CC BY
21Научный вестник НГТУ. - 2012. - № 3(48)
УДК 621.311
Сценарии развития региональной энергосистемы в современных условиях*
А.Г. ФИШОВ, Р.С. КАЛЮЖНЫЙ
Формируются и анализируются сценарии развития региональных энергосистем. Обосновывается целесообразность развития распределенной генерации для обеспечения удовлетворения спроса на энергию и мощность, разгрузки электрической сети, снижения потерь, надежности. Приводятся результаты анализа перспективных режимов энергосистемы для разных сценариев развития. Выделяется ключевая технологическая проблема - обеспечение свободного доступа распределенной генерации в электрические сети. Представляются возможности новой технологии контроля ограничений по устойчивости как основы свободного доступа распределенной генерации в сети.
Ключевые слова: электроэнергетические системы, развитие, распределенная генерация, устойчивость режимов, доступ генерации в сети
ВВЕДЕНИЕ
Развитие экономики страны невозможно без опережающего развития энергетической отрасли. Генеральной схемой размещения объектов электроэнергетики России до 2030 года определена необходимость ввода генерирующих мощностей в объеме 160-210 ГВт. В настоящее время имеются попытки создания механизмов развития генерирующих мощностей, основная часть которых представлена объектами «большой» генерации. Вместе с этим в последнее время все большее внимание уделяется генерирующим установкам малой мощности. По оценкам специалистов потенциал развития последних в России составляет около 175 ГВт, что сопоставимо с существующей суммарной установленной мощностью электростанций.
В настоящее время уже имеется положительный мировой опыт развития генерации за счет установок малой мощности. Параллельно в мировой энергетике происходит смена парадигмы управления энергосистемой от концепции централизованного управления к концепции распределенного управления. Уже аксиомой является то, что энергосистема с распределенным управлением, располагающая достаточным количеством малых генераторов, способна функционировать с не меньшей надежностью, чем энергосистема, основанная исключительно на генераторах большой мощности.
Основными предпосылками развития «малой» генерации в России являются: рост цен на электрическую энергию, рост заявок на технологическое присоединение к электрическим сетям, сопровождающееся ужесточением технических условий на его осуществление, развитие теплоснабжения. Относительно небольшая стоимость и эффективные технико-экономические показатели малых генерирующих установок способствуют их быстрой окупаемости. Вместе с этим существует ряд проблем организационного, экономического и технологического характера, которые все еще сдерживают бурное развитие «малой» генерации в нашей стране.
В настоящей статье представлены результаты исследования перспективы развития региональной энергосистемы с использованием генерирующих объектов малой мощности. Исследования выполнены на примере энергосистемы Новосибирской области.
* Получена 27марта 2012 г.
1. ПЕРСПЕКТИВЫ РАЗВИТИЯ НОВОСИБИРСКОЙ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ
По состоянию на 1 января 2012 года установленная мощность Новосибирской энергосистемы составляет 3009,5 МВт. В настоящее время можно говорить о сложившейся положительной динамике изменения потребления электрической энергии и мощности в Новосибирской энергосистеме. Анализ региональных электроэнергетических балансов позволяет отметить, что Новосибирская энергосистема является дефицитной по мощности и потенциально самобалансирующейся по энергии. Для последних 20 лет характерно снижение темпов вводов генерирующих источников в энергосистеме. Среди значимых вводов генерирующих мощностей можно указать следующие: ввод двух блоков 180 МВт на Новосибирской ТЭЦ-5 (в 1994 г. и 2004 г.), ввод 110 МВт на Новосибирской ТЭЦ-3 в 2005 г. По имеющейся информации в ближайшей перспективе не запланировано существенных вводов генерирующих мощностей, способных обеспечить растущий спрос. Вместе с этим в энергосистеме имеется около 300 МВт устаревшей генерирующей мощности, подлежащей выводу из эксплуатации, механизмом которого является процедура конкурентного отбора мощности.
Данная ситуация отражает традиционный для дефицитных энергосистем сценарий развития «внешнего» электроснабжения Новосибирской области, подразумевающий, усиление системообразующей и распределительной электрической сети и основанный на наличии генерирующих мощностей за пределами региона.
