Эффективность адресных расчетов режимов ЭЭС

Тестовая схема

Рис. 2.2. Тестовая схема

Переход от обобщенных оценок режима по ЭЭС к индивидуальным для трасс принципиально различается.

Эффективность зависит от многих факторов, характеризующих свойства узлов связи: энергетических характеристик тепловых электрических станций; графика нагрузки ЭЭС; нагрузок в узлах сети; критерия оптимизации; метода оптимизации и др. Все эти факторы могут меняться независимо, и поэтому существует множество их комбинаций. Рассмотрим их ранг по результатам расчетов на тестовой схеме, которая достаточно часто используется в исследованиях [11, 12] (рис. 2.2).

Первая задача. Оценка адресных расчетов при учете изменчивости нагрузок системы и критерия оптимизации (табл. 2.1).

Таблица 2.1

Адресное распределение мощности между станциями при различных критериях оптимизации режимов ЭЭС

Критерий оптимизации

Номер

станции

Нагрузка системы, МВт

620

685

875

Минимум расхода условного топлива. Ха- рактеристики Вут(Р)

1

151

167

212

2

272

293

352

3

102

114

153

4

95

111

158

Минимум издержек на топливо. Характери- стики Иут(Р)

1

107

121

160

2

325

345

409

3

112

125

165

4

76

95

141

Минимум суммарных издержек. Характери- стики И(Р)

1

170

160

200

2

250

350

370

3

100

75

165

4

100

100

140

Отклонение мощностей станций от макси- мапьной, %

1

17

28

25

2

23

25

55

3

59

40

0

4

24

14

13

В табл. 2.1 приводится пример распределения нагрузки системы по различным критериям, при вариациях нагрузки системы и средних энергетических характеристиках станций. Использование различных критериев меняет общие затраты системы в пределах 6... 19 % и мощности станций до 60 %. Соответственно возрастают или снижаются издержки и в узлах нагрузки.

Вторая задача. Влияние изменчивости энергетических характеристик станций на эффективность оптимизации режима и адресные оценки в узлах нагрузки (табл. 2.2).

Задавались два варианта характеристик стоимости мощностей станций: самая плохая и самая хорошая.

Анализ характеристик стоимости мощности в узлах показы-вает, что характеристики существенно различаются по форме и абсолютным значениям. Отличие удельных стоимостей составляет -24.. .78 %.

Таблица 2.2

Изменения удельной стоимости мощности по системе

Номер узла

1

2

3

4

5

Удельные стоимости в узлах нагрузок,

10 руб/МВт • ч

3,5...4,1

3,6...4,2

4,5...5

6,2...6,7

4,6...5

Отклонение от средней по системе, %

-19...+10

-3...+10

22...35

68...81

24...35

Для сравнительного анализа используются удельные затраты на единицу мощности, которые можно рассчитать по полученным характеристикам стоимости мощностей в узлах. Как видно, они изменяются более чем в два раза - от 3 до 7 руб/МВт • ч. Для одинаковой нагрузки их изменение составляет 50...60 %.

При условиях, указанных выше, и адресном распределении затрат удельные стоимости в узлах изменяются на -19...81 %. Эти результаты убедительно доказывают целесообразность и необходимость распределения затрат системы между потребителями на основе адресного принципа. При усредненном подходе потребители переплачивают или недоплачивают за электроэнергию.

Третья задача. Адресные оценки потоков мощности и их стоимости в узлах генерации и нагрузки для суточного периода. Рассматривался гипотетический график нагрузки. Коэффициент неравномерности его нагрузки 0,67, что соответствует режиму европейской части России.

Рассчитывались средняя стоимость энергии в системе для заданных характеристик станций и характеристик удельных затрат, адресное распределение затрат системы и удельные значения стоимости в узлах нагрузки, сравнивались результаты при распределении затрат в среднем и при адресной схеме. Данные показаны для различных энергетических характеристик: от самой плохой (1) до самой хорошей (5).

Изменение стоимостей мощности в узлах для рассматриваемого графика нагрузок от средних величин по системе находится в пределах -21,7...36,8 %. Самые значительные отклонения в большую сторону соответствуют узлу 4, а в меньшую сторону - узлу 1. Следовательно, потребители узла 4 переплачивают за электроэнергию примерно на 30 %, а потребители узла 1 недоплачивают примерно на 19 % (рис. 2.3). Имеет место перекрестное распределение.

