Известия РАН. Энергетика, 2020, № 6, стр. 31-39

ВВЕДЕНИЕ

В процессе эксплуатации энергетическое оборудование устаревает морально и подвержено физическому износу. Для восстановления свойств энергетического оборудования применяют систему профилактических ремонтов. В случае, когда износ оборудования является критическим, как правило оно подлежит замене или модернизации на базе последних достижений научно-технического прогресса. Основной целью модернизации является приведение технического состояния оборудования в соответствие с новыми техническими и экономическими требованиями к его эксплуатационным способностям. Это соответствие достигается путем расширения имеющихся технологических способностей для минимизации эксплуатационных (операционных) затрат и в целом для повышения эффективности работы как непосредственно самого оборудования, так и системы, в которой оно эксплуатируется. При планировании работы электроэнергетических систем (ЭЭС) на очередной временной период необходимо решать задачу создания условий, которые позволят провести модернизацию оборудования с выполнением всех требований перед потребителями энергии и минимальными потерями (затратами) для энергосистемы и энергетических компаний, особенно при выводе из работы для модернизации крупного энергетического оборудования, такого как генерирующие агрегаты. Так как сроки вывода из эксплуатации крупного оборудования являются длительными (до года и более), то экономически и технически обоснованный порядок вывода является необходимым условием. В случаях, когда планируемые объемы вывода генерирующего оборудования для модернизации являются существенными, в ЭЭС должен предусматриваться дополнительный резерв генерирующей мощности и энергии для проведения подобных работ.

В современных условиях в российской электроэнергетике накоплен значительный объем генерирующего оборудования, изношенного морально и физически – в большинстве своем оборудование тепловых электростанций (ТЭС) [1, 2]. Средний возраст генерирующего оборудования на ТЭС составляет более 30 лет, при этом у порядка 50% генерирующих мощностей ТЭС в России возраст находится в диапазоне от 30 до 50 лет, а у более чем 7% превышает 50 лет. В настоящее время более 90 ГВт паротурбинного оборудования в Единой энергосистеме (ЕЭС) России выработало свой парковый ресурс, а к 2025 г. к этой цифре может добавиться еще 30 ГВт. Подобная ситуация наблюдается и с другим оборудованием на ТЭС. В сложившихся условиях вполне логичным и правильным является реализация крупномасштабной программы по модернизации генерирующего оборудования. Наличие значительных объемов устаревшего энергетического оборудования в энергосистеме снижает эффективность ее работы, приводит к повышению себестоимости электроэнергии, увеличению числа аварий в энергосистеме, в том числе системных аварий, и в целом отрицательно влияет на экономическое развитие регионов и страны.

В настоящее время в России реализуется программа модернизации устаревшего генерирующего оборудования на ТЭС в Единой энергосистеме России [3–5]. В [3–5 и др.] представлены все основные процедуры реализации процесса модернизации. При модернизации подразумевается вывод генерирующих агрегатов из работы на длительные сроки до 2 лет [4], что, естественно, влияет на уровень надежности энергосистемы. В [5] подробно представлены критерии отбора проектов для модернизации каждого вида оборудования ТЭС и порядок взаимодействия субъектов электроэнергетического рынка при отборе.

Вывод из работы любого объекта, работающего в составе ЭЭС, влияет на ее надежность. Подобное влияние можно определить, анализируя изменение показателей надежности ЭЭС.

Целью данной статьи является представление методики определения порядка вывода из работы для целей модернизации генерирующего оборудования при обеспечении максимально возможного уровня балансовой надежности ЭЭС. При этом должны быть известны все технические характеристики схем развития ЭЭС, необходимые для оценки балансовой надежности, а также состав генерирующего оборудования, которое необходимо модернизировать за определенный период времени.

Статья состоит из трех разделов. В первом разделе представлена постановка задачи максимизации уровня балансовой надежности при определении порядка вывода из работы генерирующих агрегатов для модернизации. Во втором разделе представлена методика определения порядка вывода из работы генерирующих агрегатов для модернизации. В третьем разделе представлен численный эксперимент, показывающий эффективность применения разработанной методики формирования графика выводов из работы генерирующих агрегатов для модернизации на примере ОЭС Сибири и сравнение результатов расчетов с существующими планами. При этом в статье численный эксперимент приводится только для графика модернизации генерирующего оборудования в 2025 г.

