Особенности исследования. Исследования развития передающих сетей встречают особые трудности по следующим основным соображениям:
передающие сети являются обширными и разветвленными сетями, для которых расчеты транзитов мощности громоздки даже при возможной аппроксимации (см. т. 2, гл. 2);
критерии выбора не всегда можно выразить в экономических терминах (например, устойчивость); если же их все-таки можно выразить, то осуществляется это ценой длительных предварительных расчетов, касающихся как тепловых потерь, как и опасности перерывов питания у потребителей;
и наконец (и даже, возможно, главным образом), прогнозирование будущих транзитов очень чувствительно к наихудшим вариантам, поскольку эти транзиты являются результатом не местного потребления: (энергии), как это имело место в распределительных сетях, а разности между этими прогнозами и прогнозами местного производства (или регионального производства). Эти последние имеют существенные перерывы и зависят, от предварительно установленных планов по поставке оборудования. Даже незначительное отклонение по отношению к одному или другому из этих прогнозов может вызвать значительное изменение некоторых транзитов (и даже инверсию транзита).
Определение изменения состояний и установление возможных стратегий проводится в два этапа:
— долгосрочные (от 15 до 30 лет) исследования, которые имеют глобальный характер, т. е. в этом случае сеть представляется упрощенной моделью, содержащей только несколько десятков узлов; потребители энергии и генераторные группы объединяются по районам и присоединяются к этим узлам;
среднесрочные (от 2 до 5 лет) исследования; в этом случае сеть представляется детально (по крайней мере, для изучаемого района и районов, находящихся в непосредственной близости от него), ищутся наилучшие варианты усиления, которые надлежит осуществить, т. е. те улучшения, которые обеспечили бы наилучшую надежность обслуживания, подготавливая долгосрочную эволюцию. Можно провести экономические сравнения между различными возможными решениями, но неточность расчета потерь не позволяет выявить их ценность из-за рассматриваемых усилений. Можно, кроме того, оценить стоимости капиталовложений, а в некоторых методах — математическое ожидание стоимости перерывов питания (или стоимости отказа).
Долгосрочное проектирование.
Это проектирование, осуществляемое на 20—30 лет, полезно для ориентирования структуры сетей таким образом, чтобы, линии, которые необходимо построить в ближайшем будущем, сохранили свою полезность в течение всего срока, каким бы ни был их собственный срок службы (который обычно равен 30 годам или даже немногим более). Однако необходимо сделать более детальные прогнозы- нагрузки, чем те, что были проведены при- исследовании оборудования.
Задачи долгосрочных исследований. Эти исследования: являются глобальными, относящимися к общему «парку» станций, сделанных без учета их местонахождения внутри страны или исходя из очень приблизительного местонахождения, такого, как простое разделение Франции на два района (Север и Юг) или на четыре района (три гидрологических массива плюс Север).
Для исследования сети необходимо более полное разделение на части (для Франции — минимум на восемь региональных Центров по передаче энергии), что требует порайонного прогноза будущих нагрузок. При этом можно использовать среднегодовые коэффициенты роста, экстраполированные для каждого района на основе статистических сведений, полученных за последние годы. Прогнозы производства электроэнергии проводятся на основании результатов долгосрочных планов поставки оборудования; генераторные группы, предусмотренные в результатах такого рода расчетов, должны быть локализованы. Локализация довольно проста для ГЭС и исходит из списка мест поставки оборудования, который хорошо известен. Она дает больше возможностей при использовании вариантов ТЭС.
Модели сети. Долгосрочные исследования базируются на модели сети, содержащей ограниченное число узлов (например, от 10 до 30 узлов и подстанций) й ограниченное число ветвей (от 20 до 50 линий); Модель представляет собой сеть с определенным уровнем напряжения, таким, как сеть 400 кВ, или сеть 735 кВ, или сеть 1100 кВ, или двумя уровнями напряжения. При этом пренебрегают транзитами, которые могли бы иметь место при более низком уровне напряжения, т. е. Принимают, что сети более низкого напряжения не замкнуты между подстанциями более высокого напряжения.
В каждом узле сети модели сконцентрировано производство и потребление электроэнергии всего близлежащего района. Потребление характеризуется пиковыми мощностями, экстраполированными на основе потребления в настоящий момент при использовании некоторого среднегодового коэффициента роста или на основе тех потреблений промежуточного года, которые можно сделать объектом более детального исследования. Производства электроэнергии также представляются пиковыми мощностями, полученными из номинальных мощностей генераторных групп, которые должны быть установлены в соответствующих районах с некоторым коэффициентом снижения, учитывающим неготовность (оборудования) к работе.
