1. Общие сведения о работе электростанций в составе энергосистем.

1. Понятие об энергосистеме.

Электроэнергию, как один из видов продукции предприятия, обладает особенностью: ее практически невозможно складировать и накапливать впрок. Существующие в настоящее время аккумуляторы электроэнергии имеют весьма ограниченную емкость и очень дороги, ввиду чего их широкое использование экономически не оправдано. Это определяет специфику работы электростанций – непрерывность работы и поддержание равенства между генерируемой и потребляемой мощностью в каждый момент времени.

Наряду с электрической энергией часть электростанций отпускает потребителям тепловую энергию в виде пара или горячей воды. Тепловая энергия, как и электрическая, не складируется, но график ее потребления во времени существенно отличается от графика электрической нагрузки и зависит от характера потребителей, времени года, дня недели и часов суток.

Для обеспечения высокой надежности в первую очередь электроснабжения потребителей генерирующие источники и потребители объединяются в энергосистемы. Энергетическая система представляет собой совокупность параллельно работающих электрических станций, повысительных, понизительных и выпрямительных электрических подстанций, линий электропередач (ЛЭП), электрических и тепловых сетей к потребителям, объединенных общностью режима и непрерывностью производства и потребления электрической и тепловой энергии [1].

Использование в подавляющем большинстве на электростанциях электрических генераторов переменного трехфазного тока синхронного типа привело к другой специфике работы электростанций – к связи по общей частоте генерируемого электрического тока. Все это в сою очередь потребовало общего централизованного оперативного управления режимами работы агрегатов, электростанций и всей энергосистемы.

В России имеется большое количество энергосистем, которые в силу исторических причин были созданы по территориальному принципу. Каждая из энергосистем охватывает территорию одной или нескольких областей государственного районирования. Такими, например, являются Мосэнерго, Красноярскэнерго, Ростовэнерго и другие. В настоящее время все энергосистемы представляют собой акционерные общества.

В свою очередь, с помощью ЛЭП энергосистемы еще в период существования СССР были связаны между собой. Группы параллельно работающих энергосистем при общем централизованном оперативном управлении образовали объединенные энергетические системы (ОЭС), такие как ОЭС центра Европейской части России, «Центрэнерго» и другие. Объединением между собой ОЭС тогда была создана Единая Энергетическая Система (ЕЭС) всей страны. Распад СССР и превращение Союзных республик в самостоятельные государства привел к нарушению единства управления в Единой Энергосистеме. Однако электрические связи между энергосистемами в виде ЛЭП сохранились и возможность совместной работы ЕЭС еще сохраняется.

В настоящее время существующие линии электропередач используются для передачи избыточной электроэнергии из энергосистем некоторых стран СНГ в другие страны и энергосистемы с дефицитом электроэнергии с соответствующими финансовыми расчетами. В пределах России ЕЭС функционирует в нормальном режиме.

2. Основные характеристики электростанций и энергосистем.

Одной из основных характеристик электростанций (энергосистем) является их мощность. При этом используется ряд понятий (показателей) мощности электростанций [2] со следующей терминологией.

Под понятием установленной мощности электростанции (энергосистемы)Nуст понимается сумма номинальных (по паспорту) мощностей всех установленных там первичных двигателей (паровых, газовых или гидравлических турбин или других двигателей) для привода электрических генераторов. Сюда включаются резервные (Np2), а также находящиеся в ремонте или в реконструкции агрегаты (Nрем).

Под располагаемоймощностью электростанции (энергосистемы)Nрасп понимается ее установленная мощность за вычетом мощности агрегатовNрем, находящихся в ремонте или в реконструкции. Дополнительно учитываются технические ограниченияNогр, связанные с конструктивными или технологическими причинами (недостаточная производительность механизмов собственных нужд, тягодутьевых машин у котлов, низкое качество топлива и другое).В результате располагаемая мощность электростанции (энергосистемы) находится по формуле:

Nрасп =Nуст –Nрем –Nогр

Под рабочеймощностью электростанции (энергосистемы) понимается суммарная по паспортам мощность всех работающих агрегатов. Она получается вычитанием из располагаемой мощности резерва второго родаNp2 (явного резерва) в виде неработающих, но пригодных к работе агрегатов, пуск которых требует, однако, некоторого времени:

