Планетарная электроэнергетическая система

Электроэнергетические системы (ЭСС), появившиеся в конце XIX — начале XX века как объединения для совместной работы нескольких источников и множества потребителей электроэнергии, в силу объективных причин на протяжении уже больше сотни лет продолжали укрупняться. Современные Единые электроэнергетические системы отдельных государств насчитывают в своем составе сотни и даже тысячи разного вида параллельно работающих источников электроэнергии, которой снабжаются миллионы разного рода потребителей на обширных территориях. Для такой совместной, параллельной работы требуется создание разветвленной системообразующей сети линий электропередачи (ЛЭП). Суммарная длина таких сетей во всем мире достигает нескольких миллионов километров. Причем в отдельных странах они настолько «густые», что системы или отдельные их части с подобной сетью носят название «концентрированных», в которых имеющиеся линии электропередачи обеспечивают транспорт и распределение электроэнергии в любых реально возможных (нормальных, ремонтных и аварийных) режимах работы системы.

Объективной предпосылкой укрупнения ЭЭС является рост их технико-экономической эффективности по сравнению с отдельно работающими электростанциями. И чем крупнее объединение электрических станций и нагрузок, тем выше эффект, который складывается из многих составляющих, основными из которых, как известно, являются:

В  снижение требуемой установленной (располагаемой) генераторной мощности Р·Р° счет совмещения максимумов нагрузки РІ суточном Рё сезонном разрезах, Р° также РёР·-Р·Р° различия РІ климатических условиях РЅР° больших территориях;

В  снижение величины оперативного резерва РёР·-Р·Р° возможности взаимопомощи электростанций РґСЂСѓРі РґСЂСѓРіСѓ РІ случае крупных аварий РЅР° отдельных РёР· РЅРёС…;

В  возможность оптимизации режимов работы системы РїРѕ критерию экономичности выработки Рё распределения электроэнергии, Р° также РїРѕ критерию экологичности.

Указанные составляющие настолько существенны, что объединение электроэнергетических систем продолжает осуществляться не только внутри отдельных государств, но и на межгосударственном уровне. В настоящее время совместно работают ЭЭС стран Западной Европы, объединены ЭЭС США и Канады и др. Известны проекты связывания энергосистем стран разных континентов: Европы и Африки, Азии и Америки и т.д. Расчеты надежности и экономической эффективности, как правило, обнаруживают положительные аспекты межгосударственных электроэнергетических объединений. Представляется целесообразным дать оценку максимально возможного технико-экономического эффекта в случае формирования планетарной электроэнергетической системы. Единая ЭЭС Земли даст наибольший эффект в части совмещения максимумов нагрузок в течение суток (24-часовой цикл!), совмещения месячных максимумов Северного и Южного полушарий, в которых зима и лето наступают в противофазе, а также взаимопомощи ЭЭС при крупной аварии в одном или нескольких регионах планеты. Но одновременно станет ясной и цена получения такого эффекта в виде объемов и сложностей необходимого для этого сетевого строительства, проблем управления ЕЭЭС Земли, Важно количественно оценить, хотя бы в первом приближении, указанные эффекты и затраты. Это позволит представить масштабы выгодности для человечества процесса глобализации электроэнергетики, охарактеризовать степень различных аспектов полезности соответствующих действий в данном направлении.

Выполнение такого «футурологического» исследования оказалось возможным благодаря наличию разработанной в Институте систем энергетики им. Л.А. Мелентьева (ИСЭМ) СО РАН (г. Иркустск) имитационной модели оценки надежности большой сложной современной электроэнергетической системы (название ПВК — программно-вычислительного комплекса — «ЯНТАРЬ»). Рабочие характеристики «ЯНТАРЯ» таковы, что позволяют учесть все существенные факторы, влияющие на надежность ЭЭС. ПВК позволяет проводить оптимизацию структуры и параметров ЭЭС по фактору надежности электроснабжения потребителей (обычно по заданному нормативу). Оптимизация осуществляется в интерактивном режиме путем выбора необходимых располагаемых мощностей в энергоузлах и пропускных способностей связей между ними. Конфигурация расчетной схемы для данных расчетов может быть любой. Нагрузки в расчетных энергоузлах представляются характерными суточными графиками, графиками месячных максимумов нагрузки и, кроме этих регулярных колебаний, — нормальным законом распределения учитываются случайные изменения нагрузки. Функционирование генераторных мощностей моделируется с учетом их располагаемых мощностей, аварийности и норм на проведение плановых (капитальных, средних и текущих) ремонтов. То же самое имеет место относительно линий электропередачи — учитываются их пропускные способности в прямом и обратном направлениях, аварийность в зависимости от длины ЛЭП и потери мощности в них. Нестационарность потоков случайных событий в энергосистемах в течение года учитывается заданием характеристик оборудования по периодам года (сезонам или помесячно). Различные расчетные состояния системы формируются методом статистического моделирования. Режимы этих состояний оптимизируются по критерию обеспечения баланса мощности и минимизации недостатков мощности в дефицитных режимах.

