Проблемы формирования балансов мощности ЕЭС России для периода экстремальных климатических условий

 

Авторы

Ильенко Александр, Директор по управлению развитиемЕЭС ОАО «СО ЕЭС»

Пилениекс Денис, Начальник службы перспективного развитияОАО «СО ЕЭС»

 

    Баланс мощности ЕЭС России в условиях аномально жаркого лета 2010 г. характеризовался резким изменением двух факторов: ростом потребления мощности и снижением располагаемой мощности электростанций. Российская энергосистема устойчиво прошла тяжелый период, однако проведенный анализ работы ЕЭС России в период аномально высоких температур наружного воздуха в июле-августе 2010 г. показал, что подход к формированию балансов мощности ЕЭС России для периода экстремальных климатических условий требует изменений.
    Стало очевидным, что при ежегодном формировании балансов электроэнергии и мощности следует дополнительно моделировать негативное разнонаправленное действие указанных факторов, поскольку это является необходимым условием формирования эффективной ремонтной площадки генерирующего и электросетевого оборудования.
    Системный оператор вносит изменения в идеологию формирования балансов мощности, которые позволяют корректно учесть «двойной эффект» влияния различных факторов, прежде всего температуры наружного воздуха, на режимы работы ЕЭС и обеспечить адекватное определение допустимых объемов резервов мощности. Учет данного фактора немаловажен, поскольку ЕЭС России охватывает значительную часть территории Российской Федерации и несколько климатических поясов, а значит, функционирует в резко переменных в течение года климатических условиях.
    Годовая амплитуда изменения нормальных (среднемноголетних значений) среднесуточных температур наружного воздуха (климатической нормы) ЕЭС России составляет 33,7 °С (от -14,9 до 18,8 °С). В 2010 г. годовая амплитуда изменения фактических среднесуточных температур ЕЭС России составила 46,7 °С (от -21,8 до 24,9 °С), а фактическая среднесуточная температура наружного воздуха в зависимости от региона в течение года менялась от -41,2 до 34,9 °С.
    Для целей среднесрочного и долгосрочного планирования электроэнергетических режимов, развития ЕЭС, традиционно исследовался зимний максимум потребления мощности, сопряженный, как правило, с низкими температурами наружного воздуха на достаточно обширной территории, а в некоторых частях близкими к экстремальным.
    Однако работа ЕЭС России в летний период 2010 г. осуществлялась в условиях экстремально высоких температур наружного воздуха почти на всей Европейской части ЕЭС без ОЭС Сибири и ОЭС Востока (78% потребления всей ЕЭС на час совмещенного максимума) и беспрецедентной их продолжительности (в течение полутора месяцев среднесуточная температура наружного воздуха на всей европейской части ЕЭС стабильно превышала климатическую норму на 8—10 °С). Эти факторы стали причиной работы ЕЭС России в период наиболее высоких температур с дефицитом резервов мощности. Анализ работы Единой энергосистемы в столь сложных условиях показал необходимость уделять не меньшее внимание исследованию вопросов планирования режимов работы ЕЭС России, графиков ремонтов генерирующего и электросетевого оборудования также и для условий высоких температур наружного воздуха.
    В рамках решения данной задачи специалисты ОАО «СО ЕЭС» провели исследование влияния температуры наружного воздуха как основного климатического фактора, учитываемого на этапе среднесрочного и долгосрочного планирования, на потребление электроэнергии и мощности во всем диапазоне температур наружного воздуха — от экстремально низких до экстремально высоких. Необходимость актуализации данных о степени влияния температуры наружного воздуха и характере изменения потребления мощности (снижении или увеличении) при направленном изменении температуры была обусловлена тем, что данные параметры могут существенно различаться для разных регионов в зависимости от структуры потребления, которая за последние годы экономических преобразований в Российской Федерации претерпела значительные изменения.
    В ходе проведения исследования была выработана новая методология определения степени влияния температуры наружного воздуха на величину потребления мощности соответствующего региона для целей учета при среднесрочном и долгосрочном планировании электро­энергетических режимов.
    1. Проведение глубокой обработки фактических данных о температурах наружного воздуха и их связи с потреблением электрической энергии (мощности) с целью выявления общих тенденций зависимости потребления от температуры наружного воздуха.
    Для определения влияния температурного фактора на потребление электрической энергии (мощности) используются данные о среднесуточной фактической температуре наружного воздуха, потреблении электрической энергии за сутки (максимуме потребления мощности за сутки), информация о дополнительных факторах, повлиявших на величину потребления, календарь рабочих и выходных дней.
    Для целей учета актуальной структуры потребления и ее изменения используется статистический ряд продолжительностью, как правило, до трех лет. Однако для энергосистем с мало изменяющейся структурой потребления предпочтительнее использовать статистические ряды с максимально возможной продолжительностью, но с учетом динамики изменения потребления.