Nраб =Nрасп –Nр2

Максимальная(точнее – фактическая по графику нагрузки) мощность электростанции (энергосистемы) равна рабочей мощности за вычетом скрытого (вращающего) резерва или резерва первого родаNр1 в виде работающих по графику нагрузки, но не полностью нагруженных агрегатов:

Nмакс =Nфакт =Nраб –Nр1

В практике эксплуатации энергосистем применяются также понятия «горячего»и«холодного»резерва. Под «горячим» резервом здесь понимается сумма вращающегося резерва и мобильной неработающей мощности гидроагрегатов и газовых турбин, быстро переводимых в активный режим работы. К нему же могут быть отнесены агрегаты, работающие в режиме синхронных компенсаторов. Время их в переводе в режим активной нагрузки здесь измеряется минутами и даже секундами.

Под «холодным» резервом понимается рабочая мощность не включенных в работу агрегатов, для подключения которых к работе требуется несколько часов и лишь в некоторых исходных состояниях - только десятки минут (состояние «горячего» резерва).

Описанные выше характеристики электрической мощности электростанций могут быть использованы в качестве показателей теплофикационной мощности теплоэлектроцентралей.

Обычно в состав энергосистем входят электростанции с различной установленной мощностью и различного типа. В состав их кроме тепловых конденсационных электростанций (КЭС или ГРЭС), теплоэлектроцентралей (ТЭЦ), могут входить атомные электростанции (АЭС), газотурбинные установки (ГТУ), парогазовые установки (ПГУ), гидроэлектростанции (ГЭС), гидроаккумулирующие электростанции (ГАЭС), геотермальные электростанции (ГеоТЭС) и дизельные электростанции (ДЭС). В процессе эксплуатации энергосистемы роль каждой из них индивидуальна и определяется конкретными условиями.

3. Основные параметры и режимы работы энергосистем и их характеристики.

Режимы работы энергетических систем, их параметры и оптимизация детально рассматриваемая специалистами электроэнергетического профиля энергосистемного направления [1]. Здесь кратко рассматриваются лишь вопросы, важные для эксплуатации энергетических блоков с точки зрения теплоэнергетики.

Режимы энергосистемы – это совокупность ее состояний и процессов перехода из одного состояния в другое, определяющихся большим количеством ее параметров. Основными электрическими параметрами здесь являются частота и напряжение генерируемого тока. Одновременно они являются и показателями качества отпускаемой электроэнергии, устанавливаемыми ГОСТ 13109-97 «Нормы качества электроэнергии в системах электроснабжения общего назначения» [3,4]. Частота электрического тока является общесистемным параметром и должна поддерживаться на уровне 50 Гц. В нормальных режимах работы энергосистемы России допускается отклонение частоты тока в среднем 0,1 Гц, что для паротурбинных агрегатов с номинальной частотой вращения в 3000 об/мин соответствует отклонениям скорости их вращения на6 об/мин. Допускается временная работа энергосистемы с отклонениями частоты до0,2 Гц. Кроме того в переходных режимах работы допускается предельное отклонение частоты до0,4 Гц (24 об/мин). Отклонение частоты тока от нормального значения происходит при нарушениях баланса вырабатываемой и потребляемой активной мощности, причинами которого могут быть отклонение нагрузки от графика, предусмотренного планом, обусловленное как неравномерностью потребления в течение суток, так и возможными отказами оборудования как у потребителя, так и у производителя или аварийными ситуациями в электрических сетях, сопровождающимися потерей части генерируемой мощности. Это приводит к временному нарушению баланса мощности в энергосистеме и вызывает отклонение частоты.

Если работа энергосистемы с частотой 50 Гц не может быть обеспечена вследствие отсутствия достаточных резервов активной мощности на электростанциях, должны быть приняты меры по снижению нагрузки. В практике энергосистем России основным методом планового снижения нагрузки является ограничение потребления, вводимое заранее в установленном порядке. При внезапных (аварийных) дефицитах активной мощности для восстановления частоты в энергосистеме применяется отключение потребителей, осуществляемое оперативно. Как ограничения, так и отключения потребителей в аварийных условиях производятся по распоряжению диспетчеров высших ступеней управления в порядке, установленном действующими инструкциями (разгрузка по частоте). Аварийный режим в энергосистеме при невыполнении вышеуказанных мер может привести к отклонению ее параметров за допустимые пределы и к нарушению устойчивости энергосистемы.