ПОСТАНОВКА ЗАДАЧИ МАКСИМИЗАЦИИ УРОВНЯ БАЛАНСОВОЙ НАДЕЖНОСТИ ПРИ ОПРЕДЕЛЕНИИ ПОРЯДКА ВЫВОДА ИЗ РАБОТЫ ГЕНЕРИРУЮЩИХ АГРЕГАТОВ ДЛЯ МОДЕРНИЗАЦИИ

Центральной процедурой при максимизации уровня балансовой надежности ЭЭС является ее оценка. При оценке балансовой надежности ЭЭС используется методика, основанная на методе Монте-Карло [6, 7]. При этом ЭЭС представляется в виде связного графа, вершинами которого являются зоны надежности (ЗН), представляющие часть энергосистемы, внутри которой не возникает ограничений при передаче мощности, а дугами являются межзонные связи, которые состоят из линий электропередачи, соединяющие зоны надежности. В соответствии с этой методикой процесс оценки можно разделить на следующие этапы:

1. Формирование множества расчетных (случайных) состояний ЭЭС для каждого часа оцениваемого интервала [6, 8]. При формировании расчетных состояний случайными величинами являются: значения рабочей мощности электрических станций, которые зависят от аварийности генерирующих агрегатов; значения пропускной способности (максимально допустимых перетоков активной мощности (МДП)) межзонных связей (контролируемых сечений), которые зависят от аварийности ЛЭП, влияющих на пропускную способность (МДП); значения потребляемой мощности в зонах надежности, которые зависят от ее случайных колебаний. Также при формировании случайных расчетных состояний учитываются плановые ремонты энергетического оборудования, технологические ограничения на производство или выдачу в сеть электрической энергии (мощности), специфика выдачи мощности гидроэлектростанций и возобновляемых источников энергии [9].

2. Минимизация дефицита мощности расчетных состояний ЭЭС [6, 10–12]. В рамках выполнения данного этапа для каждого расчетного состояния решается задача минимизации дефицита мощности. В результате решения данной задачи определяются дефициты мощности в каждой зоне надежности ЭЭС.

3. Вычисление показателей балансовой надежности ЭЭС. В процессе оценки балансовой надежности вычисляется широкий спектр показателей. Для решаемой задачи необходимо определить вероятность бездефицитной работы и математическое ожидание (м.о.) недоотпуска электроэнергии, которое определяется при сумме м.о. дефицитов мощности, определенных для каждой зоны надежности и каждого часа расчетного интервала. Расчетный интервал определяется максимальным сроком вывода генерирующего оборудования для модернизации.

Максимизация уровня балансовой надежности сводится к задаче минимизации математического ожидания (м.о.) недоотпуска электроэнергии в ЗН при соблюдении условия обеспечения норматива показателей балансовой надежности, например, вероятности бездефицитной работы.

Целевая функция при решении задачи максимизации уровня балансовой надежности выглядит следующим образом:

учитывая ограничения где: E_i – значение м.о. недоотпуска электроэнергии в ЗН i, МВт; I – количество ЗН; T – период модернизации генерирующего оборудования; Δx – объем выводов генерирующего оборудования для модернизации, МВт; G – множество вариантов вывода из работы генерирующего оборудования для модернизации в ЗН i; P_i – вероятность бездефицитной работы в ЗН i; P_норм – нормируемое значение вероятности бездефицитной работы.

МЕТОДИКА ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПОРЯДКА ВЫВОДА ИЗ РАБОТЫ ГЕНЕРИРУЮЩЕГО ОБОРУДОВАНИЯ ДЛЯ ЦЕЛЕЙ МОДЕРНИЗАЦИИ ПРИ ОБЕСПЕЧЕНИИ МАКСИМАЛЬНО ВОЗМОЖНОГО УРОВНЯ БАЛАНСОВОЙ НАДЕЖНОСТИ ЭЭС

Для отбора генерирующего оборудования для модернизации в [3, 5] сформулированы следующие критерии:

– срок эксплуатации генерирующего оборудования;

– востребованность мощности генерирующего объекта в энергосистеме.

Также к критериям принятия решений вывода объекта для модернизации целесообразно отнести:

– для тепловых электростанций (ТЭС) удельный расход топлива на выработку электроэнергии;

– величину неплановых и аварийных ремонтов генерирующего оборудования.

Для улучшения практики обоснования вывода генерирующего оборудования для модернизации критерии отбора должны быть интегрированы в комплексный критерий, для которого необходимо определить экономически взвешенное пороговое значение. Также в перспективе целесообразно разработать систему прогнозирования критерия модернизации с целью разработки долгосрочных планов модернизации генерирующего оборудования.

