ЛЕКЦИЯ 3 ДОЛГОСРОЧНОЕ ПЛАНИРОВАНИЕ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ РЕЖИМОВ. ПЛАНИРОВАНИЕ РАЗВИТИЯ ЭНЕРГОСИСТЕМ

РАЗДЕЛ 4. БАЛАНСЫ МОЩНОСТИ И ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ 4.1. Перспективные балансы мощности и электроэнергии разрабатываются исходя из условия реализации преимуществ совместной работы региональных энергосистем в ОЭС и ЕЭС России с учетом оптимальной загрузки наиболее экономичных электростанций Балансы мощности составляются для ОЭС, ЕЭС России и региональных энергосистем в целях: определения обшей потребности в мощности электростанций, необходимой для надежного покрытия нагрузки; определения перетоков мощности между энергосистемами и требований к пропускной способности межсистемных сечений.

4.3. Составление балансов мощности ОЭС производится для часа собственного максимума нагрузки ОЭС и часа совмещенного максимума нагрузки с ЕЭС России, а балансов региональных энергосистем - для часа прохождения собственного годового максимума нагрузки энергосистемы и часа совмещенного максимума нагрузки с ОЭС, в которую входит данная энергосистема. Для определения потребности в мощности балансы энергосистем и энергообъединений составляются в условиях расчетного маловодного года. Совмещенный максимум нагрузки – максимум суммарной нагрузки работающих параллельно энергосистем

4.4. Расходная часть баланса мощности энергосистемы (потребность) складывается из: годового максимума нагрузки (собственного или совмещенного); сальдо перетоков между энергосистемами и экспорта-импорта; расчетного резерва мощности. В сальдо перетоков входят планируемые обмены с другими энергосистемами, включая электроснабжение присоединенных потребителей смежных энергосистем. Экспорт (импорт) принимается на основании заключенных контрактов, а в отдельных случаях на основании предварительных проработок. Сальдо перетоков алгебраическая сумма перетоков по всем межсистемным связям данной энергосистемы с другими энергосистемами. ГОСТ

Расчетный резерв мощности складывается из: ремонтного резерва, предназначенного для возмещения мощности выводимого в плановый (средний, текущий и капитальный) ремонт оборудования электростанций; оперативного резерва мощности, необходимого для компенсации аварийного снижения мощности электростанций вследствие отказов оборудования и случайных превышений нагрузки над расчетными значениями; стратегического резерва, предназначенного для компенсации нарушений баланса мощности из-за непредвиденных отклонений его составляющих от прогноза с учетом инерционности энергетического строительства. Величина оперативного резерва должна обеспечить нормированную надежность покрытия нагрузки, характеризующуюся обобщенным показателем - вероятностью бездефицитной работы энергосистем (индексом надежности).

Для ОЭС, входящих в состав ЕЭС России, необходимо использовать возможность сокращения оперативного резерва, при этом необходимый оперативный резерв в ОЭС определяется как часть резерва ЕЭС. Целесообразность сокращения резерва в каждой ОЭС определяется технико-экономическими расчетами по ЕЭС в целом и зависит от положения ОЭС (в схеме ЕЭС) и стоимости усиления межсистемных связей, необходимых для надежной работы с сокращенным резервом.

На предварительной стадии разработки перспективных балансов мощности ЕЭС и ОЭС рекомендуется принимать значения необходимого резерва мощности процентом от максимума нагрузки соответствующего объединения. Рекомендуемые значения: Европейская секция ЕЭС - 17 %; ОЭС Сибири - 12%; ОЭС Востока - 22 %. Суммарный резерв европейской секции ЕЭС распределяется между ОЭС, входящими в эту секцию, в следующей пропорции: ОЭС Северо-Запада - 0,15; ОЭС Центра - 0,32; ОЭС Северного Кавказа - 0,10; ОЭС Средней Волги - 0,11; ОЭС Урала - 0,32.

Надежность энергосистем, работающих в составе ОЭС, обеспечивается всем расчетным резервом объединения при условии, что пропускная способность основной электрической сети позволяет осуществлять передачу резервной мощности в необходимых размерах. В противном случае может потребоваться увеличение резерва мощности в той или иной энергосистеме. Распределение резерва мощности ОЭС по региональным энергосистемам определяется при проектировании ОЭС и зависит от структуры электростанций и режимов их работы.

4.5. Приходная часть баланса мощности энергосистемы (покрытие) определяется установленной мощностью электростанций генерирующих компаний и независимых производителей, расположенных на ее территории. Установленная мощность электростанций энергосистемы на перспективу учитывает планируемый ввод мощности, намечаемый демонтаж устаревшего оборудования и консервацию. Располагаемая (максимально доступная) мощность электростанций энергосистемы учитывает различного рода отклонения от установленных мощностей (далее - ограничения). Ограничения установленной мощности связаны с техническим состоянием оборудования, снижением или отсутствием тепловых нагрузок теплофикационных агрегатов, недостаточной производительностью охлаждающих систем, использованием непроектного топлива на электростанциях, незавершенностью строительных мероприятий по нижнему бьефу отдельных ГЭС и др. Кроме того, часть мощности вводится после прохождения максимума нагрузки и не участвует в его покрытии.