    2. Исключение влияния ярко выраженной недельной цикличности потребления электрической энергии (мощности).
    Чтобы исключить влияния ярко выраженной недельной цикличности потребления электрической энергии (мощности) в ЕЭС России, массив данных подвергается дополнительной обработке в целях учета только характерных рабочих дней.
    Примеры, приводимые для двух регионов на рис. 1 и 2, служат подтверждением того, что степень влияния температуры наружного воздуха и характер изменения потребления в зависимости от направления изменения температуры различны для разных регионов и разной структуры потребления, т.е. для обеспечения корректного прогнозирования на среднесрочную и долгосрочную перспективу, в отличие от ранее использовавшейся методологии, необходимо применять индивидуальный подход к каждому региону.
    3. Построение для каждого региона зависимости потребления электроэнергии (мощности) в характерные рабочие дни для всего диапазона температур на основе обработанных данных статистического ряда.
    При построении такой зависимости с использованием разработанной методологии из рассмотрения исключаются значительные флуктуации показателей.
    По результатам обработки полученных зависимостей выделяются несколько переломных точек, между которыми характер изменения электрической энергии (мощности) в зависимости от температуры воздуха имеет относительно линейный тренд (рис. 3). Именно эти участки зависимости и применяются при дальнейшем анализе. Как правило, выделяется не менее двух переломных точек, однако в зависимости от структуры потребления электрической энергии (мощности), число таких точек может достигать четырех–пяти.
    Кроме того, по результатам обработки полученных зависимостей определяется диапазон температур, в рамках которого влияние температурного фактора отсутствует.
    4. Определение коэффициентов влияния изменения температуры наружного воздуха на изменение потребления электрической энергии (мощности).
    Для каждых i-х суток рассматриваемого статистического ряда из характерных рабочих дней определяются отклонение среднесуточной температуры относительно предыдущих суток и соответствующее ему изменение потребления электрической энергии (мощности) в процентах. Отклонение температуры округ­ляется до целых градусов, которые, по условию принадлежности среднесуточной фактической температуры наружного воздуха i-х суток к j-му температурному диапазону, разносятся для каждого j-го температурного диапазона:
    где: ti — среднесуточная фактическая температура наружного воздуха i-х суток; Wi — потребление электрической энергии i-х суток.
    Изменение потребления мощности определяется аналогично формуле (2).
    В результате в соответствии с величинами среднесуточной фактической температуры ti, для каждого из рассматриваемых температурных диапазонов j, идентифицированных ранее как участки, на которых характер изменения электрической энергии (мощности) в зависимости от температуры воздуха имеет относительно линейный тренд, формируется массив значений (?ti, ?Wi)j. Аналогичные расчеты проводятся и для потребления мощности.
    Полученные для каждого температурного диапазона j значения изменения потребления, соответствующие одной и той же величине , усредняются. Для каждого диапазона температур j получается набор парных значений (?ti, ?Wiсредн)j, который графически представлен на рис. 4.
    Таким образом, зависимость изменения потребления от изменения температуры на рассматриваемом температурном диапазоне может быть представлена в виде линейной функции и описана линейным уравнением, коэффициенты которого могут быть определены с использованием метода наименьших квадратов.
    Искомый коэффициент (%/°С) представляет собой тангенс угла наклона указанной линейной характеристики к оси абсцисс.
    Полученные с помощью описанной методологии зависимости изменения потребления от изменения температуры наружного воздуха на всем диапазоне значений температур применяются при моделировании различных вариантов объемов потребления на этапе среднесрочного и долгосрочного планирования электроэнергетических режимов, прежде всего при моделировании потребления для экстремальных температур наружного воздуха.
    Помимо корректного прогнозирования потребления мощности, важнейшую роль для формирования адекватного баланса мощности на период аномальных климатических условий играет корректный учет изменения располагаемой мощности электростанций в зависимости от температуры наружного воздуха. Например, общеизвестно, что для газотурбинных (ГТУ) и парогазовых (ПГУ) установок располагаемая мощность зависит от изменения температуры наружного воздуха. Наличие указанных зависимостей для широкого диапазона температур позволяет достаточно просто спрогнозировать располагаемую мощность таких электростанций как для экстремально высоких, так и для экстремально низких температур (рис. 5).
