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, определяемой в соответствии с (7.1.):

(7.1)

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 (7.2.)

Р _{ав. рем..i} = ∑ P_i.ед * q _{ав. i} (7.2)

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) [ 20]. Данные 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.

Численные значения показателей характеристик установленных на действующих тепловых электростанциях конденсационных турбин и турбин ТЭЦ при работе их в конденсационном режиме приведены в таблице 7.1. по данным [ 20 ]. Для ПГУ построение энергетических характеристик требует индивидуальных расчетов в соответствии с составом турбинного оборудования и обобщенной тепловой характеристикой ПГУ.

В таблицах 7.2.и 7.3. приведены данные о технических минимумах нагрузки энергоблоков КЭС и о примерных величинах расходов условного топлива на пуск-останов энергоблоков в зависимости от продолжительности простоя.

В, т.у.т/ч

В _ном

В _тм α

В _хх

0 Р _тм Р _ном МВт

Рис. 7.1. Энергетическая характеристика агрегата ТЭС

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

β_k = tg α = dB / dP – относительный прирост расхода топлива ( частичный удельный расход)

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

Таблица 7.1

Энергетические характеристики агрегатов

Тип агрегата	Вид топлива	Номинальная мощность, , МВт	Удельный расход холостого хода , т.у.т/МВт	Частичный удельный расход , т.у.т./МВт
К-1200-240	Мазут	1200	0,026	0,273
К-800-240	Уголь	800	0,0272	0,274
К-500-240	"	500	0,0282	0,283
К-300-240	Мазут	300	0,0297	0,283
	Уголь	300	0,0282	0,283
К-200-130	Мазут	200	0,0324	0,293
	Уголь	200	0,0332	0,299
	Сланец	200	0,037	0,333
	Торф	200	0,0336	0,303
К-150-130	Мазут	150	0,0335	0,304
	Уголь	150	0,0342	0,31
К-100-90	Мазут	100	0,0382	0,335
	Сланец	90	0,043	0,365
	Уголь	100	0,039	0,342
ГТУ-100-750	Мазут	100	0,107	0,35
ТЭЦ-К	"	"	0,042	0,372

Таблица 7.2

Маневренные характеристики энергоблоков

Режим работы	Значение величины
Технический минимум устойчивой работы (в % от номинальной нагрузки): на газомазутном топливе на твердом топливе с жидким шлакоудалением прочие на твердом топливе Ежесуточный останов: блок 100-200 МВт блок 300 МВт и более	35-40 75 60 Не более 50% от общего количества агрегатов КЭС Не рекомендуется

Таблица 7.3

Расход топлива на пуск-останов агрегатов КЭС, т.у.т.

Условия пуска	, тонн условного топлива
	К-100	К-150	К-200	К-300
Из холодного состояния После останова: на сутки на 8-10 ч	30 21 8	50 40 25-30	65 60 30-45	145 100 70-80

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 + β_k * P _ном

bуд.ном = ---------------------------------- = b хх + β_k (7.3.)

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 (7.4)

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 (7.5)

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

з аряд 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 либо максимальное снижение необходимой мощности тепловых электростанций, стоимость 1 кВт мощности на которых выше, чем стоимость 1 кВт дополнительной мощности на ГЭС, либо выравнивание в течение дневных часов суток графика нагрузки тепловых электростанций. Такое выравнивание обеспечивает минимизацию расхода топлива на тепловых электростанциях с учетом нелинейности их реальных эксплуатационных энергетических характеристик

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

Ргэс.уч. = Ргэс.пик.уч. + Ргэс.рез. + Ргэс.баз (7.6)

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 β_k * s топл. в диапазоне от нагрузки технического минимума нагрузки агрегатов до их номинальной мощности за вычетом размещенного на агрегатах вращающегося резерва.

6. В ночные часы при снижении нагрузок графика ЭЭС может возникать возникает необходимость снижения загрузки агрегатов ТЭС, работающих в дневные часы, 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 значениями удельного расхода топлива (удельных затрат на выработку 1 кВтч) при данной нагрузке, определяемого по выражению:

b хх * P _ном + β_k * P _тм b хх

bуд.тм = ---------------------------------- = ------ + β_k (7.7)

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.

Наложение на суточные графики энергопотребления энергоузлов графиков нагрузки размещенных в этих энергоузлах электростанций, полученных в результате оптимизации суточного режима ЭЭС (энергообъединения) , позволяет определить режимные потоки мощности по сетевым связям между энергоузлами. Данная информация является исходной для выполнения и анализа электрических режимов работы сетей.

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.