Исследования на модели. Сравнение производства и потребления электроэнергии в каждом узле с пиковыми мощностями позволяет определить порядок величин для числа линий СВН (пропускная способность которых известна при заданных напряжении и сечении проводов), необходимых для передачи мощности от узлов с избытком производства или для поставки мощности, необходимой другим уздам.
При этом: можно рассчитать некоторые характеристики, предназначенные для выбора между оставленными вариантами, и, в частности, стоимость сети (т. е. стоимость линий и подстанций) и мощности к. з. На рис. 2.4 и 2.5 представлены соответственно возможные структуры сетей, например сети 735 кВ Франции к 2000 г. при различных вариантах расположения генерирующих станций и сети 1050 кВ Италии.
Среднесрочное проектирование.
Такое проектирование осуществляется на 2—4 года.
Общие условия. Среднесрочное проектирование позволяет принимать решения об усилении передающей сети; поскольку время, необходимое для сооружения линий ВН и СВН и подстанций, Т. е. необходимое для исследования возможных трасс, получения прав на прокладку трасс и собственно непосредственное время сооружения, меняется в зависимости от местных условий и значимости объектов в течение 2—4 лет.
Решения касаются лучшего средства усиления той или иной части общей сети, пропускная способность которой достаточна или из-за постоянного и запланированного роста местных нагрузок, или из-за сооружения либо расширения какой-нибудь станции. Этими средствами усиления могут быть или увеличение сечения некоторого участка линии (между двумя подстанциями), или его удвоение с помощью аналогичного.
Рис. 2.4. Возможная структура сети Э де Ф напряжением 735 кВ к концу XX в.
Рис. 2.5. Возможная структура сети ЭНЕЛ, напряжением 1050 кВ к концу ХХ в.
Решения касаются лучшего средства усиления той или иной части общей сети, пропускная способность которой достаточна или из-за постоянного и запланированного роста местных нагрузок, или из-за сооружения либо расширения какой-нибудь станции. Этими средствами усиления могут быть или увеличение сечения некоторого участка линии (между двумя подстанциями), или его удвоение с помощью аналогичной линии, или перевод его на более высокое напряжение, или, чаще всего, сооружение новых участков линии, создающее другие пути для транзита мощности в разветвленной сети.
Исследования локализованы чаще всего в довольно обширной зоне, сеть которой должна воспроизводиться с достаточной точностью, а сети более удаленных зон могут быть представлены проще — эквивалентной сетью.
Новые линии, полученные только что описанным методом, отвечающие главным образом критерию надежности питания потребителей, должны стать объектом проверок технического характера (исследований устойчивости, регулирования напряжения и т. д.).
Срок сооружения станций более длинный, чем линий (от 4 до 6 лет для ТЭС и больший —для ГЭС); если соответствующие решения были приняты, то число групп, которые будут находиться в работе, их месторасположение, номинальные мощности и другие характеристики должны рассматриваться как хорошо известные.
Метод критических условий. Этот метод предполагает, что в течение 4 лет условия эксплуатации станции мало изменяются, а время года, когда сеть (или ее некоторые мощные линии) перегружена, одно и то же; эти перегрузки становятся более опасными в экстремальных условиях запаса воды в водохранилищах и потребления, т. е. если изучаемый год соответствует значительному или незначительному запасу воды в комбинации с большим или малым уровнем потребления по отношению к средним предусмотренным ранее значениям. Часто речь идет в этом случае о квартилях (вероятностях в 25 или 75%), скомбинированных таким образом, чтобы для сети создавался наиболее суровый режим; другими словами, чтобы имели место наиболее мощные транзиты мощности в том или ином направлении на основных линиях сети.