При определении перспективной потребности в установленной мощности учитывается сокращение ограничений мощности на действующем оборудовании за счет проведения планируемых мероприятий по их снижению. Используемая в балансе мощность принимается равной располагаемой, сниженной на величину недоиспользования мощности, включая недоиспользование мощности ГЭС в зимний максимум нагрузки в условиях маловодного года при полном использовании их суточной энергии и запертую мощность, связанную с системными ограничениями из-за недостаточной пропускной способности электрических сетей.

4.6. Для сведения баланса мощности энергосистемы привлекаются балансовые перетоки, включаемые в приходную или расходную часть баланса и показывающие, какая часть недостающей мощности может быть получена дефицитными энергосистемами, а какая отдана избыточными при оптимальном развитии электростанций в целом. Так, с помощью балансовых перетоков может обеспечиваться перераспределение общего резерва мощности ЕЭС между ОЭС для обеспечения в них расчетного резерва.

4.7. Баланс мощности считается удовлетворительным, если дефицит (избыток) (с учетом балансовых перетоков) не превышает половины мощности наиболее крупного агрегата объединения 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. Вращающийся резерв размещается на конкретных станциях, предназначенных для его несения. Стратегический резерв размещается на электростанциях, замыкающих баланс энергообъединения, и используется в расчетах при рассмотрении сценариев увеличенного спроса на мощность.

Расчеты режимов работы электростанций выполняются путем покрытия графика 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.

4.9. При выполнении расчетов режимов работы электрических сетей участие электростанций в покрытии нагрузки принимается в соответствии с экономически обоснованными режимами их работы Баланс электроэнергии энергосистем, ОЭС и ЕЭС РФ составляется в целях: проверки возможности выработки требуемого количества электроэнергии в течение года электростанциями, учтенными в балансе мощности; определения перетоков электроэнергии между энергосистемами; определения потребности энергосистемы в топливе. Расходная часть баланса электроэнергии складывается из электропотребления энергосистемы, экспорта, планируемой передачи электроэнергии в другие энергосистемы и расхода электроэнергии на заряд ГАЭС.

Приходная часть баланса электроэнергии включает выработку электроэнергии электростанциями энергосистемы, импорт и планируемое получение из других энергосистем. Выработка ГЭС учитывается в балансе по среднемноголетней величине. В объединениях с большим удельным весом ГЭС и изолированных энергосистемах производится проверка балансов электроэнергии для условий расчетного маловодного года. Годовое число часов использования участвующей в покрытии максимума нагрузки энергосистем мощности АЭС принимается в размере ч.

При определении режимов работы ТЭЦ учитывается уровень тепловых нагрузок. По предварительным оценкам годовое число часов использования загруженного по тепловому графику оборудования ТЭЦ в европейской части страны рекомендуется принимать в диапазоне ч, азиатской части ч. Оптимальные числа часов использования располагаемой мощности КЭС на угле в диапазоне (6500) ч (большее значение для ОЭС Сибири). Числа часов использования КЭС-ПГУ могут изменяться в широком диапазоне от 4500 до 6500 ч, их определение должно базироваться на основе специального анализа суточных и годовых режимов работы на перспективу.

Баланс энергии в энергосистемах ОЭС Северо-Запада, ОЭС Центра, ОЭС Северного Кавказа, ОЭС Средней Волги и ОЭС Урала замыкают КЭС, работающие на газомазутном топливе, годовое число часов использования мощности которых должно приниматься в соответствии с реальной загрузкой их в суточном и годовом разрезе, но не менее ч. Баланс электроэнергии считается удовлетворительным, если использование располагаемой мощности тепловых электростанций, как правило, не превышает 6500 ч в год.

Балансы мощности и энергии и коммерческие отношения на электроэнергетическом рынке Коммерческие отношения между потребителями системы и самой системой - это отношения купли-продажи на электроэнергетическом рынке. На основании балансов определяется объем продаж и покупки мощности и энергии. Баланс - это равенство приходной и расходной частей. Баланс может составляться по энергетическим параметрам: по мощности, электроэнергии, по резервам мощности. Может быть баланс по топливу, по водно-энергетическим ресурсам ГЭС, по расходу воды на ГЭС и др. В любом виде есть определенные требования и результаты их выполнения. От балансов зависят решения по техническим и экономически вопросам. Общий вид баланса Расходная частьПриходная часть

Имеется три вида соотношения частей энергетических балансов. 1. Равенство «Расходная часть = приходная часть». Это самобалансирую- щиеся системы. 2. Равенство «Расходная часть > приходная часть». Это дефицитная система, в которой может быть недостаток мощности в часы максимальных нагрузок. Такая система либо ограничивает потребителей, либо покупает электроэнергию на рынке. Коммерческие отношения купли-продажи имеются со своими потребителями на региональном рынке и с субъектами других рынков при покупке недостающей мощности и энергии. 3. Равенство «Расходная часть < приходная часть». Это избыточный баланс, и в ЭЭС имеются избытки мощности или электроэнергии, которые могут продаваться на рынке.

Конечно, коммерческие отношения зависят не только от избытка или недостатка мощности и энергии, но и от цен на них на рынке. Если в самобалансирующейся системе себестоимость и цена электроэнергии высоки, то не исключена покупка более дешевой энергии с другого ранка. В избыточной системе энергия может быть продана только при ее востребованности на рынке и главное значение имеют также цены. Балансы должны быть оптимальными, чтобы минимизировать затраты, определяемые на производство и транспорт электроэнергии. Задачи и методы оптимизации балансов являются важнейшей частью управления издержками системы и станций.

