- •5. Учёт режимов электростанций при проектировании развития ээс
- •5.1. Типы электростанций и их эксплуатационные характеристики
- •5.2. Расчёт суточных режимов электростанций при проектировании
- •5.2.1. Вписывание гэс и гаэс
- •5.2.2. Определение состава оборудования тэс, работающих в час максимальной нагрузки
- •5.2.3. Экономичное распределение нагрузки между тэс по часам суток
- •5.2.4. Особенности расчётов режимов электростанций в многоузловой ээс
- •5.3. Годовые режимы работы электростанций
- •6. Выбор мощности и размещения электростанций
- •6.1. Методика обоснования развития электростанций в ээс
- •6.2. Сравнительная эффективность сооружения электростанций различного типа
- •6.3. Концентрация мощности электростанций и их оборудования
- •7. Проектирование основной сети ээс
- •7.1. Общие положения
- •7.2. Расчётные перетоки мощности
- •7.3. Требования к выбору пропускной способности основной сети оэс
- •7.4. Методы проектирования основных сетей ээс
- •Литература
7.2. Расчётные перетоки мощности
Перетоки мощности между энергоузлами определяют для выбора пропускной способности ЛЭП и их параметров. При проектировании основной сети рассматривают следующие режимы оборудования электростанций:
Режимы средних условий вывода оборудования электростанций в плановый и аварийный ремонты. В этом режиме определяют планируемые (длительные) перетоки мощности.
Неблагоприятные сочетания вывода оборудования электростанций в плановый и аварийный ремонты, т.е. при использовании ремонтного и аварийного резервов. В таких режимах определяют расчётные максимальные перетоки мощности.
По планируемым перетокам мощности определяют сечение проводов ЛЭП, потери мощности и энергии, способы резервирования элементов сети. По максимальным перетокам определяют пропускную способность сети. При определении планируемых и максимальных перетоков рассматриваются сечения сети, разделяющие ЭЭС на 2 части.
При расчёте планируемых перетоков учитывают балансовые перетоки и перетоки, определяемые нерегулярными колебаниями нагрузки. Балансовый переток по участку сети определяется на основе анализа балансов мощности по отдельным энергоузлам. Для двухузловой схемы ЭЭС
,
где - нагрузка одной части ЭЭС в час годового максимума нагрузки ЭЭС;
- располагаемая мощность электростанций в этой же части ЭЭС;
- резерв мощности, размещённый в этой же части ЭЭС.
Резерв должен быть не менее суммы ремонтного резерва и математического ожидания мощности, находящейся в аварийном простое.
При нерегулярных колебаниях нагрузки в узлах перетоки мощности могут превышать значения балансовых перетоков. Величина балансовых перетоков корректируется следующим образом:
,
где - среднее квадратичное отклонение нагрузки меньшей из рассматриваемой частей ЭЭС.
, .
Максимальные перетоки в сетях ОЭС определяют путём наложения на балансовые перетоки дополнительных перетоков, возникающих в послеаварийных режимах. В этих режимах используется резерв одной части ОЭС для покрытия дефицита мощности в другой.
,
где - расчётный оперативный резерв части ОЭС при её изолированной работе для обеспечения индекса надёжности в размере 0,996;
- часть оперативного резерва размещённого в данной части ОЭС.
При выполнении условия экономичного распределения нагрузки между электростанциями могут появляться режимные перетоки, превышающие балансовые (рис. 39).
Рис. 39. Режимные перетоки в двухузловой схеме ОЭС
а – в околопиковые часы; б – в часы минимума нагрузки;
1 – от КЭС; 2 – от ГЭС.
Эти перетоки возникают при несовпадении графиков нагрузки частей ОЭС и режимов работы электростанций, расположенных в них.
7.3. Требования к выбору пропускной способности основной сети оэс
Пропускная способность основных сетей ОЭС должна удовлетворять следующим требованиям:
Покрытие максимума нагрузки в дефицитных частях ОЭС при нормальной схеме сети в утяжеленном режиме при использовании имеющегося в рассматриваемой части ОЭС собственного резерва мощности. В утяжелённом режиме рассматривается отключения наиболее крупного генерирующего блока в дефицитной части ОЭС при средних условиях нахождения остального генерирующего оборудования в плановых и послеаварийных ремонтах;
- Покрытие максимума нагрузки после аварийного отключения любого элемента сети: линии (одной цепи двухцепной линии), трансформатора и т.д. в нормальной схеме сети (критерий N-1).
- Необходимые коэффициенты запаса статической устойчивости в послеаварийных режимах и условия применения противоаварийной автоматики для обеспечения успешности переходных процессов должны соответствовать требованиям по устойчивости энергосистем.
- В нормальной схеме и при нормальном перетоке устойчивость в сети 500 кВ и ниже должна обеспечиваться без применения ПА при возмущениях группы I. К этой группе относится отключение сетевого элемента основными защитами при однофазном К.З. с успешным АПВ (для сетей 330 кВ и выше - ОАПВ, 110-220 кВ - ТАПВ), а также с неуспешным АПВ.
- При отключении элемента сети напряжением 750 кВ и выше, в том числе в результате неуспешного ОАПВ после однофазного К.З., устойчивость может обеспечиваться с применением ПА, но без воздействия на разгрузку АЭС и при объеме нагрузки, отключаемой САОН, не более 30 % передаваемой по сечению мощности и не более 5-7 % нагрузки приемной энергосистемы (большее число относится к энергосистеме, меньшее - к энергообъединению).