Основы проектирования энергосистем. В 2 ч. Ч. 1

где W - суммарная энергия, которая должна быть выработана на всех станциях системы.

Рекуррентное соотношение для этого случая имеет вид

Зk (P,W ) min Зk 1(P Pk ,W Wk ) Зk (Pk ,Wk ) .

На первом шаге рассматривается система, состоящая из одной станции и вычисляется значение функции

З1(Р, W) = З1(P1, W1)

при всех возможных сочетаниях Р1 и W1 в пределах заданных ограничений.

На втором шаге в расчет вводится вторая станция:

З2 (P,W ) min З1(P P2,W W2 ) З2 (P2,W2 ) .

Здесь надо задаваться различными сочетаниями Р2 и W2, а остатки передавать на первую станцию и т.д. Видно, что количество вычислений существенно возрастает, что делает метод динамического программирования неэффективным.

Известны также другие модели оптимизации генерирующих мощностей. Так, в линейной модели целевая функция и ограничения представляются в линейном виде с целью получения возможности использовать аппарат линейного программирования (см. параграф 2.3). Для этого приходится идти на существенные упрощения, например, показатели, приведенные на рис. 4.5, принимать постоянными или линеаризировать. Решение задачи оптимизации генерирующих мощностей рассмотрено в [2, 5]. Предложения по более детальному

254

учету в моделях динамики и неопределенности развития энергосистемы изложены в специальной литературе [1, 3].

4.6. Принятие решений по реконструкции электрических станций

Электростанции, как известно, представляют собой капиталоемкие объекты с достаточно длительными сроками сооружения. При нормальном развитии энергосистем замена изношенных основных производственных фондов должна производиться непрерывно. Только в этом случае энергосистема будет находиться в состоянии с достаточно приемлемыми техникоэкономическими показателями и будет способна к надежному электроснабжению потребителей.

Кризис, постигший в той или иной мере страны СНГ в начале 90-х годов ХХ столетия после распада СССР и связанный со спадом производства, привел к снижению уровня электропотребления. В результате на значительный отрезок времени отпала необходимость в приращении генерирующих мощностей, они в большинстве энергосистем оказались в избытке. Со временем значительная доля электро-станций оказалась физически изношенной. С другой стороны, из-за дефицита финансовых средств в условиях кризиса не было возможности модернизировать оборудование существующих электростанций с целью улучшения их технико-экономических показателей. В результате стал проявляться моральный износ станций, характеризующийся прежде всего высокими удельными расходами топлива на выработку 1 кВт ч электроэнергии. В таких условиях ряду энергосистем, например Белорусской, экономически выгодно было перейти на покупку значительной доли более дешевой, чем собственная, электроэнергии из соседних энергосистем. Однако, как уже отмечалось (параграф 4.1), доля покупной электроэнергии с точки зрения энергетической безопасности страны и надежности электроснабжения потребителей не должна превышать определенной величины. Поэтому направление развития энергосистем, связанное с реконструкцией и модернизацией собственных существующих электрических станций, равно как и сооружением новых станций, неизбежно. Принятие правильных решений на перспективу в этом

255

направлении особенно важно, т.к. сооружение новых станций, а также реконструкция существующих занимает достаточно длительный период (несколько лет).

Во многих случаях реконструкция существующих электростанций оказывается экономически целесообразнее сооружения новых. Это связано с тем, что демонтаж старого оборудования (котлы, турбины и т.п.) и монтаж нового производится с использованием существующих зданий, сооружений, производственной базы, персонала, социальной инфраструктуры. При этом должны учитываться мировые тенденции развития генерирующих мощностей, прежде всего в их теплоэнергетической части [43].

Одно из направлений модернизации электростанций связано с надстройкой газовыми турбинами паротурбинных блоков ТЭС. Если при работе в конденсационном цикле каждая из паротурбинных и газотурбинных установок имеет КПД в пределах 35–40 %, то в комбинированном цикле, когда в паровой части цикла используется теплота отработавших в газотурбинной установке газов, можно получить КПД, равный 50–60 % [43]. Известны различные варианты исполнения комбинированных установок.

Другое направление касается создания базоманевренных ТЭЦ, которые позволяют привлекать их к регулированию переменной части суточного графика нагрузки, прежде всего в ночные часы суток. Это особенно важно для энергосистем с большой долей генерирующих мощностей на ТЭЦ. Регулировочный диапазон электрической мощности может быть расширен как за счет специальных технологических схем и технических решений, связанных с глубокой электрической разгрузкой и сохранением возможностей отпуска не-обходимой теплоты потребителям, так и за счет аккумулирования теплоты в транзитных и магистральных тепловых сетях.