Растущий объем заявок на технологическое присоединение со стороны конечных потребителей сдерживается ужесточением технических условий на технологическое присоединение, ростом его стоимости и сроков реализации. Альтернативой данному сценарию является развитие «малой» энергетики в области. Этому способствует и осуществляемая масштабная газификация.
В рамках работы был исследован потенциал реализации альтернативного сценария, оценка которого до 2020 года составляет величину 475 МВт. Существенная доля этого объема представлена когенерационными установками единичной мощностью от 1 МВт до 25 МВт. Распределение объектов «малой» генерации в основном соответствует текущим и перспективным узлам сосредоточения электрических и тепловых нагрузок г. Новосибирска.
Приближение генерирующих объектов к узлам энергопотребления способствует реализации следующих эффектов:
1) разгрузке распределительной электрической сети за счет увеличения генерации в узлах нагрузки;
2) повышению надежности электроснабжения и живучести системы электроснабжения за счет местных источников электроэнергии и их способности обеспечивать электроснабжение в островных схемах;
3) повышению энергобезопасности региона за счет снижения зависимости от внешних генерирующих источников.
2. ВЛИЯНИЕ ОБЪЕКТОВ «МАЛОЙ» ГЕНЕРАЦИИ НА РЕЖИМ РАБОТЫ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ
В рамках исследования влияния территориально распределенной генерации на распределительную сеть 110 кВ и выше Новосибирской энергосистемы была проведена сравнительная оценка нормальных и послеаварийных установившихся режимов максимальных нагрузок 2020 года для двух рассматриваемых сценариев. Расчет режима производился с использованием программного комплекса RastrWin на расчетной модели электрической сети 110 кВ и выше. Расчетная модель электрической сети Новосибирской энергосистемы включала 276 узлов и 370 ветвей.
Исходные данные для расчета:
1) прогнозное потребление мощности по Новосибирской энергосистеме на 2020 год в размере 3150-3200 МВт с распределением по узлам расчетной модели;
2) загрузка генерирующих источников при прохождении максимума энергосистемы.
Баланс мощности для рассматриваемых вариантов представлен в табл. 1.
Таблица 1
Прогнозный баланс мощности на 2020 год /МВт/
Показатель Сценарий 1 Сценарий 2
1. Потребление 3147,8 3185,9
по узлам нагрузки 2874 2874
собственные нужды 212 259
потери (110 кВ и выше) 61,8 52,9
2. Нагрузка станций 2160 2636
ТЭС, в том числе: 2080 2080
ГЭС 80 80
Когенерация - 476
3. Сальдо-перетоков, МВт / % 987,8 / 31,4 549,9 / 17,3
На рис. 1 обобщенно представлены результаты расчета характерного нормального режима для традиционного сценария. Потребление Новосибирской энергосистемы сгруппировано по энергорайонам, между которыми схематично изображены связи. Раскраска энергорайонов соответствует усредненному уровню напряжения. Соответствующие величине 1,05 от номинального уровни наблюдаются только в трех из 12 районов.
Рис. 1. Нормальный режим энергосистемы 2020 года для классического сценария
Для альтернативного сценария наблюдается существенное улучшение параметров режима.
По результатам расчета и анализа нормальных установившихся режимов можно сделать следующие выводы:
• уровни напряжений в обоих сценариях находятся в допустимых диапазонах;
• загрузка сетевых элементов в обоих сценариях не превышает допустимых;
• альтернативный сценарий характеризуется улучшением режима в части: повышения уровня напряжения (в среднем на 2 %), снижения количества «проблемных» энергорайонов, улучшения условий токовой загрузки сетевых элементов, снижения потерь мощности (на 14 %);
• в отношении некоторых ВЛ наблюдается увеличение токовой загрузки, что связано с их непосредственной близостью к «большой» и «малой» генерации.
Рис. 2. Нормальный режим 2020 года для альтернативного сценария
Для анализа поведения системы в аварийных и послеаварийных режимах проводились расчеты реакции электрической сети на нормативные возмущения, задаваемые в соответствии с Методическими указаниями по устойчивости энергосистем [2]. С учетом результатов расчета нормального режима, схем электрической сети и подстанций энергосистемы были разработаны и реализованы 35 расчетных нормативных возмущений.