Сальдо-переток электроэнергии и мощности Понятие сальдо-перетока связано с коммерческими отношениями. Если оплата (покупка или продажа электроэнергии) определяется на долговременной основе, часто на год и больше, то и объем торговой сделки электроэнергии определяется не мгновенными показателями покупной или проданной электроэнергии и мощности, а долговременными. Регулиро- вание коммерческих отношений может происходить и на очень коротких интервалах, равных мин, тогда рассчитывается сальдированное значение товара на этих интервалах. Например, если дефицитная ЭЭС покупает электроэнергию на оптовом рынке, то конкретные отношения строятся с его организаторами. Объем покупки-продажи определяется по сальдированному показателю (см. рис. 5.1).

Рис Схема сальдо-перетока; Р 1, P 2,P 3 покупная мощность с оптового рынка по разным ЛЭП, связывающих ЭЭС с сетями оптового рынка. Сальдо-переток покупной или проданной мощности за период Т: Суммируются те мощности, которые определены установленными тарифами на мощность, чаще всего в часы максимальной нагрузки оптового рынка.

Если система продает мощность, то генерация больше нагрузки и по одной или нескольким ЛЭП, связывающим ЭЭС с рынком, мощность выдается и результат за период Т суммируется. Могут быть прямые взаимоотношения между ЭЭС и конкретными продавцами или покупателями энергии, тогда результат в виде сальдо определяется отдельно для каждого партнера. Сальдо-переток для выработки электроэнергии Энергосистемы контролируют величины сальдо-перетоков мощности и выработки, поскольку они входят в объем договорных поставок. Если они превышают договорные, то оплата будет проводиться с учетом штрафных санкций за превышение. Если сальдо-перетоки меньше, чем договорные величины, то оплата производится полностью за договорную величину.

Функции станций в балансах Участие станций в балансе обусловлено их возможностями, в соответствии с которыми определяются их режим и функции. Функции станций в системе различны, и они зависят от технических возможностей станций. При создании станции уже предполагается ее роль в системе, и в соответствии с этим выбираются ее параметры и технические решения. Если в системе требуются пиковые мощности, то станция должна обладать большими регулирующими возможностями, если базовые - то это может быть крупноблочная КЭС с экономичным производством, но не обладающая высокой маневренностью и регулирующими возможностями.

Следующие функции станций являются основными. 1. Выдача рабочей мощности и энергии в режиме, который требуют потребители. В суточном графике нагрузки имеются три зоны: пиковая, полупиковая и базовая. Соответственно и рабочая мощность может быть базовой и не меняться в течение определенного времени, скажем, за сутки, полупиковой, т.е. рабочая мощность меняется примерно до 20 %, и пиковой, когда мощность регулируется в соответствии с переменным режимом потребителей. Способность станций к регулированию рабочей мощности определяется ее техническими особенностями.

2.Обеспечение резервных мощностей для надежного и беспе- ребойного электроснабжения. Резерв может быть горячий и холодный. Горячий резерв - это недогруженные агрегаты, находящиеся в работе. Холодный резерв - агрегаты, которые могут быть при необходимости включены в работу. Для покрытия случайных нагрузок предназначен специальный резерв. Его называют нагрузочным или частотным резервом. Это горячий резерв. Аварийный резерв может быть частично горячим, частично холодным. Ремонтный резерв устанавливается в том случае, если нельзя провести ремонты без ограничения мощностей у потребителей. Полный резерв мощности энергосистемы (Полный резерв мощности) English: Power full reserve Резерв активной мощности, равный разности между располагаемой мощностью энергосистемы и нагрузкой ее в момент годового максимума при нормальных показателях качества электроэнергии и с учетом сальдо перетоков.

Необходимо иметь также резерв реактивной мощности. 3. Поддержание качества электроэнергии по частоте. 4. Выдача реактивной мощности для обеспечения баланса реактивных мощностей. Практически все станции могут выполнять эту функцию. 5. Регулирование напряжения на шинах станции. Все станции выполняют эту функцию. Все названные функции должны выполняться наиболее экономичным способом. Схематично представим систему, включающую станции раз- личного типа, и рассмотрим их функции в системе. ГЭС или ГТС, обладающие высокими регулирующими качествами. КЭС трех видов. Первый вид KЭС 1 с достаточно хорошими регулирующими свойствами. Второй - КЭС 2 с возможностью регулировать мощность в пределах до 20 % рабочей мощности. Третий - КЭС 3, регулирование мощности для которой нежелательно и может осуществляться в небольших пределах, скажем, 10 %.

ТЭЦ, работающие по тепловому графику с регулированием мощности %. АЭС, не приспособленные к регулированию мощности. График нагрузки энергосистемы представим по зонам: пик, полупик, база. Резервы системы включают: нагрузочный (частотный), аварийный (горячий и холодный), ремонтный. Для этого условного примера распределение функций в системе представлено в табл. 5.2.

Таблица 5.2 Распределение функций между различными станциями системы В таблице количество знаков* определяет степень возможности выполнения функции.

В приведенном примере показано, что универсальным объектом для обеспечения различных функций является ГЭС. Вместе с тем выработка ею электроэнергии имеет меньшую гарантию, чем у ТЭС и АЭС. Факторы, определяющие участие станций в энергетических балансах Участие станций определяется следующими факторами: функциями в системе; располагаемой мощностью; нагрузочным диапазоном; ограничениями по энергоресурсам; регулирующими способностями; маневренностью; экономичностью; надежностью; средствами и системами управления.