При выводе оборудования для модернизации должны учитываться особенности функционирования энергосистем, основными из которых являются:

– модернизация генерирующих агрегатов по возможности должна проводиться в период годового провала графика потребления мощности;

– для теплофикационного оборудования необходимо предусмотреть возможность модернизации вне отопительного периода, что частично совпадает с провалом графика потребления мощности;

– при наличии в энергосистеме гидроэлектростанций (ГЭС) необходимо учитывать, что в период паводка ГЭС может компенсировать выбывшую мощность для модернизации.

При оценке балансовой надежности ЭЭС учитываются специфические особенности работы ЭЭС, из которых формируются условия вывода генерирующего оборудования из работы.

Итогом модернизации генерирующего оборудования должно быть повышение эффективности и востребованности генерирующего агрегата на рынке электроэнергии и мощности, в некоторых случаях повышение его установленной и располагаемой мощности.

Методика определения порядка вывода из работы для целей модернизации генерирующего оборудования при обеспечении максимально возможного уровня балансовой надежности ЭЭС представляет последовательность следующих действий:

1. Оценка балансовой надежности исходного варианта развития ЭЭС за период, отведённый на модернизацию генерирующего оборудования, без вывода из работы генерирующих агрегатов из работы для модернизации (исходный вариант).

2. Анализ значений м.о. недоотпуска электроэнергии и вероятности бездефицитной работы в каждом месяце расчетного периода и в каждой ЗН, в которой расположено генерирующее оборудование, отобранное для модернизации. Выявление последовательности месяцев с наименьшим суммарным значение за рассматриваемый период м.о. недотпуска электроэнергии. При этом последовательность месяцев должна быть равной количеству месяцев, которые требуются для модернизации генерирующего объекта с худшим значением критерия модернизации.

3. Оценка балансовой надежности варианта развития энергосистемы за период, отведенный на модернизацию генерирующего оборудования, с выводом из работы генерирующего агрегата, отобранного на предыдущем шаге для модернизации.

4. Повторение второго и третьего этапов данной методики до тех пор, пока не будет учтено все генерирующие оборудование, предназначенное для модернизации, либо не нарушится условие (3).

В случае, если условие (3) нарушено, а генерирующее оборудование, предназначенное для модернизации, не учтено в графике модернизации, то возможны несколько вариантов решения данной проблемы, исходя из складывающихся условий:

1. Перенос сроков модернизации генерирующего оборудования требующего модернизации, но не учтенного в текущем графике.

2. Если прогнозируемый график модернизации генерирующего оборудования является относительно “плотным”, и возможности для переноса сроков модернизации не существует, то для рассматриваемой ЭЭС, в рамках проектирования ее развития, требуется предусмотреть дополнительный резерв генерирующей мощности, компенсирующий вывод генерирующего оборудования для целей модернизации. Рассматриваемая избыточная мощность не является частью мощности, обеспечивающей балансовую надежность ЭЭС. Дополнительная избыточная мощность в больших сложных ЭЭС должна оцениваться с учетом места ее размещения в системе, вида и параметров этой мощности, в том числе ее надежности.

ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ

Экспериментальных исследования проводились на схеме развития ОЭС Сибири. Расчетная модель ОЭС Сибири представлена на рис. 1. Расчетная модель ОЭС Сибири состоит из 12-ти ЗН, каждая из которых представляет региональную энергосистему. Исключением является Бодайбинский энергорайон, который расположен на территории Иркутской области и имеет электрическую связь только с энергосистемой Бурятии. При расчетах было принято допущение, что ОЭС Сибири работает изолированно.

Основные исходные данные для проведения расчетов были приняты из [13, 14]. В таблице 1 представлены значения установленной мощности (N_уст) и максимумы потребления мощности (N_{макс. потр}) в ЗН, прогнозируемые на 2025 г. Оценка надежности при корректировке сроков модернизации будет показана на примере 2025 г., а краткое резюме будет приведено для периода 2022–2025 гг.

На рисунке 2 представлены значения ограничений установленной мощности ОЭС Сибири, используемые в расчетах. Стоит отметить, что основная доля ограничений установленной мощности относится к ГЭС.

В таблице 2 представлен перечень генерирующих объектов, планируемый для модернизации, сроки модернизации каждого объекта и запланированная дата начала модернизации [15].