Получает распространение реконструкция котельных с преобразованием их в малые ТЭЦ, на которых используются низкопотенциальные теплофикационные турбоагрегаты с противодавлением малой мощности.

Важной задачей с точки зрения энергетической безопасности, как уже отмечалось, является реконструкция ТЭС с целью получения возможности их работы на различных видах топлива.

256

Экономическое обоснование целесообразности той или иной реконструкции электрических станций должно производиться с использованием критериев, приведенных в параграфе 2.7.

4.7. Общий подход к компенсации реактивной мощности

Покрытие реактивных индуктивных нагрузок потребителей и компенсация потоков реактивной мощности в элементах электрической сети могут быть осуществлены за счет генераторов электрических станций, синхронных компенсаторов, батарей статических конденсаторов, статических тиристорных компенсаторов. Включение компенсирующих устройств в узлы нагрузки приводит к снижению потерь мощности и энергии в сети и создает положительные добавки напряжения. Если компенсирующее устройство выполнено так, что в процессе эксплуатации можно изменять его мощность, то появляется возможность создавать переменные добавки напряжения и регулировать тем самым напряжение в узлах. В таких случаях компенсирующая установка одновременно выполняет функции регулирования напряжения. Наряду с компенсирующими устройствами для регулирования напряжения в энергосистеме используются специальные регу-лирующие аппараты, основные из которых – трансформаторы с регулированием напряжения под нагрузкой и линейные регуляторы.

Таким образом, достижение желаемых технического и экономического эффектов должно производиться путем взаимосвязанного выбора средств компенсации реактивных нагрузок и регулирования напряжения.

Избыточные генерируемые реактивные мощности (в основном за счет большой зарядной мощности линии) могут быть скомпенсированы шунтирующими реакторами, в том числе управляемыми, статическими тиристорными компенсаторами, а также синхронными компенсаторами и генераторами, работающими в режиме недовозбуждения.

Задача выбора компенсирующих и регулирующих устройств составляет неотъемлемую часть комплекса вопросов проектирования схем развития энергосистемы. Поэтому оптимизацию размещения средств регулирования напряжения и

257

компенсации реактивных нагрузок необходимо проводить для всех вариантов схем, намеченных к рассмотрению.

При проектировании развития энергосистемы подлежат решению следующие вопросы: определение оптимальной суммарной мощности дополнительных источников реактивной мощности, удовлетворяющей требованиям баланса реактивных мощностей в максимальном режиме энергосистемы; оптимизация распределения этих источников между отдельными узлами энергосистемы; нахождение наиболее выгодной очередности ввода компенсирующих устройств; выявление необходимых диапазонов регулирования и выбор типа компенсирующих устройств.

Подход, обеспечивающий наиболее полное решение задачи компенсации реактивной мощности, – совместное рассмотрение электрических сетей различных номинальных напряжений: от электрических станций до электроприемников. Но, очевидно, практически это осуществить невозможно. Поэтому все электрические сети разделяют на подсистемы и для каждой из них принимают решение по размещению компенсирующих устройств.

Следует также учитывать, что схема и нагрузки энергосистемы не остаются постоянными, а изменяются во времени и пространстве: вводятся новые электростанции, подстанции, линии электропередачи, к сетям энергосистемы подключаются новые потребители. В связи с этим одно и то же компенсирующее устройство в разные годы используется с различной эффективностью.

Задачу оптимизации мощности и размещения компенсирующих устройств можно математически сформулировать в общем виде. Однако, как показывает опыт, прямое решение такой задачи связано с большими трудностями и неизбежен ввод разного рода упрощений и допущений. Поэтому более целесообразно вводить некоторые практические критерии, на основе которых осуществляется размещение компенсирующих устройств [36].

Установка дополнительного компенсирующего устройства мощностью Qкi в i-м узле системы будет эффективной, если чистый дисконтированный доход, вычисленный по формуле (2.41), будет положительным:

258

Если сравнивать установку компенсирующего устройства одной и той же мощности в различных узлах системы и полагать, что капитальные затраты при этом одинаковы (это соответствует одинаковому типу компенсирующих устройств), то формула (4.11) примет вид

где Кк – капитальные затраты на компенсирующее устройство, осуществляемые в течение одного года.

Установка дополнительного компенсирующего устройства наиболее выгодна в том узле, для которого ЧДД(Qкi) = max.

