Проектирование электроэнергетических систем

Южно-Российский государственный технический университет Кафедра «Автоматизированные электроэнергетические системы» КОНСПЕКТ ЛЕКЦИЙ по дисциплине «ПРОЕКТИРОВАНИЕ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМ» Составитель В.К. Хлебников Новочеркасск, 2008 г. ВВЕДЕНИЕ Энергосистемы (ЭЭС) уже длительное время является основой электроэнергетики нашей страны. Развитие энергосистем характеризуется концентрацией производства электроэнергии на мощных районных электростанциях и централизацией электроснабжения от общей сети ЭЭС. ЭЭС являются составной частью ТЭК (рис. 1), в который входят наряду с ЭЭС системы нефте-, газо-, углеснабжения, ядерная энергетика. Рис. 1. Структура топливно-энергетического комплекса В свою очередь ЭЭС представляет собой совокупность множества электростанций, электрических и тепловых сетей (рис. 2). Рис. 2. Структура ЭЭС Использование работающих в ЭЭС отдельных энергообъектов (ЭС, ЛЭП, и/ст) подчинено единой цели - обеспечение оптимального режима ЭЭС в целом. Поэтому выбор параметров каждого объекта должен производиться с учетом его взаимосвязей с другими элементами системы. Необходимость выполнения указанного требования привела к выделению в структуре управления развитием ЭЭС весьма важного самостоятельного звена, получившего название проектирование развития ЭЭС. Задачей проектирования является обоснование решений, определяющих состав, основные параметры и последовательность строительства ЭС и электросетей, средств их эксплуатации и управления из условий оптимального развития ЭЭС в целом. Эти решения используют при планировании развития отрасли в целом и при проектировании отдельных объектов. Состав проектов и порядок их выполнения определен нормами технологического проектирования энергосистем. Основными видами проектных работ по развитию ЭЭС являются: - технико-экономические доклады (ТЭД) по развитию энергетики; - схемы развития ЕЭС; - схемы развития ОЭС и региональных энергосистем (РСК); - схемы внешнего электроснабжения районов и отдельных крупных потребителей. За рубежом выполняют аналогичные работы по проектированию ЭЭС. Начало проектированию развития ЭЭС было положено в 30 - 40 годах 20 века В.И. Вейцем, С.А. Кукель-Краевским, В.В. Болотовым и др. Были исследованы принципы и методы обоснования развития и объединения ЭЭС, заложены основы современной организации и технологии проектирования ЭЭС и выполнены первые проекты. Дальнейшее развитие методы проектирования ЭЭС получили в 60-х годах 20 века, когда началось интенсивное создание ОЭС и ЕЭС, и появились возможности использования математических моделей и ЭВМ. В этот период Д.А. Арзамасцевым, А.А. Бесчинским, В.А. Вениковым, В.М. Горнштейном, И.М. Марковичем, Л.А. Мелентьевым, С.С. Рокотяном, Л.В. Цукерником, О.В. Щербачевым и др. были разработаны методы, алгоритмы и программы для технического анализа, экономической оценки вариантов, комплексной оптимизации развития и работы ЭЭС. Л.А. Мелентьевым и его школой (СЭИ) были разработаны основные положения теории больших систем энергетики, которые служат научной основой для совершенствования методов проектирования. Они обеспечили правильную постановку задачи проектирования системы в целом, разделение ее на ряд подзадач, выбор методов их решения. Созданы основы формирования и проектирования развития ЭЭС как самостоятельной области энергетической науки и инженерной практики. 1. РАЗВИТИЕ ЭЭС И ТЕХНОЛОГИЯ ИХ ПРОЕКТИРОВАНИЯ 1.1. Краткий обзор развития ЭЭС В СССР и РФ Первые энергосистемы были созданы на основе ЛЭП - 110 кВ. К 1935 г. в СССР работало 6 энергосистем с годовой выработкой свыше 1 млрд. кВтч каждая (Московская, Ленинградская, Донецкая, Днепропетровская). Для передачи от ДнепроГЭС было освоено напряжение 154 кВ. Со следующим этапом развития ЭЭС - соединением электросетей смежных ЭЭС, появлением первых энергетических объединений - связано освоение ЛЭП 220 кВ. Первая ЛЭП 220кВ в СССР построена в 1933 г. для передачи 100 МВт от Нижне-Свирской ГЭС в Ленинград на расстояние 240 км. В 1940 г. для связи двух крупнейших энергосистем Юга была сооружена ЛЭП 220 кВ Донбасс-Днепр. В 1942 г. было организовано первое объединенное диспетчерское управления. Оно было создано на Урале для координации работы трех РЭС: Свердловэнерго, Пермэнерго, Челябэнерго. Эти энергосистемы работали параллельно по ЛЭП 220 кВ. В послевоенный период с использованием ЛЭП 220 кВ, формируется ОЭС Центра и Юга. Завершение 1-го этапа по созданию ЕЭС СССР можно считать 1956 - 1959 гг. В эти годы введены ЛЭП 400 кВ (позднее 500 кВ). Они обеспечили выдачу мощности двух волжских ГЭС и параллельную работу ЭЭС Центра, Средней и Нижней Волги, Урала. К 1970 г. это объединение охватывало большую часть территории Европейской части страны и называлась ЕЕЭС СССР. В 1970 г. к ЕЕЭС была присоединена ОЭС Закавказья, в 1972 - ОЭС Казахстана и отдельные районы Западной Сибири. В 1977 году после ввода ЛЭП 500 кВ Урал-Казахстан-Сибирь присоединена ОЭС Сибири. С 1978 года после ввода ЛЭП-750 кВ Винница-Альбертиша (Венгрия) осуществлялясь параллельная работа ЭЭС Восточной Европы и ЕЭС СССР. В 1991 г. ЕЭС СССР включала в себя 9 параллельно работающих ОЭС: Северо-Запада, Центра, Средней Волги, Урала, Юга, Северного Кавказа, Закавказья, Северного Казахстана, Сибири. Раздельно с ЕЭС работала ОЭС Востока. Из 101 РЭС в составе ЕЭС параллельно работали 84 ЭЭС, обеспечивающие электроснабжение 11 союзных республик с территорией  10 млн. км2. Расстояние между крайними точками территории ЕЭС с севера на юг  3000 км, а с востока на запад - 4000 км. Развитие генерирующих мощностей СССР и РФ, электрических сетей характеризуется данными, приведёнными в таблицах и на диаграмме (рис. 3). Рис.3. Развитие электрических сетей за период 1986 – 2004 гг. Структура ЕЭС России показана на рис. 4. Перспективы развития ЭЭС РФ приведены на рис. 5. Рис. 4. Структура ЕЭС РФ Рис. 5. Перспективы развития ЭЭС 1.2. Задачи управления развитием ЭЭС Понятие управления развитием ЭЭС включает в себя три вида действий, качественно отличающихся друг от друга: 1) нахождение оптимального плана развития системы на тот или иной период времени; 2) определение комплекса мероприятий, необходимых для осуществления этого плана; 3) организация и управление в процессе непосредственного осуществления плана. 1-й и 2-й виды действий осуществляются при проектировании, а последний - в процессе строительства и эксплуатации. При определении оптимального плана развития ЭЭС рассматривают перспективу от 2 до 15 - 20 лет. В связи с тем, что на отдаленную перспективу значительная часть информации имеет неопределенный характер, процесс управления развитием разбивается на ряд последовательно принимаемых решений, обоснование которых выполняют с минимумом заблаговременности относительно сроков реализации этих решений. Проектирование объектов осуществляется проектными институтами РАО ЕЭС, Минтопэнерго и других ведомств, а проектирование ЭЭС в целом - специализированными подразделениями проектных институтов. (в основном института "Энергосетьпроект"). Задачи проектирования ЭЭС имеют следующие особенности: 1) проектирование развития ЭЭС должно осуществляться исходя не только из обеспечения баланса производства и потребления электроэнергии в годовом, сезонном или суточном разрезах (как это делается в других отраслях), но и в каждый момент времени. Необходимо учитывать регулировочные возможности электростанций, пропускную способность электрических сетей, надежность электроснабжения потребителей; 2) проектирование отдельных объектов (электростанций, ЛЭП, п/ст), входящих в ЭЭС, должно выполняться с учетом будущих условий работы в составе ЭЭС. Система в значительной степени определяет следующие характеристики объектов: а) для электростанций - напряжения распределительных устройств, число отходящих ВЛ и их направление; распределение генераторов между отдельными РУ, мощность трансформаторов связи; расчетные параметры токов К.З.; требования к секционированию РУ по условиям работы сети, противоаварийной автоматики и релейной защиты. б) для подстанций - район (пункт) размещения ПС; напряжения распределительных устройств; рекомендации по принципиальной схеме распределительных устройств 110 кВ и выше, требования к секционированию сети; электрические нагрузки подстанций, мощность и количество трансформаторов; число и направление линий напряжением 110 кВ и выше; тип и мощность компенсирующих устройств, в том числе шунтирующих реакторов, управляемых источников реактивной мощности; расчетные значения параметров токов К.З. в) для ЛЭП - направления, подходы и присоединения к подстанции; напряжение; сечение проводов, конструкция фазы; средства компенсации зарядной мощности, присоединение к сети шунтирующих реакторов. В связи с этим необходим детальный анализ вариантов развития ЭЭС в целом и ее частей. Необходимо рассчитать режимы электростанций в графике нагрузки, режимы электрических сетей, устойчивость, надежность. Эти вопросы решаются при проектировании развития ЭЭС. Задачей проектирования ЭЭС является разработка и технико-экономическое обоснование решений, определяющих развитие электрических станций, электрических сетей и средств их эксплуатации и управления. При этом должно быть обеспечено надежная работа системы и бесперебойное снабжение потребителей энергией в требуемых размерах и требуемого качества с наименьшими затратами по ЭЭС в целом. Рекомендации проектов развития энергосистем являются исходным материалом для последующего проектирования конкретных энергетических объектов. Задачей проектирования электрических объектов является разработка оптимальных способов выполнения объектов и составление проектно-сметной документации для их строительства. Технико-экономическое обоснование сооружения каждого объекта и выбор его "системных" параметров осуществляется при проектировании ЭЭС. Обмен информацией при проектировании осуществляется и с внешними по отношению к ЭЭС системами (рис. 6). Рис. 6. Информационные связи при проектировании 1.3. Организация проектирования ЭЭС Общая задача проектирования развития ЭЭС большой сложности должна быть разделена на ряд подзадач. При этом объем каждой подзадачи становится существенно меньше. Это позволяет сделать общую задачу практически разрешаемой. Решения частных подзадач должны быть взаимоувязаны. В процессе такой увязки возможны повторения решения частных подзадач, т.е. процесс проектирования имеет итеративный характер. Задачи проектирования образуют иерархическую структуру, соответствующую структуре энергосистем. Задачи делят по отраслевому и территориальному признаку. Дополнительно выделяют два уровня иерархии задач: технологический и стадийно-временной. По технологическому признаку задачи делятся на три уровня: 1) поиск оптимальной структуры генерирующих мощностей (соотношение между мощностями и типами электростанций по районам страны); 2) обоснование оптимального варианта развития электростанций и основных электрических сетей; 3) оптимизация схемы и параметров распределительных сетей. По территориальному признаку задачи проектирования ЭЭС делятся на 3 уровня: ЕЭС, ОЭС, РЭС и отдельных узлов (рис. 7). Рис. 7. Территориальная иерархия ЭЭС По отраслевому признаку задачу проектирования ЭЭС включают как подзадачу при проектировании топливно-энергетического комплекса страны или рассматривают как самостоятельную при заданных внешних связях с другими отраслями энергетики и народного хозяйства. По стадийно-временному признаку выделяют два уровня. На первом уровне рассматривают обобщенные решения, определяющие основные направления развития электростанций и сетей в целом. На втором, низшем, уровне обосновывают развитие отдельных объектов (или их совокупности). Решение задач высшего уровня стадийно-временной иерархии содержится в технико-экономических докладах (ТЭД) по развитию электроэнергетики, решения второго уровня - в схемах развития ЭЭС. В пределах каждого из этих уровней задачи подразделяют еще и по временному признаку, исходя из длительности перспективного периода. Решение всех задач проектирования ЭЭС (рис. 8) в иерархической последовательности требует их взаимного согласования. Для этого нижестоящие системы при решении более крупной задачи рассматривают в обобщенном (агрегированном) виде. При переходе от высших уровней иерархии к низшим полученные характеристики агрегированных подсистем являются исходными данными при проектировании этих подсистем. Например, при оптимизации структуры генерирующих мощностей ЕЭС, каждая из ОЭС рассматривается в виде одного - двух узлов, содержащих нагрузки и эквивалентные электростанции ОЭС. Результаты расчета оптимальной структуры ЕЭС ( мощность электростанций по узлам) используют в качестве предела мощности электростанций при оптимизации каждой ОЭС. ОЭС представляется в виде нескольких десятков узлов. Рассматривают несколько вариантов размещения электростанций в ОЭС. Если полученное решение по ОЭС достаточно близко к первоначальным эквивалентным показателям, то решение согласовано. Иначе необходимо повторить расчеты на обоих иерархических уровнях. Рис. 8. Задачи развития ЭЭС № п/п Задача Уровень иерархии технологический отраслевой территориальный стадийный временной, лет 1 Нахождение оптимальной структуры генерирующих мощностей по видам энергоресурсов и предварительно по типам ЭС Оптимизация структуры генерирующей мощности ТЭК ЕЭС ТЭД схема 15 - 20 10 - 15 2 Уточнение структуры генерируемой мощности по типам ЭС и параметрам основного оборудования (требования к новому оборудованию) Оптимизация структуры генерирующей мощности ЭЭС ЕЭС ТЭД схема 10 - 20 10 - 15 3 Обоснование параметров размещения и развития ЭС Оптимизация развития ЭС ЭЭС ЕЭС, ОЭС ТЭД 15 - 20 4 Обоснование решений по выбору типа, пунктов размещения, мощности и сроком проектирования ЭС Оптимизация развития ЭС ЭЭС ОЭС ТЭД схема 15 - 20 10 - 15 5 Обоснование решений по срокам строительства и вводу агрегатов ЭС - ЭЭС ОЭС схема 5 - 10 6 Обоснование принципов построения и развития электрических сетей (включая требования к новому оборудованию) Оптимизация развития электрических сетей ЭЭС ЕЭС, ОЭС ТЭД схема 15 - 20 10 - 15 7 Выбор схем развития электрических сетей Оптимизация развития электрических сетей - ЕЭС, ОЭС схема 5 - 10 8 Обоснование решений по составу, параметрам, срокам сооружения ЛЭП и п/ст - - ЕЭС, ОЭС, РЭС схема 5 - 10 Проектирование энергосистем включает выполнение следующих видов проектных работ: а) разработку один раз в два года схемы развития ЕЭС и ОЭС России на пятнадцатилетний период, выполнение работ по схеме развития единой национальной электрической сети ЕЭС России на десятилетнюю перспективу; б) периодическое уточнение работ, указанных в п. а (технический и экономический мониторинг). Уточнение ставит своей целью: - мониторинг текущего состояния энергосистемы, анализ функционирования и тенденции развития энергосистем; - своевременное выявление «узких мест» в развитии электроэнергетики страны; - возможность корректировки первоочередных технических решений, направленных в первую очередь на ликвидацию «узких мест»; - выявление причин отклонений от принятых ранее решений; - уточнение предложений по сооружению отдельных объектов; - изучение экономических показателей и при необходимости разработку соответствующих предложений; в) разработку схем развития региональных энергосистем на перспективу 5-10 лет; г) разработку энергетических и электросетевых разделов в работах по: - теплоснабжению городов, районов и промышленных предприятий; - комплексному использованию рек, размещению ГЭС и ГАЭС; - определению площадок крупных конденсационных