Резервы мощности в концентрированной ЭЭС

Надёжность функционирования ЭЭС обеспечивается путём создания в них необходимого резерва мощности. Резерв мощности – разность между располагаемой мощностью электростанций ЭЭС и максимальной нагрузкой ЭЭС. При проектировании развития ЭЭС выделяют следующие составляющие резерва:

- ремонтный резерв, предназначенный для возмещения мощности выводимого в плановый (средний, текущий и капитальный) ремонт оборудования электростанций;

- оперативный резерв мощности, необходимый для компенсации аварийного снижения мощности электростанций вследствие отказов оборудования и случайных превышений нагрузки над расчетными значениями;

- стратегический резерв, предназначенный для компенсации нарушений баланса мощности из-за непредвиденных отклонений его составляющих от прогноза с учетом инерционности энергетического строительства.

Величина оперативного резерва должна обеспечить нормированную надежность покрытия нагрузки, характеризующуюся обобщенным показателем - вероятностью бездефицитной работы энергосистем (индексом надежности).

Если в ЭЭС пропускные способности связей ( и их число) между узлами не ограничивает возможностей взаиморезервирования, то такие системы считают концентрированными. В концентрированной ЭЭС нарушения электроснабжения связаны только с отказами генерирующего оборудования и колебаниями суммарной нагрузки.

Расчёт ремонтного резерва.

Резерв для проведения текущих ремонтов в период максимальных нагрузок определяется по выражению

,

где N_{уст j} - установленная мощность электростанции j-ого типа;

k - число типов электростанций;

- норматив текущего ремонта электростанции j -ого типа, %.

Резерв текущего ремонта не требуется для ГЭС и ТЭС с поперечными связями, имеющими резервные котлы. Их ремонтируют в периоды снижения нагрузки.

Таблица. – Нормативы текущего ремонта

Тип электростанции	, %
ТЭС с поперечными связями	2,0
ТЭЦ с агрегатами 100 – 175 МВт	3,5 – 4,5
КЭС с блоками
100 – 300 МВт	4,0 – 5,0
500 – 1200 МВт	5,5 – 6,5
АЭС	4,0 – 6,0
ГТЭС	2,0

Резерв для капитальных ремонтов в период максимальной нагрузки определяется на основе нормативов длительности ремонтов оборудования и анализе годового графика месячных максимумов. Среднегодовая длительность ремонта определяется с учётом частоты ремонтов (капитальных – 1 раз в 2 – 5 лет и средних ремонтов 1 раз в промежутке между капитальными ремонтами).

Таблица. – Нормативы капитального ремонта для расчёта резерва

Тип электростанции	Среднегодовой ремонт , мес.
ГЭС	0,5
ТЭС с поперечными связями	0,33
КЭС с блоками
150 – 200 МВт	0,53
300 МВт	0,66
500 – 800 МВт	0,73
1200 МВт	0,86
АЭС	1,5
ГТЭС	0,5

Резерв для капитальных ремонтов определяют путём сопоставления площади провала годового графика месячных максимумов и ремонтной площадки, необходимой для капитальных ремонтов агрегатов всех типов.

,

где t_{кр j} – норматив простоя в капремонте;

S_пр - площадь провала графика месячных максимумов нагрузки ЭЭС, МВт•мес;

K_пр - коэффициент использования площади провала (0,90 – 0,95).

Площадь провала графика нагрузки ЭЭС определяется как сумма разностей между условной располагаемой мощностью ЭЭС и ее максимальной нагрузкой за каждый месяц m (рис. 20). Расчёт максимальной нагрузки m-го месяца описан в главе 2.

-

Рис. 20. Определение провала в графике месячных

максимумов нагрузки:

1 – условная располагаемая мощность;

2 – месячные максимумы нагрузки.

Площадь провала годового графика в летние месяцы (m= 5,6,7,8,9) уменьшается за счет сезонного снижения располагаемой мощности ГАЭС (30-40% от установленной мощности), ГТУ (25% от установленной мощности). Для этого уменьшают в N _m, на указаннуювеличину сезонного снижения мощности электростанций в летние месяцы.

Условная располагаемая мощность определяется прямой, соединяющей максимумы нагрузки января и декабря.

,

где с и d коэффициенты.

Для определения коэффициентов с и d необходимо решить систему уравнений

,

где N_m=1, N_m=12 - соответственно максимальные нагрузки января и декабря.

Расчёт оперативного резерва.

Обосновывается экономически путём сопоставления ущербов от вероятного недоотпуска электроэнергии в дефицитных ситуациях с затратами на создание оперативного резерва мощности. События, вызывающие появление дефицита имеют случайный характер. Недоотпуск электроэнергии определяют методами теории вероятностей. Вычисляют математическое ожидание недоотпуска электроэнергии за год. Ущерб от недоотпуска пропорционален и удельному ущербу от недоотпуска руб/кВт·ч

.