Располагаемая мощность и ее нагрузочный диапазон влияют на рабочие мощности станции, которые не могут быть больше располагаемых (рис. 5.2). Мощности должны меняться в допустимых пределах. Ограничения по ресурсам определяют возможную выработку электроэнергии (рис. 5.3). Регулирующие способности влияют на функции станций в системе.

Средства и системы управления определяют оперативно-диспетчерские и автоматические возможности поддержания режимных параметров и выполнения различных функций. Ограничения по ресурсам - «интегральные ограничения» В том случае, если имеются ограничения по ресурсам, они задаются в виде интегральных ограничений. Для ТЭС ограничения по топливу могут задаваться в исключительных случаях при недостатке топлива. Интегральные ограничения для определенного периода времени Т где t - номер расчетного интервала времени длительностью t для периода Т.

Интегральные ограничения для ГЭС задаются по стоку, который может использоваться из водохранилища за определенный период Т. Это ограничение почти всегда имеет место. Его может не быть только в период паводка или в каких-то особых случаях. Они имеют вид: Графическое представление интегральных ограничений показано на рис. 5.3.

Особенности составления балансов мощности Балансы мощности и энергии взаимосвязаны. Любое изменение баланса мощности в системе ведет к изменению баланса энергии. Из этого следует, что балансы энергии и мощности не могут составляться независимо один от другого. Они должны составляться согласованно. При составлении энергетических балансов необходимо решить ряд вопросов. 1. Определить место станции в графике нагрузки. 2. Определить режимные возможности по мощности. 3. Определить возможности станции по энергии. 4. Составить баланс мощностей с учетом всех требований к электроснаб- жению и всех ограничений. 5. Составить баланс энергии с учетом всех требований и ограничений. Все перечисленные вопросы имеют особенно большое значение для смешанных энергосистем. Располагаемая мощность ТЭС в нормальных условиях должна быть всегда обеспечена топливом. Ограничения по ресурсам для ТЭС бывают редко.

Участие ГЭС в балансах зависит не только от того, какая мощность может быть получена, но и от того, какое количество энергии ГЭС может использовать в данный период. Если ГЭС имеет суточное регулирование стока, то она может использовать все количество воды, которое притекает к ее створу за сутки. Приточность меняется от суток к суткам и соответственно меняется возможная выработка электроэнергии ГЭС. Если ГЭС имеет годовое регулирование стока, то ее возможная выработка электроэнергии определяется с учетом перераспределения стока реки водохранилищем в течение года. Поскольку годы бывают различные по водности (многоводные, маловодные, средневодные и пр.), выработка электроэнергии также меняется. Для ГЭС, имеющих длительное регулирование стока, нельзя рассматривать их возможности по выработке электроэнергии независимо от всего периода регулирования. Все суточные балансы за период регулирования (сезон, год, несколько лет) связаны. Это очень осложняет планирование и регулирование балансов мощности и энергии ГЭС и смешанной энергосистемы.

Порядок составления энергетических балансов. В зависимости от структуры мощностей энергосистемы, от ее размеров и особенностей используются различные принципы составления баланса мощностей ЭЭС. Приведем некоторые общие положения. 1. Определяется располагаемая мощность станций системы. Для каждой станции и системы в целом определяется располагаемая мощность, сумма которых дает располагаемую мощность системы: По величине располагаемой мощности проверяется возможность покрытия максимума нагрузки. Как уже указывалось, система может быть самобалансирующейся, избыточной и дефицитной, что зависит от соотношения максимальной нагрузки и располагаемой мощности.

2. Определяются функции электростанций в системе. В первую очередь - роль станций в обеспечении рабочих мощностей. В базовой части размещаются вынужденные мощности (по тепловому потреблению на ТЭЦ, по требованиям водохозяйственного комплекса на ГЭС, по надежности, техническим ограничениям). Величины рабочих мощностей рассчитываются с учетом заданных ограничений. Устанавливается порядок размещения резервов мощности системы (нагрузочного и аварийного). 3. Составляется баланс мощностей для максимальной нагрузки. Этот баланс является предварительным, и на последующих этапах расчетов он уточняется. Полученные данные показывают максимальные мощности станций - рабочие и резервные. Станции должны быть готовы к работе с планируемыми максимальными мощностями.

4. Составляется баланс мощностей для всего суточного графика нагрузки. Учитываются все ограничения: требования экономичности, себестоимость электроэнергии на ТЭС и др. Например, их размещают в базовой части графика нагрузки. Гидростанции размещаются по принципу максимального вытеснения тепловых станций из пиковой части графика нагрузки. Место ГЭС определяется так, чтобы полностью использовать разрешенный сток воды и получить возможно большую мощность. Этот баланс является допустимым, но не оптимальным. При его составлении не учитывались характеристики станций. На следующем этапе производится его оптимизация. 5. Оптимизация проводится по критерию минимума затрат по ЭЭС и осуществляется на основе специальных программ расчетов режима.