электростанций; - составлению энергетических разделов в составе проектов электростанций и крупных электросетевых объектов, а также в других внестадийных работах по отдельным вопросам развития энергетики; - разработке схем выдачи мощности электростанций; д) разработку схем развития электрических сетей в отдельных энергорайонах и сельской местности, крупных городах, схем внешнего электроснабжения промышленных предприятий, перекачивающих станций нефте-, газо- и продуктопроводов, каналов, мелиоративных систем, электрифицируемых участков железных дорог, а также энергетических разделов схем районных планировок и генпланов городов. При разработке требований к объему и содержанию всех видов работ по проектированию энергосистем рекомендуется дифференцировать требования к составу представляемых материалов, относящихся к отдельным этапам рассматриваемой перспективы, избегая излишней детализации рекомендаций по вопросам, которые выходят за пределы проектного уровня, и будут рассматриваться в последующих работах на основании уточненных данных. На всех стадиях проектирования развития энергосистем с соответствующей степенью конкретизации рекомендуется учитывать следующие вопросы: - организации ремонтно-эксплуатационного обслуживания (сервисные службы и др.); - оснащения средствами диспетчерского и технологического управления; - обеспечения устойчивости параллельной работы энергосистем; - использования средств релейной защиты и противоаварийной автоматики; - оснащения автоматическими системами управления; - оснащения АСКУЭ. Основой для проектирования развития энергосистем, как правило, являются: - отчетные показатели работы энергосистем и отдельных предприятий; - данные о строящихся электростанциях и электрических сетях; - проекты намечаемых к сооружению электростанций и электрических сетей; - планы развития энергосистем на ближайшие годы; - материалы, характеризующие перспективы развития электроэнергетики страны и региона (например, энергетическая стратегия России на долгосрочный период, стратегия развития электроэнергетики России на долгосрочный период, программа обновления объектов электроэнергетики на перспективный период, Федеральная целевая программа «Энергоэффективная экономика» и др.); - региональные энергетические программы; - проектные и научно-исследовательские работы по вопросам развития электроэнергетики и материалами по их утверждению; - технико-экономические доклады, внестадийные и научно-исследовательские работы, характеризующие технический прогресс производства, передачи, распределения и потребления электроэнергии, технико-экономические показатели электроустановок и ЛЭП различного типа, а также возможности и условия сооружения различного типа электростанций; - отчетные данные и информация по перспективам функционирования и развития, предоставляемая субъектами рынка. Схемы развития являются исходными документами для выполнения стадийного проектирования отдельных ЛЭП, п/ст. Схемы развития являются основанием для резервирования площадок, коридоров и зон для энергетических объектов. Технология проектирования ЭЭС может быть представлена последовательностью следующих этапов. 1. Формирование (синтез) возможных вариантов развития ЭЭС, обеспечивающих потребителей необходимым количеством энергии при нормативном качестве. Этот этап является наиболее ответственным этапом проектирования. Здесь используют обобщенные рекомендации, основанные на анализе опыта проектирования и специальных исследований. Основные рекомендации по выбору структуры генерирующих мощностей, размещению электростанций, построению схем электрических сетей содержатся в указаниях и нормативах по проектированию развития энергосистем. В последние годы для формирования вариантов и их последующего анализа используют оптимизационные математические модели, автоматизирующие труд проектировщика. 2. Технический анализ вариантов развития ЭЭС. На этом этапе проверяют соответствие технических характеристик возможным условиям работы в энергосистеме. Для этого выполняют расчеты режимов на рассматриваемую перспективу, анализируют пропускную способность сетей и требуемую надежность электроснабжения потребителей. На основании этих расчетов определяют показатели необходимые для экономического сопоставления вариантов (потери электроэнергии, потребность в энергоресурсах, математическое ожидание недоотпуска электроэнергии и др.). Методы технического анализа различны на стадии обоснования вариантов на далекую перспективу и на стадии рассмотрения отобранных вариантов развития. В первом случае необходимо получить обоснование экономических показателей вариантов. Поэтому можно использовать упрощенные методы расчета режимов, надежности и т.д. Во 2-ом случае необходимо определить и обосновать технические мероприятия по обеспечению требуемого качества и надежности электроснабжения. Здесь необходима детальная проверка технической допустимости вариантов. 3. Экономическая оценка и сопоставление вариантов развития ЭЭС выполняется путем расчета капиталовложений, издержек производства, приведенных затрат. При этом должны быть учтены условия энергетической и экономической сопоставимости. 4. На последнем этапе подготавливают сводные показатели, необходимые для планирования развития электроэнергетики и организации проектирования отдельных объектов системы. Среди этих показателей: состав вводимых электростанций, ЛЭП и п/ст, объем капиталовложений, топлива, потребность в оборудовании. 1.4. Автоматизация проектирования ЭЭС Усложнение структуры генерирующих мощностей, схем электрических сетей затруднили поиск лучших вариантов развития и анализ условий работы ЭЭС. Решить эти задачи практически невозможно без применения математических моделей (рис. 9) и ЭВМ. Математическая модель - это приближенное отображение с помощью уравнений, переменных и ограничений свойств функционирования и развития моделируемой системы. Накоплен достаточно большой опыт применения математических моделей и ЭВМ для проектирования ЭЭС. Рис. 9. Математические модели развития ЭЭС Наибольший эффект может быть получен при создании единого вычислительного комплекса оптимизации развития ЭЭС, входящего как составная часть САПР. В состав этого комплекса должны входить специализированные математические модели и сервисные программы подготовки, ввода, вывода используемой информации. САПР энергосистем (САПР ЭС) должна обеспечить выполнение следующих работ: - схем развития ЕЭС, ОЭС, РЭС; - плана развития отрасли; - энергетических и электросетевых разделов проектов крупных энергообъектов; - схем внешнего электроснабжения объектов народного хозяйства, районов, узлов; - предложений по годовым и пятилетним планам проектирования и строительства электростанций и сетей; - формирование сводных и справочных данных по развитию ЭЭС и сетей. Первая очередь САПР ЭС создана в виде 2-х подсистем: 1) подсистема энергетических задач (САПР ЭС), обеспечивающей автоматизацию расчетов для технико-экономического анализа вариантов развития электростанций, подготовки сводных и справочных данных о развитии электростанций и сетей. Основные задачи: - прогнозирование уровней и режимов электропотребления ; - составление балансов мощности и энергии; - расчеты режимов электростанций в характерных сутках; - расчеты потребности в топливе; - определение балансов Р и Q в узлах сети. 2) подсистема электрических задач (САПР ЭТ), обеспечивающая автоматизацию Расчёта электрических режимов, выполняемых при обосновании решений по развитию электросетей и средств управления режимами ЭЭС. Основные задачи: - формирование схем замещения и их эквивалентирование; - расчеты установившихся режимов; - оптимизация режимов; - расчеты ТКЗ; - расчеты перенапряжений. Основу информационного обеспечения САПР ЭС составляют 2 банка данных: - по электростанциям; - по электросетям. Банк включает в себя словари и технологическую информацию. Словари - наименование объекта, принадлежность, шифры. При кодировании объектов используется отраслевой классификатор. Технологическая информация: основные показатели всех электростанций с выделением каждого агрегата мощностью 6 МВт и более. Банк электростанций содержит информацию за отчетные 10 лет и на перспективу 15 лет. Банк по электросетям включает словари и справочники узлов сети, основного оборудования п/ст. Технологическая информация содержит основные данные по ЛЭП 220 кВ и выше, трансформаторам, КУ, выключателям, а также основные режимные параметры узлов и ветвей сети. Хранится отчетная информация и перспективная. Программное обеспечение включает СУРЗ, СУБД, технологические программы, системно-технологические программы, программы ввода-вывода, графические программы. СУРЗ - управляет последовательностью решаемых задач, памятью, терминалами. В САПР ЭН использована СУБД ИНЭС (ЭНИН). В САПР ЭТ - СУБД СЕТОР. Системно-технологические программы обеспечивают выборку и агрегирование исходной информации для работы технологических программ. 2. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ РАСЧЕТЫ ПРИ ПРОЕКТИРОВАНИИ РАЗВИТИЯ ЭЭС 2.1. Постановка задачи сравнительной экономической эффективности капиталовложений При проектировании ЭЭС, т.е. определении состава ее объектов и их параметров заранее должны быть заданы условия тождества эффекта (УТЭ). Под УТЭ понимают заданные одинаково для всех вариантов развития основные показатели производимой продукции: количество, качество, время ее производства (место может иметь множество вариантов). Таким образом в этих задачах задан результат (УТЭ), требуется найти минимальные затраты ресурсов для обеспечения УТЭ. Оптимальный план развития системы определяют в два этапа. На первом этапе определяют УТЭ, а на втором, на основе принятых УТЭ - параметры системы. Задачи второго этапа получили общее название задач определения сравнительной эффективности использования ресурсов. Решение в два этапа имеет как сильную, так и слабую сторону. Сильная сторона состоит в том, что предварительный выбор УТЭ упрощает решение, т.к. можно выделить ЭЭС из всего комплекса систем народного хозяйства, сократить размерность задачи. Недостатком является то, что нет прямого учета взаимосвязи между УТЭ всех локальных систем. При формировании задач сравнительной эффективности учитывают следующие положения. 1. Учет ограниченности капиталовложений. При планировании на расчетный период Т (1, 2, … t … T) приходится иметь дело с использованием суммарных капитальных вложений. Они могут быть приближенно заданы для каждого года. Капиталовложения можно распределить между объектами экономики различными способами. Выбор наилучшего распределения капиталовложений в целом является задачей на определение максимального эффекта использования заданной общей величины капиталовложений. Отсюда термин - сравнительная эффективность капиталовложений. Для каждого отдельно взятой системы задача развития формулируется как отыскание минимума некоторой функции капиталовложений и издержек при заданных УТЭ. 2. Прогнозы УТЭ и выбор расчетных сроков. При прогнозировании УТЭ выявляются два противоречивых обстоятельства. С одной стороны всегда желательно задаваться большим расчетным сроком, чтобы учесть возможные отдаленные результаты развития систем. С другой стороны, чем больше Т, тем ниже точность прогноза для более отдаленных лет. Поэтому необходим компромисс, достигаемый с помощью адаптивного скользящего планирования (рис. 10). Его сущность сводится к многократному повторению плановых расчетов со сдвигами на небольшие сроки (год, два, пять). Расчеты выполняются для довольно большого срока Т, а решение по выбору тех или иных параметров принимается лишь для его сравнительно короткой начальной части ТР. Рис. 10. Скользящее проектирование 3. Учет фактора времени. Целевая функция учитывает не менее двух показателей каждого ресурса: - относительную ценность единицы ресурса; - количество ресурса. На относительную ценность ресурса влияет фактор времени. Под фактором времени понимают влияние двух обстоятельств: более раннее или более позднее начало реализации ресурса и длительность его воздействия на производство. Относительная ценность ресурса тем больше, чем раньше он вовлекается в производство и чем длительнее его воздействие на производство. Фактор времени отражает экономическую эффективность участия ресурса в производстве в условиях динамического развития ЭЭС. Учет времени выполняют следующим образом. Все подлежащие оценке и сравнению ресурсы или затраты включают в целевую функцию своими стоимостями при известных постоянных их ценах. Затем эти стоимости умножают на коэффициенты учета фактора времени (коэффициент приведения разновременных затрат). Эти коэффициенты тем больше, чем раньше используют данный ресурс и чем больше длительность его использования в производстве. 2.2. Критерии оптимальности развития ЭЭС Для обоснования эффективности вариантов развития энергосистем и сооружения объектов электроэнергетики используются критерии: - эффективность с позиции интересов национального хозяйства страны в целом; - коммерческая (финансовая) эффективность, учитывающая финансовые последствия реализации проекта для его непосредственных участников. Для электросетевых объектов монопольного регулируемого сектора энергетики оценивается только общественная эффективность. Для объектов конкурентного сектора энергетики, финансируемых коммерческими организациями, оцениваются оба вида эффективности. Выбранный вариант должен удовлетворять условию, при котором экономическое преимущество его устойчиво сохраняется при изменении исходных показателей в пределах вероятного диапазона их значений. Решения по сравниваемым вариантам принимаются с использованием методов, учитывающих риск и возможную неопределенность исходной информации. Это предполагает, что такие показатели, как цены (тарифы), перспективные нагрузки потребителей, экономические нормативы (рентабельность) не могут быть определены однозначно. Поэтому основой для принятия решения о целесообразности инвестиций в ряде случаев должно служить не формально подсчитанное значение критерия эффективности, а совокупность его ожидаемых значений, ограниченная возможными изменениями исходных показателей и экономических нормативов. Особенно важна проверка устойчивости результата при варьировании исходной информации для масштабных задач, требующих значительных затрат и продолжительного времени реализации. На стадии выполнения работ по проектированию развития энергосистем выполняется только оценка экономической эффективности. Суммарное снижение затрат в системе - системный эффект, получаемый от сооружения обосновываемого энергетического объекта, определяется по выражению где Т1 - срок службы объекта; - текущие годы эксплуатации объекта; - снижение затрат на ввод мощности; - снижение издержек на выработку и транспорт электроэнергии; - снижение ущерба у потребителей; - дополнительная прибыль от экспорта электроэнергии; Т0 - год, к которому приводятся разновременные затраты (рекомендуется приведение к году выхода на постоянную эксплуатацию); Е - ставка дисконтирования затрат, принимаемая равной стоимости капитала на финансовом фондовом рынке и утверждаемая органами государственного регулирования. В настоящее время в России отсутствует рекомендованная регулирующими органами удельная стоимость ущерба. В СССР в проектной практике ущерб оценивался на уровне 60 коп./ кВт·ч. В проводимых расчетах стоимость ущерба в России рекомендуется оценивать исходя из зарубежного опыта компенсации ущерба потребителям и электроемкости ВВП в размере 1,5-4 долл./ кВт·ч. Для определения экономической (общественной) эффективности сооружения энергетического объекта системный эффект сравнивается с затратами по проекту. Затраты, связанные с сооружением сетевого объекта, определяются по выражению где t - текущие годы строительства и эксплуатации объекта; - капитальные затраты в год t; - эксплуатационные издержки в год t . Сравнение различных инвестиционных проектов и выбор лучшего из них производится по критерию экономической эффективности с использованием различных показателей, к которым относятся: - максимум чистого дисконтированного дохода (ЧДД); - индекс доходности (ИД); - внутренняя норма прибыли (ВНП); - срок окупаемости капиталовложений (Т). Чистый дисконтированный доход находится как разность между дисконтированным системным эффектом и дисконтированными затратами: ЧДД = Э - З. Положительность ЧДД говорит об эффективности проекта. При Э=const этот критерий преобразуется в критерий минимума затрат. Индекс доходности представляет собой отношение дисконтированного системного эффекта к дисконтированным затратам: Индекс доходности тесно связан с ЧДД: если ЧДД положителен, то ИД > 1 и проект эффективен, и наоборот. Внутренняя норма доходности (ВНД) представляет собой ставку дисконтирования, при которой ЧДД равен нулю. Эффективность проекта оценивается положительно, если ВНД больше требуемой нормы дохода. Срок окупаемости капвложений Т - это год, в котором разность между ЭТ и ЗТ становится положительной и остается таковой до конца расчетного периода. Выбор варианта по минимуму приведённых затрат является правомерным, если сравниваемые варианты практически осуществимы, удовлетворяют техническим нормативам, допустимы с точки зрения безопасности людей и охраны окружающей среды. Качественные различия между вариантами могут быть оценены в денежной форме. Решение задачи возможно на основе многокритериального подхода. Формальное решение возможно, если каждой из целей можно поставить в соответствие относительный коэффициент важности (определяется экспериментальным путем). Принятие минимума приведенных затрат в качестве основного критерия не означает, что выбор варианта может быть выполнен чисто формально. Это связано с тем, что вблизи своего минимума функция затрат является весьма пологой, т.