Сравнительный анализ динамического коэффициента неравномерности ветровых электростанций в различных энергосистемах

Полный текст

Введение Ветровые электростанции (ВЭС) в связи с нестабильными режимами работы требуют особого подхода к расчету параметров, характеризующих их влияние на режим работы электроэнергетической системы (далее - ЭЭС). В темпе протекающих в энергосистеме процессов генерация ВЭС зависит от скорости и направления ветра и тем самым вносит изменения в формирование балансов мощности, что влияет на оптимальное распределение мощности между электростанциями. В долгосрочных прогнозах генерация ВЭС зависит от климатических изменений, для которых прогнозируется увеличение количества дней с минимальной выработкой электрической энергии ВЭС [1]. В связи с этим определение режимов работы ВЭС является важной задачей для исследования их влияния на энергосистемы. Определение закономерностей режимов работы ВЭС позволяет оценить возможности генерирующего оборудования традиционных электростанций (ТЭС, ГЭС, АЭС) работать в переменных режимах. На их основании также разрабатываются различные энергетические комплексы для надежной интеграции ВЭС в энергосистемы, например в сочетании с электролизными установками [2]. Возможность работы генерирующего оборудования ТЭС, ГЭС, АЭС в переменных режимах определяется набором характеристик маневренности, в числе которых находится регулировочный диапазон, под которым понимается интервал допустимых нагрузок генерирующего оборудования по активной и реактивной мощности для нормальных условий его эксплуатации, при которых параметры генерирующего оборудования находятся в допустимых пределах. Этим обусловлена необходимость знать заранее амплитуду суточных колебаний графика генерации для оценки возможности использования традиционными электростанциями существующего регулировочного диапазона. Следует отметить, что регулировочный диапазон в значительной степени отличается у различных типов электростанций. В табл. 1 приведены примеры регулировочного диапазона для некоторых электростанций [3-4]. ГЭС обладают лучшими характеристиками маневренности в сравнении с другими типами электростанций, так как имеют максимальную скорость изменения нагрузки во всем регулировочном диапазоне активной мощности и практически неограниченный диапазон регулировочного диапазона активной мощности, который может уменьшаться в связи с особенностями водного режима [5]. Другие электростанции имеют ограничение регулировочного диапазона по нижнему пределу (технологическому или техническому минимуму). В связи с этим необходимый объем и скорость регулирования на сутки вперед для традиционных электростанций необходимо устанавливать с учетом изменения графика генерации ВЭС. Таблица 1 / Table 1 Характеристики маневренности различных энергоблоков / Flexibility of different generation units Тип генерирующего оборудования / электростанций / Type of generation units / power plants Скорость изменения нагрузки во всем регулировочном диапазоне активной мощности, % Pуст /мин / Rate of load variation over the entire active power control range, % Pnom /min Нижний предел регулировочного диапазона активной мощности в конденсационном режиме, %Pуст / Lower limit of the active power control range in condensing mode, %Pnom Паросиловые установки / Steam turbine unit ПСУ ТЭС (газ)1) / STU TPP (natural gas) 4 40 ПСУ ТЭС (уголь)1) / STU TPP (coal) 4 50 ПСУ (каменный уголь)2) / STU (coal) 1,5-4 25-40 ПСУ (каменный уголь)3) / STU (coal) 3-6 25-40 ПСУ (бурый уголь) 2) / STU (lig) 1-2 50-60 ПСУ (бурый уголь)3) / STU (lig) 2-6 35-50 Газотурбинные и парогазовые установки / Gas turbine and combined cycle power plant ПГУ (ПТ + N ГТУ)1) / CCPP (ST + N GT) 5 50 ПГУ (1 ПТ + 2 ГТУ)1) / CCPP (1 ST + 2 GT) 5 25 ПГУ (1 ПТ + 3 ГТУ)1) / CCPP (1 ST + 3 GT) 5 17 ГТУ2 / GT 8-12 40-50 ГТУ3 / GT 10-15 20-50 ПГУ2 / CCPP 2-4 40-50 ПГУ3 / CCPP 4-8 30-40 Атомные электростанции малой мощности / Low capacity nuclear power plant [6] АСММ на базе РИТМ-200 / Low capacity NPP based on RITM-200 6 20 Гидроэлектростанции / Hydro power plant ГЭС / HPP 10-30 0 1) Характеристики действующих энергоблоков согласно Постановлению Правительства РФ от 13.08.2018 № 937 (ред. от 08.12.2018) «Об утверждении Правил технологического функционирования электроэнергетических систем и о внесении изменений в некоторые акты Правительства Российской Федерации». 2) Характеристики действующих энергоблоков согласно [7]. 3) Характеристики передовых энергоблоков согласно [7]. 