Размещено на http://www.allbest.ru/

ФГАОУ ВО «Уральский федеральный университет имени первого Президента России Б.Н. Ельцина»

Определение резерва активной мощности в энергосистеме с высокой долей солнечных электростанций

П.А. Максимов, М.Д. Сенюк,

И.В. Чунарев, С.А. Шевчук

Аннотация

На конец мая 2017 года суммарная установленная мощность солнечных электростанций (СЭС) объединенной энергосистемы Урала (ОЭС Урала) составила 110 МВт (примерно 0,2% от установленной мощности генерации ОЭС Урала). При столь низкой доле генерации СЭС они не способны оказывать существенного влияния на режим работы ОЭС Урала в целом, однако их влияние на режимы энергорайонов (энергоузлов), в которых они установлены, довольно заметно. К 2019 году планируется увеличение установленной мощности СЭС в ОЭС Урала до 265 МВт, что приведёт к влиянию не только на режимы работы отдельных энергоузлов, но и на баланс энергосистемы в целом. Главной особенностью СЭС является стохастичность их режимов работы, из чего вытекает основная проблема планирования режимов энергосистемы при высокой доле генерации СЭС: определение плановой мощности генерации энергорайона и задание соответствующих ограничений генерации, обеспечивающих надежность работы энергорайона.

В данной статье использован статистический анализ архивных данных о фактической и плановой мощности СЭС в энергосистеме Урала. На основе изучения статистических данных генерации СЭС были выявлены ee характерные особенности, позволяющие судить о величине и характере отклонений фактической генерации СЭС от плановой в зависимости от сезона и периода суток.

Исходя из исследования, представленного в данной статье, была предложена дополненная методика к определению ожидаемых отклонений мощности генерации энергорайона с высокой долей генерации СЭС. Применение данного подхода может позволить модифицировать существующий метод задания ограничений, используемый Cистемным оператором на этапе выбора состава включенного генерирующего оборудования для обеспечения надежности режима энергорайона, с учетом нерегулярных колебаний генерации СЭС.

Ключевые слова: солнечные электростанции, резерв активной мощности, описательная статистика, выбор состава включенного генерирующего оборудования, нерегулярная генерация

Abstract

The late of May of 2017 the installed capacity of solar power stations of the Ural power system was 110 MW, which approximately equals to 0.2% of total power system installed capacity. Given such a low solar power stations penetration, they are unable to influence the operating mode of the Ural power system as a whole, but their impact on the system areas where they are installed is quite noticeable. It is planned to increase the installed capacity of solar power stations in the Ural power system to 265 MW by 2019, which will lead to their influence not only on operating modes of individual power nodes, but also on the whole power system balance. The most significant feature of solar power stations is stochasticity of their operation, which causes the main problem of planning modes of the power system with a high penetration of solar power stations: determination of planning generation capacity of power system and reliability restrictions imposition.

In this paper statistical analysis of the actual and planned solar power stations capacity archive data for the Ural power system is presented. Based on researched archive generation data features were identified, allowing determination of magnitude and nature of solar power plants actual deviation from plan depending on season and period of day.

Based on the research presented in this paper, an augmented approach was developed to determine expected generation capacity deviations in power system with high penetration of solar power stations. The approach allows modification of existing method for determination of restrictions, which are being imposed by System Operator during unit commitment for ensuring system reliability with solar power plants irregular fluctuations taken into account.

Key-words: solar power stations, active power reserve, descriptive statistics, unit commitment, variable generation

На конец мая 2017 года установленная мощность солнечных электростанций (СЭС) энергосистемы Урала составила 110 МВт, что примерно равно 0,2% от установленной мощности генерации всей энергосистемы. СЭС представлены в следующих энергосистемах (ЭС) Урала (в скобках приведена установленная мощность):

Башкирская ЭС:

· Бурибаевская СЭС (20 МВт);

· Бугульчанская СЭС (15 МВт);

Оренбургская ЭС:

· Грачевская СЭС (10 МВт);

· Переволоцкая СЭС (5 МВт);

· Плешановская СЭС (10 МВт);

· Сакмарская СЭС (25 МВт);

· Соль-Илецкая СЭС (25 МВт).

СЭС с наибольшими установленными мощностями являются Сакмарская и Соль-Илецкая (по 25 МВт).

При столь низкой доле генерации существующих СЭС они не оказывают существенного влияния на режим работы энергосистемы Урала в целом, однако их влияние на режимы энергорайонов, в которых они установлены, может быть оценено.

Рис 1. Гистограмма отклонения фактической мощности от запланированной для Сакмарской СЭС

Основной особенностью СЭС является стохастичность выдаваемой ими мощности, вызванная невозможностью точного прогнозирования освещенности. Данная особенность может отрицательно сказываться как на точности планирования, так и при ведении режима. На рис. 1 показана гистограмма отклонений фактической мощности Сакмарской СЭС от запланированной в диспетчерском графике на сутки вперед за 2016 год.