е. изменение некоторых параметров системы не приводит к существенному изменению затрат. Таким образом, помимо оптимального варианта могут существовать несколько других вариантов незначительно отличающихся по затратам. Выбор варианта может производиться специалистом на основании сопоставления по другим критериям. 2.3. Формирование и сопоставление вариантов развития ЭЭС Для получения правильных результатов при формировании и оценке вариантов необходимо выполнить следующие основные требования: 1) все сравниваемые варианты должны быть равноценны по мощности, выработке продукции необходимого качества (включая неэнергетическую продукцию, если рассматриваются комплексные объекты) и надежности; 2) в сравниваемых вариантах должен учитываться весь объем затрат, связанных с их осуществлением и последующим функционированием, включая затраты на смежные отрасли народного хозяйства; 3) перечисленные условия должны выполняться в течение всего рассматриваемого периода. Для удовлетворения этих условий варианты должны включать все элементы ЭЭС и смежных отраслей, затраты на некоторые в разных вариантах неодинаковы. Это приводит к чрезмерному увеличению размера задачи. Изменение типа или размещения хотя бы одного объекта ЭЭС может привести к изменению режима по всем остальным элементам ЭЭС. Так, при замене в варианте КЭС на ГЭС изменяется режим всех электростанций ОЭС, при сооружении ЛЭП, замыкающей кольцо, изменяется загрузка всей сети. Состав рассматриваемых объектов целесообразно ограничить только теми; учет затрат по которым для решения данной задачи является наиболее существенным. Для учета изменения затрат по остальным объектам ЭЭС (системный фактор) можно использовать приближенные методы и оценки. Как правило, в сравниваемые варианты не включаются затраты по объектам смежных отраслей, поскольку цены (на топливо, оборудование) уже отражают издержки в этих отраслях и средние затраты на их развитие. Такой подход допустим, если различия требований к развитию этих отраслей в сравниваемых вариантах невелики. В ряде случаев реализация сравниваемых вариантов может потребовать сооружения конкретных объектов смежных отраслей, затраты на которые значительны. Например, шахты и карьеры, сооружаемые в комплексе с КЭС, транспортные магистрали для перевозки топлива и т.п. В подобных случаях предприятия смежных отраслей, выровненные по производственной мощности и выработке продукции должны непосредственно включаться в состав сравниваемых вариантов. При наличии в сравниваемых вариантах объектов комплексного назначения (ТЭЦ, комплексных гидроузлов, энерготехнологических комплексов) затраты по вариантам определяются, исходя из условия решения в этих вариантах тех же задач в соответствующих отраслях народного хозяйства, которые решаются проектируемыми объектами. ТЭЦ = КЭС + котельная. Выбор состава объектов, непосредственно включаемых в сравниваемые варианты и способов учета изменения затрат по остальной части системы является весьма ответственным этапом Т-Э обоснований, где в наибольшей степени проявляются опыт и интуиция инженера. С точки зрения методов формирования вариантов и учета системного фактора задачи Т-Э обоснований при проектировании ЭЭС могут быть разделены на два типа: задачи обоснования состава и очередности сооружения групп энергообъектов и задачи обоснования выбора вариантов отдельных объектов. Комплексное сопоставление вариантов развития ЭЭС. Сюда относят задачи выбора структуры генерирующих мощностей, очередности ввода ЭС в ОЭС, выбора схемы развития основных сетей и ОЭС. Для каждого из сравниваемых вариантов по годам рассматриваемого периода задают ввод мощностей ЭС и электросетей, обеспечивающие на всех этапах удовлетворение заданной суммарной потребности в мощности, энергии. В состав вариантов должны входить те объекты ЭЭС, параметры или режимы работы которых в различных вариантах не совпадают. При приведении вариантов развития ЭЭС к сопоставимому виду наибольшую трудность вызывает то обстоятельство, что при ограниченном периоде ТР, в состав вариантов входят задельные объекты (не введенные в эксплуатацию или не достигшие своих проектных показателей), получающие полное развитие за пределами ТР. Критерий (2) предполагает постоянство издержек эксплуатации за пределами проектного периода развития. Чтобы избежать искажений в определении затрат следует выровнять варианты развития ЭЭС по производственному эффекту. К ТР добавляется дополнительный срок Тпосл (этап последействия). Последним годом этапа последствия принимают год выхода на нормальную эксплуатацию последнего из задельных объектов (рис. 11). Рис. 11. Выравнивание вариантов по производственному эффекту Для электростанций - это достижение полного использования их проектной мощности, для ЛЭП и п/ст - достижение проектных нагрузок. За пределами ТР в составе вариантов ЭЭС не рассматривается сооружение новых реальных энергообъектов. Для выравнивания балансов мощности и энергии в период ТПОСЛ при необходимости вводят "выравнивающие" мощности, которые оценивают по удельным показателям ЭС, замыкающих энергобаланс проектируемой ЭЭС. Обоснование отдельных энергообъектов. К таким задачам относятся определение экономической эффективности строительства ГЭС, ГАЭС, ТЭЦ, выбор размещения и мощности отдельных КЭС, выбор схем электроснабжения отдельных узлов. Рассмотрение объектов небольшой мощности в составе системы нецелесообразно из-за несопоставимости затрат по данному объекту и ЭЭС в целом. Такие объекты выбирают на основе попарного сопоставления объектов с учетом системного фактора. Рассматриваемый объект сопоставляется либо с конкретными конкурирующими объектами, либо с условными замещаемыми объектами. Сравниваемые объекты должны удовлетворять следующим требованиям: 1. В качестве альтернативных объектов должны рассматриваться наиболее совершенные энергоустановки, которые могут быть сооружены в той же ЭЭС и способные выполнять ту же задачу. Для пиковых ГЭС и ГАЭС - ГТС; для ГЭС со средним числом часов использования - полупиковые КЭС; для АЭС - базисная КЭС. 2. Каждый объект должен использоваться в оптимальном для него режимах. 3. Сравниваемые объекты должны быть выровнены по мощности и энергии с учетом надежности электроснабжения. 4. Сравниваемые варианты должны быть выровнены с точки зрения динамики ввода мощностей. Необходимо учитывать возможные ограничения использования мощностей ГЭС и ГАЭС по условиям заполнения водохранилищ, мощностей ТЭЦ - по мере роста тепловой нагрузки. Оценка капитальных и текущих затрат при сопоставлении вариантов развития ЭЭС. Требования к расчету капитальных и текущих затрат, учитываемых при сравнении вариантов, определены в "Инструкции по определению экономической эффективности капиталовложений в развитие энергетического хозяйства": 1) Капиталовложения на создание основных и оборотных фондов по сравниваемым объектам. 2) Изменения капиталовложений по прочим объектам (системам, отраслям). В состав ежегодных издержек включают все виды расходов, необходимых для эксплуатации, не считая прибыли и налогов. ИЭЛ.ЭН. требуется при сопоставлении вариантов, не выровненных по мощности ЭС и выработке электроэнергии, например, при сравнении вариантов электросети с различными потерями электроэнергии. 2.4. Учёт надёжности Надежность ЭЭС является важнейшим свойством системы. Под надежностью понимают свойство системы выполнить заданные функции в заданном объеме при определенных условиях функционирования. Надежность ЭЭС характеризуется ее способностью противостоять различным возмущениям, под которыми понимают любые изменения схемы и параметров режима, вызванные как плановыми изменениями нагрузки и схемы. Так и отказами элементов ЭЭС. Надежность ЭЭС обеспечивается: а) резервированием, т.е. созданием избыточности элементов ЭЭС путем дублирования или выбора параметров оборудования с запасом; б) созданием целенаправленного управления, цель которого обеспечение полного использования резервов в ЭЭС или минимизация потерь и ущербов. Надежность и экономичность как правило противоречивы, но их противоречивость такова, что позволяет найти приемлемое решение. Повышение показателей надежности - увеличение затрат. Снижение показателей надежности - повышение ущербов, наносимых системе, потребителям, окружающей среде. . Главная сложность - в отыскании y0 для каждого конкретного потребителя. Если это удается, то задачу определения рациональной надежности можно решать как подзадачу оптимизации развития ЭЭС. Приведенные затраты З дополняются Y (рис.12.). Степень достоверности y0 зависит от характера решаемой задачи. На уровне выбора схем электроснабжения – удельные ущербы, дифференцированные по типам, предприятиям, глубине и виду ограничений. При проектировании развития электросетей РЭС, ОЭС – ущербы связанные с ограничением нагрузки районных п/ст, от которых питаются различные потребители. При оптимизации развития электростанций и основных сетей ОЭС – ущербы от ограничения потребителей системы. Основными недостатками учета надежности с помощью ущерба являются: 1)большая погрешность в определении y0; 2) неучет ряда важных отрицательных последствий нарушения электроснабжения, не поддающихся экономической оценке. Поэтому часто используют нормативы надежности. Нормируют: пропускные способности электросетей в нормальном, аварийном и послеаварийном режимах; коэффициент запаса статической устойчивости, резервы генерирующей мощности. К2опт > К1опт Рис. 12. Зависимость затрат при учёте надёжности 2.5. Учёт качества электроэнергии и охраны окружающей среды Качество электроэнергии определяется состоянием двух основных параметров - f и U. Качество f и U в основном определяется отклонениями и колебаниями. Отклонения характеризуются относительно медленными изменениями. Колебания - быстрые, кратковременные изменения. Качество напряжения зависит еще от несимметрии и несинусоидальности. Все эти показатели нормируются. Если они находятся в норме, то считается, что качество электроэнергии не требует улучшения. Выход любого норматива за пределы приводит, прежде всего к экономическому ущербу, а в ряде случаев к снижению надежности. Установление нормативов качества электроэнергии означает, что выход за их пределы недопустим по соображениям экономичности и надежности. Ущерб заведомо больше затрат на недопущение нарушения. Все сравниваемые варианты должны удовлетворять всем нормативам качества. Вред, нанесенный среде обитания, не может и не должен измеряться только экономическим ущербом. При слабом воздействии ущерб оценивают по затратам на восстановление нормального состояния среды. Обычно задача должна формулироваться так: как с наименьшими затратами обеспечить соблюдение допустимых нормативов отрицательного влияния на среду обитания. Особенно важен учет этих нормативов при выборе мест размещения электростанций (ТЭС и котельные до 27 % общих вредных выбросов среди всех отраслей промышленности). На ТЭС угольной на 100 МВт за год: сернистый газ диоксид азота оксид углерода углеводороды золовая пыль 138000 тонн 20900 тонн 500 тонн 210 тонн 4500 тонн Оценка ожидаемого воздействия электроэнергетики на окружающую среду при разработке перспектив ее развития производится для последних лет этапов развития отрасли с использованием методик регионального уровня и укрупненных нормативов удельных значений экологических параметров на единицу продукции: нормативов удельных выбросов нормируемых загрязняющих веществ в атмосферу для вновь вводимых котельных установок, укрупненных норм водопотребления и водоотведения и т.д. Ожидаемые объемы выбросов загрязняющих веществ и парниковых газов в атмосферу не должны превышать предельных значений, соответствующих как внутригосударственным нормативным природоохранным требованиям, так и требованиям международных конвенций, участницей которых является Россия. Ожидаемые дополнительные площади отвода земель под новые объекты электроэнергетики следует оценивать по нормативам их удельной землеемкости, за исключением гидроэлектростанций, площади отвода земель под которые в силу индивидуальности ГЭС оцениваются по проектным документам или определяются по объектам-аналогам. Капиталовложения в охрану окружающей среды на вновь вводимое энергетическое оборудование в рамках действующих природоохранных нормативов предусматриваются в сметах проектов электростанций и учитываются вместе с необходимыми объемами капиталовложений в строительство электростанций. Дополнительные капиталовложения в охрану окружающей среды могут иметь место при размещении новых объектов в регионах, где не допускается увеличение объемов выбросов тех загрязняющих веществ, по которым в регионе превышена ПДК. 3. Прогнозирование электропотребления и нагрузок 3.1. Общая характеристика методов прогнозирования электропотребления Проектирование развития ЭЭС начинается с прогнозирования нагрузки. Для эффективного проектирования важно предсказать не только будущую мощность нагрузки, но и выработку электроэнергии. Прогноз нагрузки используется при определении мощности вновь вводимых агрегатов, планировании развития системообразующих и распределительных сетей, определении общей потребности в энергоресурсах. Точность прогноза существенна для любой энергосистемы, так как этой точностью во многом определяются сроки ввода нового оборудования. Заниженный прогноз ведёт к ограничению потребителей и ущербу в смежных отраслях хозяйства. Завышенный прогноз также ведёт к ущербу за счёт омертвления капиталовложений в не полностью используемом оборудовании. Качество прогноза зависит от квалификации и опыта специалистов, составляющих прогноз, поскольку нельзя полагаться только на математические методы прогнозирования. При подготовке прогноза возникают следующие вопросы: 1. Как следует прогнозировать максимум нагрузки? • На основе прогноза энергии и использовании ; • Самостоятельно по отчётным данным; 2. Как составить прогноз суммарной нагрузки? • По совокупности прогнозов её составляющих; • Непосредственно базировать прогноз на ретроспективных данных о суммарной нагрузке; 3. Какие погодные условия учитывать? • Средние; • Экстремальные. 