6. На основе баланса мощностей составляются плановые графики мощностей электростанций, которые являются основой для управления станциями. 7. Составляется баланс выработки электроэнергии, соответствующий балансу мощности. Определяются планы станций по выработке электроэнергии. Пример, поясняющий порядок составления баланса мощности системы. Пусть в системе имеются такие станции: ГЭС с годовым регулированием стока, для которой заданы интегральные ограничения стока и ограничения по минимальной мощности; АЭС; КЭС с крупноблочными агрегатами и хорошими экономическими показателями; КЭС, которая может регулировать мощность; ТЭЦ, имеющая ограничения по тепловой нагрузке. Известны их располагаемые мощности.

В базу графика нагрузки помещается сначала АЭС из условий надежности работы. Нежелательно менять режим АЭС в течение суток, недели, месяца. В базе графика нагрузки также размещается вынужденная мощность ГЭС, которая обусловлена требованиями водохозяйственного комплекса. ГЭС не может работать с меньшими мощностями. Например, по условиям работы речного транспорта ГЭС должна давать определенный расход воды в нижний бьеф, а следовательно, и мощность. Нарушение подобных требований недопустимо. На работу в базовом режиме расходуется часть заданного для использования стока. ТЭЦ также имеет базовую теплофикационную мощность, которая определяется требованиями тепловых потребителей. Это ее обязательная мощность.

Затем размещаются КЭС с крупноблочными агрегатами. Эти станции плохо регулируют свою мощность, и целесообразно ее не менять в течение суток. Кроме того, они экономичны, и по возможности их используют полностью. Оставшуюся мощность ГЭС целесообразно использовать как регулируемую. ГЭС размещается в графике нагрузки так, чтобы использовать всю энергию, которая обусловлена интегральными ограничениями стока для данных суток, и работать с максимально возможной рабочей мощностью. Ее место в графике нагрузки определяется подбором. Обычно ГЭС работает в пике графика нагрузки и ведет регулирование мощности в соответствии с требованиями потребителей. При работе в пике ГЭС вытесняет из этой зоны ТЭС. Режим ТЭС становится более ровным, и это обеспечивает повышение их надежности и экономичности.

В полупиковом режиме работает КЭС с докритическими пара- метрами пара, назовем ее КЭС ср. У нее хуже экономические пока- затели, чем у крупноблочных КЭС, но она приспособлена к регу- лированию мощности. Оставшуюся часть графика нагрузки покрывают конденсаци- онные мощности ТЭЦ. Их экономические показатели существенно хуже, чем на КЭС. При недостатке мощностей станций системы определяются пути его устранения. Если при минимальных нагрузках системы невыполняются условия работы ТЭЦ в вынужденном режиме с требуемыми мощностями, то принимаются специальные меры. В этом случае на ТЭС часть необходимой тепловой энергии может поступать через РОУ (редукционно-охладительное устройство).

Для ГЭС при недостатке воды может понижаться уровень воды нижнего бьефа ниже допустимого. Поэтому может рассматриваться вопрос разгрузки в ночное время блочной КЭС, конечно, если это допустимо по надежности. По возможности нагрузочный резерв размещается на ГЭС, а аварийный резерв на различных станциях, имеющих свободные мощности. Схематично суть приведенного примера показана на рис Рис Схема участия различных станций в балансе мощности: 1 - ГЭС с заданной выработкой электроэнергии и с соблюдением ограничений по ее минимальной мощности; 2 - КЭС ср ; 3 - крупноблочная КЭС; 4 - ТЭЦ; 5-АЭС

Плановый баланс мощности в ЕЭС России Плановый баланс мощности разрабатывается для Федерального оптового рынка электроэнергии и мощности (ОРЭМ). На основании баланса мощности определяются отношения купли-продажи между субъектами рынка. Товаром являются электрическая энергия и максимальная мощность, и формируется двухставочный тариф. Балансы мощности планируются для максимума нагрузки каждого месяца года. Поставщики мощности указывают: располагаемые и связанные мощности; предложения по резерву мощностей на ОРЭМ. Дефицитные системы указывают дефицит рабочей мощности, связанные мощности, требуемые резервные мощности (6 % от мак- симума нагрузки системы). На основании этих заявок составляется плановый баланс мощностей на ОРЭМ. Он является основанием для расчета тарифов на поставляемую и покупаемую мощности и для заключения соответствующих договоров.

При составлении баланса мощности анализируется базовый период предшествующего года. Это позволяет оценивать динамику нагрузки и генерации. Получение и выдача мощности определяется по каждой ОЭС и каждой энергосистеме, входящей в ОЭС. Плановые балансы мощности постоянно корректируются при оперативном управлении. При необходимости корректируются также и тарифы на мощность и электроэнергию.

ОСОБЕННОСТИ СОСТАВЛЕНИЯ БАЛАНСА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ Суточный баланс мощности является в то же время балансом электроэнергии. При определенном графике рабочих мощностей электроэнергия станции также известна. Электроэнергию системы и каждой станции можно определить за любой промежуток времени по суточному балансу мощностей: в период ночного провала нагрузки (ночью), в период прохождения максимума, в рабочие и выходные дни, для различных месяцев года и др. Такая задача возникает, если этого требуют установленные тарифы или специальные программы электроснабжения потребителей. Например, для зонных тарифов, когда, скажем, ночью оплата за электроэнергию меньше, чем днем. Тарифы также могут регулироваться по дням недели или сезонам года. Может решаться задача оценки влияния различных потребителей на затраты системы для рассматриваемого баланса электроэнергии. Это требуется для дифференциации тарифов по отраслям производства или группам потребителей.

