Выбор рационального резерва мощности в электрической системе

Различают следующие виды резерва мощности: ремонтный, эксплуатационный, аварийный и нагрузочный.
Ремонтный резерв предназначается для проведения капитальных и текущих ремонтов оборудования электростанций. Эксплуатационный резерв нужен для компенсации временного снижения мощности станций, возникающего из-за изменения условий эксплуатации. Такие снижения мощности могут быть как систематическими (например, из-за ограничения регулирования водотока на ГЭС по условиям судоходства), так и несистематическими (например, из-за шлакования котлов). Аварийный резерв служит для обеспечения электроснабжения при вынужденных простоях генерирующей мощности. Нагрузочный резерв используется для покрытия возможных превышений действительной нагрузки энергосистемы над расчетной.
Совокупность резервов аварийного, нагрузочного и частично эксплуатационного, предназначенного для компенсации несистематических снижений генерирующей мощности, называют оперативным резервом.
Ремонтный резерв вместе с частью эксплуатационного резерва, используемого для компенсаций систематических снижений мощности, называют планируемым резервом.
Рассмотрим определение аварийного резерва мощности. Целесообразность установки дополнительного резервного агрегата может быть определена путем сопоставления снижения ущерба от перерывов в электроснабжении при увеличении резерва с затратами, связанными с его установкой:
где Р — мощность одного резервного агрегата; г — число однотипных эквивалентных резервных агрегатов мощностью Р, установленных ранее в системе.
Расчетное условие целесообразности дополнительного резервного агрегата имеет вид [25]
где р\р — вероятность состояния системы, при котором возникает дефицит мощности величиной Р и более; рв — нормативный коэффициент эффектизности капитальных затрат, равный 0,12; ра, ртл— отчисления на амортизацию и текущий ремонт резервных агрегатов; куД — удельные капитальные затраты на резервные агрегаты, руб/кВт; Т — расчетный период, ч; сап уд— удельный ущерб у потребителей от перерывов в электроснабжении, руб/кВт ч.
Для концентрированных энергосистем при замене реальных агрегатов эквивалентными мощностью Р величина р%Р определяется по формуле
где pkP—вероятность возникновения дефицита мощности величиной kP\ k — целое число; А —число агрегатов, участвующих в покрытии годового максимума нагрузки энергосистемы. Значение
где pLip — вероятность снижения нагрузки системы на величину iP (i—целое число) по сравнению с максимальной нагрузкой (рис. 4.2); I—число ступеней годового графика нагрузки системы по продолжительности, в котором величина ступени равна мощности Р; p\r+k+i)P — вероятность одновременного аварийного повреждения (г + ^ + 0 агрегатов; г — число резервных агрегатов, установленных в энергосистеме.
Вероятность аварийного выхода числа агрегатов определяется по формуле биномиального распределения: где Т — календарный период; — время, в течение которого наблюдается снижение нагрузки системы по сравнению с максимальной на величину iP.
Если для определения резерва используются не ущербы, а заранее заданный показатель надежности, то расчет ведут в следующем порядке.
Пусть задан показатель надежности в виде (4.1). Тогда величина Эи, соответствующая нормированному показателю надежности,
Выберем произвольно некоторую величину резервной мощности Ра = гР и определим вероятный недоотпуск энергии, который будет при этом возникать, по формуле, где значение вычисляется по формуле.
Тогда можно определить величину резерва ДРрез, на которую надо изменить (увеличить или уменьшить) произвольно выбранный резерв гР: где Грез — ориентировочное время использования установленной мощности резервных агрегатов. Если окажется, что ДРрез>0, та необходимо увеличить мощность резерва; при ДРрез<0 резервная мощность должна быть уменьшена.
По данным работы [30], показатель надежности N для отдельных электроэнергетических систем СССР составляет не менее 0,99914.
Величину нагрузочного резерва находят, исходя из максимальной нагрузки Ртах системы: (мощности измеряются в МВт).
Для проведения текущих и капитальных ремонтов используют прежде всего площадь провала графика нагрузки Fop, получаемую из располагаемой мощности электростанций / и нагрузки 2 (рис. 4.3). Если ее оказывается недостаточно, то предусматривают ремонтный резерв.
Для проведения капитальных ремонтов необходимый резерв определяется по формуле, где Pi — мощность 1-го агрегата в системе, МВт; /к.рг — среднегодовая продолжительность капитального ремонта 1-го агрегата, дней; Fnp — площадь провала графика месячных максимумов нагрузки, МВт-дней; &пр — коэффициент использования площади провала графика, принимается 0,9—0,95.