4. какие методы нужно использовать при прогнозировании? • Простые; • Более строгие математические. Ответы на эти вопросы составляют стратегию прогнозирования. Стратегию определяется предполагаемым использованием результата прогноза. Для планирования развития генерирующей мощности небольшая разница в темпах роста нагрузки в отдельных районах несущественна. Но эти же данные могут оказать существенное влияние на выбор местоположения отдельной электростанции. Прогноз мощности можно осуществлять двумя путями. Можно прогнозировать потребление электроэнергии (что считается менее трудоёмким) и получить по этим данным, взяв , прогноз максимальной нагрузки. К сожалению, оценка ожидаемого значения трудна сама по себе из-за отсутствия чётких закономерностей ее изменения. Вторая возможность – прямой прогноз максимума нагрузки, хотя закономерности роста максимумов тоже трудно выявить. Преимущества первого подхода в том, что тенденции роста потребления электроэнергии более или менее стабильны, тесно связаны с демографическими и экономическими факторами. Потребление можно считать по типам нагрузок, по районам и т.д. Преимущества второго подхода – в прямой связи прогнозируемой величины с таким показателем климатических условий как температура. Оба подхода применяются в энергосистемах с равным успехом (средняя ошибка около 5 %). Следующий вопрос состоит в том, как составлять прогноз суммарной нагрузки – из прогнозов её составляющих или по ретроспективным данным о суммарной нагрузке. Прогнозы составляющих обычно относятся к отдельным группам потребителей, отдельным районам и т.д. Преимущества прогнозирования по составляющим заключаются в возможности оценки тенденций изменения (в том числе и необычных) потребления каждой группы нагрузок, что уменьшает вероятность ошибки прогноза суммарной нагрузки. Преимущества прогнозирования суммарной нагрузки состоят в относительной простоте прогноза, так как в ней сильнее прослеживаются тенденции роста потребления, а кривая роста достаточно гладкая. Оба подхода применяются с равным успехом в различных ЭЭС. В конкретных условиях какой-либо отдельный метод может оказаться предпочтительнее. Перед выбором конкретного метода важно понять физику процесса изменения нагрузки. Если ретроспективные данные и здравый смысл подсказывают возможность экстраполяции, то её и надо применять. Из-за различия ЭЭС нельзя дать конкретных рекомендаций по выбору метода прогнозирования. Выбор наилучшего метода может быть сделан только на основе тщательного анализа различных методов. Методы прогнозирования можно разделить на 3 большие группы: экстраполяционные, корреляционные и смешанные. Кроме того, их можно разделить на детерминированные, вероятностные (стохастические). Экстраполяция. Экстраполяционные методы связаны с подбором аппроксимирующих зависимостей для ретроспективных данных, отражающих тенденцию изменения нагрузки (электропотребления). Имея эту зависимость можно экстраполировать её на желаемый интервал времени в будущем. Такой метод будем называть детерминированной экстраполяцией, поскольку не учитываются случайные ошибки в исходных данных и погрешности модели. Для аппроксимации тренда мощности и электропотребления используют следующие функции (модели): Прямая ; Парабола S-образная ; Экспонента . Наиболее часто аппроксимация, т.е. подбор коэффициентов кривой заданного вида, производится методом наименьших квадратов. Корреляция. Корреляционные методы прогноза связывают нагрузку и электропотребление с различными демографическими факторами. Преимущества этого подхода в том, что инженер начинает чётко представлять взаимосвязь между ростом нагрузки и электропотребления и другими измеряемыми величинами. Наиболее очевидным недостатком метода является необходимость предсказывать экономические и демографические факторы, что может оказаться труднее, чем прогнозировать нагрузку и электропотребление. В любом случае методы прогнозирования следует использовать лишь в помощь инженеру; ничем нельзя полностью заменить опыт и здравый смысл. 3.2. Построение аппроксимирующих моделей Для подбора коэффициентов моделей используют регрессионный анализ. Пусть имеются наблюдения прогнозируемого показателя , заданные значениями , связанные условием: где - математическое ожидание и дисперсия случайной величины ; - известные значения параметров; - неизвестные коэффициенты. Для случая прогнозирования временных зависимостей - наблюдения прогнозируемого показателя, соответствующие моментам времени . Регрессионный анализ позволяет наилучшим образом подобрать коэффициенты на основе имеющейся выборки . , где - вектор наблюдений ; - вектор искомых коэффициентов ; - вектор отклонений наблюдений от своих математических ожиданий ; - план-матрица, состоящая из . Она содержит строк по числу наблюдений и столбец по числу факторов. Оптимальным значениям соответствует минимум функции . Это выражение называют критерием наименьших квадратов. Дифференцируя по и приравнивая к нулю , получим , откуда найдём . Линейные уравнения, позволяющие найти искомые значения компонент вектора , называются система нормальных уравнений. В простейшем случае . . Система нормальных уравнений имеет следующий вид . Выполнив умножения матриц, получим . Определитель системы двух линейных уравнений равен . Искомые коэффициенты равны Для оценки точности вычисляют кажущуюся погрешность моделирования . Важнейшие требования к план-матрице - линейная независимость её столбцов и хорошая обусловленность матрицы . Проверка статистической состоятельности построенной регрессионной модели. Наиболее простой критерий – «нулевая гипотеза». Она опровергает гипотезу, положенную в основу моделирования, т.е. предполагает, что построенная модель не улавливает закономерности изменения случайных величин. Для проверки вычисляют Найденное число представляет собой значение случайной величины, которая при справедливости «нулевой гипотезы» распределены по закону -распределения с степенью свободы числителя и степенями свободы знаменателя. Задаваясь вероятностью , можно по таблицам найти верхнюю границу . Если , то «нулевая гипотеза» не верна и модель выбрана правильно. Согласование моделей прогнозирования. Приведённые модели прогнозирования не учитывают взаимосвязи между крупными узлами ОЭС и ОЭС в целом. Рассмотрим простейший метод прогнозирования временных зависимостей, учитывающий эти связи. Пусть имеется наблюдений для узлов , входящих в ОЭС () и наблюдение того же показателя для ОЭС в целом. Согласовать прогнозы так, чтобы: Чтобы обеспечить согласованность прогнозов узлов и ОЭС необходимо добавить следующую систему ограничений: С учётом этого ограничения , где - векторы искомых коэффициентов . Используя метод наименьших квадратов, получим . Дифференцируя, получим . Откуда можно найти . 3.3. Нормативный метод определения потребления электроэнергии Этот метод основан на использовании удельных норм расхода электроэнергии на производство различных видов промышленной продукции (рис. 13) и обобщённых показателях расхода электроэнергии в сельском хозяйстве (рис. 14), транспорте (рис.15), коммунально-бытовом секторе (рис.16). Для любого года где - нормы электропотребления на производство промышленной продукции вида в году ; - прогнозируемый объём производства продукции вида в году ; - прогноз потребности в электроэнергии в сельском хозяйстве, транспорте, коммунально-бытовом секторе; - расход электроэнергии на собственные нужды электростанций и потери в сетях. Нормы электропотребления в течение времени меняются. Они формируются под влиянием 2-х групп противоположно действующих факторов. • 1-я группа – факторы, снижающие расход электроэнергии: увеличение ед. мощности, к.п.д., улучшение использования оборудования. • 2-я группа – факторы, повышающие расход электроэнергии: повышение уровня электрификации, ухудшение качества сырья, выпуск более электроёмких видов продукции. Рис. 13. Изменение норм электропотребления а – металлургия; б – химическая промышленность; в – топливная промышленность; г – стройматериалы Нормирование удельных расходов электроэнергии в сельском хозяйстве, транспорте и коммунально-бытовом секторе осуществляется дифференцированно по отдельным производственным процессам. Такие данные используются для определения расчётных нагрузок подстанций и узлов. Однако эти нормы не могут быть использованы для определения суммарного электропотребления по этим отраслям. В каждой отрасли количественные показатели отдельных видов производственных процессов весьма неустойчивы. Определение электропотребления в этих отраслях основано главным образом на анализе динамики темпов роста отраслевого электропотребления во взаимосвязи с наиболее общими показателями развития отраслей. Например, на транспорте – протяжённость железных дорог для электротяги; в сельском хозяйстве – электровооружённость на одного работающего, масштабы орошения, уровень механизации; в коммунально-бытовом секторе – годовое электропотребление на человека, обеспеченность электробытовыми приборами и т.п. Рис. 14. Удельное электропотребление в сельском хозяйстве Рис. 15. Удельные. расходы на ж/д от степени использования пропускной способности дороги Рис. 16. Динамика изменения удельных норм электропотребления в коммунально-бытовом секторе Сумма электропотребления в промышленности, сельском хозяйстве, транспорте, коммунально-бытовом секторе формирует полезное электропотребление. При определении общей потребности в электроэнергии дополнительно учитывают расходы на собственные нужды электростанций и потери в сетях. Расход на собственные нужды определяют по нормативам в зависимости от структуры установленной мощности, вида топлива. с.н. КЭС 0,3 – 7,3 %; с.н. ТЭЦ 6,6 – 13,1 %; с.н. АЭС 5,0 – 7,0 %; с.н. ГЭС 0,3 – 2,0 %. В целом 4 – 8 %. Потери электроэнергии можно определить по средним значениям потерь в сетях различного номинального напряжения. , кВ 750 – 500 330 – 220 110 35 6 – 10 0,4 Всего , % 0,5 – 1,0 2,5 – 3,5 3,5 – 4,5 0,50 – 1,0 2,5 – 3,5 0,5 – 1,5 5 - 9 Расчёты потребности в электроэнергии на перспективу 12 – 15 лет и более осложняется тем, что планирование развития других отраслей выполняется на меньшую перспективу. Используют несколько гипотез развития потребителей электроэнергии, отличающихся уровнями электропотребления. 3.4. Режимы электропотребления и графики электрических нагрузок Развитие ЭЭС должно обеспечить покрытие нагрузки потребителей с учётом неравномерности её потребления в суточном, недельном и годовом разрезах. Режимы потребления характеризуются графиками нагрузок. Различают отчётные графики и перспективные. Перспективные графики получают расчётным путём. Статические графики отображают изменение нагрузки в течение года при постоянном составе потребителей. Динамические графики учитывают рост нагрузки из-за ввода новых потребителей. Перспективные графики необходимы для: • составления баланса мощности и определения необходимой мощности источников; • выявления режимов работы различных типов электростанций; • разработки рекомендаций по регулированию графиков; • оценки эффективности объединения ЭЭС; • определения условий работы элементов сетей. Для этого используются суточные графики (рис.17) зимнего и летнего рабочих дней и годовой график месячных максимумов. Рис. 17. Суточный график нагрузки Графики нагрузки характеризуются следующими показателями: • среднесуточная нагрузка ; • коэффициент неравномерности нагрузки (0,616 – 0,864); • плотность графика нагрузки (коэффициент заполнения графика) (0,827 – 0,936). Аналогичные показатели для недельных и годовых графиков. Плотность годового графика характеризуется продолжительностью использования максимальной нагрузки . Существует несколько способов построения перспективных графиков. Для ближайшей перспективы используют метод аналогий, по которому за основу принимается отчётный график с некоторыми уточнениями. Для более далёкой перспективы для новых быстро развивающихся систем – суммирование типовых отраслевых графиков. Для построения приближённых графиков используется метод обобщённых характеристик, полученных путём анализа большого числа расчётов на ЭВМ. Этот метод состоит в следующем: 1. потребление электроэнергии группируется по отраслям (промышленность, транспорт); 2. для каждой отрасли определяется расчётная нагрузка , где - статическая отраслевая продолжительность использования максимума. 3. Вычисляют средневзвешенное число часов использования среднего за зимний месяц максимума промышленной и транспортной нагрузок ; 4. Определяется отношение коммунально-бытового электропотребления к общему полезному отпуску электроэнергии в ЭЭС ; 5. по графикам определяют в зависимости от и число часов использования максимальной нагрузки системы . Графики (рис.18) построены для различных районов страны. Рис. 18. Зависимость продолжительности использования максимальной нагрузки от удельного веса коммунально-бытового потребления. 6. Определяют зимний максимум , где - общая потребность в электроэнергии с учётом расхода на собственные нужды и потери. 7. В зависимости от и района определяют показатели, характеризующие конфигурацию графиков - коэффициент летнего снижения нагрузки по отношению к зимнему максимуму (рис. 19). Рис. 19. Характеристики графиков нагрузки а – крайний юг; б – юг; в – центр; г - север 8. Определяют максимальную нагрузку каждого месяца с учётом коэффициента роста где - коэффициент годового роста нагрузки. 9. Строят график месячных максимумов. Нагрузка начала каждого месяца равна нагрузке конца предыдущего месяца. 10. Строят суточные графики в зависимости от . , где - коэффициенты, определяемые по таблицам в зависимости от региона. 11. Нерегулярные колебания нагрузки при МВт. 4. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПОТРЕБНОСТИ ЭЭС ВО ВВОДЕ ГЕНЕРИРУЮЩИХ МОЩНОСТЕЙ 4.1. Балансы мощности и электроэнергии Развитие генерирующих мощностей ЭЭС должно обеспечить полное покрытие прироста нагрузки при нормативном качестве электроэнергии. Размер суммарного ввода мощности на электростанциях, необходимого для покрытия планируемого прироста нагрузки с заданной надёжностью, определяется на основании балансов мощности и энергии. В ходе составления балансов мощности формируются конкретные варианты ввода мощностей на электростанциях. Балансы мощности составляют для ОЭС по годам расчётного периода (5 – 15 лет). Балансы мощности ОЭС составляют для часа совмещённого максимума ЕЭС (декабрь). Баланс мощности каждой ОЭС проверяется также для часа собственного максимума нагрузки. Это позволяет выявить загрузки связей с другими ОЭС. При составлении баланса мощности последовательно осуществляется расчёт его расходной части (потребности) и приходной части (покрытие). Прогнозирование максимума нагрузки рассмотрено в предыдущей главе. Перетоки мощности между ЭЭС (передача, получение) принимаются исходя из баланса мощности более крупного энергообъединения, в состав которого входит рассматриваемая энергосистема (для ОЭС – ЕЭС). Наиболее простым способом определения резерва мощности является нормативное задание резерва в процентах максимальной нагрузки. 