Из гистограммы можно заметить следующие закономерности:

· характер распределения погрешности прогноза несколько отличается от нормального (распределение смещено в область положительных значений);

· дисперсия отклонения прогнозной мощности от фактической соизмерима с установленной мощностью СЭС.

Из представленного графика можно видеть, что на сегодняшний день прослеживается закономерность превышения фактически выдаваемой мощности относительно прогнозной (плановой).

К 2019 году планируется увеличение мощности СЭС в энергосистеме Урала до 265 МВт. Столь высокая доля стохастичной генерации может потребовать дополнения применяемой методологии формирования резервов ЭС.

Целью данной статьи является разработка дополненного подхода к определению ожидаемых отклонений мощности генерации энергорайонов с высокой долей СЭС и использование этой величины при планировании состава генерирующего оборудования.

Анализ работы Сакмарской СЭС. Для данной работы в качестве исследуемой станции использовалась Сакмарская СЭС, расположенная в Оренбургской ЭС. Выбор обусловлен значительной накопленной статистикой (ввод в эксплуатацию - конец 2015 г.) и выраженным влиянием этой станции на режим работы Орского энергоузла вследствие большой установленной мощности СЭС.

A. Характеристика Сакмарской СЭС

Сакмарская СЭС расположена в Орском энергоузле. Выдача мощности СЭС реализована по двум ВЛ 110 кВ. Максимум выдаваемой мощности в 2016 году составил 21,27 МВт, наибольший непрерывный интервал времени генерации 16 часов, число часов использования максимальной мощности 1 099. Стоит заметить, что в ночные часы Сакмарская СЭС потребляет мощность (наибольшее значение за 2016 год составило 0,11 МВт), данный факт объясняется потерями активной мощности в трансформаторах и инверторах, работающих без ночного отключения.

B. Влияние Сакмарской СЭС на режим электрической сети Орского энергоузла

На рис. 2 показана упрощенная схема Орского энергоузла.

Орский энергоузел имеет связь с Оренбургской ЭС через несколько ВЛ 110 кВ и одну связь 220 кВ, вместе образующих контролируемое сечение (КС). В энергоузле расположены две электростанции: Сакмарская СЭС (уст. мощность 25 МВт) и Орская ТЭЦ-1 (уст. мощность 195 МВт; график генерации станции, как правило, определяется режимом теплофикации; летом мощность станции составляет около 65 МВт). Энергоузел является дефицитным. Степень дефицитности характеризуется значением перетока мощности по КС. За положительное направление перетока мощности в КС принято направление из Оренбургской ЭС в Орский энергоузел.

Основными потребителями электроэнергии Орского энергоузла являются бытовая нагрузка г. Орск и расположенные в узле промышленные предприятия.

Из-за стохастичности выдаваемой мощности и соизмеримости величины установленной мощности СЭС и перетоком по КС, генерация Сакмарской СЭС влияет на величину дефицита Орского энергоузла.

Рис 2. Схема Орского энергоузла

На рис. 3 показана зависимость перетока в КС от выдачи мощности Сакмарской СЭС и Орской ТЭЦ-1 в разрезе трёх суток.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Рис 3. Зависимость перетока в КС от выдачи мощности Сакмарской СЭС и Орской ТЭЦ-1

Из рис. 4 видна корреляция величины перетока в КС и мощности генерации Сакмарской СЭС, коэффициент корреляции составляет -0,4. Видно, что 09.05.2017 из-за высокой облачности мощность Сакмарской СЭС не превышала 0,1 о.е., что сказалось на характере перетока.

C. Погрешность прогноза мощности

Для анализа влияния Сакмарской СЭС на электроэнергетический режим Орского энергоузла было проведено более детальное исследование погрешности прогноза выдаваемой мощности, для чего часовые значения прогнозной мощности СЭС были интерполированы на пятиминутных интервалах. На рис. 5 показана гистограмма отклонения фактической мощности от запланированной для Сакмарской СЭС на пятиминутных интервалах (ночные часы, в которые плановая мощность СЭС равнялась нулю, в выборке не учитывались).

генерация мощность энергосистема солнечный

Рис 4. Гистограмма отклонения фактической мощности от запланированной для Сакмарской СЭС на пятиминутных интервалах

В табл. I показан анализ отклонений фактической мощности от плановой.

Таблица 1. Анализ отклонений фактической мощности от плановой

Из рис. 4 и табл. I можно сделать следующие выводы:

· наибольшие отклонения характерны для интервала времени до прохождения максимума выдаваемой мощности СЭС;

· наибольшее количество отклонений также характерно для интервала времени до прохождения максимума выдаваемой мощности СЭС.

Таким образом, из части II данной статьи видно, что: Сакмарская СЭС явно влияет на режим Орского энергоузла; наибольшие отклонения фактической мощности от прогнозной характерны для интервала времени до прохождения пика выдаваемой мощности СЭС.

