7. Методы прогнозирования суточных и годовых режимов работы электростанций.

Прогнозирование режимов работы электростанций в суточных графиках нагрузки осуществляется в целях:

- выявления возможной к использованию в балансах мощности ЭЭС мощности электростанций с ограниченными ресурсами энергии – ГЭС и ГАЭС;

- проверки соответствия маневренных характеристик оборудования тепловых электростанций условиям работы указанного оборудования в течение суток и в недельном разрезе;

- выявления режимных перетоков мощности по сетевым связям между энергоузлами в составе ЭЭС и между ЭЭС в составе энергообъединений.

Как правило, при прогнозировании и планировании развития ЭЭС, расчеты суточных режимов работы электростанций осуществляются в следующих характерных суточных графиках нагрузки:

- зимнего рабочего дня (з.р.д.), характеризующегося наибольшей неравномерностью изменения нагрузок ЭЭС в течение суток в период прохождения максимальных годовых нагрузок;

- зимнего выходного дня, соответствующего максимальному снижению нагрузки ЭЭС в недельном разрезе;

- летнего рабочего дня (июнь - июль месяцы), соответствующего максимальным объемам вывода генерирующих мощностей в плановые ремонты.

Для иллюстрации ниже показаны режимы работы энергоблоков электростанций различных типов в отчетных совмещенных графиках нагрузки ЕЭС страны в рабочие дни мая и декабря 2010 года.

Электростанции участвуют в покрытии графика нагрузки ЭЭС в рассматриваемые сутки рабочей мощностью:

где:

Р_расп.i - располагаемая мощность электростанций типа i;

Р _{пл.рем..i} - величина мощности электростанций типа i в плановых ремонтах;

Р _{ав. рем..i} - величина мощности электростанций типа i в средних аварийных ремонтах (математическое ожидание аварийных ремонтов), определяемой по выражению

Р _{ав. рем..i} = E P_i.ед * q _{ав. i}

I

Разность между суммарной рабочей мощностью электростанций всех типов и представляет собой оперативный диспетчерский резерв, который может находиться во вращающемся или холодном резерве.

Вращающийся резерв должен быть не менее мощности крупнейшего агрегата ТЭС и АЭС в изолированной ЭЭС или в ОЭС. Для крупных ОЭС с максимальной нагрузкой более 15-20 млн. кВт и для ЕЭС страны величина вращающегося резерва в зависимости от расчетной потребности в оперативном (аварийном) резерве может составлять 2-3% от совмещенного максимума нагрузки.

Размещение вращающегося резерва осуществляется на ГЭС и ГАЭС и на всех видах ТЭС – КЭС, ТЭЦ, ПГУ, ГТУ. В качестве вращающегося резерва мощности на ГЭС и ГАЭС ориентировочно может быть использовано 10 – 15% их располагаемой мощности. Оставшаяся часть вращающегося резерва размещается на ТЭС путем снижения нагрузки части агрегатов ТЭС ниже рабочей мощности. Указанное размещение осуществляется, исходя из принципа минимизации расхода топлива на ТЭС, связанного с размещением резерва, с использованием характеристик часового расхода условного топлива агрегатами ТЭС от электрической нагрузки агрегатов (энергетические характеристики) [ ]. Указанные характеристики, достаточно адекватно отражающие зависимости часовых расходов топлива от нагрузки установленных на российских ТЭС агрегатов единичной мощностью 150 – 1200 МВт, в общем виде представлены на рис. 7.1.

В, т.у.т/ч

В _ном

В _тм

В _хх

0 Р _тм Р _ном МВт

Где:

В _ном , В _тм - часовые расходы топлива агрегата ТЭС при номинальной нагрузке и при техническом минимуме нагрузки.

В _хх - условный часовой расход топлива холостого хода агрегата.

Р _ном , Р _тм – номинальная нагрузка агрегата и технический минимум нагрузки

b_k = tg = dB / dP – относительный прирост расхода топлива ( частичный удельный расход

Рис. 7.1. Энергетическая характеристика агрегата ТЭС.

Численные значения показателей характеристик установленных на действующих тепловых электростанциях конденсационных турбин и турбин ТЭЦ при работе их в конденсационном режиме приведены в [ ]. Для ПГУ построение энергетических характеристик требует индивидуальных расчетов в соответствии с составом турбинного оборудования и обобщенной тепловой характеристикой ПГУ.