Баланс электроэнергии является основой для составления балансов топлива и гидроэнергетических ресурсов. Поэтому период времени доходит до года, а в перспективных задачах и до нескольких лет. Прогнозировать графики нагрузки для каждых суток года практически невозможно, и возникает самостоятельная задача составления баланса энергии. Прогнозы потребления электроэнергии имеют меньшие погрешности, чем прогнозы графиков нагрузки, и балансы электроэнергии для периодов текущего управления от месяца до года обычно составляются без использования графиков нагрузки.

Баланс электроэнергии имеет вид где Э ген - генерация электроэнергии; Э нагр - электропотребление; Э - потери электроэнергии. Принципиальное значение при составлении баланса энергии имеет распределение выработки электроэнергии между ТЭС и ГЭС в смешанной энергосистеме. Для ГЭС, имеющих регулирующее водохранилище, естественный приток воды и запас воды в водохранилище перераспределяются за цикл регулирования (сезон, год, несколько лет) в соответствии с требованиями энергосистемы. Располагаемая мощность ГЭС не имеет жесткой связи с выработкой электроэнергии.

Самое главное заключается в том, что баланс мощностей смешанной энергосистемы за определенные сутки влияет на выработку электроэнергии ГЭС всего последующего периода. Это вызывает необходимость составлять балансы электроэнергии смешанной энергосистемы для всего цикла регулирования: для периода сработки водохранилища, для периода его заполнения и для года в целом. Следующие задачи балансов электроэнергии являются главными. 1. Определение необходимых энергоресурсов ТЭС для нормальной работы системы. 2. Определение режима использования водных ресурсов ГЭС по условию наибольшей выгодности для системы. 3. Определение сальдо-перетоков электроэнергии (покупной или проданной) с оптового рынка. 4. Определение отношений купли-продажи на региональном рынке между ЭЭС и покупателями-потребителями электроэнергии. 5. Определение потерь электрической энергии в сетях. 6. Планирование всей производственно-хозяйственной деятельности.

Надежность энергетических балансов и обеспеченность работы ЭЭС При неблагоприятных гидрологических условиях уменьшается выработка электроэнергии ГЭС и может появиться дефицит электроэнергии в системе. При дефиците электроэнергии часть потребителей отключается и нарушается требование бесперебойности электроснабжения. Гидрологические условия от энергосистемы совершенно не зависят. Для того чтобы отрицательные последствия низкой приточности воды на реке имели наименьшее влияние на бесперебойность энергоснабжения, энергосистема применяет различные меры. ТЭС работают с предельно допустимой для них нагрузкой. Для смешанных энергосистем существует понятие «обеспеченность энергоснабжения в системе». Смешанные энергосистемы имеют ее ниже, чем тепловые. Для смешанной энергосистемы гидроресурсы должны использоваться так, чтобы обеспеченность работы системы была наибольшей.

Это требование имеет простое содержание: ГЭС должна работать с наименьшей нагрузкой и при этом ее запасы гидроэнергии в водохранилище будут наибольшими. Однако при этом нарушается требование экономичности ГЭС в системе. Гидроэнергия должна использоваться по критерию максимума выгодности для системы. Такое противоречие всегда существует и выдвигает особые требования к рациональному использованию водных ресурсов ГЭС. Балансы электроэнергии составляются с учетом этих требований.

Рис Состав задач по составлению баланса электроэнергии

ГИДРОСТАНЦИИ С РАЗЛИЧНОЙ СТЕПЕНЬЮ РЕГУЛИРОВАНИЯ СТОКА В ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ БАЛАНСАХ Гидростанции оказывают значительное влияние на работу всех станций системы, и поэтому необходимо хорошо понимать все особенности их участия в балансах мощности и энергии. ГЭС без регулирования в энергетических балансах. ГЭС без регулирования - это «малая энергетика», но для полного изучения поставленного вопроса целесообразно рассмотреть и эти станции. ГЭС без регулирования использует только естественный расход реки. Она не может регулировать мощность, и ее режим является вынужденным. Она всегда работает в базовой части графика нагрузки, так как при этом приточность реки используется наиболее полно. Ее рабочая мощность не регулируется, резервов такая станция не несет, при изменении приточности меняется рабочая мощность.

ГЭС с суточным регулированием в энергетических балансах. У ГЭС с суточным регулированием существует жесткая связь между суточным стоком, суточной выработкой электроэнергии и графиком ее мощности. Необходимо в графике нагрузки системы определять такое место ГЭС, когда ее сток за сутки используется наиболее полно. Поскольку на ГЭС с суточным регулированием водохранилище выбирается по расчетным маловодным суткам, с увеличением приточности выработка ГЭС растет и станция перемещается в полупиковую, а затем и в базовую часть графика нагрузки системы. На рис. 5.6 показано место ГЭС в балансе максимальных мощностей системы. ГЭС может нести нагрузочный резерв системы, если ее рабочая мощность меньше располагаемой. Аварийного резерва станция не несет, так как ее водохранилище мало и не может иметь в любое время аварийный запас гидроресурса.

Рис ГЭС с суточным регулированием в годовом балансе максимальных мощностей системы ГЭС с годовым регулированием в энергетических балансах системы. Работа ГЭС с годовым регулированием определяется бытовой приточностью и режимом использования водных ресурсов водохранилища. Имеются четыре характерных периода ее работы в системе (рис. 5.7).