По результатам проведенных для каждого режима расчетов можно составить картину распределения загрузки для рассматриваемых сценариев.
♦
*
А 1
- - -Г" й _ г - й . : * ; гг — > ——
I = ! * | * 1 ; ■ ■ = 1
м
-
20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37
Рис. 3. Токовая загрузка сетевых элементов для традиционного сценария
Номера по оси абсцисс соответствуют номеру режима, по оси ординат построены графики распределения токовых загрузок по сетевым элементам. Также на графиках проведены горизонтали 95 и 100-процентной загрузки. В целом, можно отметить снижение уровня загрузки сети на 3,7 %, а также снижение количества и величин перегрузочных «выбросов». В некоторых режимах загрузка отдельных элементов увеличилась, что говорит о необходимости выполнения мероприятий проектного или режимного характера.
Аналогичным образом построены картины распределения напряжений.
Рис. 4. Токовая загрузка сетевых элементов для альтернативного сценария
Рис. 5. Уровни напряжений для традиционного сценария
Рис. 6. Уровни напряжений для альтернативного сценария
По результатам проведенного сравнительного анализа видно, что установившиеся по-слеаварийные режимы с включением распределенной генерации в целом по всем рассматриваемым режимам характеризуются улучшением показателей загрузки сетевых элементов и уровней напряжений:
• уровень напряжения по сети 110 кВ повысился в среднем на 2,5 %;
• снизилось количество «провалов» напряжений и их глубина, а также существенно сократилось количество узлов с пониженными уровнями напряжения. Количество узлов с и < 0,95 иН снизилось со 109 до 9, с и < 1,0иН - с 1135 до 159;
• в среднем по системе наблюдается снижение уровня загрузки системообразующей и распределительной сети на 3,7 %;
• количество значений загрузки, превышающих границы 90- и 100-процентной загрузки, существенно сократилось: с 37 до 12 единиц (для 100 %-ной границы) и со 117 до 38 единиц (для 90-пороцентной границы).
Следует отметить, что в некоторых режимах (№ 5, 10, 25) можно отметить увеличение загрузки отдельных сетевых элементов, что связано с непосредственной близостью существующих объектов «большой» и вновь вводимых объектов «малой» генерации. Данное обстоятельство свидетельствует о необходимости выполнения мероприятий проектного или режимного характера. Вместе с этим в двух (№ 10, 25) из трех рассматриваемых режимов альтернативный сценарий лишь «подгружает» уже и так перегруженные сетевые элементы, не меняя картины принципиально.
4. ВЛИЯНИЕ НА ЭНЕРГЕТИЧЕСКУЮ БЕЗОПАСНОСТЬ РЕГИОНА
Сложившиеся подходы в области оценки энергетической безопасности предполагают формирование обобщенных оценок по индикативным блокам. Сценарий развития «малой» генерации оказывает положительное воздействие на энергетическую безопасность региона, что обуславливает снижение зависимости от экономических, политических и техногенных факторов в части показателей:
• баланса электрической мощности - снижение дефицита с 31,4 % до 17,3 %;
• баланса электроэнергии - снижение дефицита с 22,8 % до 9,7 % в годы средней обеспеченности гидроресурсами и с 33,6 % до 20,6 % - в маловодные годы;
• обобщенного топливно-энергетического баланса - снижение расхода топлива на выработку электроэнергии оценочно на 200^250 тыс. тонна условного топлива (т.у.т.) в год.
Среди экономических факторов можно отметить такие как: нестабильность правил работы электроэнергетического рынка, зависимость ценовых показателей розничного рынка от результатов деятельности субъектов оптового рынка электроэнергии и мощности, «топливные войны». Среди политических факторов можно отметить, например, непосредственную зависимость электроснабжения потребителей ОЭС Сибири от перетока мощности на границе «Россия - Казахстан» (зимний баланс 2009-2010 гг. - с учетом выбытия мощности Саяно-Шушенской ГЭС). Отсутствие связи «Урал - Казахстан - Сибирь» в данном режиме приводит к невыполнению показателя резерва мощности - фактический резерв снижается до 6 % при нормативном - 17 %.