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. Такой способ может давать значительную погрешность, поскольку не учитывает зависимости резерва от структуры генерирующей мощности, режима электропотребления, взаимного резервирования по МЭП. Для уточнения величины резерва используют более сложные методы расчёта. Установленная мощность электростанций определяется по номинальным параметрам оборудования. В действительности не вся установленная мощность электростанций может быть использована. Снижение располагаемой мощности по сравнению с установленной по отчётным данным достигает 10 – 17 %. Неиспользуемая мощность определяется как сумма: ▪ мощности агрегатов, которые к моменту прохождения максимума нагрузки ещё не полностью освоены в эксплуатации (головные образцы нового оборудования, первые агрегаты вводимых в данном году электростанций и последние агрегаты на электростанциях, где в данном году вводится более одного агрегата); ▪ снижения мощности электростанций из-за ограничений по выдаче мощности или отсутствия тепловых нагрузок на ТЭЦ; ▪ свободной мощности ГЭС, которая не может быть использована в графике нагрузки системы (с учётом несения резервных функций) в условиях расчётного маловодного года , где - располагаемая мощность ГЭС; - мощность участия ГЭС в покрытии максимума нагрузки; - часть резерва ЭЭС, размещаемая на ГЭС. Таблица. – Структура баланса мощности № п/п Наименование Потребность 1 Совмещённый максимум нагрузки ЭЭС 2 Передача мощности в другие системы 3 Необходимый резерв 4 Итого потребная мощность электростанций (1+2+3) Покрытие 5 Установленная мощность электростанций 6 Неиспользуемая мощность («разрывы» мощности, системные ограничения) 7 Располагаемая мощность, в том числе ГЭС, КЭС, ТЭЦ, АЭС (5-6) 8 Получение мощности из других систем 9 Итого покрытие (7+8) 10 Избыток (+) или дефицит (-) мощности (9-4) При определении установленной и располагаемой мощности электростанций учитывается, что часть оборудования электростанций подлежит реконструкции, модернизации и демонтажу (реконструкция: перевод КЭС в ТЭЦ). Экономически эффективна замена оборудования на 9 – 13 МПа и ниже, если оборудование используется более 2500 ч в году (в Европейской части). (9 МПа – от 25 до 100 МВт, 13 МПа – 150, 200 МВт). Разность между суммарной потребностью ЭЭС в мощности и суммарной возможной к использованию мощностью электростанций (строка 10 в табл.) представляет дефицит или избыток мощности в ЭЭС. Баланс мощности считается удовлетворительным, если дефицит (избыток) не превышает половины мощности наиболее крупного агрегата. При больших дефицитах (избытках) необходимо корректировать ввод мощности на электростанциях. Если такая корректировка вводов невозможна, то баланс сводится за счёт изменения размеров перетоков мощности с соседними ЭЭС при соответствующей корректировке ввода мощностей этих ЭЭС. Если и это невозможно, то в балансе системы фиксируется наличие дефицита (избытка) мощности и указывается изменение фактического резерва по отношению к расчётному. Баланс электроэнергии энергосистем, ОЭС и ЕЭС 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. Существует различие в составлении балансов ЭЭС европейской и азиатской частей страны. В европейских ЭЭС – высокая неравномерность режимов электропротребления. Размеры обмена энергией с другими ЭЭС определяются при условии, что для электростанций должны находиться в ограниченном диапазоне. Этот диапазон соответствует оптимальному использованию электростанций в суточных графиках нагрузки в течение года. не. 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 6500-7000 ч. Выработка ГЭС учитывается в балансе по среднемноголетней величи 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 4000-4500 ч, азиатской части - 4500-5000 ч. Оптимальные числа часов использования располагаемой мощности КЭС на угле в диапазоне 4500-6000 (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 2500-4000 ч. Баланс электроэнергии считается удовлетворительным, если использование располагаемой мощности тепловых электростанций, как правило, не превышает 6500 ч в год. Таблица. – Баланс электроэнергии № п/п Наименование Потребность 1 Годовое электропотребление ЭЭС 2 Передача электроэнергии в другие системы 3 Заряд ГАЭС 4 Итого потребность (1+2+3) Покрытие 5 Получение электроэнергии из других систем 6 Выработка электроэнергии электростанциями системы 7 в том числе 8 ГЭС, КЭС, ТЭЦ, АЭС 9 Итого покрытие (5+6) 10 Избыток (+) или дефицит (-) электроэнергии (9-4) Для более точного учёта режима ТЭС выполняют расчёты оптимальных режимов электростанций в суточных графиках рабочих и выходных дней различных сезонов года. Переход от суточных показателей к годовым осуществляется с учётом сезонной неравномерности электропотребления. В ЭЭС Сибири с высоким удельным весом ГЭС при составлении баланса электроэнергии определяют мощности КЭС, необходимые для сведения баланса в расчётных маловодных условиях на ГЭС: , где - потребность в энергии; - выработка электроэнергии на ГЭС в маловодных условиях; - выработка электроэнергии на ТЭЦ при полной загрузке по теплу; - предельное технически возможное для КЭС. При базисном режиме в течение года =6500 ч. 4.2. Резервы мощности в концентрированной ЭЭС Надёжность функционирования ЭЭС обеспечивается путём создания в них необходимого резерва мощности. Резерв мощности – разность между располагаемой мощностью электростанций ЭЭС и максимальной нагрузкой ЭЭС. При проектировании развития ЭЭС выделяют следующие составляющие резерва: - ремонтный резерв, предназначенный для возмещения мощности выводимого в плановый (средний, текущий и капитальный) ремонт оборудования электростанций; - оперативный резерв мощности, необходимый для компенсации аварийного снижения мощности электростанций вследствие отказов оборудования и случайных превышений нагрузки над расчетными значениями; - стратегический резерв, предназначенный 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). Если в ЭЭС пропускные способности связей ( и их число) между узлами не ограничивает возможностей взаиморезервирования, то такие системы считают концентрированными. В концентрированной ЭЭС нарушения электроснабжения связаны только с отказами генерирующего оборудования и колебаниями суммарной нагрузки. Расчёт ремонтного резерва. Резерв для проведения текущих ремонтов в период максимальных нагрузок определяется по выражению , где Nуст j - установленная мощность электростанции j-ого типа; k - число типов электростанций; - норматив текущего ремонта электростанции j -ого типа, %. Резерв текущего ремонта не требуется для ГЭС и ТЭС с поперечными связями, имеющими резервные котлы. Их ремонтируют в периоды снижения нагрузки. Таблица. – Нормативы текущего ремонта Тип электростанции , % ТЭС с поперечными связями 2,0 ТЭЦ с агрегатами 100 – 175 МВт 3,5 – 4,5 КЭС с блоками 100 – 300 МВт 4,0 – 5,0 500 – 1200 МВт 5,5 – 6,5 АЭС 4,0 – 6,0 ГТЭС 2,0 Резерв для капитальных ремонтов в период максимальной нагрузки определяется на основе нормативов длительности ремонтов оборудования и анализе годового графика месячных максимумов. Среднегодовая длительность ремонта определяется с учётом частоты ремонтов (капитальных – 1 раз в 2 – 5 лет и средних ремонтов 1 раз в промежутке между капитальными ремонтами). Таблица. – Нормативы капитального ремонта для расчёта резерва Тип электростанции Среднегодовой ремонт , мес. ГЭС 0,5 ТЭС с поперечными связями 0,33 КЭС с блоками 150 – 200 МВт 0,53 300 МВт 0,66 500 – 800 МВт 0,73 1200 МВт 0,86 АЭС 1,5 ГТЭС 0,5 Резерв для капитальных ремонтов определяют путём сопоставления площади провала годового графика месячных максимумов и ремонтной площадки, необходимой для капитальных ремонтов агрегатов всех типов. , где tкр j – норматив простоя в капремонте; Sпр - площадь провала графика месячных максимумов нагрузки ЭЭС, МВт•мес; Kпр - коэффициент использования площади провала (0,90 – 0,95). Площадь провала графика нагрузки ЭЭС определяется как сумма разностей между условной располагаемой мощностью ЭЭС и ее максимальной нагрузкой за каждый месяц m (рис. 20). Расчёт максимальной нагрузки m-го месяца описан в главе 2. - Рис. 20. Определение провала в графике месячных максимумов нагрузки: 1 – условная располагаемая мощность; 2 – месячные максимумы нагрузки. Площадь провала годового графика в летние месяцы (m= 5,6,7,8,9) уменьшается за счет сезонного снижения располагаемой мощности ГАЭС (30-40% от установленной мощности), ГТУ (25% от установленной мощности). Для этого уменьшают в Nm, на указанную величину сезонного снижения мощности электростанций в летние месяцы. Условная располагаемая мощность определяется прямой, соединяющей максимумы нагрузки января и декабря. , где с и d коэффициенты. Для определения коэффициентов с и d необходимо решить систему уравнений , где Nm=1, Nm=12 - соответственно максимальные нагрузки января и декабря. Расчёт оперативного резерва. Обосновывается экономически путём сопоставления ущербов от вероятного недоотпуска электроэнергии в дефицитных ситуациях с затратами на создание оперативного резерва мощности. События, вызывающие появление дефицита имеют случайный характер. Недоотпуск электроэнергии определяют методами теории вероятностей. Вычисляют математическое ожидание недоотпуска электроэнергии за год. Ущерб от недоотпуска пропорционален и удельному ущербу от недоотпуска руб/кВт·ч . Оптимальный оперативный резерв соответствует минимуму затрат с учётом ущерба , где - удельные капиталовложения в резерв мощности, руб/кВт·ч. Из условия минимума затрат получим . Откуда . Это условие экономичности установки последнего резервного агрегата. Изменение недоотпуска электроэнергии при небольшом изменении резерва можно выразить через интегральную вероятность бездефицитной работы за период . Откуда получим и . Принимая =8760 ч. получим выражение для определения оптимального уровня надёжности в концентрированной системе . При существовавших соотношениях между и . Для приближённого определения оперативного резерва используют раздельное вычисление аварийного и нагрузочного резервов. Аварийный резерв определяют по обобщённым характеристикам удельного аварийного резерва . Эти характеристики получены обобщением результатов расчётов на ЭВМ при с учётом влияния конфигурации графика нагрузки на величину резерва. Удельная единичная мощность агрегата равна , где - единичная мощность -го агрегата; - максимум нагрузки ЭЭС. Значение % находят по графикам (рис. 21) в зависимости от и вероятности отказа -го агрегата . Таблица. – Аварийность агрегатов электростанций Кол-во лет с момента выпуска серийных агрегатов ГЭС ТЭС с поперечными связями Блоки КЭС, МВт Блоки АЭС, МВт 150 – 200 250 – 300 500 800 1200 440 1000 1 0,005 0,02 0,065 0,09 0,12 0,125 0,13 0,09 0,125 5 и более 0,005 0,02 0,045 0,055 0,07 0,075 0,085 0,055 0,075 Аварийный резерв в системе равен , где - число агрегатов -го типа; - число групп агрегатов. Приближённую величину оперативного резерва определяют по формулам: , , где - математическое ожидание мощности, находящейся в аварийном простое ; - среднеквадратичное отклонение нагрузки от планового значения . Общий резерв мощности равен , где - стратегический резерв, равный от максимума нагрузки. Рис. 21. Характеристики удельного аварийного резерва 4.3. Резервы мощности в объединённой энергосистеме При объединении энергосистем возможно существенное снижение суммарного резерва мощности и соответственно потребного ввода мощности электростанций по сравнению с изолированной работой ЭЭС (рис. 22) Рис. 22. Расчётная схема для определения резерва: а – изолированные системы; б – объединённая система. Это снижение обусловлено уменьшением потребности главным образом в оперативном резерве и частично в резерве для капитального ремонта . Снижение связано с тем, что с ростом числа агрегатов и максимума нагрузки уменьшается вероятность возникновения дефицита мощности из-за аварийных отключений генераторов и непредвиденных колебаний нагрузки (рис. 23). Рис. 23. Зависимость от мощности системы Из рисунка видно, что снижение резерва идёт вначале круто, а затем по мере роста нагрузки становится пологим. Потребность в уменьшается особенно значительно при объединении небольших ЭЭС. По мере роста мощности ОЭС приближается к математическому ожиданию аварийного отключения мощности электростанций. . Снижение при объединении связано с возможностью использования избытков мощности, имеющихся в отдельных ЭЭС в периоды сезонного снижения их нагрузки, для увеличения площади провала графика нагрузки в других ЭЭС. При этом возникают дополнительные перетоки мощности по МЭП. Реализация эффекта снижения резерва в ОЭС возможно при достаточной пропускной способности МЭП . Экономия за счёт снижения резерва должна сопоставляться с дополнительными затратами в увеличение пропускной способности МЭП (строительство новых МЭП более высокого напряжения). , где - затраты в единицу резерва; - резервы в ЭЭС А и Б при изолированной работе; - резерв ОЭС при параллельной работе; - удельные затраты в МЭП. При отсутствии связи (=0) оптимальный резерв ОЭС равен . При полном объединении резерв определяют как для концентрированной ЭЭС. Положим, что он равен . При полном объединении равна избытку мощности в одной из ЭЭС при полностью работающем оборудовании и минимальной нагрузке. Если , то резерв между ЭЭС распределяется поровну. Тогда =. Если не учитывать стоимость МЭП, то резерв выгодно уменьшить до и иметь максимальную пропускную способность МЭП (рис. 24). Рис. 24. Зависимость резерва от пропускной способности МЭП При учёте затрат в МЭП необходимо обеспечить максимум экономического эффекта. . Условие максимума эффекта имеет следующий вид: . Откуда получим . Каждому соотношению будет соответствовать своё значение и . Максимальное значение имеет место в области малых, т.е. здесь каждый дополнительный 1 кВт пропускной способности МЭП может заменить по 1 кВт резерва в каждой ЭЭС. Каждому соотношению соответствует своё оптимальное значение коэффициента снижения резерва по отношению к изолированной работе (рис. 25). . Рис. 25. Зависимость снижения резерва от экономических показателей ЭЭС В условиях ЕЭС 0,9. Недостатками рассмотренной методики является: неучёт аварийных отключений МЭП; невозможность использования для сложных схем ОЭС. Более точные методы расчёта рассмотрены в дисциплине «Надёжность ЭЭС». 5. УЧЁТ РЕЖИМОВ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ ПРИ ПРОЕКТИРОВАНИИ РАЗВИТИЯ ЭЭС 5.1. Типы электростанций и их эксплуатационные характеристики Дифференциация электростанций определяется следующим (рис. 26): • видом энергоресурса (вода, органическое топливо, ядерное и др.); • различием в способах производства электроэнергии и типах первичных двигателей (КЭС, ТЭЦ, ПГУ, ГТУ, ГЭС, ГАЭС и др.). Рис. 26. Типы электростанций При анализе режимов электростанций используются следующие характеристики: 1. Расходные (энергетические) характеристики. Зависимость расхода энергоресурса от часовой нагрузки электростанции (агрегата). 2. Регулировочный диапазон электростанции (минимальная, максимальная мощности) . 3. Графики изменения энергоотдачи электростанции в годовом разрезе. Графики изменения среднемесячных и располагаемых мощностей электростанции в зависимости от ограничений на энергоресурсы. 