Дополненная методика планирования резервов. При краткосрочном планировании режима энергосистемы первым этапом является выбор состава включенного генерирующего оборудования (ВСВГО). В качестве одного из ограничений оптимизационной задачи ВСВГО выступает ограничение на минимальную величину резерва перетока для какого-либо КС. Данный вид ограничений определяет состав генерирующего оборудования, величина максимальной генерации которого определяет величину перетока в КС таким образом, что расчетный переток в КС будет ниже МДП в КС на величину не менее заданного резерва. В данном разделе будет предложен дополненный метод определения ожидаемых отклонений мощности генерации энергорайонов с высокой долей генерации СЭС при планировании состава генерирующего оборудования.

Существующая методика определения резервов ВСВГО. Резерв мощности Ррез определяется как максимальная из двух величин: снижение максимально допустимого перетока МДП [1] в послеаварийной схеме относительно планируемой исходной схемы или небаланса мощности, приводящего к увеличению перетока в КС (отключение наиболее крупного генератора) [2]:

(1)

где: - величина МДП в исходной схеме

- величина МДП в наиболее «тяжелой» послеаварийной схеме;

- величина генерации активной мощности самого крупного включенного турбогенератора,

- величина снижения (увеличения) перетока по КС в послеаварийной схеме относительно исходной схемы;

- средневзвешенный коэффициент эффективности, учитывающий влияние загрузки электростанций энергорайона на переток по КС.

При увеличении доли СЭС в рассматриваемом энергорайоне резервы в КС, определенные по существующей методике, могут оказаться недостаточными, так как их величина не будет учитывать возможных стохастических отклонений генерации СЭС. В работе [3] авторами предлагается усовершенствованный алгебраический подход определения резервов с учётом высокой доли СЭС. Для нахождения резервов предлагается использовать векторную сумму величины резервов, определённых по используемой методике, и величины отклонения фактической мощности СЭС от прогнозной.

Дополненная методика определения резервов ВСВГО при высокой доле СЭС. На рис. 5 показан принцип дополнения существующей методики определения резервов.

Рис 5. Принцип дополнения

Полагая величины Pрез и ?СЭС независимыми, используем правило суммирования двух независимых случайных величин [3]. Суммарный вектор P_резСЭС определяется векторной суммой ?СЭС и P_рез., а его модуль равен:

(2)

Определение ?СЭС. В качестве методики определения величины ?СЭС предлагается подход, основанный на статистическом анализе отклонения фактической мощности СЭС от плановой.

Стоит отметить, что величина ?СЭС зависит от многих параметров, среди которых определяющими являются сезон года и период суток. Величину ?СЭС следует учитывать по меньшей мере раздельно для зимнего и летнего сезонов, а также для периодов суток до и после часа прохождения максимальной мощности СЭС (последнее может быть объяснено тем, что после полудня персонал СЭС получает возможность точнее прогнозировать освещенность остатка светового дня и формировать соответствующие планы генерации).

Пример определения ?СЭС для Сакмарской СЭС. Как уже упоминалось ранее, величина ?СЭС определяется путём обработки статистических данных по фактической и плановой мощности СЭС [3],[4].

Для Сакмарской СЭС были определены величины ?СЭС с учётом данных за 2016 год. Процедура определения величины ?СЭС следующая:

· разбивка данных на сезоны (лето: 1 апреля - 30 сентября, зима: 1 октября - 31 марта);

· определение часа максимума выдаваемой мощности СЭС (полудня) и раздельный учет отклонений для соответствующих периодов суток;

· величина ?СЭС определяется как среднее арифметическое выборок соответствующих сезонов и периодов суток.

В табл. II показаны результаты определения ?СЭС.

Таблица 2. Определение ?СЭС

Выводы

В данной статье предложен дополненный подход к определению величины резервов перетоков в контролируемых сечениях, основанный на оценке ожидаемых отклонений мощности генерации энергорайонов с высокой долей генерации СЭС при планировании состава генерирующего оборудования.

Показано влияние СЭС на режим электрической сети Орского энергоузла, исследована погрешность прогноза выходной мощности и дан численный пример ее определения.

Список литературы

СТО 153-34.20.576-2003 Методические указания по устойчивости энергосистем. - Введ. 2003-06-30. - М.: Издательство НЦ ЭНАС, 2003. - 14 с.

СТО 59012820.27.010.002-2015 Резервы активной мощности Единой энергетической системы России. Определение объемов резервов активной мощности при краткосрочном планировании. - Введ. 2015-12-03. - М.: ОАО «СО ЕЭС», 2015. - 14 с.

Proposal of a Modified Algebraic Approach to Evaluate Required Capacity for Load Frequency Control (LFC) under a Large Penetration of Solar Photovoltaic Generations / M. Kuramoto, M. Nagata, T. Inoue // C4_208_2012 CIGRE Session Papers & Proceedings. - Paris, 2012.

Effects of Inertial Response and Ramp Reserve Requirements in the Unit Commitment / F. Carrasco, C. Rahmann // IEEE Power and Energy Society General Meeting. - 2016. - ISBN 978-1-5090-4168-8.

Размещено на Allbest.ru