5. ПРОБЕМА ДОСТУПА МАЛОЙ ГЕНЕРАЦИИ К ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ
Выше были рассмотрен ряд положительных эффектов, получаемых от параллельной работы распределенной генерации с энергоситемой. Параллельная работа установок малой генерации технически и экономически целесообразна и для собственника - появляется возможность выдачи «излишков» мощности в сеть, автономное использование когенераторных установок сопряжено с необходимостью компенсирования перепадов напряжения в локальной сети и другое. Следует также отметить такие положительные качества, как широкий ассортимент предложения на рынке, инвестиционная привлекательность проектов, простота и скорость монтажа установок.
Несмотря на это бурное развитие «малой» генерации все еще сдерживается рядом проблем организационного, экономического и технологического характера. Среди последних следует выделить проблемы технологического присоединения и диспетчирования.
Проблема технологического присоединения обусловлена низкой готовностью распределительных сетей к включению большого количества устройств малой генерации. Так, при определении технических условий на технологическое присоединение малой генерации необходимы:
• определение точки подключения;
• адаптация релейной защиты и автоматики;
• учет изменений (увеличение) токов короткого замыкания и их распределения по сети.
Существующее законодательство определяет недискриминационный доступ электроустановок к электрической сети, при этом размер платы за технологическое присоединение должен компенсировать плановые экономически обоснованные расходы на проведение мероприятий по присоединению. Для Новосибирской области при присоединении электроустановок мощностью свыше 15 кВт данная величина составляет 9300 руб/кВт. В результате стоимость присоединения малой генерации сопоставима со стоимостью самой генерирующей установки.
Помимо существенных финансовых ресурсов процедура присоединения к электрическим сетям в нашей стране требует значительных временных затрат. Учитывая сроки возможного направления договора Заявителю (от 30 дней до 11 месяцев с учетом необходимости взаимодействия со смежными сетевыми организациями и не считая времени согласования схемы выдачи мощности) заявку необходимо подавать заблаговременно (за 1,5 - 2 года до ввода объекта в эксплуатацию). Согласно составленному зарубежными исследователями рейтингу по критерию доступа к электрической сети Россия занимает последнее место.
Проблема диспетчирования выражается в отсутствии готовности осуществлять эффективное управление режимом объектов малой генерации (менее 25 МВт). Установки «малой» генерации не имеют прямых отношений с Системным оператором на всех этапах технологического процесса, что усугубляется отсутствием инструмента мониторинга объектов и механизма регулирования их режима на уровне диспетчера энергосистемы. Сравнительная характеристика данного вопроса в отношении «большой» и «малой» генерации приведена в табл. 2.
Таблица 2
Взаимодействие субъектов генерации с Системным оператором
Интервал Задача «Большая» генерация «Малая» генерация
Долгосрочное планирование Планирование балансов + экспертиза со стороны системного оператора (СО), балансирование в рамках Единая энергетическая система (ЕЭС) утверждаются собственником, СО принимает к сведению
Планирование графика ремонтов + согласование СО в СО не предоставляется
Ввод/вывод +
из эксплуатации
Краткосрочное планирование Корректировка графика ремонтов + аналогично годовому аналогично годовому
Контроль запасов топлива + в соответствии с нормативами СО не контролируется
Согласование изменения
Текущее эксплуатационного состояния + -
планирование Согласование состава и пара- + -
метров генерирующего обо- в соответствии с регла- в уведомительном поряд-
рудования ментами оптового рынка ке
Оперативное взаимодействие Выдача команд на изменение мощности + + для ликвидации аварийной ситуации
Наблюдаемость генерации + -
6. ТЕХНОЛОГИЯ ОБЕСПЕЧЕНИЯ СВОБОДНОГО ДОСТУПА МАЛОЙ ГЕНЕРАЦИИ НА ПАРАЛЛЕЛЬНУЮ РАБОТУ С ЭНЕРГОСИСТЕМОЙ
Составляющими доступа являются подключение к электрической сети и использование ее пропускной способности. Обе составляющие регламентируются нормативными документами. Установление технических условий, соответствующих этим документам, и также контроль их выполнения обеспечиваются персоналом сетевых компаний и системного оператора. Системным условием (ограничением) для присоединения и использования пропускной способности сети генерацией является устойчивость режимов энергосистемы.
