8. Составление баланса мощности по заданным параметрам потребителей и сети;

С физико-технических позиций применительно к электроэнергетическим системам (ЭЭС) необходимо рассматривать два вида баланса. Первый из них соответствует мгновенному состоянию равновесия ЭЭС под влиянием факторов, характеризующих электромеханическое и электромагнитное взаимодействие её элементов. Техническими параметрами, отражающими это взаимодействие, являются активные и реактивные мощности. Поэтому первый вид баланса является балансом активной и реактивной мощностей.

Применительно к балансу мощности выделяются эксплуатационная и проектная постановки задачи его анализа. В процессе эксплуатации целью составления баланса мощности и анализа его составляющих является проверка достаточности имеющихся в системе мощностей (активной и реактивной) для покрытия ее максимальной нагрузки в суточном, месячном и годовом разрезах.

Аналогичная цель преследуется и составлением баланса мощности при решении задач перспективного проектирования. Отличительной чертой здесь является многовариантность соответствующих расчётов, определяемая как различными прогнозами динамики роста электропотребления, так и различными стратегиями развития структуры генерирующих мощностей. Вместе с тем намечаемые решения по обеспечению перспективного прироста мощности нагрузки системы за счет сооружения новых электростанций должны быть увязаны с возможностями обеспечения как новых, так и существующих электростанций энергоресурсами, для определения потребности в которых необходимо составление баланса электроэнергии.

Баланс активной мощности

Баланс активной мощности в ЭЭС определенного иерархического уровня составляется прежде всего для момента прохождения абсолютного годового максимума нагрузки системы. При наличии в энергосистеме крупных сезонных потребителей либо электростанций с существенным сезонным изменением располагаемой мощности (ГЭС, ТЭЦ) производится проверка баланса для весенне-летнего периода. Для энергосистем с большим удельным весом базисных нерегулируемых электростанций (АЭС) баланс мощности необходимо составлять и для минимальной нагрузки выходных дней.

Рис. 1. Составляющие баланса активной мощности

Общее выражение условия баланса активной мощности в системе любого иерархического уровня имеет вид:

,

где левая (приходная) часть отражает суммарную мощность, которой располагает система для обеспечения покрытия суммарной мощности, требующейся потребителям в момент прохождения годового максимума, фигурирующей в правой (расходной) части уравнения баланса. Составляющие приходной и расходной частей баланса активной мощности схематически показаны на рис. 1.

Расходная часть. В зависимости от принадлежности системы к тому или иному иерархическому уровню при составлении баланса активной мощности нагрузка потребителей приводится к той или иной ступени номинального напряжения и представляется в виде некоторой эквивалентной нагрузки на шинах понижающих подстанций. Для районных энергосистем это приведение осуществляется обычно к шинам 110 кВ, для ОЭС – 220 кВ. Полученная таким образом эквивалентная нагрузка системы на рисунке 1 обозначена как суммарная расчетная мощность потребителей символом . При приведении к ступени U она определяется путём суммирования нагрузок потребителей с учётом коэффициентов разновременности максимумов , соответствующих всем предшествующим (более низким) ступеням напряжения:

,

где  – суммарная максимальная нагрузка потребителей системы, включая постоянно присоединенную нагрузку смежных районов соседних ЭЭС, за вычетом нагрузки, постоянно присоединенной к смежным районам других ЭЭС. При перспективном проектировании, когда точные графики нагрузок отдельных потребителей и их групп, как правило, неизвестны, используют среднестатистические значения коэффициентов разновременности максимумов:

Второй значительной составляющей расходной части баланса активной мощности являются ее суммарные потери при передаче и распределении , т.е. потери в линиях и трансформаторах электрических сетей, которые приближенно оцениваются как некоторая доля суммарной расчетной нагрузки системы:

,

где – эквивалентный коэффициент, учитывающий потери в сетях всех номинальных напряжений в данной ЭЭС.

Значения  в процентах от представлены в табл. 1 в соответствии с данными.

Табл. 1. Относительные потери мощности и электроэнергии в сетях различных номинальных напряжений

Суммарная эквивалентная нагрузка системы в соответствии со схемой рис. 1

.

Последняя составляющая расходной части баланса – экспортируемая мощность – представляет собой мощность, выдаваемую в режиме максимальной нагрузки в соседние энергосистемы того же самого иерархического уровня по межсистемным связям. Её значение определяется из условий обеспечения баланса активной мощности в энергообъединении более высокого уровня.

Потребная мощность, которую должны обеспечить источники питания рассматриваемой системы, в итоге составит

.