Цель оптимизации ЭЭС по надежности исследуемого варианта развития системы — обеспечение нормативного уровня надежности во всех узлах, где имеется нагрузка. За нормативный уровень надежности принята вероятность бездефицитного энергоснабжения в энергоузлах на уровне Р = 0.9996, соответствующая общей длительности дефицитных состояний в системе в среднем 3.5 ч/год. Система, сформированная с учетом фактора надежности и основных режимных требований, может считаться оптимальной (рациональной) в целом.

Расчеты надежности ведутся для каждого часа расчетного периода, равного, как обычно, году. По результатам этих расчетов вычисляются ежемесячные и годовые показатели надежности исследуемой электроэнергической системы. Для более уверенной верификации и валидации полученных результатов было решено исследовать возможные эффекты для ситуации работы ЭЭС на земном шаре на уровне 1990 г., для которого известны все основные исходные данные, а также фактически установленные генераторные мощности и нагрузки по регионам Земного шара.

Методика оценки эффектов от объединения включает в себя выполнение расчетов двух видов:

оптимизация надежной работы ЭЭС стран и континентов при их (ЭЭС) раздельном функционировании;

оптимизация надежной работы ЭЭС Земли в виде единой системы.

Сопоставление результатов двух расчетов позволяет выявить различия в требуемых для надежного покрытия нагрузки располагаемых генераторных мощностях, необходимых пропускных способностях системообразующих связей и ряд других моментов.

Ввиду сложности для решения поставленной задачи приходится принимать ряд упрощений и допущений, которые тем не менее не смогут помешать получению принципиально достоверных оценок.

Для целей исследования существующие ЭЭС всех государств компонуются в расчетные узлы, каждый из которых принадлежит одному из часовых поясов. Для сокращения числа узлов в меридиональном направлении принимается 12 часовых поясов с разницей между ними в 2 ч. В широтном направлении узлы подразделяются на принадлежащие Северному или Южному полушарию.

Расчетная схема ЕЭЭС Земного шара

Каждый из узлов представляется «концентрированным», то есть с достаточными для возможных режимов пропускными способностями внутренних связей. Все узлы для выполнения второго расчета соединяются между собой линиями электропередачи, минимально необходимые пропускные способности которых должны быть определены в процессе расчета. Расчетная схема ЕЭЭС Земли, в результате, была представлена схемой из 26 узлов и 32 связей. На рисунке указаны связи, выбранные исходя из предположения, что межсистемные ЛЭП связывают географические центры принятых энергоузлов. Длины этих ЛЭП находятся в диапазоне 1500-7500 км. Связи большей длины на земном шарике вряд ли потребуются, поскольку выбраны с запасом. По отдельным конкретным ситуациям возможны значительные сокращения этих длин. Произвольно выбирается один из множества возможных вариантов конфигурации сети.

При моделировании работы связей учитывается их аварийность и потери мощности и энергии в них. Разнесение электропотребления и нагрузки по узлам выполнено пропорционально численности населения и величине удельного электропотребления в соответствующем регионе. Для большей наглядности получаемых результатов характерный суточный график нагрузок в относительных единицах принят одинаковым для всех узлов. В неделе принимается пять одинаковых рабочих дней и два выходных дня с нагрузкой, уменьшенной на 20% по сравнению с рабочим днем. Годовой график месячных максимумов в относительных единицах также принят одинаковым для всех узлов, но для узлов Южного полушария он сдвинут на шесть месяцев. Таким образом, если в узлах Северного полушария годовой максимум нагрузки наступает в декабре, то в Южном полушарии — в июне. Учтены и другие факторы функционирования электроэнергетических систем, влияющие на их надежность, например, случайные изменения нагрузки и т.д.