Резерв мощности для выполнения текущих ремонтов принимается в долях установленной мощности блочных КЭС Ркэс и ТЭЦ (КЭС с поперечными связями) Ртэц-
где для коэффициентов установлены следующие нормативы: &i = 0,06; /г2=0,04.
Для агрегатов ГЭС специальный резерв не предусматривается, так как их текущий ремонт может быть выполнен в периоды режимных снижений нагрузки ГЭС.
Полный ремонтный резерв
Рр = Р К.р + Рт.р> а общая величина резервной мощности
Пример. Определим величину целесообразного аварийного резерва мощности для системы, состоящей из /г= 10 одинаковых агрегатов одинаковой мощностью Р=500 МВт. Потребляемая максимальная мощность системы работы транспорта, узлов связи и другими последствиями, при которых ущерб не может быть определен количественно, то при оценке надежности ориентируются на технические характеристики. При этом нормируемые характеристики в виде частоты отказов и вероятной длительности перерывов в электроснабжении устанавливаются с учетом требований подключаемых к сети потребителей.
Для расчета характеристик надежности сети, состоящей из ряда последовательно-параллельных элементов, составляют блок-схему надежности (рис. 4.4) относительно точки сети, к которой подключаются потребители. В блок-схему включают основные элементы сети: линии, трансформаторы, шины, выключатели. При этом в последовательную ветвь включают те элементы, отказ каждого из которых приводит к простою остальных, а параллельно соединяют те ветви, выход каждой из которых не влияет на простой других. В целом такая блок-схема характеризует влияние каждого элемента на надежность сети в целом. Блок-схехмы надежности составляют для нормальных и ремонтных режимов работы сети.
Повреждение некоторых элементов сети может приводить к развитию аварии. Например, при повреждении выключателя может возникнуть короткое замыкание на шинах. В блок-схеме расчета надежности это должно учитываться. На рис. 4.4 элементы, обозначенные одним штрихом, должны учитываться отказами, приводящими к развитию аварии, а элементы с двумя штрихами—числом отказов, не сопровождающихся развитием аварии. Последнее число отказов определяется разностью между общим числом отказов и числом отказов, приводящих к развитию аварии.
При известных характеристиках надежности каждого элемента сети по блок-схеме надежности могут быть определены соответствующие показатели надежности для сети в целом относительно точки подключения данных потребителей по следующим соотношениям.
При последовательном соединении ветвей (элементов) в блок-схеме надежности частота отказов, где Я — частота отказов k-ro элемента; п — число последовательно соединенных элементов.
Вероятное время аварийного простоя последовательной цепи, где \ав k — вероятное время нахождения k-ro элемента, входящего в последовательную цепь, в аварийном простое. Если vaBfc^0,01, то можно применить приближенную формулу
Для определения длительности плановых ремонтов составляют условный график ремонтов с указанием продолжительности ремонта каждого элемента, из которого находят наибольшее время простоя последовательной цепи в каждом году #"ах. Тогда длительность плановых ремонтов
р — максимальная продолжительность межремонтного периода среди элементов, входящих в последовательную цепь.
Вероятное время общего перерыва последовательной цепи.
Вероятное время аварийного перерыва, где Vae2 и Vnii2 — вероятное время аварийного простоя первой ветви
в периоды аварийного и планового простоев второй ветви; и
viJi — вероятное время аварийного простоя второй ветви в периоды аварийного и планового простоев первой ветви.
Значения величин, входящих в выражение, определяются по формулам.
Здесь \\ и %2 — частота отказов каждой параллельной ветви, состоящей из последовательных элементов, определяемая по формуле (4.11); ti и  — среднее время аварийного простоя каждой из параллельных ветвей (приведенные формулы применяются при условии вычисляются по формуле (4.13); значения Tp1 и Тр2 по рекомендации института «Энергосетьпроект» принимаются равными 1. Значения tx и t2 вычисляются по формулам. Самая свежая информация детский игровой комплекс здесь.
Анализ характеристик надежности различных элементов электрической сети показывает, что частота отказов для линий на порядок больше частоты отказов трансформаторов и выключателей. С другой стороны, среднее время аварийного простоя трансформаторов и выключателей на порядок больше, чем линий. Поэтому значения вероятного времени нахождения элементов в аварийном простое соизмеримы. Однако, вследствие того что на подстанциях поврежденные выключатели часто могут быть заменены другими (обходными), при оценке надежности в первую очередь следует учитывать линии и трансформаторы.
Практика расчетов показывает также, что одновременный отказ двух параллельных трансформаторов или трех параллельных линий, проходящих по разным трассам, при оценке надежности можно не учитывать.
Так как наименее надежными элементами являются линии электропередачи, при ориентировочных расчетах оценку надежности электроснабжения допустимо проводить по блок-схемам, включающим только линии электрической сети.