- •3. Прогнозирование электропотребления и нагрузок
- •3.1. Общая характеристика методов прогнозирования электропотребления
- •3.2. Построение аппроксимирующих моделей
- •3.3. Нормативный метод определения потребления электроэнергии
- •3.4. Режимы электропотребления и графики электрических нагрузок
- •4. Определение потребности ээс во вводе генерирующих мощностей
- •4.1. Балансы мощности и электроэнергии
- •4.2. Резервы мощности в концентрированной ээс
- •4.3. Резервы мощности в объединённой энергосистеме
4.2. 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 Nуст 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 tкр j – норматив простоя в капремонте;
Sпр - площадь провала графика месячных максимумов нагрузки ЭЭС, МВт•мес;
Kпр - 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 указанную величину 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 Nm=1, Nm=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
Кол-во лет с момента выпуска серийных агрегатов |
ГЭС |
ТЭС с поперечными связями |
Блоки КЭС, МВт |
Блоки АЭС, МВт |
|||||
150 – 200 |
250 – 300 |
500 |
800 |
1200 |
440 |
1000 |
|||
1 |
0,005 |
0,02 |
0,065 |
0,09 |
0,12 |
0,125 |
0,13 |
0,09 |
0,125 |
5 и более |
0,005 |
0,02 |
0,045 |
0,055 |
0,07 |
0,075 |
0,085 |
0,055 |
0,075 |
Аварийный резерв в системе равен
,
где - число агрегатов -го типа;
- число групп агрегатов.
Рис. 21. Характеристики удельного аварийного резерва
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.