Рис ГЭС с годовым регулированием стока в балансе максимальных мощностей системы 1. Период сработки водохранилища, характерный для зимней межени. ГЭС работает в пиковой части графика нагрузки системы. Несет нагрузочный и аварийный резервы, если это предусматривается балансами мощности системы. Ведет суточное и недельное регулирование мощности. Ее выработка электроэнергии определяется в соответствии с правилами использования водных ресурсов водохранилища.

2.Период заполнения водохранилища. Обычно ГЭС с годовым регулированием работают в базе графика нагрузки системы с максимальной располагаемой мощностью. Главная задача в этот период - получить максимум выработки электроэнергии. Резервные функции с ГЭС снимаются. 3.Период холостых сбросов - ГЭС работает с максимальной располагаемой мощностью и не несет резервов. Она не может пропустить через свои турбины всю приточность и часть воды сбрасывается. 4.Период работы на бытовом стоке без сработки водохранилища, заполненного в период паводка. Это обычно летне-осенняя межень. ГЭС перемещается в полупик, а затем и в пик графика нагрузки.

ГЭС с многолетним регулированием стока. ГЭС с многолетним регулированием стока может вырабатывать в пределах своей располагаемой мощности то количество электроэнергии, которое требуется в системе. Исключение составляют годы полной сработки многолетнего объема водохранилища, когда ГЭС работает только с годовым регулированием стока. В годы избыточной приточности при полностью заполненном водохранилище ГЭС работает по принципу максимального использования стока.

Совместная работа станций зависит от многих факторов. В их числе степень регулирования стока, установленные мощности, каскадное расположение с гидравлическими связями между станциями, одиночное расположение ГЭС на различных водотоках, характеристики оборудования и др. Задача должна решаться по критерию максимальной выгодности использования всех ГЭС в системе. Достаточно строго она может быть решена только при использовании оптимизационных моделей.

С физико-технических позиций применительно к ЭЭС необходимо рассматривать два вида баланса. Первый из них соответствует мгновенному состоянию равновесия ЭЭС под влиянием факторов, харак- теризующих электромеханическое и электромагнитное взаимодействие ее 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 расчетов, 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.

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

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 рис обозначена как суммарная расчетная мощность потребителей символом

При приведении к ступени U она определяется путем суммирования нагрузок потребителей с учетом 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 элек- трических 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 в соответствии с данными [39.14].

Суммарная эквивалентная нагрузка системы в соответствии со схемой рис 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. Ее 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 (j =1,…k; i = 1,…n), 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 46 % от Капитальные и средние ремонты выполняются в летний период, т.е. когда имеет место провал в графике месячных максимальных нагрузок энергосистем (см рис ). Как правило, площадь этого провала является достаточной для выполнения указанных видов ремонтов с учетом их нормативной длительности (см. § 39.5). 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 (см § 39.5). Значение этого резерва для современных энергосистем России лежит в диапазоне 510 % от,причем 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 располагаемая мощность генераторов системы, остающаяся после вычитания резервной и неиспользуемой мощности, должна быть дополнительно уменьшена на сум- марную 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. 39.8). Для ГЭС мощностью до 200 МВт она составляет 2 3 %, свыше 200 МВт 0,51 % [39.13]

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 учетом выражений для рассмотренных выше со- ставляющих будет: где коэффициент, определяющий долю мощности, выдаваемой в сеть электростанциями, по отношению к суммарной установленной мощности.

С учетом приведенных выше диапазонов значений коэффициентов k рез., k неисп., k с.н. н значение k г лежит в пределах 0,80,85, т.е. 1520% установленной мощности не участвует в покрытии суммарной нагрузки потребителей системы. 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 ее электростанций (с учетом 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 [39.13]. 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 I кВт суммарной активной нагрузки При этом доля потерь реактивной мощности в общем потреблении составляет 3050 % в зависимости от характеристик потребителей, числа ступеней трансформации и протяженности сетей.

Располагаемая реактивная мощность генераторов электростанций составляет 0,50,75 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, следовательно, к уменьшению затрат на их возмещение.

В электрических 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.

В последнем случае баланс реактивной мощности составляется в два этапа. На первом (предварительном) этапе общее потребление реактивной мощности определяется исходя из достаточно приближенной оценки ее 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 [39.13], Таким образом, на втором этапе должна решаться задача оптимизации баланса реактивной мощности.

Ниже рассматриваются составляющие приходной и расходной частей баланса, которые определяются на первом этапе. Эти составляющие схематически показаны на рис Общее выражение для условия баланса реактивной мощности аналогично условию для активных мощностей:

Расходная часть. Суммарная реактивная нагрузка ЭЭС включает в себя расчетную нагрузку потребителей и потери в сетях т.е.: Расчетная реактивная нагрузка потребителей, приведенная к той же ступени напряжения, что и активная нагрузка, определяется по усредненным значениям в соответствии с выражением: где значение берется в соответствии с рекомендациями [39.13] с учетом компенсирующих устройств, установленных у потребителей, а также потерь в сетях предшествующих ступеней напряжения. Для шин напряжением 610 кВ понижающих подстанций это значение принимается равным 0,4 (cos п.ср. = 0,93), для шин 35, 110 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: где суммарные потери в трансформаторном оборудовании подстанций сети; суммарные потери в линиях электропередачи. В электрических сетях с U HOM 220 кВ основным типом подстанций являются подстанции с двухобмоточными трансформаторами, для которых при числе параллельно включенных трансформаторов n т = 2 и коэффициенте аварийной перегрузки 1,4 потери реактивной мощности приближенно оцениваются в размере 10 % от полной мощности нагрузки подстанции S n [39.14], т.е.:

Потери реактивной мощности в подстанциях с автотрансформаторами зависят от класса напряжения, соотношения нагрузок на шинах СН (сред- него напряжения) и НН (низкого напряжения) и коэффициента загрузки обмотки ВН (высокого напряжения). Для их приближенного определения служат графические зависимости в [39.13]. Вместе с тем для подстанций с автотрансформаторами 220/110 кВ с некоторым запасом можно использо- вать ту же оценку, что и для подстанций с двухобмоточными трансформаторами.

