Ргэс.баз

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.

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.

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).