Распределение части вращающегося резерва, размещаемого на агрегатах ТЭС, осуществляется, исходя из величин относительных приростов расхода топлива b_k в диапазоне нагрузки агрегатов от технического минимума нагрузки до номинальной. В первую очередь вращающийся резерв размещается на агрегатах с наибольшими значениями b_k . В том случае, если на электростанциях используются разные виды топлива, В первую очередь вращающийся резерв размещается на агрегатах с наибольшими значениями стоимости относительного прироста расхода топлива/ В первую очередь вращающийся резерв размещается на агрегатах с наибольшими значениями b_k * s топл. j, где s топл. j - стоимость топлива вида j.

В холодный резерв выводятся агрегаты ТЭС с наибольшими значениями удельного расхода топлива (топливной составляющей затрат) bуд на выработку 1 кВтч электроэнергии при работе агрегата с номинальной нагрузкой.

b хх * P _ном + b k * P _ном

bуд.ном = ---------------------------------- = b хх + b k

P _ном

В _хх

Где b хх - удельный расход холостого хода; b хх = ----------

P _ном

Расчеты прогнозных суточных режимов работы электростанций «покрытие суточного графика нагрузки осуществляется в следующей последовательности:

1. В график нагрузки «вписывается» энергия и мощность ГЭС.

Базисная мощность ГЭС Ргэс.баз. размещается в базисной части суточного графика нагрузки. Энергия для размещения в пиковой и полупиковой зонах графика нагрузки определяется по выражению:

W_{пик =} ( Р_{гэс. гар.} * к_нед. - Ргэс.баз ) * 24

Мощность, которую возможно использовать в пиковой и полупиковой зонах графика с учетом размещения на ГЭС вращающегося резерва, определяется по выражению:

Ргэс.пик. = Ргэс.расп. - Ргэс.рез. - Ргэс.баз

Использование пиковой энергии ГЭС в суточном графике нагрузки осуществляется, исходя из условия максимально возможного использования пиковой мощности ГЭС при одновременном, как показано на рис. 7.2., выравнивании графика загрузки тепловых электростанций

Р _макс

Мощности участия ГЭС

заряд и ГАЭС

Г АЭС

КЭС, ПГУ, конденса-

ционная мощность ТЭЦ,

ГТУ

ТЭЦ при работе по

тепловому графику

АЭС

Ргэс.баз

0 24

Рис.7.2. Режимы работы электростанций в суточном графике нагрузки

Указанное условие вписывания энергии ГЭС в график нагрузки обеспечивает на перспективу максимальное снижение необходимой мощности тепловых электростанций, стоимость 1 кВт мощности на которых выше, чем стоимость 1 кВт дополнительной мощности на ГЭС.

Суммарная мощность участия ГЭС в час максимума нагрузки ЭЭС или энергообъединения определяется из выражения:

Ргэс.уч. = Ргэс.пик.уч. + Ргэс.рез. + Ргэс.баз

где Ргэс.пик.уч. – мощность участия ГЭС в пиковой и полупиковой зонах графика в час максимума нагрузки. В тех случаях, когда мощность участия ГЭС меньше, чем располагаемая мощность, режим работы ГЭС характеризуется наличием неиспользуемой мощности ГЭС.

2. Вписывание ГАЭС осуществляется в пиковую и полупиковую зоны графика нагрузки аналогично ГЭС , исходя из суточного ресурса энергии при работе в турбинном режиме, равного P_{расп *} h _{сут.турб} . В ночные часы при работе ГАЭС в турбинном режиме нагрузка графика возрастает за счет необходимости дополнительной загрузки агрегатов ТЭС на величину не выше проектной насосной мощности ГАЭС. Необходимый ресурс энергии для обеспечения насосного режима работы ГАЭС (заряда ГАЭС) определяется по выражению (5.2.).

3. В базисной части графика размещается рабочая мощность АЭС. Базисный режим работы АЭС обусловлен экономической эффективностью максимально возможного производства электроэнергии на АЭС по сравнению с выработкой электроэнергии на тепловых электростанциях на органическом топливе, что обусловлено существенными различиями топливной составляющей затрат bуд * s топл. на АЭС и ТЭС.

4. Также в базисной части графика размещается выработка электроэнергии на турбинах ТЭЦ при ее производстве на тепловом потреблении в соответствии рабочей мощностью ТЭЦ. В ночные часы, как показано на рис. 5.6., в связи со снижением загрузки турбин ТЭЦ по теплу электрическая нагрузка турбин уменьшается на 10 – 15% по сравнению с нагрузкой в дневные часы.