Мощность нагрузки i-ой 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 U H0M < 220 кВ следующим образом: где m i число трансформаций нагрузки i-ой подстанции на пути от источника питания до ее шин НН. Вторая составляющая суммарных потерь реактивной мощности потери в лиииях электропередачи также зависит от полных мощностей, которые протекают в продольных ветвях их схем замещения. Для одноцепной линии длиной L ij включенной между узлами i и j, потери реактивной мощности составляют:

где x 0ij удельное реактивное сопротивление; Q л0ij удельные потери реактивной мощности. В свою очередь зарядная мощность такой линии: где b 0ij удельная емкостная проводимость; Q c0ij удельная зарядная мощность. Соотношение между Q л и Q c зависит от значения отношения передаваемой активной мощности к натуральной (Р* = Р/Р нат ). Значение разности между зарядной мощностью и потерями, отнесенное к зарядной мощности, определяется через Р, следующим образом [39.14]: Р нат - это частный случай активной мощности передаваемой по ЛЭП, в котором осуществляется компенсация потерь реактивной мощности на индуктивном сопротивлении линии за счет генерируемой ЛЭП емкостной мощности.

Зависимость Q *ij = f(P *ij ) представлена на рис

При известном значении Q *ij потери реактивной мощности в линии находятся по выражению: с использованием усредненных значении Q co 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.

Последняя составляющая расходной части баланса экспортируемая реактивная мощность Q эксп находится в соответствии с определенной при составлении баланса активной мощностью P эксп и с учетом коэффициента мощности cos эксп который для межсистемных связей кВ принимается равным 0,9 0,95, а для линий более высоких напряжений 0,95 1,0 [39.13]. При этом Таким образом, суммарная потребная реактивная мощность в соответствии с рис

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 где символы i, j, k, n имеют тот же смысл, что и в формуле для P уст.

Значения неиспользуемой Q неисп и резервной Q рез мощностей вычисляются по найденным при составлении баланса активных мощностей значениям P неисп, P рез и номинальным коэффициентам мощности соответствующих генераторов. При этом располагаемая реактивная мощность электростанций системы Реактивная мощность, необходимая для работы установок собственных нужд электростанций, оценивается в соответствии с коэффициентом мощ- ности cos с.н. = 0,7 [39.13], чему соответствует tg с.н = 1.02, т.е.

Выдаваемая генераторами в сеть реактивная мощность В отличие от баланса активной мощности полная располагаемая реактивная мощность содержит дополнительно две составляющие суммарную зарядную мощность линий Q C и мощность установленных ИРМ Q ИРМуст,которые учитывались при определении Q п.расч. :

Импортируемая мощность оценивается аналогично экспортируемой, а зарядная мощность по усредненным значениям Q C0. В результате со- поставления Q расп и Q треб определяется необходимость установки дополнительных ИРМ, мощность которых

Баланс электроэнергии. Баланс электроэнергии ЭЭС составляется: для проверки возможности выработки требуемого количества электроэнергии в течение года электростанциями, учтенными в балансе мощности; для определения потребности ЭЭС в энергоресурсах (топливе различных видов); для определения обменных потоков энергии между ЭЭС. Расходная часть баланса складывается из суммарного электропот- ребления данной ЭЭС (с учетом собственных нужд электростанций и потерь в сетях), расхода энергии на заряд гидроаккумулирующих электростанций (ГАЭС) и других аккумулирующих электростанций (с учетом их использования в режимах разряда и КПД) и планируемой пе- редачи электроэнергии в другие ЭЭС.

Приходная часть баланса включает в себя выработку электроэнергии всеми электростанциями ЭЭС и планируемое получение энергии из других ЭЭС. Выработка ГЭС учитывается в балансе по среднемноголетней. Для ЭЭС с большим удельным весом ГЭС (30 % и более) производится проверка баланса также и для условий гарантированной в условиях мало- водного года 95 %-ной обеспеченности выработки. Распределение годовой выработки электроэнергии между ТЭС производится, исходя из их экономичности, обеспеченности энергоре- сурсами, стоимости различных видов топлива и маневренных характеристик оборудования. Обычно для этого находится распределение суточной выработки между электростанциями (см. § 39.4) для характерных суток различных сезонов зимы, лета и периода паводка и оценивается длительность сезонов.

Для приближенных расчетов выработка электроэнергии отдельными типами электростанций может оцениваться по годовым числам часов использования их установленной мощности (см. табл. 39.3). Баланс считается удовлетворительным, если число часов использова- ния среднегодовой располагаемой мощности ТЭС в среднем не превышает При получающихся малых числах часов использования необходимо предусматривать мероприятия по разгрузке электростанций или по передаче избытков электроэнергии в другие ЭЭС.