Уровень надежности в расчетах обеспечивался изменением величины генераторной мощности в узлах, а в случае совместной работы еще и выбором необходимых пропускных способностей межсистемных связей.

Результаты расчетов приведены в табл. 1- 3. В них под «полным собственным резервом мощности» понимается разность между располагаемой генераторной мощностью и абсолютным максимумом нагрузки соответствующего узла. Необходимая величина этого резерва определяется основными составляющими: резервом на проведение плановых текущих и капитальных ремонтов и оперативным резервом (с учетом взаимопомощи других узлов при совместной работе).

Анализ результатов позволяет сделать следующие выводы. На уровне электропотребления 1990 г. раздельная работа расчетных энергоузлов для обеспечения необходимого уровня надежности требует суммарной располагаемой мощности в размере 2261.2 ГВт при сумме всех абсолютных максимумов нагрузки по узлам в размере 1972.3 ГВт. Таким образом, для системы в целом величина полного резерва Вполн составит 2261.2 — 1972.3 = 288.9 ГВт.

Следует сразу же обратить внимание на то, что по отчетным данным установленная мощность нетто всех электостанций мира в 1990 г. равнялась 2743.7 ГВт и, следовательно, величина полного резерва составляла 771.4 ГВт. Расхождение результатов расчетов с фактическими данными объяснимо. Во-первых, установленная мощность нетто, приводимая в отчетных данных, несколько больше вычисляемой в ПВК «ЯНТАРЬ» располагаемой мощности на величину неиспользуемой из-за технологических ограничений мощности. Во-вторых, реальный уровень объединенности ЭЭС в 1990, был значительно ниже того, что закладывалось в модель, а это требовало больше резервных мощностей для обеспечения нормативного уровня надежности 0.9996, принятого в большинстве стран. Наконец, в-третьих, известно, что в наиболее развитых странах относительная величина резервирования вместо обычных 20-25% составляла 35-50%. Можно сделать вывод, что используемая модель оценки эффективности дает реально подтверждаемые результаты.

В табл. 2 приведены результаты расчетов ЕЭЭС Земли при условии объединения всех узлов на параллельную работу посредством межсистемных связей.

Для этих условий требуемая располагаемая мощность составила 1918.7 ГВт. С учетом того, что в такой объединенно работающей системе величина совмещенного максимума нагрузки не равняется сумме абсолютных максимумов узлов (величина совмещенного максимума оказалась равной 1722.8 ГВт), требуемый суммарный полный резерв мощности по ЕЭЭС в целом составит 1918.7-1722.8 =195.9 ГВт, или 11.37% от величины совмещенного максимума нагрузки. Для сравнения, при раздельной работе узлов полный суммарный резерв мощности по узлам, отнесенный к совмещенному максимуму, будет равняться 2261.2-1722.8 = 538.4 ГВт, или 31.3%. Таким образом, налицо экономия располагаемой генераторной мощности в 342.5 ГВт (20% от 1722.8 ГВт). Таков суммарный эффект от объединения всех региональных ЭЭС Земли для совместной работы. Если же сравнить с фактической установленной мощностью нетто, равной 2743.7 ГВт, то эффект будет еще выше — 825 ГВт. По мощности это 183 электростанции типа Братской ГЭС (ее мощность 4.5 ГВт) — такова цена раздельной работы электроэнергетических систем стран мира. Только переход от суммы максимумов нагрузок узлов к совмещенному максимуму дает снижение располагаемой мощности на 1927.34-1722.8 = 204.54 ГВт, то есть на 45 Братских ГЭС. Потери мощности в межсистемных связях составили 11.1 ГВт дополнительной мощности.

Феноменальность полученных результатов обнаруживается еще и в том, что, как видно из табл. 2, в большинстве узлов полный собственный резерв генераторной мощности становится отрицательной величиной, то есть при совместной работе ЭЭС всех регионов Земли располагаемая мощность в них может быть меньше их абсолютного регионального максимума, поскольку (при достаточных пропускных способностях межсистемных связей) ЭЭС со сниженной в ночные часы нагрузкой имеют возможность оказать помощь в покрытии повышенных дневных нагрузок других ЭЭС своей генераторной мощностью.

