vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Балансы мощности и электроэнергии

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

1

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

энергосистем это приведение осуществляется обычно к шинам 110 кВ, для ОЭС – 220 кВ.

Полученная таким образом эквивалентная нагрузка системы на рисунке 1 обозначена как

она определяется путём суммирования нагрузок потребителей с учётом коэффициентов разновременности максимумов kр.м. , соответствующих всем предшествующим (более низким)

ступеням напряжения:

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:

kр.м.(10) 0,6 0,8; kр.м.(35) 0,8 0,85; kр.м.(110) 0,9 0,95.

Второй значительной составляющей расходной части баланса активной мощности

трансформаторах электрических сетей, которые приближенно оцениваются как некоторая доля суммарной расчетной нагрузки системы:

данными.

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

напряжений

Суммарная эквивалентная нагрузка системы в соответствии со схемой рис. 1

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

уровня является суммарная установленная мощность генераторов электростанций Pуст. , под

2

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

установленная мощность j-й станции.

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

Суммарная необходимая резервная мощность ( Pрез. ) 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

Мощность, необходимая для проведения текущих ремонтов в период прохождения максимума нагрузки, для энергосистем с преобладанием КЭС и АЭС приближенно оценивается

в 4–6% от Pуст. . 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 Pуст. , причём меньшая цифра соответствует более крупным ЭЭС. Таким

образом, суммарную резервную мощность можно представить как некоторую долю установленной мощности системы:

где kрез. kрем. kопер. – 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 Pуст. .

В соответствии со схемой рис. 1 располагаемая мощность генераторов системы,

остающаяся после вычитания резервной и неиспользуемой мощности, должна быть

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

3

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

где kс.н. – 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

по отношению к суммарной установленной мощности. С учётом приведённых выше диапазонов значений коэффициентов kрез., kнеисп. , kс.н. значение kг 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

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.

Баланс реактивной мощности

Общее потребление реактивной мощности в ЭЭС складывается из двух компонентов – реактивной нагрузки потребителей и потерь реактивной мощности в линиях и трансформаторах электрических сетей. В современных условиях для сетей с номинальным напряжением 35 кВ и выше общее потребление реактивной мощности приближенно оценивается в размере 1 квар на

1 кВт суммарной активной нагрузки Pн . При этом доля потерь реактивной мощности в общем

потреблении составляет 30–50% в зависимости от характеристик потребителей, числа ступеней трансформации и протяжённости сетей.

Располагаемая реактивная мощность генераторов электростанций составляет 0,5– 0,75 квар на 1 кВт установленной мощности, т.е. недостаточна для покрытия общей

потребности ЭЭС в реактивной мощности. В связи с этим возникает необходимость установки в ЭЭС дополнительных источников реактивной мощности (ИРМ), которые обеспечивают компенсацию избыточной реактивной нагрузки системы, поэтому их часто называют «компенсирующими устройствами». Установка ИРМ непосредственно у потребителей улучшает технико-экономические показатели системы электроснабжения, так как при этом

уменьшаются потоки реактивной мощности во всех элементах сети от источников питания до потребителей, что приводит, в свою очередь, к снижению годовых потерь электроэнергии и,

4

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

следовательно, к уменьшению затрат на их возмещение.

Вэлектрических сетях 35 кВ и выше передача реактивной мощности частично определяет степень падения напряжения в элементах сети и тем самым оказывает влияние на условия регулирования напряжения. Кроме того, в сетях 220 кВ и выше с достаточно протяженными и сильно загруженными линиями обеспечение баланса реактивной мощности является одним из важных условий гарантии статической устойчивости ЭЭС в нормальных и послеаварийных режимах. Поэтому анализ условий обеспечения баланса реактивной мощности является важной задачей как в эксплуатации, так и при проектировании ЭЭС.

Впоследнем случае баланс реактивной мощности составляется в два этапа. На первом (предварительном) этапе общее потребление реактивной мощности определяется исходя по приближённой оценке её потерь в сетях при прохождении абсолютного годового максимума нагрузки. Сопоставление потребной и располагаемой реактивных мощностей позволяет выявить минимально необходимую по условиям баланса потребность в дополнительных источниках реактивной мощности и осуществить их расстановку в узлах системы, прежде всего исходя из технических соображений.

Вместе с тем удовлетворение лишь условий баланса реактивной мощности не отвечает критерию максимальной экономической эффективности функционирования системы. Экономически целесообразная мощность компенсирующих устройств, как правило, превышает их мощность, необходимую по техническим ограничениям. В современных условиях считается целесообразным доведение компенсации реактивной мощности в среднем по ЕЭС до 0,4 квар на 1 кВт суммарной активной нагрузки. Таким образом, на втором этапе должна решаться задача оптимизации баланса реактивной мощности.

Рассмотрим составляющие приходной и расходной частей баланса, которые определяются на первом этапе. Эти составляющие схематически показаны на рис. 2.