В зарубежной практике (США, Англия) [2] для уменьшения нагрузки в энергосистеме широко применяется понижение напряжения у потребителей двумя – тремя ступенями по 2,5%. При этом потребители или предупреждаются заранее (за сутки или менее), или не предупреждаются ( в аварийных условиях).

Напряжение в отличие от частоты является параметром режима, характеризующим качество электроэнергии на данном участке энергосистемы. Допустимые отклонения напряжения здесь от нормы устанавливаются в первую очередь его допустимыми отклонениями на приемниках электроэнергии, при которых обеспечивается ее эффективное использование и надежность работы потребителей. На основании этих допущений устанавливаются нормы отклонения напряжений на шинах пунктов питания распределительной сети. ГОСТ 13109-97 устанавливает нормально-допустимое отклонение в соответствии с «Нормами качества электроэнергии» по частоте в 5% Гц (0,05 Гц или3 об/мин) и предельно допустимые отклонения напряжения в10 %. Напряжение в электрической сети регулируется оперативным персоналом в соответствии с заданными графиками напряжения в основных узлах, служащих контрольными точками. Этими графиками, которые задаются в виде двух предельных (наивысшего и наинизшего) уровней или в виде оптимального графика с предельно допустимыми отклонениями, должно обеспечивать поддержание необходимых уровней напряжения в пунктах питания распределительной сети. Задаваемые уровни напряжения при этом должны соответствовать возможностям энергосистемы по располагаемой реактивной мощности и по ее средствам регулирования и должны находиться в пределах, допустимых для оборудования энергосистемы. Поддержание заданных оптимальных графиков напряжения в контрольных точках энергосистемы осуществляется воздействием на возбуждение синхронных машин, изменением коэффициентов трансформации силовых трансформаторов и последовательно включенных регулировочных агрегатов, включением или отключением батарей конденсаторов.

1.4. Графики нагрузки энергосистем и электростанций и их характеристики

Неравномерность потребления электрической энергии оказывает существенное влияние на формирование режимов работы энергетического оборудования. Различают суточную, недельную и сезонную или годовую неравномерность нагрузки. Статистический анализ суточных графиков электрической нагрузки отдельных электростанций и энергосистем в целом за последние несколько десятков лет показывает, что происходит их систематическое разуплотнение. Это объясняется как ростом бытовых нагрузок, так и уменьшением числа предприятий, работающих в ночное время. Обычно различают четыре характерных типа суточных графиков нагрузки – для нормального рабочего дня, субботы, воскресения и понедельника. На рис. 1.1 представлен график нагрузки одной из энергосистем за характерные дни недели. Этот график показывает резкое снижение нагрузки и ее сглаживание в выходные дни, что обусловлено перераспределением бытовой нагрузки в течение суток выходного дня и снижением потребляемой мощности промышленными предприятиями, работающими, в основном, в односменном или двухсменном режиме. В начале понедельника нагрузка снова возрастает.

Суточный электрический график нагрузки энергосистемы обычного рабочего дня (рис. 1.2) чаще всего имеет два пика нагрузки – утренний и вечерний и два провала – дневной и ночной. Нижнюю часть графика с постоянной нагрузкой принято называть базовой, верхняя часть делится на полупиковую и пиковую зоны.

Для оценки степени неравномерности графиков нагрузки используют ряд показателей:

-коэффициент неравномерности суточной нагрузки (К_нер), равный отношению минимальной нагрузки (N_min) к ее максимальному значению (N_max)

К_нер=N_min/N_max ; (1.1)

-коэффициент плотности (заполнения) графика нагрузки (К_зап), равный отношению суточного потребления электроэнергии (Э_сут) к максимально возможному

К_зап=Э_сут/(N_max*24); (1.2)

-коэффициент регулирования (К_рег), равный отношению разности максимальной и минимальной суточной нагрузки к максимальной

К_рег = (N_max - N_min )/ N_max. (1.3)

Кроме того, существенной характеристикой графиков нагрузки является скорость ее изменения W_N, представляющая изменение нагрузки в единицу времени или производную от потребляемой мощности во времени. В первую очередь эта величина важна для периода подъема нагрузки:

(1.4)

Величина W_N в определенные периоды работы энергосистемы может достигать 3 % в минуту, что требует высоких маневренных характеристик энергетического оборудования и особенно важно при подъеме нагрузки.