В формуле (4.12) применительно к компенсирующим устройствам годовые эксплуатационные расходы Иti по годам в проектных расчетах можно считать неизменными, т.к. они состоят из отчислений от капитальных затрат и стоимости потерь энергии в компенсирующих устройствах, которые при неизменном режиме их работы постоянны. Доход Дti от установки компенсирующего устройства может изменяться по годам вследствие изменения нагрузки сети. Однако при перспективном проектировании нагрузку сети на каждый год определить достаточно точно не представляется возможным, имея в виду, что в формулах (4.11), (4.12) расчетный период Т принимается большим, равным сроку службы объекта и даже большим. Если полагать, что Дti по годам не изменяется, то от формулы (4.12) можно перейти к выражению приведенных затрат [33].

Тогда установка дополнительного i-го компенсирующего устройства будет эффективной, если

259

где Зэ(Qкi) – доход в энергосистеме, получаемый при установке дополнительного компенсирующего устройства мощностью Qкi;

Зк(Qкi) – затраты, связанные с установкой дополнительного компенсирующего устройства.

Установка дополнительного компенсирующего устройства окажется наиболее выгодной в том месте, где экономический эффект

Зэ(Qкi) - Зк(Qкi) = max.

Затраты, связанные с установкой компенсирующего устройства, можно определить согласно выражению

где Е - нормативный коэффициент эффективности капитальных затрат (банковский процент по ссуде);

р - отчисления на амортизацию и текущий ремонт компенсирующего устройства;

kуд - удельные капитальные затраты на компенсирующее устройство;

Руд - удельные потери мощности в компенсирующем устройстве; Тк – число часов работы компенсирующего устройства в году;

– стоимость 1 кВт ч потерянной энергии. Выражение (4.14) можно представить в виде

если расчетное значение стоимости 1 квар ч, выдаваемого компенсирующим устройством, определять формулой

Доход от установки компенсирующего устройства

Зэ = З w + ЗQ + ЗU,

260

где отдельные составляющие характеризуют соответственно доход от снижения потерь энергии, снижения потерь реактивной мощности и повышения качества напряжения у потребителей. Если расстановку компенсирующих устройств производить исходя из того, что в узлах должны быть обеспечены требуемые режимы напряжений, то эффект количественно определяется только первыми двумя составляющими – З w и ЗQ.

Экономия на потерях активной мощности и энергии за счет повышения уровней напряжения, снижения потоков реактивной мощности и экономической загрузки существующих источников реактивной мощности равна

где Р1, Р2 - потери активной мощности соответственно до и после установки компенсирующего устройства в максимальном режиме;

1р, 2р – время потерь от передачи реактивной мощности соответственно до и после компенсации;

Р = Р1 – Р2 характеризует снижение потерь мощности при установке дополнительного компенсирующего устройства;

ср – среднее значение времени потерь.

р

Обозначив удельную экономию на потерях мощности через

получим

где Тр – время использования максимальной реактивной мощности, определяющееся временем использования максимальной активной мощности Та:

261

Тр 8760Та .

Снижение потерь реактивной мощности Q можно рассматривать как экономию на компенсирующих устройствах, мощность которых равна потерям. Экономия за счет потерь реактивной мощности определится по формуле

ЗQ Q cpp βк .

Обозначив удельное снижение потерь реактивной мощности через

Подставив значения отдельных составляющих, полученных из формул (4.15), (4.16) и (4.17), в выражение (4.13) запишем условие целесообразности установки компенсирующего устройства:

Из данного уравнения найдем граничное значение удельного снижения потерь, ниже которого установка компенсирующего устройства нецелесообразна:

В результате многочисленных исследований установлено, что доход от компенсирующих устройств за счет снижения потерь

262

реактивной мощности значительно ниже дохода от снижения потерь активной энергии и составляет

ЗQ < (0,06–0,10)З w.

С учетом этого выражение (4.18) примет вид

Строго говоря, значение kэ0 для различных узлов энергосистемы

будет различным. Однако при проектных расчетах сложнозамкнутых сетей его с некоторым приближением можно принимать одинаковым для всей энергосистемы.

Установка компенсирующего устройства в i-м узле нагрузки целесообразна в том случае, если фактическое удельное снижение потерь больше граничного значения:

Как уже отмечалось, при наиболее общей постановке задачи расчета рациональной компенсации реактивных нагрузок в энергосистеме требуется одновременный учет электрических сетей всех иерархических уровней (всех номинальных напряжений). Однако вклю-чение всех сетей в одну расчетную схему нецелесообразно изза чрезмерно большого числа узлов. Кроме того, проектирование различных видов электрических сетей (питающих, распределительных и т.п.) выполняется различными проектными организациями. В связи с этим неизбежно разделение всей электрической системы на подсистемы и выполнение расчетов раздельно для каждой из них. При этом для достижения наибольшей эффективности компенсирующих устройств необходимо обеспечить стыковку результатов расчетов для различных иерархических уровней.

263