1) Characteristics of generation units in operation in accordance with Decree of the Government of the Russian Federation No. 937 dated 08.08.2018 (as amended on 08.12.2018) “On Approval of the Rules for the Techno- logical Functioning of Electric Power Systems and on Amendments to Certain Acts of the Government of the Russian Federation”. 2) Characteristics of generation units in operation in accordance with [7]. 3) Characteristics of advanced generation units in accordance with [7]. И с т о ч н и к: выполнено О.Ю. Сигитовым S o u r c e: made by O.Yu. Sigitov 1. Способ определения изменения графика генерации ветровых электростанций Быстрые изменения генерации ВЭС требуют оперативности принятия решений для обеспечения системной надежности ЭЭС. Учитывая, что одновременное снижение или увеличение мощности удаленных друг от друга ВЭС происходит независимо друг от друга (графики генерации не коррелируются), расчеты следует проводить с учетом генерирующей мощностью всех ВЭС в энергосистеме, а не отдельных станций. Тем самым колебания генерации ВЭС бу-дут накладываться друг на друга и снижать общую неравномерность графика генерации. Указанный эффект показан на примере режимов работы ВЭС в течение суток 30.08.2024 г. в энергосистеме Австралии[1] (рис. 1-6). Установленная мощность всех ВЭС составляет 11 409 МВт. У отдельных энергообъединений (рис. 1-5) результирующий график нагрузки может носить резкопеременный характер, особенно если рассматривать график генерации отдельных ВЭС. В то же время колебания ВЭС компенсируют друг друга, и результирующий график по всей энергосистеме Австралии выравнивается (рис. 6). Рис. 1. ВЭС энергообъединения New South Wales, 2 765 МВт И с т о ч н и к: Australian Energy Market. URL: https://anero.id/energy (дата обращения: 12.05.2024) Figure 1. WF in energy system “New South Wales”, 2 765 MW S o u r c e: Australian Energy Market. Available from: https://anero.id/energy (accessed: 12.05.2024) Рис. 2. ВЭС энергообъединения Queensland, 1 011 МВт И с т о ч н и к: Australian Energy Market. URL: https://anero.id/energy (дата обращения: 12.05.2024) Figure 2. WF in energy system “Queensland”, 1 011 MW S o u r c e: Australian Energy Market. Available from: https://anero.id/energy (accessed: 12.05.2024) Рис. 3. ВЭС энергообъединения South Australia, 2 763 МВт И с т о ч н и к: Australian Energy Market. URL: https://anero.id/energy (дата обращения: 12.05.2024) Figure 3. WF in energy system “South Australia”, 2 763 MW S o u r c e: Australian Energy Market. Available from: https://anero.id/energy (accessed: 12.05.2024) Рис. 4. ВЭС энергообъединения Tasmania, 566 МВт И с т о ч н и к: Australian Energy Market. URL: https://anero.id/energy (дата обращения: 12.05.2024) Figure 4. WF in energy system “Tasmania”, 566 MW S o u r c e: Australian Energy Market. Available from: https://anero.id/energy (accessed: 12.05.2024) Рис. 5. ВЭС энергообъединения Victoria, 4 304 МВт И с т о ч н и к: Australian Energy Market. URL: https://anero.id/energy (дата обращения: 12.05.2024) Figure 5. WF in energy system “Victoria”, 4 304 MW S o u r c e: Australian Energy Market. Available from: https://anero.id/energy (accessed: 12.05.2024) Рис. 6. Все ВЭС энергосистемы Австралии, 11 409 МВт И с т о ч н и к: Australian Energy Market. URL: https://anero.id/energy (дата обращения: 12.05.2024) Figure 6. All WF in energy system of Australia, 11 409 MW S o u r c e: Australian Energy Market. Available from: https://anero.id/energy (accessed: 12.05.2024) Исследования в области анализа колебаний мощности ВЭС проводятся в мире различными институтами и авторами. В основном методы базируются на статистической обработке больших массивов данных. Некоторые из них основаны не только на исследовании режимов работы ВЭС, но и их влиянии на энергосистемы [8]. Другие исследования направлены на численное определение скорости изменения мощности ВЭС, что представляет собой наиболее важную задачу для обеспечения на-дежности энергосистемы [9-10]. Такие работы приобретают особую важность при обосновании характеристик маневренности ПГУ, которые связаны с расчетом термонапряженного состояния и анализом циклической прочности критических элементов парового тракта при различных скоростях нагружения [11]. Изменение графика генерации ВЭС можно определить по значениям динамического коэффициента неравномерности [12]: (1) где - мощность ВЭС, соответствующая измерению n, МВт; - мощность ВЭС, соответствующая следующему измерению n+1, МВт; - базисная мощность (принимается равной наибольшему значению колебаний мощности ВЭС или установленной мощности ВЭС), МВт; соответствует увеличению мощности ВЭС; соответствует снижению мощности ВЭС. При мощность ВЭС не изменяется. Повторяемость динамического коэффициента неравномерности устанавливает отношение числа случаев со значениями, входящими в заданный интервал, к общему числу случаев: (2) где - повторяемость динамического коэффициента неравномерности ВЭС в интервалах , о.