5. Часть нагрузок графика, оставшихся после «вписывания»в график ГЭС, ГАЭС, АЭС и ТЭЦ, распределяется по часам суток между агрегатами КЭС, ПГУ, ГТУ и конденсационными «хвостами» ТЭЦ в соответствии с рабочей мощностью электростанций и величинами размещенного на них вращающегося и холодного резерва. Указанное распределение осуществляется по показателям стоимости относительного прироста расходов топлива b_k * s топл. в диапазоне от нагрузки технического минимума нагрузки агрегата до номинальной за вычетом размещенного вращающегося резерва.

6. В ночные часы при снижении нагрузок графика может возникать возникает необходимость снижения загрузки агрегатов ТЭС, работающих в дневные часы останова, до технического минимума нагрузки и останова части агрегатов на ночь.

Если суммарная мощность агрегатов, разгруженных до технического минимума, превышает нагрузку графика в ночные часы, то останов части агрегатов является вынужденным. В данном случае в первую очередь должны останавливаться с агрегаты с наибольшими значение удельного расхода топлива (удельных затрат на выработку 1 кВтч) при данной нагрузке, определяемого по выражению:

b хх * P _ном + b_к * P _тм b хх

bуд.ном = ---------------------------------- = ------ + b_к

P _тм P _тм

В некоторых случаях при наличии в ЭЭС агрегатов ТЭС с существенно различными технико-экономическими характеристиками останов агрегатов на ночь может быть целесообразен по условиям снижения общего расхода топлива на ТЭС (затрат на топливо). При этом на ночь могут останавливаться агрегаты с высокими удельными расходами топлива, а компенсация останавливаемой мощности может осуществляться за счет повышения нагрузки на недогруженных агрегатах с низкими относительными приростами расхода топлива.

Рассмотренные выше методы расчета режимов работы электростанций в суточных графиках нагрузки применимы при одноузловом представлении ЭЭС. В реальных условиях в границах ЭЭС, и тем более в ОЭС, расчеты режимов работы электростанций должны проводиться с учетом ограничений по пропускной способности электрических сетей между отдельными электростанциями и нагрузочными узлами, что может существенно влиять на условия загрузки агрегатов электростанций. Для этих условий расчеты режимов должны осуществляться с использованием специализированных математических моделей [ ].

На основе прогноза динамики изменения рабочих мощностей электростанций различного типа в течение года с учетом условий и объемов проведения различных видов плановых ремонтов и проведения расчетов режимов работы электростанций в различные характерные сутки может быть осуществлен прогноз годовых показателей режимов работы электростанций (годовые объемы выработки электроэнергии и годовые расходы топлива). В расчетах указанных показателей учитываются количество рабочих и выходных дней для различных сезонов года и показатели сезонной неравномерности изменения нагрузки ЭЭС. Ориентировочно для европейской части ЕЭС количество рабочих и выходных дней в зимний период ориентировочно может приниматься равным 150 и 60 дней, в летний период - 110 и 45 дней.

5.2.1 Схема и параметры основной электрической сети должны обеспечивать передачу балансовых и максимальных расчетных потоков мощности.

5.2.2 Балансовые потоки мощности характеризуются экономически обоснованным режимом работой электростанций при средних условиях нахождения основного оборудования электростанций в плановом и аварийном ремонтах.

По балансовым потокам мощности определяются сечения проводов линий электропередачи, рациональные способы резервирования элементов сети, потери мощности и годовые потери электроэнергии.

5.2.3 Балансовые потоки мощности между ОЭС ЕЭС России обусловлены:

• совмещением максимумов нагрузок рассматриваемых частей энергосистем;

• экономической эффективностью передачи электроэнергии взамен транспорта топлива из одной части ЕЭС в другую или целесообразностью использования энергии и мощности крупных ГЭС, расположенных в одной ОЭС, в переменной части графика нагрузки другой ОЭС;

• несоответствием ввода мощности крупных энергоблоков на электростанциях росту максимума нагрузки в рассматриваемой ОЭС.

5.2.4 Для обеспечения надежного функционирования ЕЭС России с электропередачами большой пропускной способности на дальние расстояния и предотвращения возможного каскадного развития аварий при их отключении максимально допустимые значения относительных дефицитов мощности в приемных ОЭС при нормальной схеме и в нормальных режимах работы не должен превышать 5-10 % от их максимальной нагрузки.

5.2.5 Балансовые потоки мощности между ОЭС на перспективу принимаются по перспективным балансам мощности ЕЭС России.

5.2.6 Требования к пропускной способности межсистемных связей между ОЭС ЕЭС России определяются максимальными расчетными потоками мощности.