Особые трудности при эксплуатации электростанции возникают при прохождении максимальных и минимальных нагрузок. В период прохождения пиков нагрузок в работу включаются практически все имеющиеся в наличии агрегаты. Для покрытия остропиковой части графика нагрузки, как правило, привлекается специальное пиковое оборудование, имеющее высокие маневренные характеристики; к их числу относятся: газотурбинные установки (ГТУ), гидроаккумулирующие электростанции (ГАЭС), гидроэлектростанции с регулируемым стоком (ГЭС). При прохождении провалов нагрузки приходится разгружать значительную часть агрегатов, а часть из них даже останавливать. Особенно сложным является прохождение ночного минимума нагрузки, если оно требует ежесуточного останова части агрегатов.

В настоящее время тенденция разуплотнения графиков нагрузки продолжает сохраняться, и в последние годы величина коэффициента неравномерности графиков нагрузки достигла во многих энергосистемах уровня К_нер = 0,5-0,55.

В зависимости от маневренных свойств и показателей экономичности энергоустановки различного типа по разному привлекаются к покрытию графиков электрических нагрузок. Пример использования установок различного типа для покрытия суточного графика нагрузки энергосистемы представлен на рис. 1.2. На графике условно выделено три зоны: базовая, полупиковая, пиковая ( в отдельных случаях производят деление на четыре зоны [5], добавляя еще полубазовую зону). В каждой зоне графика нагрузки используются различные типы установок, исходя из их характеристик. Это позволяет обеспечить наиболее эффективное использование установок как с точки зрения экономичности, так и их надежности.

В соответствии с этими зонами классифицируют и установки, работающие в них. Так в базовой зоне, работают агрегаты несущие постоянную, преимущественно номинальную нагрузку, как в суточном. так и в недельном разрезе. Чаще всего к таким агрегатам относятся АЭС, ТЭЦ и ГЭС без регулируемого стока.

В полупиковой части графика нагрузки используются агрегаты, которые могут работать с разгружением в периоды снижения нагрузки в системе, а часть некоторых может останавливаться при прохождении ночного провала, а также на выходные и праздничные дни. К полупиковым агрегатам относится большая часть конденсационных энергоблоков ТЭС, а также парогазовые установки. К пиковым агрегатам относятся установки, работающие только в часы покрытия максимума нагрузки. Сюда относятся ГТУ, ГАЭС, ГЭС с регулируемым стоком.

Работа АЭС в базовой части графика нагрузки обусловлена технической невозможностью и экономической нецелесообразностью привлечения их к регулированию графика нагрузки.

ТЭЦ также используются в базовой части графика нагрузки (в основном в отопительный период), что обусловлено необходимостью обеспечения графика отпуска теплоты. В летний (неотопительный) период года ТЭЦ могут привлекаться к регулированию графика электрической нагрузки в полупиковой зоне.

Маневренные характеристики конденсационных электростанций зависят в основном от маневренных возможностей котельных агрегатов, что будет рассмотрено позднее.

Современные газотурбинные установки, даже большой мощности, обладают высокой маневренностью и могут пускаться и набирать нагрузку до номинальной мощности за 15-30 минут, что и позволяет использовать их в пиковой зоне.

Наряду с суточной и недельной неравномерностью графиков электрической нагрузки энергосистемы имеет место существенное изменение потребления электроэнергии и в течение года. На рис. 1.3 для иллюстрации этого представлен типичный график изменения суточных максимумов электрической нагрузки в течение года для энергосистемы России. Анализ этого графика показывает, что в течение летнего периода наблюдается существенный спад потребления электроэнергии. Он обусловлен увеличением продолжительности светового дня и повышением температуры наружного воздуха. Для некоторых зарубежных стран, особенно расположенных в климатической зоне с высокими летними температурами и развитой системой кондиционирования, наоборот характерен летний максимум электрической нагрузки, например для Калифорнии в США.

Наличие провала электрической нагрузки энергосистемы в летний период создает благоприятные условия для ремонта оборудования. Летнюю зону провала нагрузки поэтому часто называют зоной ремонтов (или «ремонтной площадкой»). Анализ графика изменения среднемесячных максимумов электрической нагрузки показывает, что в течение летних месяцев происходит снижение нагрузки на 20 и даже более процентов. Наличие этой зоны позволяет уменьшить величину специального, так называемого, «ремонтного резерва" в энергосистеме.