е.; m - число значений динамического коэффициента неравномерности в рассматриваемом интервале , о.е.; n - общее число значений динамического коэффициента неравномерности в течение рассматриваемого периода времени, то есть во всех интервалах , о.е.; j - количество интервалов; i - количество измерений. 2. Результаты исследования энергосистем с ветровыми электростанциями В рамках исследований проведен анализ результатов расчета динамического коэффициента неравномерности для четырех вариантов энергосистем с ветровыми электростанциями. 1. Модель одной ВЭС представляет собой модель ВЭС большой мощности 3,4 ГВт в Новороссийске с исходными данными на основании трехчасовых измерений средней скорости ветра в течение октября 2017-2019 гг. [13]. В соответствии с представленными результатами исследований высокий показатель повторяемости динамического коэффициента неравномерности (равен нулю примерно в 60 % времени в течение октября при коэффициенте вариации около 10 %) объясняется не стабильной выработкой ВЭС, а значительным числом безветренных часов. В сравнении с «Моделью системы ВЭС» у системы ВЭС суммарное число безветренных часов составило 46 ч, в то время как в случае одной ВЭС Новороссийск составило 436 ч. 2. Модель системы ВЭС представляет собой модель, которая состоит из пяти ВЭС по 680 МВт каждая в населенных пунктах Новороссийск, Маргаритово, Должанск, Ставрополь, Ейск. Модель рассчитана аналогично на основании трехчасовых измерений средней скорости ветра в течение октября 2017-2019 гг. [13]. Результаты расчетов показывают, что за период с октября 2017 и по 2019 г. трехчасовые изменения мощности амплитудой не более наблюдаются около 85 % времени в течение октября. Таким образом, традиционные электростанции в рассматриваемой ЭЭС должны практически каждые три часа должны быть в готовности загрузиться/разгрузиться на , или 680 МВт. 3. ВЭС в энергосистеме Германии 2021 включает в себя ВЭС, подключенные к энергосистеме Германии, суммарной мощностью 20 968 МВт (19 875 МВт наземные ВЭС и 1 093 МВт оффшорные ВЭС). В качестве исход-ных данных выбраны реальные усредненные 15-минутные значения активной мощности ВЭС в течение 2021 г. [14]. В указанном исследовании расчет динамического коэффициента неравномерности проводился с разделением на и. Результаты показали, что изменения мощности всех ВЭС на снижение и повышение активной мощности отличаются незначительно: 50,5 % повторяемости соответствует снижению мощности или отсутствию изменения мощности, а 49,5 % соответствует повышению мощности . Основную продолжительность времени в течение года (71,75 %) блокам ТЭС необходимо загружать или разгружать в интервале 0,0÷0,1, что соответствует 0÷118 МВт в пересчете от базисной мощности. Таким образом, в данном интервале блоки ТЭС должны обладать маневренностью набора и снижения активной мощности со скоростью не менее 8 МВт/мин в пределах регулировочного диапазона. При максимальном изменении мощности (1179 МВт) скорость должна составлять не менее 79 МВт/мин. 4. ВЭС в энергосистеме Германии 2020 также включает в себя ВЭС, подключенные к энергосистеме Германии, суммарной мощностью 20 206 МВт (19 138 МВт - наземные ВЭС и 1 068 МВт - оффшорные ВЭС). В качестве исходных данных выбраны реальные усредненные 15-минутные значения активной мощности ВЭС в течение 2020 г. [15]. В исследовании показано соотношение изменения мощности ВИЭ на снижение и повышение активной мощности, которое также меняется незначительно. Для всех ВЭС 50,9 % повторяемости соответствует снижению мощности или отсутствию изменения мощности , а 49,1 % соответствует повышению мощности . Таким образом, генераторы традиционных электростанций дол-жны быть в равной степени готовы как к загрузке по активной мощности, так и к разгрузке. Результаты сравнительного анализа результатов расчета динамического коэффициента неравномерности для четырех вариантов энергосистем с ветровыми электростанциями представлены в табл. 2 и на рис. 7. Второй, третий и четвертый варианты показывают высокую корреляционную зависимость, близкую к единице. Коэффициент корреляции между первым вариантом и остальными составляет около 0,2. Следовательно, ветровые электростанции большой мощности, расположенные в удаленных друг от друга узлах, демонстрируют схо-жие закономерности в режимах работы в разных энергосистемах. Таким образом, распределение ВЭС по энергосистеме помимо положительного эффекта в части выравнивания графика