типов электростанций график нагрузки энергоузлов может разбиваться на зоны. В качестве критерия оптимальности принят минимум суммарных приведенных затрат по электростанциям и межсистемным связям за расчетный период.

При разработке экономико-математической модели выбора оптимальной структуры генерирующих мощностей в условиях раздельной оптимизации систем злектро- и теплоснабжения были приняты следующие допущения:

мощность и выработка электроэнергии на ТЭЦ принимаются заданными, затраты на их сооружение, расход и стоимость топлива, а также другие эксплуатационные затраты не учитываются, так как масштабы развития и режимы работы ТЭЦ определяются в задаче оптимизации развития теплоснабжения потребителей;

соотношения мощностей АЭС с различными типами реакторов определяются в задаче оптимизации структуры развивающейся системы АЭС (см. разд. 5.1). Здесь определяются общие масштабы развитая АЭС и требования к режиму их использования с учетом их стоимостных показателей;

величина и размещение резерва мощности и энергии определяются в самостоятельной задаче [47]. Взаимное влияние определения структуры мощности и надежности работы ЭЭС предлагается учитывать в ходе итерационного процесса решения двух задач;

сроки и объемы демонтажа и реконструкции устаревшего оборудования в настоящей задаче не оптимизируются и принимаются заданными по интервалам времени.

Формулировка задачи выбора структуры генерирующих мощностей электроэнергетических систем: по критерию минимума приведенных затрат определить мощности различных типов электростанций (гидроэлектростанций, конденсационных и теплофикационных на органическом и ядерном топливах) и режимы их использования, величины и направления перетоков мощности и энергии, потребность в различных видах топлива за расчетный период развития энергосистем.

Экономико-математическая модель, созданная для решения этой задачи, включает:

Анализ перспектив развития электроэнергетики позволяет сделать выводы об обострении проблемы покрытия пиковой части суточного графика нагрузки и прохождения ночных его провалов, особенно в графиках нагрузки воскресных дней. Одним из способов преодоления этих трудностей является придание маневренных свойств ТЭЦ, работающих на органическом топливе. Последнее, естественно, может повысить конкурентоспособность ТЭЦ на органических видах топлива по сравнению с источниками теплоты на ядерном топливе, в том числе и по сравнению с АТЭЦ.

В принципе возможны два режима работы ОТЭЦ при их участии в регулировании графика нагрузки: 1) снижение нагрузки в часы минимума при оставлении неизменной нагрузки в максимальные часы и 2) снижение нагрузки в часы минимума при одновременном ее повышении в часы максимума. В развивающихся ЭЭС удельный вес ОТЭЦ в суммарных вводах мощностей достаточно велик (15—20%), поэтому при обосновании эффективности сооружения маневренных ОТЭЦ необходимо более полно учитывать структурные и режимные изменения в ЭЭС.

В связи с переходом работы ОТЭЦ в режим регулирования графика нагрузки изменяется выработка электроэнергии на других электростанциях ЭЭС, режим работы оборудования, структура ввода мощностей. На маневренных ОТЭЦ по сравнению с ОТЭЦ, работающими по тепловому графику, также изменится расход условного топлива и затраты.

Представляется важным исследование зависимости приведенных затрат в ЭЭС от масштабов регулирования мощности на ОТЭЦ. В ЭНИН им. Г .М. Кржижановского проведена оценка разгрузки ОТЭЦ для объединения, состоящего из ЭЭС, которые по масштабам, режимам электро- потребления и составу генерирующих мощностей близки к отдельным ЭЭС европейской части СССР. Эффект от повышения маневренных свойств ОТЭЦ заданной электрической мощности определялся сопоставлением приведенных затрат в сравниваемых вариантах. В качестве альтернативных рассматривались базисный и маневренные режимы использования ОТЭЦ в объединении для покрытия графиков электрической и тепловой нагрузки.

Расчетные условия этих вариантов приняты следующие: базисный вариант — работа ОТЭЦ в ЭЭС по графику тепловых нагрузок с естественной разгрузкой ночью на 15% турбин типа ПТ и Т; вариант маневренного режима: принудительная разгрузка ОТЭЦ с турбинами типа Т мощностью 100 МВт и более в диапазоне от 20 до 80% в выходные дни отопительного периода и в часы провала графика электрических нагрузок в рабочие дни.

При таком режиме разгрузки продолжительность ее составляет примерно 2000 ч в год.

При решении данной задачи использовалась описанная выше экономико-математическая модель. ОТЭЦ рассматривались в модели как источник заданной электрической мощности; изменение расхода топлива и затрат на ней при изменении режима работы не учитывалось, так как изменение этих характеристик ОТЭЦ учтено в модели СЦТ. График электрической нагрузки по продолжительности разбивался на три зоны: пиковую, полу- пиковую и базовую.

Как показали расчеты, разгрузка ОТЭЦ приводит к изменению их участия в покрытии отдельных зон графика электрической нагрузки и сокращению суммарной выработки на них, что влечет за собой изменение структуры вводов новых генерирующих мощностей энергосистемы, режимов использования действующего оборудования, расхода и структуры потребляемого топлива. Расчеты, проведенные для разной глубины разгрузки ОТЭЦ, показали, что при принятых допущениях и технико-экономических показателях разгрузка ОТЭЦ вызывает дополнительные приведенные затраты в объединении (рис. 5.3).

Следует подчеркнуть, что данный результат характеризует влияние принудительной разгрузки ОТЭЦ на величину приведенных затрат по всем типам электростанций ЭЭС, кроме изменений, происходящих при этом на самой ОТЭЦ.

Исследование систем теплоснабжения/Л.C. Попырин, К.С. Светлов, Г.М. Беляева и др. М.: Наука, 1989.