Создание гипотетических сетей с использованием энергетических балансов. Объект: энергосистема Республики Коми

Гипотетические схемы являются хорошим инструментарием для расчета электрических режимов для энергетических балансов. В [11, 12] приведен такой пример. В конструировании интегрально

ной сети используются пять видов энергетических балансов и эквивалентные сопротивления. Эквивалентирование может выполняться для региона в целом или для его частей: а) территориальных зон;

б) локальных зон; в) крупных городов; г) узлов потребления; д) тарифных групп (рис. 4.12).

Эквивалентные сопротивления при различных видах балансов

Рис. 4.12. Эквивалентные сопротивления при различных видах балансов

Для этих градаций балансов параметры схемы замещения электрической сети определены по потерям электроэнергии, и это позволяет рассчитывать потокораспределенние и выделять трассы. Характерно, что имеется только один крупный генераторный узел, находящийся за пределами республики, и небольшие ТЭС с локальными зонами.

Конструирование электрической сети с целью выполнения перспективных расчетов. Объект: ОЭС Сибири (Объединенная энергосистема Сибири)

Приведем два расчета: для оперативной и перспективной задачи развития сетей [12].

Эквивалентирование структурных единиц сети в оперативной задаче проводилось по потерям для месячных мощностей в пределах их изменения. В перспективной задаче использовались потери мощности для максимального режима с учетом изменения параметров режима в перспективе на 5 лет по прогнозам средних мощностей. В расчетах использовалась схема ОЭС Сибири.

Оперативное определение адресных потоков электроэнергии. ОЭС Сибири регулирует потоки электроэнергии на оптовом электроэнергетическом рынке при планировании суточных режимов и управлении ими. Чтобы вести адресные расчеты, необходимо создать расчетную схему сетей.

В ней есть общая часть для сложнозамкнутых сетей и потери электроэнергии делятся пропорционально адресным потокам в региональных системах. И есть радиальная индивидуальная часть, в которой поток электроэнергии и потери определяются потребляемой электроэнергией региональной системы.

В расчетах использовалась схема ОЭС, содержащая более 1000 узлов. В эквивалентной схеме число узлов уменьшилось на порядок. В ней выделены все части (узлы), которые учитываются в энергетических балансах.

Характеристики потерь мощности получены по моделям прогнозов для зон электроснабжения. Использовалась программа расчета распределения потоков и потерь мощности. В расчетах определялись интегральные активные сопротивления для схемы замещения сети (рис. 4.13), и по ним конструировалась схема (рис. 4.14).

Пример характеристики интегрального активного сопротивления для Тывинской энергосистемы (2013 г.)

Рис. 4.13. Пример характеристики интегрального активного сопротивления для Тывинской энергосистемы (2013 г.)

Имеются две части в электрической схеме сети: часть, принадлежащая региональным системам, и другая - ОЭС. Они не объединяются, так как принадлежат разным хозяйственным субъектам. При этом их развитие определяют РЭС-потребители или РЭС- продавцы. Это отражается в инвестиционных и коммерческих проектах.

Эквивалентная схема сети ОЭС Сибири с узлами в виде зон электроснабжения и параметрами схемы замещения в виде двух частей, соответствующих индивидуальным и общим целям развития сети

Рис. 4.14. Эквивалентная схема сети ОЭС Сибири с узлами в виде зон электроснабжения и параметрами схемы замещения в виде двух частей, соответствующих индивидуальным и общим целям развития сети

Составление гипотетической электрической схемы ОЭС Сибири при прогнозировании энергетического баланса на 10 лет. Исходным вариантом построения гипотетической схемы была реальная сеть на конец предыдущего периода времени в 5 лет, который отстоит на 10 лет от начального.

Для величин потерь мощности использовалась модель их прогнозирования по связанной временной схеме - 5, 10 лет. Они меняются от 3 до 11 %, по ОЭС до 4 % электропотребления. Кроме того, потери изменяются по годам примерно в 2-3 раза. Конструкция включала существующую и развивающуюся сети.

Расчеты показали, что всего требуется дополнительно примерно 10 линий электропередачи напряжением 220-500 кВ с пропускной способностью по направлениям от 20 до 7000 МВт.

Результаты расчетов по суммарным потерям в зоне с последующим получением электрического эквивалента энергосистемы представляются в виде характеристик dP(P). Такие расчеты выполнены для всех энергосистем ОЭС Сибири [11, 12]. Эти выводы нельзя признать достоверными без оценки погрешностей конструкции сети и они значительны (табл. 4.2).

Пример погрешностей годовых прогнозов с перспективой на 5 лет,

на 2013 г.

Таблица 4.2

РЭС

Прогнозы электроэнергии, млн МВт • ч

Прогнозы мощности, тыс. МВт

Средние по модулю погрешности статистических моделей прогнозирования, %

лэ

Ар

Омская

п,з

1,3

1,20

6

Новосибирская

15,6

1,8

1,07

5

Алтайская

9,9

1,3

1,99

11

Кузбасская

37,8

4,3

1,27

2.9

Томская

8,5

1,0

1,59

6.2

Красноярская

41,7

4,7

1,31

12

Хакасская

17,6

2,0

3,88

2.9

Тывинская

0,7

0,08

1,42

1.8

Иркутская

55,8

6,4

1,49

14.2

Бурятская

5,1

0,6

1,24

2.4

Читинская

7,3

0,8

1,35

21.8

Диапазон, %, с округлением результатов

1...50

1...10

1...4

2...20

Методика перспективных расчетов развития электрических сетей еще полностью не определена. Но существующая сейчас методика имеет много недостатков и рассмотренные предложения могут быть полезны для ее развития.

 
Посмотреть оригинал
< Пред   СОДЕРЖАНИЕ   ОРИГИНАЛ     След >