В настоящее время контроль и нормирование запасов устойчивости в ЕЭС России осуществляется в соответствии с нормативным документом [2]. Основные принципы нормирования устойчивости практически остались неизменными со времен введения первых руководящих указаний по устойчивости в 1964 году, которые основывались на опыте эксплуатации и проектирования транзитной электрической сети 500 кВ. Он определяет технологию доступа генерации в электрическую сеть, которая предполагает централизованный контроль условий устойчивости параллельной работы генераторов на основе расчетной модели режима энергосистемы, базирующейся на мониторинге топологии сети, параметров ее элементов и режима работы.
Следствием такой технологии является обязательность интеграции генерации в систему диспетчерского управления режимом энергосистемы, диспетчерское ограничение режимов ее работы. Такой подход изначально не предполагал наличие распределенной генерации в сети и не соответствует образу интеллектуальных сетей будущего (SMART GRID). В настоящее время в мире и в ЕЭС России развернуты работы по исследованию и внедрению технологии синхронизированных измерений c созданием систем мониторинга переходных режимов (СМПР) [1].
Синхронизированные измерения режимных параметров характеризуют взаимное движение роторов синхронных машин в переходном процессе и позволяют формировать модели для учета ограничений по устойчивости режима энергосистемы в реальном времени, соответствующие текущим режимным условиям и актуальной топологии электрической сети без ее контроля. Это открывает возможности создания систем контроля устойчивости, работающих автоматически и не требующих участия человека. Любой генерации достаточно иметь устройство синхронизированных измерений режимных параметров на шинах, интегрированное в систему контроля устойчивости, для того, чтобы получать в автоматическом режиме ограничения по мощности, что исключает имеющуюся необходимость получения разрешений на присоединение и внешний контроль использования пропускной способности сети.
Рассмотрим теоретические основы этой технологии более подробно.
Условно устойчивость режима электроэнергетических систем (ЭЭС) разделяют на колебательную и апериодическую. Обеспечение колебательной устойчивости режимов ЭЭС вплоть до пределов по апериодической устойчивости является задачей размещения и настройки систем автоматического регулирования. При планировании и управлении режимами ориентируются на пределы по статической апериодической устойчивости. Их определение, как правило, производят при совмещении в едином процессе расчета нормального режима и оценки его статической апериодической устойчивости путем утяжеления исходного режима ЭЭС в соответствии с заданным вектором утяжеления.
В качестве альтернативной модели ЭЭС для расчета и контроля ограничений по статической устойчивости можно использовать матрицу собственных и взаимных проводимостей (СВП) электродвижущейся силе (ЭДС) генераторов (рис. 7).
Матрица СВП отражает электрические связи между ЭДС генераторов в соответствии с выражениями (1) для активных и реактивных мощностей:
2 "
Pi = Ei ■ g„ - Z (Ei ■ Ek ■ gik ■cos sk + Ei • Ek ■ bk •sin sk); ,14
к=\,Ш (1)
n
Qi = -Ei ■ bii - Z (Ei ■ Ek • Sik ■sin'sik - Ei • Ek • bik ■coss'ik) k=1,k #i
где Е' - действующее значение переходной ЭДС генератора; gii, Ьц - собственные активная и реактивная проводимости /-го генератора; gik, Ь/к - взаимные активная и реактивная проводимости между /-м и к-м генераторами; 5'/к - взаимный угол между переходными ЭДС /-го и к-го генераторов.
Рис. 7. Схема замещения ЭЭС при представлении режимного взаимодействия генераторов собственными и взаимными проводимо-стями для ЭДС
Матрица СВП ЭДС генераторов традиционным способом может быть получена путем эквивалентирования исходной схемы электрической сети или в процессе прямого хода по Гауссу при решении системы линейных уравнений установившегося режима и исключении всех промежуточных узлов сети, кроме узлов примыкания ЭДС генераторов. Недостатком традиционного метода расчета СВП ЭДС генераторов является необходимость в информации о параметрах элементов и топологии электрической сети. При изменении топологии весь расчет необходимо повторять заново.