Суточные графики отклонений стоимостных показателей нагрузок для различных вариантов расчета режимов

Рис. 2.3. Суточные графики отклонений стоимостных показателей нагрузок для различных вариантов расчета режимов:

режимы 1, 5, 9, 13, 17 - верхние границы St(t) для нагрузок 1-5;

режимы 2, 6, 10, 14, 18 - St(t) при работе станций по зимним характеристикам

для нагрузок 1-5;

режимы 3, 7, 11, 15, 19 - St(t) при работе станций по летним характеристикам для нагрузок 1-5;

режимы 4, 8, 12, 16, 20 - нижние границы St(t) для нагрузок 1-5

В течение суток удельные затраты меняются значительно как по узлам, так и по системе. Их характеристики примерно отражают конфигурацию графика нагрузки. Но абсолютное значение удельных издержек различается примерно в 2 раза. Удельные издержки в узлах и по системе существенно меняются по времени суток примерно в 2...4 раза.

Четвертая задача. Адресные оценки потерь мощности и их стоимости, разнесенные по узлам генерации и нагрузки для суточного периода. Из полученных результатов видно, что упрощенный подход к распределению потерь мощности приводит к погрешностям их распределения до 25 %. Особенно большие погрешности наблюдаются при прохождении максимума нагрузки системы. Если при минимальных нагрузках погрешности находятся в диапазоне 2...12%, то при максимальных нагрузках это 1...25%. Интересна также картина долевого отнесения потерь на каждую нагрузку. В практике часто применяется способ распределения потерь пропорционально величине нагрузки. В действительности коэффициент потерь мощности для данной схемы меняется в пределах 1,36....3,85 (табл. 2.3 и 2.4). Причем в часы минимальных нагрузок самая большая величина относится на узел 2, нагрузка которого меньше, чем в узле 5. Подобные результаты получены и для других часов.

Из этих простых примеров уже видно, что эффективность трасс меняется в широких пределах и зависит от многих факторов. Средние условия могут дать существенные различия с индивидуальными оценками для трасс.

Таблица 2.3

Потери мощности от нагрузки при адресном распределении, %

Узел

нагрузки

0,4

8

12

16

20

24

Диапазон

1

1,67

1,88

2,11

2,03

1,64

2,25

1,67...2,25

2

2,96

3,48

3,67

3,50

3,85

3,02

2,96...3,85

3

1,93

2,68

2,67

2,44

2,53

1,81

1,81...2,53

4

2,94

2,86

1,86

1,75

1,61

1,78

1,78...2,94

5

1,36

1,52

2,01

1,84

2,97

1,58

1,36...2,97

Диапазон

1.4...3

1,5...3,5

1,9...3,7

1,8...3,5

1,6...3,9

1,6...3

Как следует из табл. 2.4, главным фактором для трасс будут энергетические характеристики станций. Это довольно очевидный факт. Все остальные факторы должны быть использованы в максимальных пределах их изменений, в то время как энергетические характеристики - почти в минимальных (±5 %). Такой диапазон можно получить при оптимизации внутристанционных режимов [3, 6, 7, 8]. Понижение всех технических оценок режимов ЭЭС в значительной степени объясняется «плохими характеристиками электростанций».

Примеры говорят также о том, что при таком большом количестве факторов, влияющих на результаты расчетов, усиливается значимость достоверности исходной информации. Известно, что нельзя применять метод расчета более точный, чем достоверность информации. В традиционных расчетах по заданным мощностям использовались различные оценки (максимальные, минимальные, средние). Адресные расчеты - более мелкие оценки, более детальные.

Таблица 2.4

Сводные данные по количественным оценкам адресной стоимости мощности в узлах нагрузки

Номер

задачи

Оцениваемый фактор

Изменения

оценок

Ранг

оценки

Первая задача

Влияние критерия оптимизации

До 20

4

Вторая задача

Влияние изменчивости энергетических характеристик станций

1

Ьо

1

Третья задача

Влияние изменения графика нагрузки

-22....37

2

Четвертая

задача

Влияние графика нагрузки на изменение потерь мощности

1...25

3

Агрегирование энергетических характеристик станций относится к задаче выбора состава работающих агрегатов. Агрегирование может выполняться за различный период (часы, сутки, месяцы). Агрегирование имеет содержание построения суммарной характеристики станции, блока, цеха. Если время равно месяцу, кварталу, то агрегирование - это специальные расчеты, в которых учитывается изменение состава агрегатов, пуско-остановочные операции, тепловой баланс и др. В задачах определения режима ЭЭС всегда характеристики станций или их частей задаются. Это отражается на их погрешностях. В расчетах видно, что изменчивость характеристик существенно влияет на режим и может изменять результаты на десятки процентов.

 
Посмотреть оригинал
< Пред   СОДЕРЖАНИЕ   ОРИГИНАЛ     След >