4. Скорость набора и снижения нагрузки на электростанции в нормальных и аварийных режимах. Рассмотрим характеристики отдельных типов электростанций. ГЭС. Используются только для выработки электроэнергии или в составе водохозяйственного комплекса. Сток рек неравномерен в годовом и многолетнем разрезах. Где возможно при ГЭС сооружают водохранилища сезонного и многолетнего регулирования. Водно-энергетические характеристики ГЭС определяют путём водохозяйственных расчётов на основе статистических данных многолетних наблюдений за стоком рек. Различают низконапорные ГЭС 25 м, средненапорные 25<80 м, высоконапорные >80 м. Основными характеристиками являются: - установленная мощность; - среднемноголетняя выработка электроэнергии; - располагаемая мощность; - гарантированная зимняя среднемесячная мощность ГЭС для условий маловодного года (для составления балансов мощности и др.); - базисная мощность, определяемая обязательным попуском воды. Энергетические и технико-экономические показатели ГЭС существенно зависят от природных условий (табл. ). Агрегаты для каждой ГЭС проектируются индивидуально. Таблица. – Характеристики ГЭС ГЭС Река , м Регулирование , МВт , МВт , млн. кВт·ч Волжская Волга 27 сезонное 2300 807 10900 Воткинская Кама 22,5 сезонное 1000 183 2388 Красноярская Енисей 103 многолетнее 6000 1800 20400 Братская Ангара 106 многолетнее 4100 2420 22400 ГЭС – высокоманевренная станция. Регулировочный диапазон . Гидроагрегаты обладают высокой скоростью набора и сброса нагрузки. Набор полной нагрузки из остановленного состояния осуществляется за 1 – 2 мин. Расходная характеристика ГЭС приведена на рис. 27. Наклон расходной характеристики существенно зависит от напора . Рис. 27. Расходная характеристика средненапорной ГЭС Основным экономическим преимуществом ГЭС перед ТЭС является низкая себестоимость выработки энергии. В то же время ГЭС требует существенно более высоких капиталовложений. В связи с высокими маневренными качествами оборудования ГЭС их стремятся использовать в переменной части графика нагрузок (=1000 – 1500 ч/год). Использование ГЭС в пиковой и полупиковой зонах графика даёт возможность увеличить их установленную мощность за счёт установки дешёвых дополнительных агрегатов без существенного изменения затрат в основные сооружения ГЭС. ГАЭС. Имеют высокоманевренные гидроагрегаты. Используются для работы в переменной части графика нагрузки. В часы максимальных нагрузок ГАЭС вырабатывает электроэнергию за счёт сработки воды верхнего бассейна в нижний (турбинный режим). В часы ночного провала графика нагрузки ГАЭС перекачивает воду из нижнего бассейна обратно в верхний (насосный режим). Агрегаты ГАЭС получают энергию от ТЭС или АЭС. Основное влияние на режим работы ГАЭС в суточном графике оказывают два фактора: 1. Соотношение экономии затрат на выработку электроэнергии ТЭС, отключаемых при работе ГАЭС в турбинном режиме, и дополнительных затрат на ТЭС при работе ГАЭС в насосном режиме. К.п.д. суточного цикла около 70 %. 2. Соотношение насосной и турбинной мощностей ГАЭС, зависящее от характеристик оборудования. При >400 м используется трёхмашинная схема (синхронный генератор – двигатель, гидротурбина, насос). При более низких напорах – двухмашинная схема (синхронный генератор – двигатель, обратимая гидротурбина). Для пиковых ГАЭС длительность работы в турбинном режиме 4 – 6 ч в сутки. Работа в насосном режиме – 5 – 10 ч. Насосная мощность больше турбинной в 1,05 – 1,15 раза. Время набора полной турбинной мощности 1,5 – 2,5 мин. Время перехода из насосного режима в турбинный 1,7 – 3,0 мин., из турбинного в насосный – 5 – 12 мин. Регулировочный диапазон ГАЭС . Топливная составляющая себестоимости электроэнергии ГАЭС зависит от структуры и показателей электростанций, от которых осуществляется заряд ГАЭС. Существующая Загорская ГАЭС имеет мощность 1200 МВт. Проектная мощность новых ГАЭС – 1600- 2000 МВт с агрегатами по 200 МВт. КЭС на органическом топливе обеспечивают основную долю производства электроэнергии (более 45 %) в России. Располагаемая мощность КЭС не зависит от режима электропотребления и работы электростанции (зависит от плановых ремонтов). Используют блоки 150, 200 МВт с параметрами пара 13 МПа, 565 0С , блоки 300, 500, 800 МВт с параметрами пара 24 МПа, 540 0С, блоки 1200 МВт (565 0С, 24 МПа). Проектная мощность КЭС с блоками 300 – 800 МВт в Европейской части страны составляет 2400 – 3800 МВт, с блоками 800 МВт в Сибири – 6400 МВт. При 6 – 8 блоках базисные КЭС характеризуются следующими показателями. Параметры пара Вид топлива Удельный расход топлива , г/кВт·ч 13 МПа, 565 0С Газ, мазут 325 – 335 Каменный уголь 335 – 345 24 МПа, 540 0С Газ, мазут 315 – 320 Каменный уголь 325 - 335 Эксплуатируется неблочное оборудование с параметрами пара 9 МПа, 500 – 535 0С мощностью 25 – 100 МВт. Удельный расход условного топлива на таких электростанциях =400 – 600 г/кВт·ч. Регулировочный диапазон КЭС ограничивается устойчивостью работы котла (табл. ). Таблица. Маневренные возможности КЭС Вид блока Минимум нагрузки блока, % от На твёрдом топливе с жидким шлакоудалением 75 Прочие на твёрдом топливе 60 На газомазутном топливе 50 Маневренные свойства блочных КЭС существенно зависят от возможностей останова блоков в течение суток или недели. Останов связан со значительным изменением температурного режима, возникновением температурных перенапряжений. Существуют ограничения на остановы блоков в зависимости от параметров пара и длительности периода эксплуатации. Ежесуточный останов допускается у части блоков 13 МПа. При 24 МПа останов – только по требованиям недельного регулирования. Ограничивается число одновременно остановленных блоков на электростанции. Соблюдение температурного режима обуславливает длительность пусков блоков и ограничивает скорость набора нагрузки (рис. 28). Рис. 28. Графики набора нагрузки 1 – останов на 6 – 10 часов; 2 – останов на 30 – 35 часов. У неблочных КЭС более широкие возможности отключения котлов и работы турбогенераторов с пониженной нагрузкой (8 – 10 % от ). Расход топлива определяется по энергетическим (расходным) характеристикам. При проектировании нелинейные характеристики (рис. 29,а) аппроксимируют двухзонными (однозонными) кусочно-линейными зависимостями (рис. 29, б). Часовой расход топлива равен Характеристики некоторых агрегатов КЭС приведены в табл. Рис. 29. Энергетические характеристики блока КЭС Таблица. – Энергетические характеристики КЭС Тип агрегата Топливо Мощность, МВт Коэффициенты энергетической характеристики, т/МВт К-1200-240 Мазут 1200 1200 0,0225 0,283 0,283 К-800-240 Мазут 800 800 0,0240 0,284 0,284 К-500-240 Уголь 500 410 0,0296 0,282 0,298 К-300-240 Уголь 300 300 0,0250 0,293 0,293 ГТУ-100-750 Газ 100 100 0,11 0,350 0,350 При пуске блоков возникают дополнительные расходы топлива (табл. ). Таблица. – Пусковые расходы топлива КЭС Тип агрегата Пусковые потери, т При останове на 8 – 10 ч При пуске из холодного состояния К-100-90 8 30 К-150-130 25 50 К-200-130 30 60 К-300-240 80 150 ТЭЦ. Предназначаются для комбинированной выработки тепла и электроэнергии. Размещение, мощность, состав и количество агрегатов ТЭЦ определяются параметрами тепловых нагрузок. Средний радиус действия ТЭЦ 1 – 2 км по технологическому пару и 5 – 8 км по горячей воде для отопления. Мощность ТЭЦ не превышает 300 – 500 МВт. На ТЭЦ устанавливают три типа турбин: • с теплофикационными отборами типа Т, используемые для теплоснабжения в отопительных системах. Отработанный пар через регулируемые отборы поступает на подогрев сетевой воды; • турбины типа ПТ с теплофикационными и промышленными отборами (горячее водоснабжение и отработанный пар); • турбины с противодавлением типа Р. Весь пар поступает к потребителям. Турбины типов Т и ПТ при неполной загрузке отборов могут работать по электрическому графику, развивая в случае необходимости номинальную электрическую мощность (рис. 30). Мощность турбин типа Р определяется их тепловой нагрузкой. Рис. 30. Зависимость электрической нагрузки ТЭЦ от тепловой: - мощность на тепловом потреблении; - мощность конденсационная. ТЭЦ характеризуется большими удельными капиталовложениями, чем КЭС (520 – 660 дол./кВт для ТЭЦ и 420 – 550 дол./кВт для КЭС), но значительно меньшим удельным расходом топлива на выработку электроэнергии при работе по тепловому режиму: =146 – 228 г/кВт·ч, =278 – 406 г/кВт·ч, =170 кг/Гкал. При выполнении перспективных расчётов предполагается, что в момент прохождения зимнего максимума турбины ТЭЦ полностью загружены по теплу. При тепловых нагрузках, соответствующих мощностям ТЭЦ менее 200 – 300 МВт, сооружение ТЭЦ с теплофикационными турбинами, как правило, экономически не целесообразно. ГТЭС. ГТЭС обладает высокими маневренными качествами. Время пуска из холодного состояния 30 – 40 мин. Расход топлива на пуск - ~3,5 т. Удельные капиталовложения составляют 300 – 340 дол./кВт, но удельный расход топлива достигает 450 – 550 г/кВт·ч. Используется жидкое топливо или природный газ. Основной тип газотурбинных агрегатов ГТ-100-150 мощностью 100 МВт. ГТЭС предназначены для работы в пиковой части графика нагрузки (500 – 1000 час в год) и несения резервных функций. Установка газовых турбин (ГТ) осуществляется в центрах нагрузок на территории действующих ТЭС. ГТ могут применяться в комбинации с паровыми турбинами (ПТ), образуя парогазовые установки (ПГУ). Удельные капиталовложения в ПГУ составляют 400 – 500 дол./кВт. К.п.д. ПГУ выше, чем у ГТ и ПТ в отдельности. АЭС. Это паротурбинные электростанции, использующие в качестве энергетического ресурса ядерное топливо. В качестве горючего используют тепловыделяющие элементы (ТВЭЛ) из природного или слабо обогащённого урана. На АЭС используют реакторы на тепловых нейтронах РБМК и ВВЭР. РБМК - замедлитель – графит, теплоноситель – вода. Обычно одноконтурные установки. ВВЭР – замедлитель – вода, теплоноситель – вода. Двухконтурные установки. Проектируют АЭС с 4 – 6 блоками 1000 – 1500 МВт. В блоках РБМК-1000 и ВВЭР-1000 устанавливают по 2 турбоагрегата мощностью по 500 МВт на 3000 или 1500 об/мин. В блоках ВВЭР-1000 возможно использование одного турбоагрегата 1000 МВт на 1500 об/мин. АЭС требуют большего количества циркуляционной воды для охлаждения, чем КЭС, из-за низких параметров пара (6,0-6,5 МПа). Это является ограничением на размещение АЭС Удельные капиталовложения в АЭС (1070 дол./кВт) в 1,8 – 2 раза выше, чем в КЭС. 5.2. Расчёт суточных режимов электростанций при проектировании Основными целями расчётов суточных режимов электростанций являются: 1. проверка использования в балансе мощности ЭЭС электростанций с ограниченными энергоресурсами (ГЭС, ГАЭС и др.); 2. анализ режимов работы ТЭС в суточных графиках. Проверка маневренных возможностей существующего оборудования. Формирование требований к новому оборудованию; 3. Определение характерных режимов загрузки сети ЭЭС; 4. Определение загрузки электростанций в характерных режимах для последующего расчёта режимов электрической сети. Увязка режимов работы электростанций с оптимальной структурой ТЭК выполняется при оптимизации перспективных режимов по критерию минимума приведённых затрат на топливо в ЭЭС. Оценка затрат различных видов топлива выполняется по замыкающим затратам на топливо. Замыкающие затраты отражают дефицитность топлива, стоимость перевозки по районам страны. Рассматривают режимы работы электростанций в графиках нагрузки зимних рабочих суток для периода прохождения максимума нагрузки энергосистемы или энергообъединения. Необходимость рассмотрения других характерных суток (зимних выходных дней, рабочих и выходных дней лета и периодов паводка) определяется в каждом конкретном случае в зависимости от целей расчетов, состава электростанций и структуры электропотребления энергосистемы. Для выполнения расчетов экономически обоснованных режимов работы электростанций или планирования поставок мощности на оптовый рынок электроэнергии определяется участвующая в расчетах рабочая мощность электростанций , которая может быть использована для покрытия нагрузки или частично выведена в резерв в зависимости от экономических показателей. Участвующая в покрытии графика нагрузки рабочая мощность является частью располагаемой мощности (), за исключением ремонтного резерва (, ), средней величины резерва для компенсации аварийного снижения мощности (), вращающегося резерва (), входящего в состав оперативного, и стратегического резерва. =----. Вывод оборудования в текущий и аварийный ремонты учитывается для КЭС, ТЭЦ и АЭС. Вывод оборудования в капитальный ремонт (если это необходимо) учитывается только для КЭС. Мощность и определяют по нормативным данным ( см. § 4.2). Мощность равна =, где - единичная мощность агрегата -го типа; - число агрегатов -го типа; - аварийность агрегата -го типа. Суммарная мощность ремонтов (текущего и аварийного) распределяется между электростанциями одного типа пропорционально их мощности. Для блочных КЭС мощность оборудования, находящегося в ремонте округляется до целого блока. Для АЭС, ТЭЦ и КЭС с поперечными связями ремонтная мощность условно не связывается с выводом в ремонт целого числа агрегатов, а учитывается в виде соответствующего снижения рабочей мощности. Часть оперативного резерва (2 – 3 %), но не менее мощности крупнейшего агрегата, рассматривается в качестве вращающегося резерва мощности . Вращающийся резерв размещается на конкретных станциях, предназначенных для его несения. Вращающийся резерв размещается, прежде всего, на ГЭС и ГАЭС и составляет до 10 – 15 % их . На ТЭЦ может быть размещён до 5 % их . Возможно размещение на наименее экономичных КЭС. Холодный резерв размещают на КЭС. Вывод мощности КЭС в холодный резерв не должен превышать размера останова мощности на КЭС в выходные дни. При расчётах режимов электростанций ЭЭС представляют в виде энергоузлов, соединённых связями с ограниченными пропускными способностями. Учёт пропускных способностей в большинстве случаев оказывает существенное влияние на режимы электростанций. Нахождение оптимального режима электростанций резко усложняется. В простейшем случае определяют оптимальный режим для одноузловой ЭЭС, а затем корректируют нагрузки электростанций при нарушении ограничений по пропускной способности связей (рис. 31). Рис. 31. Схема расчётов покрытия суточных графиков нагрузки. 5.2.1. Вписывание ГЭС и ГАЭС Участие ГЭС в покрытии нагрузки зимних рабочих суток определяют исходя из заданной гарантированной среднемесячной мощности ГЭС и суточного ресурса энергии. Участие ГЭС должно обеспечить максимальное снижение потребной мощности ТЭС. Участие ГЭС в покрытии нагрузки во все часы не должно быть меньше заданной (зона 8 на рис. 32). В другие сутки участие ГЭС определяется главным образом условиями полного использования суточного ресурса энергии и максимального выравнивания нагрузки ТЭС. Для вписывания ГЭС определяют и . =--, =, где - коэффициент недельного регулирования (=1,0 – 1,2). Он учитывает неравномерность недельного режима электропотребления и регулировочные возможности водохранилища. и используют для определения зоны работы ГЭС в графике нагрузки. Для приближённого расчёта определение зоны основано на построении интегральной кривой нагрузки (ИКН) (рис. 32). Суточный график разбивают на зоны с постоянным шагом , начиная от графика нагрузки. Подсчитывают площадь участка графика , заключённого между уровнем и текущим значением мощности На графике ИКН откладывают очередную точку с координатами и . Используя и , строят прямоугольный треугольник, катетами которого являются указанные величины. Необходимо расположить треугольник так, чтобы катеты были параллельны осям и вершины треугольника опирались на ИКН. Зона суточного графика, в которой нагрузку покрывает ГЭС (зона 7 на рис. 32), определяют проектированием координат вершин треугольника на суточный график нагрузки. В некоторых случаях не удаётся корректно расположить треугольник ГЭС на ИКН. Такие ситуации встречаются при значительной пиковой мощности и достаточно равномерном графике нагрузки (ИКН имеет малую крутизну) или при малом энергоресурсе . В этом случае часть мощности ГЭС не используется. Необходимо полностью использовать возможности ГЭС по выработке электроэнергии, но мощность ГЭС будет уменьшена до величины . Если в ЭЭС имеется несколько ГЭС, то их вписывают в график в порядке возрастания числа часов использования располагаемой мощности ГЭС . Вписывание ГАЭС в суточный график нагрузки при работе в турбинном режиме аналогично вписыванию ГЭС. Суточная выработка энергии ГАЭС определяется с учётом потребления ГАЭС в насосном режиме. , где - к.