Максимальные расчетные потоки мощности между ОЭС ЕЭС России обусловлены наложением балансовых потоков мощности для покрытия максимума нагрузки и потоков взаиморезервирования, вызванных необходимостью покрытия образовавшегося дефицита мощности при возникновении расчетной аварии в рассматриваемой части ЕЭС из ее смежных частей.

Потоки взаиморезервирования определяются величиной и размещением оперативного резерва мощности в каждой ОЭС при сокращении его в условиях совместной работы ОЭС в ЕЭС России по отношению к раздельной их работе.

Для определения требований к пропускной способности межсистемных связей между ОЭС балансовые потоки мощности между ОЭС принимаются в соответствии с балансами мощности по ЕЭС России на перспективу, но не менее нормируемых значений, определяемых соответствующим процентом (n %) от максимума нагрузки меньшей части ЕЭС России по обе стороны рассматриваемого межсистемного сечения согласно таблице 5.2.1.

Таблица 5.2.1 – Нормируемое значение балансового потока мощности по межсистемным связям между ОЭС.

Максимум нагрузки меньшей из частей ЕЭС России, ГВт	10 и менее	15	20	25	30	35	40	45	50	60	70	80	90	100 и более
Планируемый балансовый поток, %	5,0	3,9	3,4	3,0	2,7	2,5	2,3	2,1	2,0	1,8	1,7	1,6	1,5	1,5

Нормируемые значения балансовых потоков мощности позволяют учесть возможные отклонения от потоков мощности, принятых в балансах мощности в связи с неопределенностью во вводах генерирующих мощностей, объемах и темпах модернизации, темпов роста нагрузки и т.д.

5.2.7 Требования к пропускной способности межсистемных связей ЕЭС в сечениях между ОЭС при проектировании на перспективу рекомендуется принимать в соответствии с п.5.2.6, но не менее нормируемых значений, определяемых соответствующим m % от максимума нагрузки меньшей из рассматриваемых частей ЕЭС России согласно таблице 5.2.2.

Таблица 5.2.2 – Нормируемое значение пропускной способности межсистемных сечений между ОЭС.

Максимум нагрузки меньшей из частей ЕЭС России, ГВт	10 и менее	15	20	25	30	35	40	45	50	60	70	80	90	100 и более
Требуемая пропускная способность, %	18,0	13,5	11,0	9,5	8,3	7,5	6,8	6,3	5,8	5,1	4,6	4,2	3,9	3,7

Нормируемые значения пропускной способности межсистемных связей между ОЭС позволяют учесть возможные снижения пропускной способности межсистемных сечений в случае отключения элементов электрической сети, образующих межсистемные связи.

5.2.8 Требования к пропускной способности в сечениях основной электрической сети внутри ОЭС определяются таким образом, чтобы электрическая сеть могла обеспечивать:

• передачу мощности в объеме, необходимом для обеспечения прогнозного максимума нагрузки в дефицитных частях ОЭС в нормальной схеме сети после аварийного отключения наиболее крупного генерирующего блока при средних условиях нахождения остального генерирующего оборудования в плановых и послеаварийных ремонтах с учетом использования имеющегося в ОЭС собственного резерва мощности;

• покрытие максимума нагрузки при обеспечении принципа «N-1».

5.2.9 Для избыточной части ОЭС максимальный избыток мощности находится как выдача всей мощности узла за вычетом части мощности, соответствующей среднему значению аварийного ремонта.

Для узлов, включающих одну электростанцию, максимальный дефицит мощности определяется, исходя из нахождения в ремонте (плановом и послеаварийном) двух энергоблоков в период максимума нагрузки, а максимальная выдача - из условия работы электростанции полной мощностью.

5.2.10 При выборе схемы и параметров электрических сетей рекомендуется учитывать условия питания узлов при совпадении аварийного отключения одного из элементов сети с плановым ремонтом другого в период летнего снижения нагрузки.

При этом, в случае возникновения недопустимых перегрузок с учетом использования имеющегося резерва мощности, их ликвидацию допускается обеспечивать отключением части нагрузки присоединенных потребителей действием противоаварийной автоматики.

5.2.11 В процессе реализации проектной схемы сети допускается неполное резервирование отдельного энергоузла с ограничением его максимальной нагрузки на время ремонта или замены основного оборудования на 25 %, но не более 400 МВт при внешнем электроснабжении на напряжении 750 кВ, 250 МВт - при напряжении 500 кВ, 150 МВт - при напряжении 330 кВ и 50 МВт - при напряжении 220 кВ (при условии обеспечения питания ответственных потребителей).