Методы прогнозирования суточных и годовых режимов работы электростанций

Где

с_вл - удельные затраты на 1 МВт пропускной способности межсистемных связей;

Р_вл - пропускная способность межсистемных связей для целей взаиморезервирования ЭЭС.

Расчеты показывают, что в ЕЭС страны сооружение межсистемных связей для обеспечения взаиморезервирования ЭЭС экономически целесообразно при удалении ЭЭС друг от друга на 400-600 км.

В практике прогнозирования и планирования перспективного развития при разработке перспективных балансов мощности многоузловых ЭЭС, прежде всего ЕЭС и ОЭС страны, в расчетах потребности в аварийном резерве и требований к пропускной способности межсистемных связей используется величина интегральной вероятность бездефицитной работы в ЭЭС (индекса балансовой надежности) J_над = 1 - J_ав, равной 0,996, допускающей появление ситуаций с дефицитами мощности в ЭЭС порядка 0,4% продолжительности года или 35 часов. Данная нормативная величина предполагает, что стоимость резервной мощности в ЕЭС соответствует вводу резервных мощностей на ГТУ, а величина стоимости ущерба находится в диапазоне 0,5 – 1,0 у.е на кВтч. (1 у.е. = 30 руб).

При заданной величине нормативного индекса надежности расчет необходимого аварийного (оперативного) резерва мощности осуществляется с помощью специальных вероятностных математических моделей, в которых определение интегральных вероятностей появления различных объемов дефицитов мощности и электроэнергии осуществляется на основе моделирования [20,28]:

- ситуаций с аварийным выходом из работы различных сочетаний агрегатов электростанций в ЭЭС в составе ОЭС и ЕЭС и объектов межсистемных связей с оценкой вероятностей появления таких аварийных ситуаций;

- вероятностей появления различных по объему дефицитов мощности и электроэнергии в ЭЭС и энергообъединениях в целом в зонах годовых графиков нагрузки ЭЭС по продолжительности с учетом возможности взаимопомощи ЭЭС в аварийных ситуациях за счет передачи избыточных мощностей по межсистемным связям.

Необходимо подчеркнуть, что осуществление взаимопомощи ЭЭС в аварийных ситуациях за счет сооружения межсистемных связей является эффективным способом сокращения аварийного резерва мощности в энергообъединениях по сравнению с суммарной потребностью ЭЭС в резерве при их изолированной работе. Реализация эффекта взаиморезервирования обусловлена двумя факторами:

- малой вероятностью одновременного появления в смежных ЭЭС расчетной максимальной аварии, с интегральной вероятностью появления дефицита мощности J_{ав ,} равного 1 – 0,996 = 0,004;

- относительно низкой стоимостью сооружения межсистемных связей между ЭЭС по сравнению с вводом в них генерирующих мощностей для целей резервирования, имея в виду, что каждый киловатт пропускной способности межсистемной связи может обеспечить, как показано на рис. 6.3., сокращение потребности в аварийном резерве на 1 кВт в каждой из объединяемых ЭЭС.

В сечении ЕЭС между частями А и Б предельная величина потока взаиморезервирования Р_{вл. взр. АБ} (эффект взаиморезервирования)может быть определена из выражения (6.8):

Р_{вл. взр. АБ} = ∑(Р_{из А} + Р_{из Б})- Р_{ав. рез (А+Б)} (6.8)

где ∑(Р_{из А}+ Р_{из Б})- сумма аварийных резервов в частях ЕЭС А и Б при их изолированной работе;

Р_{ав. рез (А+Б)} - аварийный резерв в объединении энергосистем А и Б при неограниченной пропускной способности межсистемных связей;

С учетом затрат на развитие межсистемных связей экономически обоснованная величина использования эффекта взаиморезервирования составляет (0,8 – 0,9) Р_{вл. взр. АБ} .

Р_{ав. рез (А+Б)}

∑(Р_{из А}+ Р_{из Б})

М

_{Рав.рез (А+Б) опт}

0 Р _{вл опт} Р_{вл. взр.}

Рис. 6.3. Зависимость суммарного аварийного резерва в объединении энергосистем А и Б от пропускной способности межсистемной связи.