п.д. ГАЭС (0,7). Потребление ГАЭС в насосном режиме равно , где - проектная располагаемая мощность ГАЭС; - число часов работы в турбинном режиме (4 – 6 час). Рис. 32. Вписывание ГЭС и ГАЭС с использованием ИКН Суточный график нагрузки корректируют в часы ночного провала, увеличивая нагрузку таким образом, чтобы дополнительная площадь графика была равна (зона 11 на рис. 32). Вписывание ГАЭС осложняется тем, что выработка электроэнергии в ЭЭС расходуется в насосном режиме. Экономию затрат на ТЭС при работе ГАЭС в турбинном режиме нужно сопоставлять с дополнительными затратами на ТЭС при работе ГАЭС в насосном режиме. В ряде случаев целесообразно недоиспользование мощности ГАЭС и снижение выработки электроэнергии ГАЭС. 5.2.2. Определение состава оборудования ТЭС, работающих в час максимальной нагрузки Из графика нагрузки ЭЭС вычитают графики нагрузки ГЭС и ГАЭС с учётом работы в пиковой и базисной зонах. Оставшуюся нагрузку ЭЭС распределяют между КЭС, ТЭЦ, АЭС, ГТС. При прохождении максимума нагрузки суммарная мощность включённого оборудования электростанций должна превышать максимум нагрузки. Если рабочая мощность всех ТЭС существенно превышает указанную величину, то определяют оптимальный состав оборудования, включённого в час максимальной нагрузки. Для этого сопоставляют суточные затраты на топливо при работе всех исправных агрегатов и при выводе части их в холодный резерв. Если использовать однозонные энергетические характеристики, то целесообразность вывода -го агрегата КЭС или ГТС в холодный резерв проверяется по выражению: , где - стоимость топлива, расходуемого -м агрегатом; - коэффициенты энергетической характеристики -го агрегата; - нагрузка -го агрегата до отключения; - стоимость топлива, расходуемого -м агрегатом, который воспринимает нагрузку ; - коэффициент энергетической характеристики -го агрегата. Левая часть выражения – экономия затрат, правая – дополнительные затраты. 5.2.3. Экономичное распределение нагрузки между ТЭС по часам суток При снижении нагрузки оптимальный состав работающего оборудования определяют путём сопоставления затрат на топливо при работе максимального количества агрегатов со сниженной нагрузкой или уменьшенного количества агрегатов с увеличенной нагрузкой плюс дополнительные затраты на ежесуточный пуск и останов агрегата. Приближённо экономичность останова агрегата может быть определена по величине . - это разность снижения затрат на топливо при останове агрегата, работающего на техническом минимуме, на часов и перерасхода затрат на топливо при пуске. , где - минимальная нагрузка -го агрегата; - расход топлива на пуск и останов. Останавливают агрегат, для которого - максимальное. При выборе останавливаемого агрегата следует иметь ввиду следующее. 1. АЭС размещают в базисной части графика без разгрузки в ночные часы. 2. ТЭЦ также размещают в базисной части. В зимнее время они полностью загружены по теплу и в дневное время работают с полной располагаемой мощностью за вычетом ремонтного и оперативного резервов. Разгрузка ТЭЦ в ночные часы зависит от характера тепловой нагрузки (табл. ). Таблица. – Возможности снижения нагрузки ТЭЦ Тип агрегата Зимний период Неотопительный сезон Рабочие дни, ночные часы Выходные дни Дневные часы Ночные часы Р 1,0 1,0 1,0 0,90 Т 0,86 0,86 0,70 – 0,75 0,15 ПТ 0,66 – 0,70 0,66 – 0,70 0,66 – 0,70 0,43 – 0,52 Оставшуюся нагрузку распределяют между КЭС, ГТС, ПГУ и конденсационной мощностью ТЭЦ. Для этого используются характеристики относительных приростов расхода топлива с учётом стоимости топлива. Нагрузка ТЭС обратно пропорциональна величине : . Без учёта зависимости потерь мощности от загрузки электростанций распределение нагрузки между станциями можно выполнить графически (рис. 33). Рис. 33. Распределение нагрузки по ХОП 5.2.4. Особенности расчётов режимов электростанций в многоузловой ЭЭС В простейшем случае для определения режимов электростанций используется совмещённый график нагрузки ОЭС. При этом определяется суммарная нагрузка групп однотипных агрегатов (электростанций). Фактически электростанции размещены в различных энергоузлах. Однотипных Нагрузка электростанций различных энергоузлов принимается пропорциональной их рабочей мощности. , где - нагрузка группы однотипных электростанций. Сравнивая графики нагрузки узлов (например ) с графиками генерации электростанций, расположенных в этом узле, определяют перетоки мощности между узлами по часам суток. Иногда часть этих перетоков превышает пределы по пропускной способности связи . Это вызывает необходимость корректировки суточных графиков нагрузки электростанций. Для уменьшения перетоков прежде всего перераспределяют нагрузки ТЭС. Увеличивают нагрузки наиболее экономичных ТЭС в дефицитных узлах. Если перераспределение нагрузок между ТЭС не позволяет ввести перетоки в заданные пределы, то перераспределяют участие ГЭС и ГАЭС в покрытии нагрузки по часам суток в пределах заданной суточной выработки электроэнергии. При оптимизации режимов электростанций в многоузловых ЭЭС используются специальные программы. 5.3. Годовые режимы работы электростанций Целями расчётов годовых режимов являются: • определение числа часов использования установленных мощностей электростанций; • оценка затрат на топливо по сравниваемым вариантам; • составление балансов энергии ЭЭС. При решении этих задач необходима увязка годовых и суточных режимов электростанций. Для этого должны быть решены 2 задачи: 1. Увязка суммарных годовых ограничений на энергоресурсы с соответствующими ограничениями в характерные сутки. Для ГЭС на основе водно-энергетических расчётов в годовом разрезе в различных условиях водности определяют зимнюю гарантированную мощность, средне многолетнюю выработку электроэнергии. 2. Определение годовых показателей производства электроэнергии и потребления энергоресурсов по ограниченному числу расчётов режимов характерных суток. При определении годовых показателей работы электростанций необходимо выделить характерные сезоны. Количество сезонов определяется длительностью отопительного сезона, календарной продолжительностью зимы, лета, паводка. Для каждого из выделенных сезонов необходимы расчёты в характерных суточных графиках. Для каждого сезона определяется характерное число суток путём сопоставления потребления электроэнергии в характерных сутках с потреблением электроэнергии в рассматриваемом сезоне. . Число используется для определения выработки электроэнергии -й электростанцией за сезон и расхода топлива за сезон. , , . Для АЭС и базисных КЭС (табл. ) не должно превосходить предельного технически возможного числа часов работы, при определении которого необходимо учитывать простои в текущем, капитальном и аварийном ремонтах. Для АЭС =6500 – 7000 ч/год. Для ТЭЦ в качестве берут число часов использования ТЭЦ при выработке электроэнергии по тепловому режиму. =5500 ч/год. Точность определения тем выше, чем больше характерных суток рассчитывается. Погрешность определения не превышает 10 %. Таблица. – Число часов использования установленной мощности электростанций 6. ВЫБОР МОЩНОСТИ И РАЗМЕЩЕНИЯ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ 6.1. Методика обоснования развития электростанций в ЭЭС Развитие электростанций должно обеспечить полное покрытие планируемого прироста нагрузки при нормативном качестве электроэнергии. Размер суммарного ввода мощности на электростанциях определяется на основе баланса мощности и энергии. Оптимальный состав электростанций определяется в два этапа. На первом этапе в соответствии с энергетической стратегией России и стратегией развития электроэнергетики формируется оптимальная структура генерирующих мощностей с учетом развития топливно-энергетического комплекса, максимального использования гидроресурсов, возможных масштабов сооружения АЭС и других факторов. На этом этапе выполняется подготовка прогнозных тарифов (замыкающих цен) на поставки электроэнергии по отдельным (тарифным) зонам общероссийского оптового рынка электроэнергии. На втором этапе для каждой ОЭС выполняется обоснование состава, размещения, основных параметров и очередности сооружения электростанций с учетом технического состояния действующих энергоисточников и заявок от генерирующих компаний и независимых производителей по техническому перевооружению существующих электростанций и вводу новых мощностей. Местоположение и возможная мощность тепловых электростанций (в том числе АЭС), направления технического перевооружения действующих электростанций определяются с учетом возможности размещения (земля, вода), транспорта топлива, наличия коридоров для электрических (тепловых) сетей, соблюдения норм и требований охраны окружающей среды, радиационной и экологической безопасности. Предельная мощность КЭС (ПГУ, АЭС) должна выбираться исходя из минимума затрат на сооружение электростанций с учетом выдачи и распределения мощности, обеспечения экологических требований. Расчет указанных затрат по вариантам сооружения электростанций должен осуществляться с учетом развития энергосистем, продолжительности строительства, ввода и освоения мощности электростанций. Обоснование целесообразности сооружения ТЭЦ, выбор типа и единичной мощности агрегатов рекомендуется осуществлять с учетом уровня и концентрации тепловых нагрузок, динамики их роста, объемов и режимов выработки электроэнергии в теплофикационном и конденсационном режимах, эффективности выработки электроэнергии в конденсационном режиме по сравнению с поставками электроэнергии с оптового рынка. При обосновании целесообразности сооружения ГЭС (ГАЭС) основные энергетические показатели (установленная мощность, годовая выработка электроэнергии, вид регулирования и др.) рекомендуется принимать по данным специализированных проектных организаций. Обоснование эффективности сооружения ГЭС (ГАЭС) осуществляется путем их сопоставления с замещаемыми объектами, в качестве которых могут приниматься базисные КЭС с учетом вытеснения ими в переменную часть графика нагрузки менее экономичных электростанций либо энергетические установки, оптимальный режим использования которых близок к режиму гидроэнергетической установки, например ГТУ. Общим требованием к сравниваемым вариантам является их сопоставимость по использованию мощности, отпуску электроэнергии, надёжности электроснабжения. Эти условия проверяют в каждом году расчётного периода. Должны быть учтены различия в затратах на ЛЭП по сравниваемым вариантам. Для комплексных объектов (ГЭС) учитывают изменения затрат в других отраслях. Проектируемый объект Замещаемый объект ГЭС при 4000 ч/год базисная КЭС ГЭС при =2000 - 4000 ч/год Полупиковая КЭС и ГТУ ГЭС при <2000 ч/год ГТУ ГАЭС ГТУ и полупиковая КЭС ТЭЦ КЭС + котельная 6.2. Сравнительная эффективность сооружения электростанций различного типа Для сравнительной оценки эффективности электростанций рассчитываются удельные затраты. Если пренебречь динамикой изменения затрат, то удельные затраты на единицу вырабатываемой электроэнергии равны руб/кВт*ч, а удельные затраты на единицу мощности равны руб/кВт. Капиталовложения К и издержки И равны , . Удельные затраты равны . Эффективность зависит от технико-экономических показателей оборудования (, ), стоимости топлива (), режима работы электростанции (). При уменьшении увеличивается доля первого слагаемого пропорционального и уменьшается доля второго слагаемого. Для работы в базисной части графика нагрузки оправдано использование электростанций с большими капиталовложениями, но более экономичных. В пиковой части графика – наоборот. Относительная эффективность различных типов электростанций должна исследоваться отдельно для разных зон графика нагрузки. Для работы в базисной зоне графика нагрузки европейской части страны наиболее экономичными являются АЭС, затем базисные КЭС на органическом топливе (рис. 34). Рис. 34. Эффективность базисных и полупиковых электростанций 1 - КЭС; 2, 3 – то же при росте цены на топливо в 2 и 3,5 раза; 4 – АЭС; 5 – то же при росте удельных капиталовложений в 1,3 раза; 6 – полупиковые КЭС; 7 – ТЭЦ; 8 – ГТУ; 9 – то же в составе ПГУ. Оптимальная доля ТЭЦ в структуре генерирующей мощности определяется на основе сопоставления относительной эффективности ТЭЦ и КЭС+котельная. В полупиковой зоне графика нагрузки (<3000 час) с базисными КЭС конкурируют маневренные (полупиковые) КЭС и ПГУ с более дешёвым, но менее экономичным оборудованием. Для покрытия полупиковой зоны графика нагрузки могут оказаться эффективными ГЭС, имеющие сезонное или многолетнее регулирование. В пиковой зоне графика нагрузки конкурирующими являются ГТС, ГАЭС, ГЭС (рис. 35). Рис. 35. Эффективность пиковых электростанций 1 – ГТС при =500 ч; 2 – то же при =1000 ч; 3 – ГАЭС, =500 ч, заряд от АЭС; 4 – то же, =500 ч, заряд от КЭС; 5 – то же, =1000 ч, заряд от АЭС; 6 – то же, =1000 ч, заряд от КЭС; 7 – ГЭС. Сопоставление ГЭС и ГАЭС с замещаемыми электростанциями даёт приближённый результат. В реальных условиях ГЭС и ГАЭС по мощности заменяют не один какой-либо тип ТЭС, а их комбинацию. При определении эффективности ГЭС и ГАЭС необходимо анализировать годовые режимы, так как в разные сезоны ГЭС и ГАЭС могут вытеснять различные ТЭС. На структуру вновь вводимых электростанций существенное влияние может оказать перераспределение графика нагрузки между новыми и старыми электростанциями. 