Сроки модернизации первых четырех агрегатов определены по плану как ее продолжение – начало в 2024 г. Модернизация агрегата на Омской ТЭЦ-4 планируется на год, поэтому сроки проведения модернизации корректироваться не будут. Предлагается проанализировать начало модернизации остальных агрегатов в двух вариантах.

Вариант 1. Модернизацию всех агрегатов, начало которой запланировано на ноябрь или декабрь 2025 г., не корректировать, оставить как в плане. А сроки модернизации остальных подвергнуть корректировке в соответствии с представленной методикой.

Вариант 2. Модернизацию всех агрегатов, начало которых запланировано на ноябрь или декабрь 2025 г., полностью перенести на 2025 г., определить порядок корректировки в соответствии с предлагаемой методикой.

После проведения серии расчетов по формированию графиков проведения модернизации генерирующих объектов в соответствии с методикой определения порядка вывода из работы генерирующего оборудования для целей модернизации при обеспечении максимально возможного уровня балансовой надежности ЭЭС, были получены результаты, представленные на рис. 3.

В таблице 3 представлены результирующие значения м.о. недоотпуска электроэнергии за 2025 г. по плану и двум вариантам корректировки сроков начала модернизации.

Как видно из результата, оба варианта модернизации по предлагаемой методике оказались лучше варианта вывода из работы генерирующего оборудования, представленного в [15]. М.о. недоотпуска электроэнергии в ОЭС Сибири в варианте, представленном в [15], получилось равным 40 461 МВт ч, в варианте № 1 по предлагаемой методике – 34 472 МВт ч, в варианте № 2 по предлагаемой методике – 39 669 МВт ч. Лучшие результаты по м.о. недоотпуска электроэнергии показал вариант 1, это можно объяснить тем, что перенос сроков модернизации некоторых генерирующих агрегатов на 2026 год разгружает ОЭС Сибири. Результаты варианта 2, где вся запланированная модернизация погружена на 2025 г., показывают, что м.о. недоотпуска электроэнергии увеличилось, по сравнению с вариантом 1, но все-таки меньше, по сравнению с плановым графиком модернизации. При расчетах в качестве норматива балансовой надежности был принят показатель – вероятность бездефицитной работы на уровне 0.996 [16]. Во всех зонах надежности, за исключением Бодайбинской, вероятность бездефицитной работы получилась выше нормативной во всех рассмотренных вариантах.

В целом результаты корректировки сроков модернизации генерирующего оборудования за 2022–2025 гг. показали:

– в 2022 г. корректировка сроков проведения модернизации для запланированных генерирующих агрегатов не привела к уменьшению м.о. недоотпуска электроэнергии по ОЭС Сибири. Вероятность бездефицитной работы находится на достаточно высоком уровне (выше 0.996), кроме Бодайбинской ЗН;

– в 2023 г., применяя представленную методику, удалось снизить м.о. недоотпуска электроэнергии по ОЭС Сибири в целом на 471 МВт ч, что составляет 1.8% от всего м.о. недоотпуска электроэнергии. Вероятность бездефицитной работы во всех ЗН, кроме Бодайбинской, была выше 0.996;

– в 2024 г., применяя представленную методику, удалось снизить м.о. недоотпуска электроэнергии по ОЭС Сибири в целом на 493.5 МВт ч, что составляет 1.6% от общего м.о. недоотпуска электроэнергии. Вероятность бездефицитной работы во всех зонах надежности, кроме Бодайбинской, была выше 0.996;

– самым показательным оказался 2025 г., м.о. недоотпуска электроэнергии по ОЭС Сибири удалось уменьшить на 5989 МВт ч, что составило примерно 14.8%.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Модернизация объектов электроэнергетики позволяет повысить их эффективность, а также эффективность работы всей системы, в которой они эксплуатируются. При модернизации объекты выводятся из эксплуатации на определенный период времени. Вывод объектов влияет на надежность работы ЭЭС. Важно, чтобы период времени, на который выводятся из эксплуатации объекты, был оптимальным образом спрогнозирован и ЭЭС в этот период работала с максимальной эффективностью. В статье предлагается методика определения порядка вывода из работы для целей модернизации генерирующего оборудования при обеспечении максимального уровня надежности энергосистемы.

Экспериментальные исследования показали, что, используя оценку балансовой надежности, удается повысить эффективность принятия решений по выводу из работы для модернизации генерирующего оборудования.

Исследование выполнено при финансовой поддержке РФФИ в рамках научного проекта № 20-08-00550_а.