В представляемой технологии предлагается идентифицировать матрицу СВП ЭДС генераторов на основе данных синхронизированных измерений режимных параметров на шинах генераторов. Учитывая, что величина и угол переходной ЭДС генератора могут быть вычислены по результатам измерений напряжения, активной и реактивной мощности на его шинах, система алгебраических уравнений (1) является линейной (СЛАУ) относительно неизвестных СВП ЭДС генераторов и позволяет осуществлять их определение (идентификацию) по результатам синхронизированной регистрации параметров режима при его изменениях.
Идентификацию актуальной матрицы СВП предлагается выполнять на основе решения переопределенной системы уравнений мощностей генераторов, что позволяет более полно использовать исходную информацию и получать стабильный результат идентификации.
Поскольку переопределенная система линейных уравнений, формируемая на основе измерительной информации, не имеет точного решения, вместо точного решения системы уравнений необходимо выполнить поиск такого вектора СВП у, который будет минимизировать сумму квадратов ошибок во всех исходных уравнениях:
м
р(УгУ2'-'Уы) = 2 2¿у • УЧ -^
■ ' VУ=1
/=1
N
(2)
где у . - элемент вектора неизвестных значений СВП; А у - элемент матрицы коэффициен-
. - элемент вектора неизвестных значений СВП; А
тов переопределенной системы уравнений; £ / - элемент вектора правой части переопределенной системы уравнений.
2
На рис. 8 приведены результаты идентификации взаимных проводимостей в схеме «два генератора - шины бесконечной мощности (ШБМ)». Как видно из рисунка, использование избыточности измерений обеспечивает более высокую стабильность идентификации значений матрицы СВП, чем сглаживание результата идентификации.
В многомашинной системе ограничения на выдаваемую мощность генераторов могут быть получены из условия равенства нулю Якобиана уравнений установившегося режима (УУР) генераторов (1). Предельные выдаваемые мощности генераторов определяются с помощью стандартной процедуры утяжеления режима, которая в качестве критерия статической устойчивости системы использует связь сходимости решения УУР и прохождения через ноль свободного члена характеристического уравнения системы.
Ь, См 0.03 —
0.02 0.01
°о—
Ь, См
о.оз-
0.01 0
1
[ 1 1 1
м| Л V.' № 1,1
н 1 , '| у 1 «
0
Ь, См 0.03
0.02 0.01
0
— Л
-
0
« с
Рис. 8. Влияние линейного сглаживания и применения метода наименьших квадратов на стабильность результата идентификации СВП в электромеханическом переходном процессе после возмущения установившегося режима:
а - без сглаживания; б - после сглаживания; в - с применением метода наименьших квадратов при 4-х кратном переопределении
Используя результаты идентификации матрицы СВП, можно получить значения предельных мощностей генераторов с учетом работы автоматического регулирования возбуждения (АРВ) и ограничений по току возбуждения генераторов. Для этого необходимо реализовать процедуру утяжеления режима в модели режима ЭЭС, заданной актуальной матрицей СВП, при условии поддержания неизменного напряжения на шинах генераторов с контролем ограничений по реактивной мощности. На каждом шаге утяжеления производится совместное решение УУР в форме балансов активных и реактивных узловых мощностей и уравнений, задающих связь между модулями векторов ЭДС и напряжениями на шинах генераторов:
Е, =.\иА~, +
(А,,' ХА, | , ( РА,' ХА,
и
А,
и
А,
(3)
2
4
6
8
2
4
6
I. с
I с
б
а
2
4
6
Ь
Ь
ь
в
2
где РГ,-, (л, иГ, - активная и реактивная мощности и напряжение на шинах генератора.
