Эксплуатация энергосистемы — термин, используемый в производстве электроэнергии для описания процесса принятия решений в масштабе времени от одного дня ( работа на сутки вперед [1] ) до минут [2] до поставки электроэнергии . Термин управление энергосистемой описывает действия, предпринимаемые в ответ на незапланированные нарушения (например, изменение спроса или отказы оборудования) для обеспечения надежного электроснабжения приемлемого качества. [3] Соответствующая инженерная отрасль называется эксплуатацией и управлением энергосистемой . Электроэнергию трудно хранить, поэтому в любой момент поставка (генерация) должна быть сбалансирована со спросом (« балансировка сети »). В электрической сети задача балансировки в реальном времени выполняется региональным центром управления, которым управляет электроэнергетическая компания на традиционном ( вертикально интегрированном ) рынке электроэнергии. В реструктурированной североамериканской сети электропередачи эти центры принадлежат балансирующим органам, насчитывающим 74 в 2016 году, [4] субъекты, ответственные за операции, также называются независимыми системными операторами , операторами систем передачи. Другая форма балансировки ресурсов нескольких электростанций — это энергетический пул . [5] Контролем за органами балансировки занимаются координаторы по надежности. [6]
Работа на день вперед планирует генерирующие блоки, которые могут быть вызваны для поставки электроэнергии на следующий день ( обязательство блока ). Диспетчерские генерирующие блоки могут производить электроэнергию по требованию и, таким образом, могут быть спланированы с точностью. Производство переменной возобновляемой энергии, зависящей от погоды , на следующий день не является определенным, ее источники, таким образом, недиспетчеризуемы. Эта изменчивость в сочетании с неопределенным будущим спросом на электроэнергию и необходимостью учитывать возможные сбои в генерации и передаче, требует планирования эксплуатационных резервов , которые, как ожидается, не будут производить электроэнергию, но могут быть отправлены в очень короткие сроки. [1]
Некоторые блоки обладают уникальными характеристиками, которые требуют принятия обязательств гораздо раньше: например, запуск атомных электростанций занимает очень много времени, в то время как гидроэлектростанции требуют планирования использования водных ресурсов задолго до поставки, поэтому решения о принятии обязательств по ним принимаются за несколько недель или даже месяцев до поставки. [7]
Для «традиционной» вертикально интегрированной электроэнергетической компании главная цель обязательств по единице заключается в минимизации как предельной стоимости производства единицы электроэнергии, так и (весьма существенных для генерации ископаемого топлива) пусковых расходов. На «реструктурированном» рынке электроэнергии используется алгоритм клиринга рынка , часто в форме аукциона ; порядок заслуг иногда определяется не только денежными затратами, но и экологическими проблемами. [1]
Приверженность подразделениям является более сложной задачей, чем операции с более короткими временными рамками, поскольку доступность подразделений зависит от множества ограничений: [8]
В часы, предшествующие поставке, системному оператору может потребоваться развернуть дополнительные резервы или даже выделить больше генерирующих блоков, в первую очередь для обеспечения надежности поставок, одновременно пытаясь минимизировать расходы. В то же время оператор должен гарантировать, что достаточно резервов реактивной мощности доступны для предотвращения падения напряжения. [2]
Решения (« экономическая диспетчеризация ») основаны на кривой диспетчеризации , где ось X представляет собой мощность системы, интервалы для генерирующих единиц размещены на этой оси в порядке заслуг, причем длина интервала соответствует максимальной мощности единицы, значения оси Y представляют предельную стоимость (за МВт·ч электроэнергии, игнорируя затраты на запуск). Для решений на основе затрат единицы в порядке заслуг сортируются по возрастанию предельной стоимости. График справа описывает крайне упрощенную систему с тремя задействованными генераторными единицами (полностью диспетчерскими, с постоянной стоимостью за МВт·ч): [7]
При ожидаемом спросе 150 МВт (вертикальная линия на графике) блок A будет задействован на полную мощность 120 МВт, блок B будет работать на уровне диспетчеризации 30 МВт, блок C будет оставаться в резерве. Площадь под кривой диспетчеризации слева от этой линии представляет собой стоимость за час работы (без учета затрат на запуск, $30 * 120 + $60 * 30 = $5400 в час), прирост стоимости следующего МВт·ч электроэнергии ($60 в примере, представленном горизонтальной линией на графике) называется системной лямбда (отсюда другое название кривой, системная лямбда-кривая ).