В ЕЭС страны уровень необходимого общего резерва мощности в ОЭС в %% от их максимума нагрузки (аварийного, ремонтного и стратегического) может существенно различаться в зависимости от величины максимума нагрузки ОЭС, структуры и единичных мощностей агрегатов электростанций и возможностей получения резервных мощностей в аварийных ситуациях из других ОЭС в зависимости от территориального расположения в ЕЭС (возможности больше у ОЭС в центре ЕЭС и меньше на границах ЕЭС).

Ниже приведены примерные величины необходимых резервов мощности по ОЭС и ЕЭС в целом по данным [ 31 ].

Таблица 6.2

Рекомендуемые процентные значения резерва мощности ЕЭС и ОЭС при различном соотношении удельных затрат в создание дополнительного кВт мощности пропускной способности связей (с_вл) и резерва генерации (с_рез)

Название	Параметр	Отношение свл / срез
0,5	1,0	1,5
ЕЭС России	Расчетный резерв (не менее) в %, в т.ч. оперативный в %, в т.ч. стратегический в %,	17,0 9,3 2%	18,0 10,5 2%	19,5 12,1 2%
ОЭС Северо-Запада	Расчетный резерв (не менее) в %, в т.ч. оперативный в % в т.ч. стратегический в %	20,0 14,3 2%	21,5 15,7 2%	23,0 17,1 2%
ОЭС Центра	Расчетный резерв (не менее), в т.ч. оперативный в % в т.ч. стратегический в %	14,0 8,0 2%	15,0 9,1 2%	17,0 10,9 2%
ОЭС Юга	Расчетный резерв (не менее), в т.ч. оперативный в % в т.ч. стратегический в %	16,0 10,2 1,5%	17,5 11,6 1,5%	19,0 13,0 1,5%
ОЭС Средней Волги	Расчетный резерв (не менее), в т.ч. оперативный в % в т.ч. стратегический в %	13,0 8,9 1%	14,5 10,4 1%	16,0 12,1 1%
ОЭС Урала	Расчетный резерв (не менее), в т.ч. оперативный в % в т.ч. стратегический в %	20,0 8,1 5,5	21,0 9,1 5,5	23,0 11,2 5,5
ОЭС Сибири	Расчетный резерв (не менее), в т.ч. оперативный в % в т.ч. стратегический в %	14,0 9,9	15,0 10,8	16,0 11,8
ОЭС Востока	Расчетный резерв (не менее), в т.ч. оперативный в % в т.ч. стратегический в %	22,0 18,0	23,0 19,0	24,0 20,0

Прогнозирование режимов работы электростанций в суточных графиках нагрузки осуществляется в целях:

- выявления возможной к использованию в балансах мощности ЭЭС мощности электростанций с ограниченными ресурсами энергии – ГЭС и ГАЭС;

- проверки соответствия маневренных характеристик оборудования тепловых электростанций условиям работы указанного оборудования в течение суток и в недельном разрезе;

- выявления режимных перетоков мощности по сетевым связям между энергоузлами в составе ЭЭС и между ЭЭС в составе энергообъединений.

Как правило, при прогнозировании и планировании развития ЭЭС, расчеты суточных режимов работы электростанций осуществляются в следующих характерных суточных графиках нагрузки:

- зимнего рабочего дня (з.р.д.), характеризующегося наибольшей неравномерностью изменения нагрузок ЭЭС в течение суток в период прохождения максимальных годовых нагрузок;

- зимнего выходного дня, соответствующего максимальному снижению нагрузки ЭЭС в недельном разрезе;

- летнего рабочего дня (июнь - июль месяцы), соответствующего максимальным объемам вывода генерирующих мощностей в плановые ремонты.

Для иллюстрации ниже показаны режимы работы энергоблоков электростанций различных типов в отчетных совмещенных графиках нагрузки ЕЭС страны в рабочие дни мая и декабря 2010 года.

Электростанции участвуют в покрытии графика нагрузки ЭЭС в рассматриваемые сутки рабочей мощностью, определяемой в соответствии с (7.1.):

(7.1)

где:

Р _{расп. i} - располагаемая мощность электростанций типа i;

Р _{пл.рем.. i} - величина мощности электростанций типа i в плановых ремонтах;

Р _{ав. рем. . i} - величина мощности электростанций типа i в средних аварийных ремонтах (математическое ожидание аварийных ремонтов), определяемой по выражению (7.2.)

Р _{ав. рем. . i} = ∑ P_i.ед * q _{ав . i} (7.2)

Дата добавления: 2014-10-31