Оптимальный оперативный резерв соответствует минимуму затрат с учётом ущерба

,

где - удельные капиталовложения в резерв мощности, руб/кВт·ч.

Из условия минимума затрат получим

. Откуда .

Это условие экономичности установки последнего резервного агрегата.

Изменение недоотпуска электроэнергии при небольшом изменении резерва можно выразить через интегральную вероятность бездефицитной работы за период

.

Откуда получим и .

Принимая =8760 ч. получим выражение для определения оптимального уровня надёжности в концентрированной системе

.

При существовавших соотношениях между и .

Для приближённого определения оперативного резерва используют раздельное вычисление аварийного и нагрузочного резервов. Аварийный резерв определяют по обобщённым характеристикам удельного аварийного резерва . Эти характеристики получены обобщением результатов расчётов на ЭВМ при с учётом влияния конфигурации графика нагрузки на величину резерва. Удельная единичная мощность агрегата равна

,

где - единичная мощность -го агрегата;

- максимум нагрузки ЭЭС.

Значение % находят по графикам (рис. 21) в зависимости от и вероятности отказа -го агрегата .

Таблица. – Аварийность агрегатов электростанций

Аварийный резерв в системе равен

,

где - число агрегатов -го типа;

- число групп агрегатов.

Приближённую величину оперативного резерва определяют по формулам:

,

,

где - математическое ожидание мощности, находящейся в аварийном простое

;

- среднеквадратичное отклонение нагрузки от планового значения

.

Общий резерв мощности равен

,

где - стратегический резерв, равный от максимума нагрузки.

Рис. 21. Характеристики удельного аварийного резерва

4.3. Резервы мощности в объединённой энергосистеме

При объединении энергосистем возможно существенное снижение суммарного резерва мощности и соответственно потребного ввода мощности электростанций по сравнению с изолированной работой ЭЭС (рис. 22)

Рис. 22. Расчётная схема для определения резерва:

а – изолированные системы;

б – объединённая система.

Это снижение обусловлено уменьшением потребности главным образом в оперативном резерве и частично в резерве для капитального ремонта . Снижение связано с тем, что с ростом числа агрегатов и максимума нагрузки уменьшается вероятность возникновения дефицита мощности из-за аварийных отключений генераторов и непредвиденных колебаний нагрузки (рис. 23).

Рис. 23. Зависимость от мощности системы

Из рисунка видно, что снижение резерва идёт вначале круто, а затем по мере роста нагрузки становится пологим. Потребность в уменьшается особенно значительно при объединении небольших ЭЭС. По мере роста мощности ОЭС приближается к математическому ожиданию аварийного отключения мощности электростанций.

.

Снижение при объединении связано с возможностью использования избытков мощности, имеющихся в отдельных ЭЭС в периоды сезонного снижения их нагрузки, для увеличения площади провала графика нагрузки в других ЭЭС. При этом возникают дополнительные перетоки мощности по МЭП.

Реализация эффекта снижения резерва в ОЭС возможно при достаточной пропускной способности МЭП . Экономия за счёт снижения резерва должна сопоставляться с дополнительными затратами в увеличение пропускной способности МЭП (строительство новых МЭП более высокого напряжения).

,

где - затраты в единицу резерва;

- резервы в ЭЭС А и Б при изолированной работе;

- резерв ОЭС при параллельной работе;

- удельные затраты в МЭП.

При отсутствии связи ( =0) оптимальный резерв ОЭС равен . При полном объединении резерв определяют как для концентрированной ЭЭС. Положим, что он равен . При полном объединении равна избытку мощности в одной из ЭЭС при полностью работающем оборудовании и минимальной нагрузке. Если , то резерв между ЭЭС распределяется поровну. Тогда

= .

Если не учитывать стоимость МЭП, то резерв выгодно уменьшить до и иметь максимальную пропускную способность МЭП (рис. 24).

Рис. 24. Зависимость резерва от пропускной способности МЭП

При учёте затрат в МЭП необходимо обеспечить максимум экономического эффекта.

.

Условие максимума эффекта имеет следующий вид:

.

Откуда получим

.

Каждому соотношению будет соответствовать своё значение и . Максимальное значение имеет место в области малых , т.е. здесь каждый дополнительный 1 кВт пропускной способности МЭП может заменить по 1 кВт резерва в каждой ЭЭС. Каждому соотношению соответствует своё оптимальное значение коэффициента снижения резерва по отношению к изолированной работе (рис. 25).

.

Рис. 25. Зависимость снижения резерва от экономических показателей ЭЭС

В условиях ЕЭС 0,9.

Недостатками рассмотренной методики является: неучёт аварийных отключений МЭП; невозможность использования для сложных схем ОЭС.

Более точные методы расчёта рассмотрены в дисциплине «Надёжность ЭЭС».

5. УЧЁТ РЕЖИМОВ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ ПРИ ПРОЕКТИРОВАНИИ РАЗВИТИЯ ЭЭС