    Однако, несмотря на интенсивное внедрение данных технологий на тепловых электростанциях Российской Федерации, доля ГТУ и ПГУ по отношению к суммарной мощности ТЭС пока еще недостаточно велика. При проектировании и строительстве ТЭС в Российской Федерации исторически большое внимание уделялось комбинированной выработке электроэнергии и тепла, что обусловило сооружение большого количества мощных теплоэлектроцентралей (ТЭЦ). Сегодня на ТЭЦ ЕЭС России установлены преимущественно объекты когенерации, причем доля теплофикационных турбин с противодавлением, режим работы которых полностью зависит от наличия теплового потребителя, довольно велика.
    Изменение температуры наружного воздуха оказывает значительное влияние на располагаемую мощность этих электростанций. Однако природа такого влияния и оказываемый эффект различаются в области низких и высоких температур наружного воздуха.
    Снижение температуры наружного воздуха приводит к увеличению располагаемой мощности на энерго­установках турбоагрегатов с противодавлением в связи с увеличением отпуска тепла и может приводить к появлению ограничений мощности теплофикационных турбин, связанных с увеличением отпуска тепла, и к увеличению нижнего предела регулировочного диапазона.
    Увеличение температуры наружного воздуха приводит к снижению располагаемой мощности на электростанциях с турбоагрегатами с противодавлением. Снижается располагаемая мощность на большинстве действующих электростанций с паровыми турбинами с конденсаторами, что обусловлено главным образом снижением отпуска тепла (для теплофикационных турбин), сопряженным с техническим состоянием, исторически сложившейся недостаточной производительностью систем технического водоснабжения и жесткими требованиями экологического характера в случаях, когда в качестве источника технического водоснабжения используются открытые водоемы.
    Особенно актуален учет приведенных выше влияющих на располагаемую мощность факторов для условий экстремально низких и экстремально высоких температур наружного воздуха.
    Возвратимся к примеру аномально жаркого лета 2010 г. Экстремально высокие температуры наружного воздуха в совокупности, что немаловажно, с продолжительностью их стояния привели значительному прогреву водоемов, снижению эффективности оборотных систем технического водоснабжения, наложению жестких экологических ограничений по температуре сбросной воды. Повышение температуры охлаждающей воды на входе в конденсаторы и нарушение вакуума в них привело к существенному снижению располагаемой мощности тепловых и атомных электростанций. Снижение величины фактической располагаемой мощности относительно плановых величин вследствие воздействия температурного фактора в указанный период в целом по ЕЭС России достигло порядка 7000 МВт. При этом практически все дополнительное снижение располагаемой мощности было зафиксировано на электростанциях, расположенных в европейской части ЕЭС России. Наибольшее снижение зафиксировано на электростанциях московской энергосистемы — порядка 4000 МВт. Кроме того, снизился диапазон регулирования реактивной мощности генерирующего оборудования и синхронных компенсаторов вследствие недопустимого повышения температуры обмоток статора и ротора.
    Для обеспечения возможности учета фактора снижения располагаемой мощности электростанций прежде всего в условиях экстремально высоких температур ОАО «СО ЕЭС» на этапе среднесрочного и долгосрочного прогнозирования использует соответствующие зависимости располагаемой мощности ТЭС, которые в составе оборудования имеют паровые турбины с конденсаторами, от температуры наружного воздуха. Указанные зависимости разработаны для широкого диапазона температур собственниками генерирующего оборудования при обеспечении методологической поддержки со стороны ОАО «СО ЕЭС». Данные зависимости построены для всех месяцев или характерных периодов года, при этом для ТЭС с теплофикационными паровыми турбинами указанные зависимости разработаны для условий прогнозируемого в рассматриваемом периоде отпуска тепла (рис. 6).
    Наличие подобных зависимостей позволяет на этапе среднесрочного и долгосрочного прогнозирования определить величину располагаемой мощности электростанций при расчетной температуре наружного воздуха.
    Еще одним немаловажным фактором, ухудшающим режим работы энергосистемы и соответственно требующим обязательного учета, является повышенная аварийность генерирующего оборудования вследствие его работы в режиме мобилизации в период экстремально низких и экстремально высоких температур наружного воздуха, а также аварийностью электросетевого оборудования со снижением пропускной способности электрических связей. Например, в период аномально высоких температур наружного воздуха в 2010 г. число заявок на вывод генерирующего и электросетевого оборудования, подаваемых в главный диспетчерский центр ОАО «СО ЕЭС», увеличилось на 64% по отношению к аналогичному периоду с нормальными климатическими условиями.
    Анализ и сопоставление показателей аварийности генерирующего и электросетевого оборудования для экстремальных климатических условий позволяет выстроить необходимые зависимости и определить наихудшие схемно-режимные ситуации, которые необходимо рассматривать при проведении расчетов электро­энергетических режимов на среднесрочную и долгосрочную перспективу с использованием расчетных моделей ЕЭС.