Приходная часть. Фундаментальной характеристикой ЭЭС любого иерархического уровня является суммарная установленная мощность генераторов электростанций, под которой понимается сумма их номинальных мощностей:

где n – число генераторов j-й электростанции; k – число электростанций системы;  – установленная мощность j-й станции.

Суммарная располагаемая мощность генераторов системы меньше установленной на значение резервной и неиспользуемой мощности:

Суммарная необходимая резервная мощность () предназначена для обеспечения проведения плановых ремонтов основного оборудования электростанций, а также для покрытия дефицитов мощности в системе, связанных с аварийными отключениями генераторов и непредвиденным увеличением нагрузки по сравнению с прогнозируемым значением (так называемый оперативный резерв ):

.

Мощность, необходимая для проведения текущих ремонтов в период прохождения максимума нагрузки, для энергосистем с преобладанием КЭС и АЭС приближенно оценивается в 4–6% от . Капитальные и средние ремонты выполняются в летний период, т.е. когда имеет место провал в графике месячных максимальных нагрузок энергосистем. Как правило, площадь этого провала является достаточной для выполнения указанных видов ремонтов с учетом их нормативной длительности. В этом случае дополнительного резерва для капитальных и средних ремонтов не предусматривается.

Оптимальный оперативный резерв для каждой конкретной энергосистемы определяется на основе минимизации функции затрат, составляющими которой являются затраты на дополнительную резервную мощность и вероятный ущерб от недоотпуска электроэнергии потребителям. Значение этого резерва для современных энергосистем России лежит в диапазоне 5–10% от , причём меньшая цифра соответствует более крупным ЭЭС. Таким образом, суммарную резервную мощность можно представить как некоторую долю установленной мощности системы:

где  – доля установленной мощности системы, предназначенная для ремонтного и оперативного резерва.

Аналогичным образом представляется и неиспользуемая часть установленной мощности:

.

Причинами неиспользования мощности являются, во-первых, наличие в системе агрегатов, которые к моменту прохождения годового максимума еще не полностью освоены в эксплуатации и параметры которых не соответствуют номинальным значениям. Кроме того, могут существовать временные ограничения выдачи мощности некоторых электростанций из-за недостаточной пропускной способности их связей с системой или из-за дефицита энергоносителей (например, на ГЭС в маловодный год). Еще одной причиной может явиться наличие так называемой «свободной» мощности на ГЭС, выполняющих в системе функцию пиковых электростанций. Эта мощность определяется в результате «вписывания» ГЭС в суммарный график нагрузки системы и определения их участия в покрытии максимума с учетом размещаемой на них доли оперативного резерва. В целом неиспользуемая мощность обычно не превышает 1% от .

В соответствии со схемой рис. 1 располагаемая мощность генераторов системы, остающаяся после вычитания резервной и неиспользуемой мощности, должна быть дополнительно уменьшена на суммарную нагрузку собственных нужд электростанций . Значение этой нагрузки приближенно оценивается в процентах от установленной мощности электростанции и зависит от типа станции и вида используемого топлива (табл. 2). Для ГЭС мощностью до 200 МВт она составляет 1–3%, свыше 200 МВт  –  0,5–1%. Таким образом, для любой j-й электростанции , при этом

,

где  – эквивалентный коэффициент, определяющий долю установленной мощности, идущей на обеспечение работы агрегатов собственных нужд системы.

В итоге мощность, которая потенциально может быть выдана с шин электростанций системы, с учётом выражений для рассмотренных выше составляющих будет

где  – коэффициент, определяющий долю мощности, выдаваемой в сеть электростанциями, по отношению к суммарной установленной мощности. С учётом приведённых выше диапазонов значений коэффициентов  значение лежит в пределах 0,8–0,85, т.е. 15–20 % установленной мощности не участвует в покрытии суммарной нагрузки потребителей системы.

Табл. 2. Максимальная нагрузка собственных нужд электростанций

Полная располагаемая мощность системы  складывается из мощности, выдаваемой собственными генераторами и импортируемой из соседних энергосистем:

.

Последняя составляющая определяется аналогично экспортируемой мощности.

Разность между суммарной потребностью энергосистемы в мощности и суммарной возможной к использованию в балансе мощности её электростанций (с учётом экспорта и импорта) представляет собой дефицит или избыток мощности в системе. Баланс мощности считается удовлетворительным, если отклонение приходной части баланса от расходной не превышает половины мощности наиболее крупного агрегата. В случае наличия дефицита необходима корректировка планов развития генерирующих мощностей.