Методические указания. С помощью баланса мощности определяют потребность во вводе новых генерирующих мощностей для покрытия максимальных нагрузок

С помощью баланса мощности определяют потребность во вводе новых генерирующих мощностей для покрытия максимальных нагрузок. При составлении баланса мощности выполняют расчет расходной части (потребности) и приходной части (покрытия) (табл. 2.1).

Таблица 2.1

Составляющие баланса мощности

 

Номер позиции   зиц     ии	Наименование
	Потребность
I	Совмещенный максимум нагрузки
	Передача мощности в другие системы
	Необходимый резерв
	Итого потребная мощность электростанций (1+2+3)
	Покрытие
	Установленная мощностъ электростанций
	Неисполъзуемая мощность
	Располагаемая мощность (5-6)
	В том числе
	ГЭС и ГАЭС
	КЭС
	ГТЭС
	Получение мощности из других систем
	Итого покрытие (7+8)
	Дефицит мощности (4-9)

 

 

При составлении приближенного баланса мощности перетоки мощности с другими системами принимают равными нулю. Резерв мощности составляет 15 - 20% от максимума нагрузки. Неиспользуемая мощность электростанций принимается равной нулю.

Суммарная потребность во вводе генерирующих мощностей определяется величиной дефицита мощности в ОЭС. Формирование вариантов покрытия дефицита мощности может быть выполнено методом попарного сопоставления вариантов сооружения различных электростанций. В [2] рекомендуется сопоставлять следующие виды электростанций:

 

Проектируемый объект Альтернативный объект

ГЭС при T>=4000 ч. Базисная КЭС

ГЭС при T=2000 - 4000 ч. Полупиковая КЭС, ГТЭС

ГЭС при T<=2000 ч. ГТЭС

ГАЭС ГТЭС, полупиковая КЭС

 

Возможно сопоставление базисных КЭС с агрегатами различной мощ- ности, использующими такое же топливо, как и существующие КЭС.

Доля вводимых мощностей на базисных, полупиковых и пиковых электростанциях может быть определена путем сопоставления соответствующих зон существующего и перспективного совмещенных суточных графиков нагрузки ОЭС. Для этого следует, сопоставляя существующий и перспективный графики ОЭС, определить приросты базисной, полупиковой и пиковой зон графика нагрузки. Доля базисных и полупиковых электростанций в общей потребности (дефиците) равна отношению суммы приростов базисной и полупиковой зон графика к суммарному приросту по всем зонам. Аналогично определяется доля пиковых электростанций.

Особое внимание следует обратить на выбор вариантов покрытия пиковой и базисной части графика. Покрытие полупиковой зоны графика может осуществляться за счет вытеснения в эту зону менее экономичных КЭС и ГАЭС.

При первоначальном составлении баланса мощности резерв определяется приближенно. Уточнение величины резерва осуществляется путём расчёта ремонтной R _р и оперативной R _о составляющих резерва. При необходимости корректируется баланс мощности.

Ремонтный резерв подразделяется на резерв для проведения текущих ремонтов и резерв для капитальных ремонтов.

Резерв для проведения текущих ремонтов определяется по выражению

 

, (2.1)

 

где N _{уст j} - установленная мощность электростанции j -ого типа;

k - число типов электростанций;

- норматив текущего ремонта электростанции j -ого типа, % [2,с.85].

Резерв текущего ремонта не требуется для ГЭС.

Резерв для проведения капитального ремонта определяют по выражению

, (2.2)

 

где t _{кр j} – норматив простоя в капремонте, мес, [2,c.85];

S _пр - площадь провала графика месячных максимумов нагрузки ОЭС, МВт•мес;

K _пр - коэффициент использования площади провала (0,90 – 0,95).

Площадь провала графика нагрузки ОЭС определяется как сумма разностей между условной располагаемой мощностью ОЭС и ее максимальной нагрузкой за каждый месяц m.

 

- (2.3).

Расчёт максимальной нагрузки m -го месяца описан в разделе 1.

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 (2.3) N _m, на указаннуювеличину сезонного снижения мощности электростанций в летние месяцы.

Условная располагаемая мощность определяется прямой, соединяющей максимумы нагрузки января и декабря.

 

, (2.4)

 

где с и d коэффициенты.

Для определения коэффициентов с и d необходимо решить систему уравнений

, (2.5)

 

где N_m=1, N_m=12 - соответственно максимальные нагрузки января и декабря.

Оперативный резерв приближенно может быть определен по характеристикам удельного резерва. При расчете оперативного резерва учитывают аварийную и нагрузочную составляющие:

 

(2.6)

 

где R _н - нагрузочный резерв;

- аварийный резерв.

] – математическое ожидание мощности, находящейся в аварийном простое;

- среднеквадратичное отклонение нагрузки и мощности электростанций от их средних значений;

N _max – совмещенный перспективный зимний максимум нагрузки системы.

Математическое ожидание мощности электростанций, находящейся в аварийном простое равно

] = , (2.7)

где - вероятность аварийного простоя агрегатов электростанции j –го типа (табл.3.9 [2]).

Величина определяется по формуле

 

(2.8)

 

Аварийный резерв равен

 

(2.9)

 

где r _{уд j} - удельный резерв, определяемый по рис. 4.2 в [2].

Для определения r _{уд j} необходимо знать аварийность агрегата q (табл.3.9 [2]) и удельную единичную мощность

 

, (2.10)

 

где N _{a j} - мощность агрегата (блока) на j -ой электростанции.

Если Р_{.j уд ед} находится в диапазоне 1-5%, то

 

(2.11)

 

Среднеквадратическое отклонение нагрузки s _н равно

 

. (2.12)

 

Здесь k _н - коэффициент, зависящий от размеров системы и темпов роста нагрузки. При перспективе до 5 лет k _н =4, при более далекой k _н =5.

Если рассчитанный суммарный резерв мощности отличается от величины резерва мощности принятой при составлении баланса мощности на величину мощности, равной половине мощности самого крупного блока, то необходимо откорректировать рассматриваемый вариант развития электростанций. Для этого следует изменить мощность пиковых электростанций на величину прироста резерва мощности.