Идентификация актуальной матрицы СВП на основе регистрограмм переходных процессов на шинах станций предполагает контроль ограничений на режимы ЭЭС в координатах активных мощностей генераторов, что имеет следующие преимущества:
• независимость от структуры сети, так как отсутствует привязка к определенным сечениям схемы;
• информативность, так как структура матрицы СВП позволяет выделить синфазно движущиеся группы генераторов, в отношении которых существует угроза нарушения устойчивости, и определить вектор утяжеления режима;
• универсальность - возможность контролировать запасы устойчивости как в системообразующей сети, так и в сетях с распределенной генерацией;
• возможность использования в контуре управления мощностью генераторов;
• отсутствие необходимости в тотальном оснащении ЭЭС средствами измерения, достаточно установить регистраторы только на шинах станций.
Поскольку необходимым условием идентификации актуальной матрицы СВП является возникновение изменений установившегося режима, например, при возникновении электромеханического переходного процесса, можно рассматривать два базовых принципа выполнения этого условия.
• Первый заключается в решении задачи при возникновении спорадических возмущений нормального режима ЭЭС в результате воздействия аварийных возмущений. В этом случае область применения рассмотренной модели режима ЭЭС - контроль допустимости квазиуста-новившихся и установившихся послеаварийных режимов(ПАР).
• Второй заключается в решении задачи при искусственном изменении режима для получения возможности идентификации модели, например, путем кратковременной разгрузки турбин. В этом случае может быть обеспечен контроль границ допустимости нормальных режимов (предельных выдаваемых мощностей).
При использовании совместно первого и второго принципов обеспечивается возможность контроля ограничений во всех упомянутых режимах ЭЭС.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
В современных условиях возможности традиционного развития региональных ЭЭС практически исчерпаны. Перспективным направлением их развития является широкое применение распределенной генерации, особенно с учетом осуществляемой газификации страны. Существующая технология управления режимами энергосистем ограничивает возможности применения распределенной генерации в электрических сетях и нуждается в модернизации. Ее информационной основой может служить система синхронизированных векторных измерений режимных параметров (по технологии WAMS), а технологической базой свободного доступа малой генерации в сети - автоматические системы контроля ограничений по устойчивости и допустимости режимов.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
[1] Аюев Б.И. Система мониторинга переходных режимов ЕЭС/ОЭС [Текст] / Б.И. Аюев , П.М. Ерохин, Ю.А. Куликов // Технологии управления режимами энергосистем XXI века: сб. докладов всерос. науч.-практической конф. / под ред. А.Г. Фишова. - Новосибирск: Изд-во НГТУ, 2006. - C. 83-92.
[2] Методические указания по устойчивости энергосистем [Электронный ресурс]: утв. Приказом М-ва энергетики Рос. Федерации от 30.06.2003 № 277. - Режим доступа: http://www.so-ups.ru/index.php?id=laws. - Загл. с экрана.
[3] Тутундаева Д.В., Фишов А.Г. Развитие технологии контроля и нормирования запасов устойчивости энергосистем / Научный вестник НГТУ. - 2011. - № 2(43). - C. 147-160.
Фишов Александр Георгиевич, доктор технических наук, профессор, заведующий кафедрой автоматизированных электроэнергетических систем Новосибирского государственного технического университета. Основное направление научных исследований - управление режимами ЭЭС. Имеет более 100 публикаций, в том числе 1 монографию. E-mail: fishov@aees.power.nstu.ru.
Калюжный Роман Сергеевич, соискатель кафедры автоматизированных электроэнергетических систем Новосибирского государственного технического университета. Основное направление научных исследований -управление режимами ЭЭС. Имеет более 10 публикаций. E-mail: fishov@aees.power.nstu.ru.
A.G. Fishov, R.S. Kaluzhnyi
Scenarios for the development of regional power in modern conditions
In this paper, the regional energy scenarios have been obtained and analyzed. The expediency of distributed power generation development is proved to meet a power demand, unloading the mains, reducing the losses, improving the reliability. The results of the analysis of prospective modes of power network for different scenarios are considered. The main technological problem is the provide for free access in electric networks for distributed generation. Possibilities of new technology on the control limits stability are presented as the basis of free access of distributed generation on the network.
Key words: power grid, development, distributed generation, power regimes stability, access of generation to network systems