Расчеты подобного рода позволяют оценить требуемые параметры межсистемных связей, суммарная длина которых получается в данных расчетах на уровне 105.5 тыс. км. Это намного меньше суммарной длины всех построенных к настоящему времени на земном шаре линий электропередачи напряжением 35 кВ и выше (более 7 млн. км), далеко не «бесконечными» оказались и требуемые пропускные способности межсистемных связей. Их значения находятся в диапазоне от 24 до 52 ГВт (см. табл. 3). При этом в расчетах было принято, что по соображениям надежной работы связей они должны быть, как минимум, двухцепными (мощность каждой цепи — половина приведенной в табл. 3 суммарной пропускной способности связи). Другие возможные схемы межконтинентальных связей не рассматривались, хотя не исключается, что возможна и более оптимальная конфигурация глобальной сети. Но это уже тема другого исследования.

Анализ исходных данных и результатов расчетов ЕЭЭС земного шара обнаруживает, что в целом особенности электроэнергетического хозяйства Земли таковы, что не всегда способствуют получению возможного максимального эффекта. Можно утверждать, что если бы имело место равномерное распределение населения по планете, одинаковое удельное электропотребление на душу населения во всех регионах, то эффекты от объединения были бы выше. Но, как видно из табл. 4 и 5, к сожалению, имеет место обратная ситуация, то есть существенная неравномерность распределения населения по регионам, разброс значений электропотребления и пр. Так, например, незначителен эффект объединения с целью использования сезонной неравномерности Северного и Южного полушарий, так как количество населения и объем электропотребления Южного полушария гораздо меньше таковых Северного.

Подобные факты могут вызвать в отдаленном будущем постановку задачи управления равномерным расселением населения Земли по ее поверхности по критерию рационального его электроснабжения. В табл. 6 обобщены результаты выполненных исследований для уровня 1990 г.

По изложенной методике выполнены расчеты эффективности глобального объединения ЭЭС Земли на уровне прогнозируемого электропотребления в 2050 г. (25.2 трлн. кВт • ч). В табл. 7 приведены результаты выполненных исследований для этого уровня.

Величина совмещенного максимума по результатам прогностических расчетов для рассматриваемого периода составила 4120 ГВт. В таком случае требуемый суммарный полный резерв мощности по ЕЭЭС в целом для условий совместной работы составит 4476.9 — 4120.0 = 356.9 ГВт, или 8.66% от величины совмещенного максимума нагрузки. При раздельной работе регионов полный суммарный собственный резерв мощности по энергоузлам, отнесенный к совмещенному максимуму нагрузки, равняется 5206.97 — 4120.0 = 1087 ГВт, или 26.4%. Экономия располагаемой генераторной мощности составит 1087 — 356.9 ~ 730 ГВт.

Для сравнения, для условий 1990 г. (см. выше) экономия равнялась 342.5 ГВт.

Требуемые пропускные способности межсистемных связей для 2050 г. возрастают до 60-98 ГВт (при сохранении той же конфигурации сети).

Полученные характеристики (снижение генераторной мощности, требуемые объемы сетевого строительства, уровни потерь в сетях) позволят на следующих этапах всестороннего анализа эффективности глобального объединения определить соответствующие экономические характеристики; оценить реализуемость проектов, управляемость системы и т.д. Для этого потребуется знание технико-экономических характеристик оборудования, целесообразного для создания такого объединения, и, особенно, в части межконтинентальных линий электропередачи.

Здесь можно РіСЂСѓР±Рѕ оценить затраты РЅР° дополнительную генераторную мощность РІ случае раздельной работы электроэнергетических систем континентов Рё затраты РЅР° сооружение межконтинентальных связей для совместной работы, которые находятся РІ диапазоне Р—r = 1000-2000 долл./РєР’С‚; удельные затраты РЅР° ЛЭП — РІ диапазоне Р—Р» = 0.05- 0.10 долл./(РєР’С‚ • РєРј). РўРѕРіРґР° затраты РЅР° генераторную мощность составят Р—r = (Р—r • Р r = (1000-2000) • 730 • 106 = 730 • 1460 Рј