5.2. Расчёт суточных режимов электростанций при проектировании

Основными целями расчётов суточных режимов электростанций являются:

1. проверка использования в балансе мощности ЭЭС электростанций с ограниченными энергоресурсами (ГЭС, ГАЭС и др.);

2. анализ режимов работы ТЭС в суточных графиках. Проверка маневренных возможностей существующего оборудования. Формирование требований к новому оборудованию;

3. Определение характерных режимов загрузки сети ЭЭС;

4. Определение загрузки электростанций в характерных режимах для последующего расчёта режимов электрической сети.

Увязка режимов работы электростанций с оптимальной структурой ТЭК выполняется при оптимизации перспективных режимов по критерию минимума приведённых затрат на топливо в ЭЭС. Оценка затрат различных видов топлива выполняется по замыкающим затратам на топливо. Замыкающие затраты отражают дефицитность топлива, стоимость перевозки по районам страны.

Рассматривают режимы работы электростанций в графиках нагрузки зимних рабочих суток для периода прохождения максимума нагрузки энергосистемы или энергообъединения. Необходимость рассмотрения других характерных суток (зимних выходных дней, рабочих и выходных дней лета и периодов паводка) определяется в каждом конкретном случае в зависимости от целей расчетов, состава электростанций и структуры электропотребления энергосистемы. Для выполнения расчетов экономически обоснованных режимов работы электростанций или планирования поставок мощности на оптовый рынок электроэнергии определяется участвующая в расчетах рабочая мощность электростанций , которая может быть использована для покрытия нагрузки или частично выведена в резерв в зависимости от экономических показателей.

Участвующая в покрытии графика нагрузки рабочая мощность является частью располагаемой мощности ( ), за исключением ремонтного резерва ( , ), средней величины резерва для компенсации аварийного снижения мощности ( ), вращающегося резерва ( ), входящего в состав оперативного, и стратегического резерва.

= - - - - .

Вывод оборудования в текущий и аварийный ремонты учитывается для КЭС, ТЭЦ и АЭС. Вывод оборудования в капитальный ремонт (если это необходимо) учитывается только для КЭС. Мощность и определяют по нормативным данным ( см. § 4.2). Мощность равна

= ,

где - единичная мощность агрегата -го типа;

- число агрегатов -го типа;

- аварийность агрегата -го типа.

Суммарная мощность ремонтов (текущего и аварийного) распределяется между электростанциями одного типа пропорционально их мощности. Для блочных КЭС мощность оборудования, находящегося в ремонте округляется до целого блока. Для АЭС, ТЭЦ и КЭС с поперечными связями ремонтная мощность условно не связывается с выводом в ремонт целого числа агрегатов, а учитывается в виде соответствующего снижения рабочей мощности.

Часть оперативного резерва (2 – 3 %) , но не менее мощности крупнейшего агрегата, рассматривается в качестве вращающегося резерва мощности . Вращающийся резерв размещается на конкретных станциях, предназначенных для его несения. Вращающийся резерв размещается, прежде всего, на ГЭС и ГАЭС и составляет до 10 – 15 % их . На ТЭЦ может быть размещён до 5 % их . Возможно размещение на наименее экономичных КЭС.

Холодный резерв размещают на КЭС. Вывод мощности КЭС в холодный резерв не должен превышать размера останова мощности на КЭС в выходные дни.

При расчётах режимов электростанций ЭЭС представляют в виде энергоузлов, соединённых связями с ограниченными пропускными способностями. Учёт пропускных способностей в большинстве случаев оказывает существенное влияние на режимы электростанций. Нахождение оптимального режима электростанций резко усложняется. В простейшем случае определяют оптимальный режим для одноузловой ЭЭС, а затем корректируют нагрузки электростанций при нарушении ограничений по пропускной способности связей (рис. 31).

Рис. 31. Схема расчётов покрытия суточных графиков нагрузки.