Исследования передающей сети Э де Ф проводились ранее следующим образом: прогнозирование всей нагрузки Франции определялось одной цифрой — годовой потребляемой энергией, прогнозируемой на 3—4 года, или, точнее, с помощью верхнего квартиля (так называемого значительного потребления) и нижнего квартиля (называемого незначительным потреблением); отсюда получали, используя набор коэффициентов, применяемых к производству (электроэнергии) каждым из трех районов, богатых гидроресурсами, и к производству (электроэнергии) тепловыми станциями, величины производимой электроэнергии для определенных моментов времени в году, таких, например, когда передаваемая мощность в сети имеет наибольшие значения. Такими моментами времени во Франции в зависимости от больших (верхний квартиль) или малых запасов гидроресурсов были:
часы большого, перетока мощности с юга на север страны (передача большого количества энергии, производимого на ГЭС): 8 ч 30 мин в декабре (обильные осадки), 2 ч в декабре (мало осадков) и 15 ч в июне (много осадков);
часы передачи с севера на юг страны (передача незначительного Количества энергии, произведенной ГЭС): в декабре 8 ч 30 мин и 15 ч для очень сухого сезона (необходимость экономить запасы воды в водохранилищах) и 2 ч в декабре для очень сухого сезона (необходимость использовать электроэнергию, произведенную на ТЭС, для которых нежелателен даже краткий и весьма дорогой останов в ночное время).
Исследования краткосрочной эксплуатации (см. т. 2, гл. 6) позволяют оправдать выбор только что названных цифр. Этот выбор производился при учете случайного характера потребления и производства, но необходимо учитывать также случайный характер готовности к работе элементов системы: генераторных групп, трансформаторов, линий. Готовность генераторных групп уже учитывалась при выборе коэффициентов, позволяющих рассчитать производства электроэнергии. В этом случае вводилась средняя неготовность к работе генераторных групп, распространенная на все их множество.
Этот простой способ рассуждений подтверждается, если предположить, что имелось время для компенсации аварии одной группы путем увеличения производства соседними группами. Но перед тем как диспетчер прореагирует на аварию группы, а также на аварию трансформатора или линии, могут появиться недопустимые перетоки мощности на некоторых линиях сети. Считается, что вероятность аварии, появляющейся в один из упомянутых моментов времени, очень мала (вероятность выхода из строя линии меньше 1%). Для того чтобы представить себе весьма тяжелую ситуацию, предполагают, что возможно одновременное отключение двух элементов сети; они выбираются из основных элементов: наиболее мощная группа в исследуемом районе, трансформатор или линия одного из основных (или наиболее нагруженных) участков сети.
Далее следует рассчитать перетоки мощности в сети, используя в общем случае аппроксимацию на постоянном напряжении (аппроксимацию анализатором постоянного тока). Схема усиления сети, которая позволяет удовлетворить потребление электроэнергии в таким образом определенных условиях (при этом ни одна из линий не должна передавать мощность большей пропускной способности), считается приемлемой.
Метод моделирования. Этот метод дает большую точность в предположении, что правила эксплуатации изменяются в течение года из-за изменения характеристик «парка» электростанций и что условия воспроизведения вероятности отказов элементов сети наилучшие.
Характеристики генераторных групп, которые должны работать на будущую сеть, предполагаются всегда известными. Потребление электроэнергии разбивается по временным интервалам (по крайней мере, для некоторых периодов года) исходя из графика нагрузки, идентичного по виду графику нагрузки в данный момент времени (или слегка измененного, если это оказывается необходимым). Таким образом, осуществляется моделирование эксплуатации сети при условии, что применяются упрощающие правила, в частности, для эксплуатации водохранилищ, которая может базироваться на характеристике опорожнения водохранилища (или кривой готовности). Моделирование включает в себя и расчет оптимального диспетчерского управления, которое определяет производство электроэнергии различными группами и перетоки мощности в линиях.
Для учета случайных неготовностей к работе элементов сети применяют вероятностные модели, которые воспроизводят тысячи состояний сети, когда случайными являются не только величины запасов воды в водохранилищах и потребление электроэнергии, но также и состояния, при которых готовность к работе каждого элемента сети является также случайной; Выборка состояний сети осуществляется различными методами, при которых пытаются получить хорошую воспроизводимость выборки состояний и приемлемое время расчета.
При таком моделировании появляются ситуации, при которых сеть обеспечивает необходимое потребление, и ситуации, когда она не обеспечивает его. Для последних модель дает величину отказа (недоотпущенной энергии) и ее вероятность. При этом для каждой схемы сети можно получить математическое ожидание стоимости отказа для каждого упомянутого уровня потребления.
Итак, из всех упомянутых схем можно выбрать схему, минимизирующую эту стоимость. Некоторые модели дают, кроме того, и изменение отказа, вызывающего необходимость усиления каждой линии сети.