В реальных системах стоимость за МВт·ч обычно не является постоянной, и поэтому линии кривой распределения не являются горизонтальными (обычно предельная стоимость электроэнергии увеличивается с уровнем распределения, хотя для электростанций с комбинированным циклом существует несколько кривых затрат в зависимости от режима работы, поэтому соотношение мощности и стоимости не обязательно является монотонным ). [10]
Если минимальный уровень спроса в примере останется выше 120 МВт, блок A будет постоянно работать на полной мощности, обеспечивая базовую мощность , блок B будет работать на переменной мощности, а блок C нужно будет включать и выключать, обеспечивая «промежуточную» или «циклическую» мощность. Если спрос превысит 200 МВт только изредка, блок C будет простаивать большую часть времени и будет считаться пиковой электростанцией («пикером»). Поскольку пикер может работать всего несколько десятков часов в год, стоимость электроэнергии, произведенной пикером, может быть очень высокой, чтобы окупить капитальные вложения и фиксированные затраты (см. правую сторону гипотетической полномасштабной кривой распределения).
Иногда ограничения сети меняются непредсказуемо, и возникает необходимость изменить ранее установленные обязательства по единицам. Это изменение системной перераспределения контролируется в режиме реального времени центральным оператором, который отдает директивы участникам рынка, которые заранее подают заявки на увеличение/уменьшение уровней мощности. Благодаря централизованному характеру перераспределения нет никаких задержек для обсуждения условий контрактов; понесенные расходы распределяются либо между участниками, ответственными за нарушение, на основе заранее установленных тарифов, либо в равных долях. [12]
В течение нескольких минут перед поставкой оператор системы использует алгоритмы исследования потока мощности , чтобы найти оптимальный поток мощности . На этом этапе целью является надежность («безопасность») поставки. [2] Практические электрические сети слишком сложны для выполнения расчетов вручную, поэтому с 1920-х годов расчеты были автоматизированы, сначала в виде специально созданных аналоговых компьютеров , так называемых сетевых анализаторов , замененных цифровыми компьютерами в 1960-х годах.
Небольшие несоответствия между общим спросом и общей нагрузкой типичны и изначально устраняются кинетической энергией вращающихся машин (в основном синхронных генераторов ): когда поставки слишком много, устройства поглощают избыток, и частота превышает запланированную скорость, и наоборот, слишком большой спрос заставляет генератор выдавать дополнительную электроэнергию за счет замедления, при этом частота немного снижается, [13] не требуя вмешательства оператора. Существуют очевидные ограничения для этого «немедленного управления», поэтому в типичную электросеть встроен континуум управления , охватывающий интервалы реакции от секунд («первичное управление») до часов («управление временем»). [14]
TheПервичное управление включается автоматически в течение нескольких секунд после нарушения частоты. Первичное управление стабилизирует ситуацию, но не возвращает условия в норму и применяется как к стороне генерации (гдерегуляторрегулирует мощность первичногодвигателя), так и к нагрузке, где:[15]
Другой термин, обычно используемый для первичного управления, — частотная характеристика (или «бета»). Частотная характеристика также включает инерционную характеристику генераторов. [16] Это параметр, который аппроксимируется коэффициентом смещения частоты расчета ошибки управления областью (ACE), используемого для автоматического управления генерацией . [17]
TheВторичное управление используется для восстановления частоты системы после нарушения, с корректировками, выполняемыми компьютером управления балансирующей организации (это обычно называетсяконтролем нагрузки и частотыилиавтоматическим контролем генерации) и ручными действиями, предпринимаемыми персоналом балансирующей организации. Вторичное управление использует каквращающиеся, так и невращающиеся резервы, с балансирующими службами, развертываемыми в течение нескольких минут после нарушения (гидроэлектростанции способны реагировать еще быстрее).[18]
Третичный контроль включает в себя развертывание и восстановление резервов для реагирования на текущие и будущие непредвиденные обстоятельства. [19]
Целью контроля времени является поддержание долгосрочной частоты на указанном значении в пределах широкомасштабной синхронной сети . Из-за помех средняя частота дрейфует, и между официальным временем и временем, измеренным в циклах переменного тока, накапливается ошибка времени . В США средняя частота 60 Гц поддерживается в пределах каждой взаимосвязи назначенным органом, монитором времени , который периодически изменяет целевую частоту сети ( запланированная частота [13] ), чтобы привести общее смещение времени в предопределенные пределы. Например, в Восточном объединении действие (временная установка частоты на 60,02 Гц или 59,98 Гц) инициируется, когда смещение времени достигает 10 секунд, и прекращается, как только смещение достигает 6 секунд. Контроль времени выполняется либо компьютером ( автоматическая коррекция ошибок времени ), либо монитором, запрашивающим у балансирующих органов корректировку их настроек. [20]
{{cite web}}: CS1 maint: местоположение ( ссылка )