50. Экономика резервов мощности в энергосистеме.

Различают следующие виды резервов поназначению:1) аварийный резерв – предназначен для резервирования агрегата, оказавшегося в аварийном простое; 2) нагрузочный(частотный) – предназначен для покрытия непредвиденного роста эл. нагрузки потребителей по сравнению с плановой; 3)ремонтный резерв – применяется для управления ремонтными работами; 4) эксплуатационный режим- для компенсации временного снижения мощности станции. Виды резервов по степени мобильности:

1)горячий резерв (вращающийся)- недогруженные агрегаты; 2)холодный резерв – агрегаты, находящиеся в простое. Исключение гидроагрегаты, которые могут рассматриваться как горячие, даже если отключены, т.к. время его пуска - 2-3 мин. Горячий резерв исп. для обеспечения нагрузочного и аварийного резерва, а холодный резерв – для обеспечения ремонтного и эксплуатационного резерва. Определение оптимальной величины каждого вид резерва.

1)) нагрузочный

2)) ремонтный- должен быть достаточен для вывода в течение года оборудования в ремонт. Для обеспечения ремонтного резерва исп. летний провал годового графика эл. нагрузки.

Нагрузка каждого месяца соответствует пиковой нагрузке рабочих суток данного месяца.

3)) аваийный резерв – оптимальная величина определяется путем сопоставления дополнительных затрат на ввод и содержание аварийного резерва с ущербом у потребителей от аварийного недоотпуска энергии.

Экономический ущерб от аварийного выхода может быть определен следующим образом 1-Р=V, Р –вероятность аварийного простоя. У=Энедоотп*Vn^m*У₀, n –количество агрегатов, m – кол-во агрегатов аварийного простоя.

Экономический критерий на основе которого мы можем определить оптимальное решение: З= Е*К+С+У

к- капитальные вложения в резервную P;С- эксплуатационные расходы по содержанию этой P; У- суммарный ущерб.

52. Экономика выбора оптимальной структуры генерирующих мощностей в энергосистеме.

Структура энергосистемы по электрогенерирующим источникам может быть охарактеризована след.показателями: 1)теплоэлектричекийкоэф-т: Кт=Этэц/Э_Σ или Pтэц/P_Σ- отношение выработки ЭЭ на ТЭЦ к суммарной выработке ЭЭ или по мощности ТЭЦ; 2)гидроэлектрический коэф-т: Кг=Эгэс/Э_Σ или Pгэс/P_Σ; Ккэс, Каэс,Кпгэс,Кгтэс.

Структуру можно охарактеризовать и по др. показателям: по уд.весу разл. видов топлива или первичных энергоресурсов (газ, мазут, уголь, торф, сланцы). При выборе оптимальной структуры генерирующих источников необходимо определить оптимальное соотношение между различными типами энергоисточников. Эл.мощность ТЭЦ определяется в основном величиной тепловой нагрузки в городе или пром. узле, где размещается ТЭЦ. Кроме того, необходимо учитывать возможность покрытия перем. части графика эл. нагрузки. Для этого в структуре генерирующих источников должны быть предусмотрены ЭС, которые могут работать в переменном и, в частности, в пиковых режимах.

В энергосистеме сущ.проблема прохождения ночного минимума эл. нагрузки. Полупиковая нагрузка покрывается за счет свободной мощности КЭС, ПГЭС. Здесь очень важно, чтобы маневренность загружаемых агрегатов была бы достаточной, чтобы поспевать за ростом нагрузки. Для покрытия пиковой нагрузки исп-ся ГТЭС, кот.включаются в этот момент, ГАЭС, ГЭС, ТЭС с докритическими параметрами пара. По пиковой части графика обычно регулируется Лукомльская ГРЭС и Березовская ГРЭС. Когда нагрузка поднимается до самого пика, тогда включается конденсационная мощность КЭС. Полупиковая часть регулируется Лукомской ГРЭС.

Мощность базового источника Xб,Xпп,Xп

min[Сб*Хб+Спп*Хпп+Сп*Хп]; Хб+Хпп+Хп>=Pmax

Pmin^б<=Хб<=Pmax^б; Pmin^пп<=Хпп<=Pmax^пп; Pmin^п<=Хп<=Pmax^п.

Сп, Спп, Сб – удельные приведенные затраты на единицу мощности.