Рис. 2. Составляющие баланса реактивной мощности

Общее выражение для условия баланса реактивной мощности аналогично условию для активных мощностей:

Qрасп. Qтреб. .

Расходная часть. Суммарная реактивная нагрузка ЭЭС Qн включает в себя расчетную нагрузку потребителей Qп.расч. и потери в сетях Qс , т.е.

Qн Qп.расч. Qс .

Расчётная реактивная нагрузка потребителей, приведённая к той же ступени

установленных у потребителей, а также потерь в сетях предшествующих ступеней напряжения. Для шин напряжением 6–10 кВ понижающих подстанций это значение принимается равным 0,4

( cos п.ср. 0,93 ), для шин 35, 11О и 220 кВ – соответственно 0,5; 0,55 и 0,6

( cos п.ср. 0,9; 0,88; 0,86 ).

Потери реактивной мощности в сетях включают две компоненты:

5

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Qс Qтр. Qл ,

где Qтр. – суммарные потери в трансформаторном оборудовании подстанций сети; Qл –

суммарные потери в линиях электропередачи.

Вэлектрических сетях с Uн 220 кВ основным типом подстанций являются подстанции

сдвухобмоточными трансформаторами, для которых при числе параллельно включенных трансформаторов nтр. 2 и коэффициенте аварийной перегрузки 1,4 потери реактивной

мощности приближенно оцениваются в размере 10% от полной мощности нагрузки подстанции

Sн , т.е.

Qт 0,1Sн .

Потери реактивной мощности в подстанциях с автотрансформаторами зависят от класса напряжения, соотношения нагрузок на шинах СН (среднего напряжения) и НН (низкого напряжения) и коэффициента загрузки обмотки ВН (высокого напряжения). Для их приближенного определения служат графические зависимости. Вместе с тем для подстанций с автотрансформаторами 220/110 кВ с некоторым запасом можно использовать ту же оценку, что и для подстанций с двухобмоточными трансформаторами.

Мощность нагрузки i-й подстанции на пути от источника питания проходит не через

одну, а через несколько трансформаций. Если считать, что на каждой из них теряются 10% от полной мощности этой нагрузки, то можно оценить суммарные потери реактивной мощности в

подстанциях сетей Uн 220 кВ следующим образом:

Qт 0,1 mi Sнi ,

i

где mi – число трансформаций нагрузки i-й подстанции на пути от источника питания до её

шин НН. Вторая составляющая суммарных потерь реактивной мощности – потери в линиях электропередачи – также зависит от полных мощностей, которые протекают в продольных

ветвях их схем замещения. Для одноцепной линии длиной li j , включённой между узлами i и j,

потери реактивной мощности составляют

Qлij ( Sij )2 x0ijlij Qл0ijlij ,

U н

где x0ij – удельное реактивное сопротивление; Qл0ij – удельные потери реактивной мощности.

В свою очередь зарядная мощность такой линии

с использованием усредненных значений QС0 для линий соответствующего класса напряжения:

110 кВ – 30 квар/км, 220 кВ – 120 квар/км, 330 кВ – 375 квар/км, 500 кВ – 900 квар/км.

Для определения общих потерь реактивной мощности в линиях в той части сети, которая не представлена эквивалентными нагрузками, необходимо просуммировать результаты их определения для отдельных линий по алгоритму, рассмотренному выше.

6

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Рис. 3. Приближенное соотношение между избытком (дефицитом) реактивной мощности в линии и передаваемой по ней активной мощностью

Последняя составляющая расходной части баланса – экспортируемая реактивная мощность Qэксп. – находится в соответствии с определенной при составлении баланса активной

мощностью Pэксп. и с учётом коэффициента мощности cos эксп. , который для межсистемных

связей 35–220 кВ принимается равным 0,9–0,95, а для линий более высоких напряжений 0,95–

1,0. При этом

Таким образом, суммарная потребная реактивная мощность в соответствии с рис. 2.

Qтреб. Qн Qэксп. Qп.расч. Qтр. Qл Qэксп. .

Приходная часть. Возможности выдачи реактивной мощности генераторами

электростанций при составлении баланса учитываются в соответствии с их номинальными коэффициентами мощности cos г.ном. , которые для агрегатов ГЭС и ТЭЦ составляют 0,8–0,85, а

для агрегатов КЭС и АЭС 0,85–0,9. При этом установленная реактивная мощность генераторов системы определяется как

номинальным коэффициентам мощности соответствующих генераторов. При этом располагаемая реактивная мощность электростанций системы

Qг.расп. Qуст. (Qрез. Qнеисп. ).

Реактивная мощность, необходимая для работы установок собственных нужд

Выдаваемая генераторами в сеть реактивная мощность

Qг.выд. Qг.расп. Qс.н. .

В отличие от баланса активной мощности полная располагаемая реактивная мощность содержит дополнительно две составляющие – суммарную зарядную мощность линий QС и

мощность установленных ИРМ QИРМуст. , которые учитывались при определении Qп.расч. :

Qрасп. Qг.выд. Qимп. QС QИРМуст. .

7