нагрузки позволяет установить закономерность изменения динамического коэффициента неравномерности: около 90 % времени амплитуда максимальное значение амплитуды колебаний мощности не превышает 40 % от установленной мощности ВЭС или базисной мощности ВЭС при периоде колебаний от 15 мин до 3 ч. Таблица 2 / Table 2 Сравнение результатов расчета динамического коэффициента неравномерности для четырех вариантов энергосистем с ветровыми электростанциями Comparison of the calculation results of the dynamic coefficient of unevenness for four variants of power systems with wind farms Модели ВЭС / WF models Параметры / Parameters Модель одной ВЭС1) / Model of one WF1) Модель системы ВЭС1) / The model of the WF1) system ВЭС в энергосистеме Германии 20212) / WF in the German energy system 20212) ВЭС в энергосистеме Германии 20203) / WF in the German energy system 20203) Установленная мощность ВЭС, ГВт / Installed WF capacity, GW 3,4 3,4 20,968 20,206 Исследуемый период времени / The time period under study Октябрь / October 2017-2019 2017-2019 2021 2020 Период колебаний мощности ВЭС4) / The period of fluctuations in WF4) power 3 ч/h 3 ч/h 15 мин/min 15 мин/min , % 0 60,73 6,48 0,01 0,00 0,0-0,1 15,92 64,51 71,75 64,81 0,1-0,2 8,23 18,76 19,48 23,04 0,2-0,3 2,43 7,29 5,93 7,82 0,3-0,4 3,64 2,56 1,9 2,88 0,4-0,5 3,24 0,27 0,54 0,95 0,5-0,6 2,43 0,00 0,26 0,32 0,6-0,7 0,54 0,13 0,08 0,12 0,7-0,8 0,27 0,00 0,04 0,03 0,8-0,9 1,21 0,00 0 0,02 0,9-1,0 0,94 0,00 0,01 0,01 1) Базисная мощность принята 3,4 ГВт. 2) Базисная мощность принята 1179 МВт. 3) Базисная мощность принята 1126 МВт. 4) Период колебаний мощности ВЭС в моделях определен на основании имеющихся данных по измерениям скорости ветра или генерации мощности ВЭС. 1) The base power is 3.4 GW. 2) The base power is 1179 MW. 3) The base power is 1126 MW. 4) The period of fluctuations in wind power in the models is determined based on available data on measurements of wind speed or generation of wind power. И с т о ч н и к: выполнено О.Ю. Сигитовым S o u r c e: made by O.Yu. Sigitov Рис. 7. Сравнение результатов расчета динамического коэффициента неравномерности для четырех вариантов энергосистем с ветровыми электростанциями И с т о ч н и к: выполнено О.Ю. Сигитовым Figure 7. Comparison of the calculation results of the dynamic coefficient of unevenness for four options of power systems with wind farms S o u r c e: made by O.Yu. Sigitov Заключение Одной из проблем развития ветровых электростанций в электроэнергетических системах является нестабильная генерация ими мощности. Указанная проблема оказывает заметное влияние на режимы работы традиционных электростанций, в том числе на маневренные характеристики, пуски и остановы генерирующего оборудования. Исследуя закономерности изменения графиков генерации ветровых электростанций, можно оценить готовность существующих традиционных электростанций работать по изменяющемуся графику нагрузки и принять решение об ограничении установленной мощности ветровых электростанций или вводе дополнительных высокоманевренных мощностей. В статье показаны результаты исследования энергосистем с ветровыми электростанциями в виде анализа неравномерности графика генерации ветровых электростанций. На примере использования динамического коэффициента неравномерности можно выделить характерные режимы работы ветровых электростанций. Чем больше установленная мощность ветровых электростанций, тем значительнее будет их влияние на режимы энергосистемы, однако негативный эффект можно снизить при помощи распределения ВЭС на удаленном друг от друга расстоянии. Указанный эффект показан на примере режимов работы ВЭС в течение суток 30.08.2024 г. в энергосистеме Австралии - колебания ВЭС компенсируют друг друга и результирующий график по всей энергосистеме выравнивается. Распределение ВЭС по энергосистеме помимо положительного эффекта в части выравнивания графика нагрузки позволяет установить закономерность изменения динамического коэффициента неравномерности. В рассматриваемых моделях энергосистем около 90 % времени максимальное значение амплитуды колебаний мощности не превышает 40 % от установленной мощности ВЭС или базисной мощности ВЭС при периоде колебаний от 15 мин до 3 ч.

Об авторах

Олег Юрьевич Сигитов

Российский университет дружбы народов

Автор, ответственный за переписку.
Email: OlegSigitov@gmail.com
ORCID iD: 0009-0007-8541-4542
SPIN-код: 9915-2001

кандидат технических наук, старший преподаватель кафедры энергетического машиностроения, инженерная академия

117198, Российская Федерация, г. Москва, ул. Миклухо-Маклая, д. 6

Список литературы

Дополнительные файлы