6.3. Концентрация мощности электростанций и их оборудования Эффективность укрупнения КЭС обусловлена наличием в составе капиталовложений постоянной составляющей . Это затраты на водоснабжение, подготовку территории, внешние дороги. При отсутствии ограничений на размеры площадки удельные капиталовложения равны , где - удельные капиталовложения на дополнительный кВт мощности КЭС. При увеличении числа блоков КЭС удельные капиталовложения снижаются (рис. 36). Рис. 36. Зависимость удельных капиталовложений от числа блоков. Эффективность увеличения мощности КЭС сохраняется до тех пор, пока сохраняется неизменной величина . Практически все КЭС доводились до предельной мощности. Основной фактор, ограничивающий концентрацию мощности КЭС на органическом топливе, - это экологические требования. Для КЭС на донецких углях мощность КЭС не более 3200 МВт, на канско-ачинских – 6400 МВт. При размещении КЭС в максимальном приближении к потребителям затраты в сеть существенно зависят от мощности и темпов ввода электростанций. Выбор рациональной степени концентрации мощности электростанций превращается в системную задачу (рис. 37): . Увеличение единичной мощности агрегата приводит к уменьшению удельных капиталовложений, уменьшению численности персонала. В то же время ухудшается надёжность и необходимы дополнительные затраты на резервирование (рис. 38). Увеличение единичной мощности агрегатов эффективно, если выполняется следующее условие , где - уменьшение затрат на выработку электроэнергии при укрупнении агрегатов; - увеличение затрат на резервирование. При единичной мощности 1 – 1,5 % мощности системы =const. Рис. 37. Зависимость оптимальной мощности АЭС и оптимального радиуса сети от изменения плотности нагрузки Рис. 38. Увеличение аварийного резерва (1) и пропускной способности ЛЭП (2) при изменении единичной мощности агрегата 7. ПРОЕКТИРОВАНИЕ ОСНОВНОЙ СЕТИ ЭЭС 7.1. Общие положения Электрическая сеть ЕЭС и ОЭС России в соответствии с выполняемыми функциями подразделяется на основную и распределительную. К основной электрической сети относится Единая национальная электрическая сеть (ЕНЭС), которая формирует Единую энергосистему страны, объединяя на параллельную работу основные электростанции и узлы нагрузки и обеспечивая параллельную работу ЕЭС России с энергосистемами других стран, включая экспорт и импорт электрической энергии. К ЕНЭС в настоящее время относятся: 1) линии электропередачи (воздушные и кабельные), проектный номинальный класс напряжения которых составляет 330 кВ и выше; 2) линии электропередачи, проектный номинальный класс напряжения которых составляет 220 кВ: • обеспечивающие выдачу в сеть энергетической мощности электрических станций субъектов федерального (общероссийского) оптового рынка электрической энергии (мощности) -поставщиков электрической энергии (мощности) на указанный рынок; • обеспечивающие соединение и параллельную работу энергетических систем различных субъектов Российской Федерации; • обеспечивающие выдачу энергетической мощности в узлы электрической нагрузки с присоединенной трансформаторной мощностью не менее 125 МВА; • непосредственно обеспечивающие соединение перечисленных линий электропередачи; 3) линий электропередачи, пересекающие государственную границу Российской Федерации; 4) трансформаторные и иные подстанции, соединенные с линиями электропередачи, перечисленными в подп. 1-3, а также технологическое оборудование, расположенное на них, за исключением распределительных устройств электрических станций - субъектов федерального (общероссийского) оптового рынка электрической энергии (мощности), входящих в имущественный комплекс указанных станций; 5) комплекс оборудования и производственно-технологических объектов, предназначенных для технического обслуживания и эксплуатации указанных объектов электросетевого хозяйства; 6) системы и средства управления указанными объектами электросетевого хозяйства. Схема основной электрической сети ЕЭС России должна обладать достаточной гибкостью, позволяющей осуществлять ее поэтапное развитие и иметь возможность приспосабливаться к изменениям: условий роста нагрузки и развития электростанции; направлений и величины перетоков мощности; условий осуществления межгосударственных договоров по поставке электроэнергии в страны ближнего и дальнего зарубежья. Увеличение пропускной способности основной сети ЕЭС России в процессе ее развития осуществляется в первую очередь путем применения современных средств компенсации и регулирования реактивной мощности, а затем постепенной «надстройкой» линиями более высокого класса напряжения после достаточно полного охвата территории сетями предыдущего класса напряжения и исчерпания их технических возможностей. Привязка линий электропередачи должна осуществляться к крупным узлам нагрузки, избегая создания прямых связей между электростанциями. Между двумя узлами сети по одной трассе должно сооружаться, как правило, не более двух линий электропередачи одного класса напряжения. При необходимости дополнительного усиления сети следует рассматривать целесообразность сооружения ВЛ по другим направлениям или создания электропередачи на более высоком напряжении. Схемы присоединения электростанций и подстанций к основной сети должны обеспечивать надежность питания энергоузлов и транзит мощности с учетом критерия N-1. Развитие основной электрической сети должно соответствовать требованиям охраны окружающей среды. Распределительная сеть энергосистем обеспечивает передачу электроэнергии от подстанций основной сети и электростанций к потребителям электроэнергии. Распределительные электрические сети должны обеспечивать: уровни надежности электроснабжения, как правило, согласованные между энергоснабжающими организациями и потребителями; нормированное качество электрической энергии; возможность расширения применительно к росту электрических нагрузок, использованию новых средств автоматизации и новых технологий обслуживания. 7.2. Расчётные перетоки мощности Перетоки мощности между энергоузлами определяют для выбора пропускной способности ЛЭП и их параметров. При проектировании основной сети рассматривают следующие режимы оборудования электростанций: 1. Режимы средних условий вывода оборудования электростанций в плановый и аварийный ремонты. В этом режиме определяют планируемые (длительные) перетоки мощности. 2. Неблагоприятные сочетания вывода оборудования электростанций в плановый и аварийный ремонты, т.е. при использовании ремонтного и аварийного резервов. В таких режимах определяют расчётные максимальные перетоки мощности. По планируемым перетокам мощности определяют сечение проводов ЛЭП, потери мощности и энергии, способы резервирования элементов сети. По максимальным перетокам определяют пропускную способность сети. При определении планируемых и максимальных перетоков рассматриваются сечения сети, разделяющие ЭЭС на 2 части. При расчёте планируемых перетоков учитывают балансовые перетоки и перетоки, определяемые нерегулярными колебаниями нагрузки. Балансовый переток по участку сети определяется на основе анализа балансов мощности по отдельным энергоузлам. Для двухузловой схемы ЭЭС , где - нагрузка одной части ЭЭС в час годового максимума нагрузки ЭЭС; - располагаемая мощность электростанций в этой же части ЭЭС; - резерв мощности, размещённый в этой же части ЭЭС. Резерв должен быть не менее суммы ремонтного резерва и математического ожидания мощности, находящейся в аварийном простое. При нерегулярных колебаниях нагрузки в узлах перетоки мощности могут превышать значения балансовых перетоков. Величина балансовых перетоков корректируется следующим образом: , где - среднее квадратичное отклонение нагрузки меньшей из рассматриваемой частей ЭЭС. , . Максимальные перетоки в сетях ОЭС определяют путём наложения на балансовые перетоки дополнительных перетоков, возникающих в послеаварийных режимах. В этих режимах используется резерв одной части ОЭС для покрытия дефицита мощности в другой. , где - расчётный оперативный резерв части ОЭС при её изолированной работе для обеспечения индекса надёжности в размере 0,996; - часть оперативного резерва размещённого в данной части ОЭС. При выполнении условия экономичного распределения нагрузки между электростанциями могут появляться режимные перетоки, превышающие балансовые (рис. 39). Рис. 39. Режимные перетоки в двухузловой схеме ОЭС а – в околопиковые часы; б – в часы минимума нагрузки; 1 – от КЭС; 2 – от ГЭС. Эти перетоки возникают при несовпадении графиков нагрузки частей ОЭС и режимов работы электростанций, расположенных в них. 7.3. Требования к выбору пропускной способности основной сети ОЭС Пропускная способность основных сетей ОЭС должна удовлетворять следующим требованиям: Покрытие максимума нагрузки в дефицитных частях ОЭС при нормальной схеме сети в утяжеленном режиме при использовании имеющегося в рассматриваемой части ОЭС собственного резерва мощности. В утяжелённом режиме рассматривается отключения наиболее крупного генерирующего блока в дефицитной части ОЭС при средних условиях нахождения остального генерирующего оборудования в плановых и послеаварийных ремонтах; - Покрытие максимума нагрузки после аварийного отключения любого элемента сети: линии (одной цепи двухцепной линии), трансформатора и т.д. в нормальной схеме сети (критерий N-1). - Необходимые коэффициенты запаса статической устойчивости в послеаварийных режимах и условия применения противоаварийной автоматики для обеспечения успешности переходных процессов должны соответствовать требованиям по устойчивости энергосистем. - В нормальной схеме и при нормальном перетоке устойчивость в сети 500 кВ и ниже должна обеспечиваться без применения ПА при возмущениях группы I. К этой группе относится отключение сетевого элемента основными защитами при однофазном К.З. с успешным АПВ (для сетей 330 кВ и выше - ОАПВ, 110-220 кВ - ТАПВ), а также с неуспешным АПВ. - При отключении элемента сети напряжением 750 кВ и выше, в том числе в результате неуспешного ОАПВ после однофазного К.З., устойчивость может обеспечиваться с применением ПА, но без воздействия на разгрузку АЭС и при объеме нагрузки, отключаемой САОН, не более 30 % передаваемой по сечению мощности и не более 5-7 % нагрузки приемной энергосистемы (большее число относится к энергосистеме, меньшее - к энергообъединению). 7.4. Методы проектирования основных сетей ЭЭС Основными целями при проектировании Единой национальной электрической сети являются: - обеспечение всем субъектам оптового рынка условий для беспрепятственной поставки на рынок своей продукции на конкурентной основе при наличии спроса на нее; - обеспечение всем субъектам рынка возможности получения продукции с рынка в необходимом объеме с требуемой надежностью и нормативными стандартами качества при оплате ее по цене оптового рынка; - минимизация в сетевой инфраструктуре рынка технических ограничений в экономически обоснованных пределах, приводящих к снижению против возможных, предлагаемых продавцами (покупателями) объемов покупки (продажи) электроэнергии или вынужденной коррекции рыночной цены электроэнергии из-за ограничений на свободу предложений; - снижение затрат на производство, транспорт и распределение электроэнергии за счет ввода электросетевых объектов. При проектировании развития электрических сетей решаются следующие вопросы: - выбор напряжения и схемы сетей; определение мест размещения новых подстанций; - предварительный выбор схем электрических соединений электростанций и подстанций; - определение сечения проводов линий электропередачи, числа и мощности трансформаторов на подстанциях; выбор способов регулирования напряжения и распределение мощностей в сетях; - определение типа, мощности и размещения компенсирующих устройств; - разработка мероприятий по ограничению токов К.З.; - обоснование экономической эффективности намеченного развития сети; • определение объемов капиталовложений и очередности сооружения электросетевых объектов. Напряжения электрических сетей переменного тока выбираются в соответствии со шкалой номинальных напряжений, принятых в большинстве региональных энергосистем России: 35-110-220-500-1150 кВ. В ОЭС Северо-Запада и частично в ОЭС Центра и Северного Кавказа используется шкала 35-110-330-750 кВ. В ОЭС Северного Кавказа высшим напряжением является напряжение 500 кВ. В ОЭС Центра сети 330 и 750 кВ, а в ОЭС Северного Кавказа сети 330 кВ развиваются, как правило, в пределах районов их существующего распространения. На современном этапе развития ЕЭС России системообразующие функции выполняют сети 500 кВ и выше, а в ряде энергосистем - 330 и 220 кВ. Сочетания напряжений, входящих в разные шкалы, например 220-330 кВ, 330-500 кВ, 500-750 кВ, как правило, не должны применяться, кроме районов стыкования сетей, использующих разные шкалы номинальных напряжений. Количество подстанций, на которых намечено осуществить связь сетей с разными шкалами напряжений, должно быть минимальным. Применение напряжения 150 кВ ограничивается в пределах Кольской энергосистемы. При разработке вариантов схемы сети трассы ВЛ и площадки ПС намечаются с использованием картографического материала. С учетом намеченного развития сети трассы должны учитывать возможность присоединения к ВЛ намечаемых подстанций, а площадки ПС - планируемого их расширения. Протяженность намечаемых ВЛ при отсутствии более точных данных может быть принята на 18-20 % больше воздушной прямой (большее значение относится к территориям с высокой плотностью застройки, развитой сетью дорог и инженерных коммуникаций, интенсивной хозяйственной деятельностью). В районах городской и промышленной застройки, а также в других сложных случаях длину ВЛ следует принимать с учетом конкретных условий. Выбор схем электрических сетей выполняется, как правило, на следующие перспективные уровни: - ЕНЭС - расчетный срок - 10 лет; - распределительная сеть - расчетный срок - 5 лет; - сеть внешнего электроснабжения промышленных предприятий, электрифицируемых участков железных дорог, перекачивающих станций магистральных нефтепроводов, газопроводов и продуктопроводов, выдачи мощности электростанций и т.п. - сроки ввода в работу (освоения мощности) объекта, с которым связано сооружение проектируемой сети. При рассмотрении вариантов развития электрической сети, в одном из которых обосновывается целесообразность введения более высокого класса напряжений, рекомендуется рассматривать период, соответствующий полному использованию варианта с более высоким классом напряжения. При проектировании сети 220-330 кВ рекомендуется: - использовать в сети одно- и двухцепные ВЛ 220-330 кВ; при питании ПС по одноцепной ВЛ с двухсторонним питанием общее число промежуточных ПС не должно превышать трех, а длина такой ВЛ не должна быть больше 250 км; - присоединять к двухцепной ВЛ 220 кВ с двухсторонним питанием до пяти промежуточных ПС. При этом присоединение ПС рекомендуется принимать по схеме «мостик» или блочной схеме (от одной или двух ВЛ 220 кВ); - проектировать сеть 220-330 кВ внешнего электроснабжения крупных и крупнейших городов с использованием принципа кольцевой конфигурации. В системе электроснабжения этих городов рекомендуется предусматривать сооружение не менее двух ПС 220-330 кВ, через которые осуществляется связь с сетью энергосистемы, а питающие ВЛ рекомендуется прокладывать по различным трассам. При присоединении сети крупных и крупнейших городов к энергосистеме рекомендуется обеспечивать минимальные транзитные перетоки мощности через городскую сеть. Общее количество и пропускная способность линий, связывающих сети этих городов с энергосистемой, рекомендуется выбирать с учетом обеспечения питания городских потребителей без ограничений при отключении двухцепной питающей ВЛ 220 кВ; -выполнять, как правило, подстанции 220-330 кВ двухтрансформаторными. При большой концентрации нагрузок ПС 330 кВ могут выполняться с учетом установки трех-четырех трансформаторов. Установка на ПС одного трансформатора допускается временно (первый этап развития двухтрансформаторной ПС) при обеспечении резервирования потребителей. ЛИТЕРАТУРА 1. Волькенау И.М. и др. Экономика формирования электроэнергетических систем/И.М. Волькенау, А.Н. Зейлигер, Л.Д. Хабачев; Под ред. А.А. Троицкого. –М.: Энергия, 1981. -320 с. 2. Салливан Р. Проектирование развития электроэнергетических систем: Пер. с. англ. -М.: Энергоиздат, 1982. –360 с. 3. Справочник по проектированию электроэнергетических систем /В.В. Ершевич, А.Н. Зейлигер, Г.А. Илларионов и др.; Под ред. С.С. Рокотяна и И.М. Шапиро. –3-е изд., перераб. И доп. –М.: Энергоатомиздат, 1985. – 352 с. 4. Справочник по проектированию электрических сетей / Под ред. Д.Л. Файбисовича. – М.: Изд-во НЦ ЭНАС, 2006. – 320 с. 5. Электротехнический справочник: В 4 т. Т3. Производство, передача и распределение электрической энергии /Под общ. ред. профессоров МЭИ В.Г. Герасимова и др. (гл. ред. А.И. Попов). –8-е изд., испр. И доп. –М.: Изд-во МЭИ, 2002. –964 с. 6. Концепция технической политики РАО «ЕЭС России». Электрические станции, 2005, №10, С. 2 – 19. 7. Чемоданов В.И. О перспективах развития электрических сетей ЕЭС России. Энергетик, 2008, № 2, С. 21. 8. Методические рекомендации по проектированию развития энергосистем. СО 153-34.20.118-2003. Утверждены приказом Минэнерго России от 30.06.03 № 281