Электроэнергетика

1. Типы электростанций и их место в графике нагрузки электросистемы.

Системные эксплуатационные свойства электрических станций

Электрические станции являются единственными источниками активной мощности в энергосистеме. Основную часть электрической энергии в Единой энергосистеме вырабатывают тепловые и гидравлические электростанции.

С системной точки зрения важны следующие свойства электростанций:

·        возможность свободы назначения режимов по мощности от  Pmin до Pmax;

·        возможность частых пусков и остановов агрегатов;

·        высокая скорость набора и снижения нагрузки в соответствии с суточным графиком;

·        надежность выдачи мощности (в пределе - до величины установленной мощности);

·        экономичность выдачи мощности.

Естественно, что не все электростанции по своим технологическим особенностям или по условиям эксплуатации могут обладать такими свойствами. Режим работы электростанции тесно связан с режимом работы технологического оборудования.

Тепловые конденсационные электрические станции (КЭС или ГРЭС)

На тепловых электростанциях химическая энергия сжигаемого топлива преобразуется в котле в энергию водяного пара, приводящего во вращение турбоагрегат (паровую турбину, соединенную с генератором). Механическая энергия вращения преобразуется генератором в электрическую. Топливом для электростанций служат уголь, торф, горючие сланцы, а также газ и мазут.

Особенности КЭС:

·        строятся по возможности ближе к источникам топлива;

·        удалены от потребителей электроэнергии, что определяет выдачу мощности, в основном, на высоких и сверхвысоких напряжениях и блочный принцип построения электростанций;

·        работают по неограниченному графику нагрузки, т.к. не зависят от выработки тепла;

·        станции низкоманевренные: в зависимости от типа турбины разворот и набор нагрузки занимает 3-10 часов;

·        имеют низкий к.п.д. (30-40%), т.к. 60-70% тепла не используется;

·        отрицательно влияют на окружающую среду: выбросы вызывают загрязнение атмосферы, изменяются температурные режимы водоемов – источников холодной воды.

Теплофикационные электростанции – теплоэлектроцентрали (ТЭЦ)

Этот вид электростанций предназначен для централизованного снабжения промышленных предприятий и городов теплом  и электроэнергией. Являясь тепловыми электростанциями, они отличаются от КЭС использованием тепла отработавшего в турбинах пара для нужд промышленного производства, а также для отопления, кондиционирования воздуха и горячего водоснабжения. При такой комбинированной выработке электроэнергии и тепла достигается значительная экономия топлива по сравнению с раздельным энергоснабжением, т.е. выработкой электроэнергии на КЭС и получением тепла от местных котельных. Поэтому ТЭЦ получили широкое распространение в городах и районах с большим потреблением тепла и электроэнергии.

Специфика электрической части ТЭЦ определяется расположением электрических станций вблизи центров электрических нагрузок. В этих условиях часть мощности может выдаваться в местную сеть непосредственно на генераторном напряжении. С этой целью на электростанции создается обычно генераторное распределительное устройство (ГРУ). Избыток мощности выдается, как и в случае КЭС, в энергосистему.

Особенности ТЭЦ:

·        строятся вблизи потребителей тепловой энергии;

·        большую часть выработанной электрической энергии выдают потребителям на генераторном напряжении;

·        схемы выдачи мощности выполняются как со сборными шинами 6-10кВ, так и блочными для выдачи части мощности в энергосистему на повышенном напряжении;

·        графики работы станций зависят от теплового потребления (т.е. такая станция не свободна в выдаче электрической энергии и не может вырабатывать мощность меньшую, чем это необходимо по условию выработки тепловой энергии);

·        станции низкоманевренные;

·        имеют относительно высокий к.п.д. (60-70%), что объясняется использованием отработанного пара для подогрева воды и отбором для нужд потребителей;

·        отрицательно влияют на окружающую среду: вызывают загрязнение атмосферы, изменяются тепловые режимы источников водоснабжения.

Гидроэлектростанции (ГЭС)

Для получения электроэнергии используется энергия водных потоков. Первичными двигателями на ГЭС являются гидротурбины, приводящие во вращение синхронные гидрогенераторы.

·        Как и КЭС, гидроэлектростанции обычно удалены от центров потребления, так как место их строительства определяется, в основном, природными условиями. Сток большинства рек неравномерен в течение года и по годам, поэтому там, где это возможно, сооружают водохранилища сезонного и многолетнего регулирования.

·        Электроэнергия, вырабатываемая ГЭС, выдается в энергосистему на высоких и сверхвысоких напряжениях.

·        Станции высокоманевренные, допускают частые пуски и остановы агрегатов, поэтому их стремятся использовать в пиковой и полупиковой части графика нагрузок, пользуясь возможностями суточного регулирования стока.

·        Технология производства электроэнергии на ГЭС довольно проста и легко поддается автоматизации.

·        Благодаря меньшим эксплуатационным расходам себестоимость электроэнергии на ГЭС, как правило, в несколько раз меньше, чем на тепловых электростанциях; к.п.д. около 85%.

·        Отличительной особенностью ГЭС является небольшое потребление электроэнергии на собственные нужды. Это объясняется отсутствием на ГЭС крупных механизмов в системе собственных нужд.

·        В маловодные годы ГЭС могут не обеспечивать требуемой выработки электроэнергии.

·        Для создания водохранилищ затапливаются полезные площади (пахотные земли и леса), а случалось - и исторические памятники, создаются препятствия для судоходства и естественного хода ценных пород рыб на нерест, большие площади водохранилищ изменяют микроклимат.

·        Сроки строительства крупных ГЭС больше, чем КЭС такой же мощности.

Гидроаккумулирующие станции (ГАЭС)

 Эти электростанции имеют два бассейна – верхний и нижний с определенными перепадами высот между ними. В здании ГАЭС устанавливают обратимые гидроагрегаты. В часы минимума нагрузки энергосистемы генераторы ГАЭС переводят в двигательный режим, а турбины – в насосный. Тогда,  потребляя мощность из сети, такие гидроагрегаты перекачивают воду по трубопроводу из нижнего бассейна в верхний. В период максимума нагрузок, когда в энергосистеме образуется дефицит генерируемой мощности, ГАЭС вырабатывает электроэнергию, работая в режиме обычной ГЭС.

Особенности ГАЭС:

·        их применение помогает выравнивать график нагрузки энергосистемы, что повышает экономичность работы тепловых электростанций, наиболее экономично работающих при неизменной нагрузке;

·        сооружаются в энергосистемах, где нет ГЭС или их мощность недостаточна для покрытия пиков графиков нагрузок, и где позволяют природные условия;

·        выполняются из блоков, выдающих энергию на повышенном напряжении;

·        станции надежны и экономичны в работе; к.п.д. 70-80%; не требуют большого числа обслуживающего персонала

Атомные электростанции (АЭС)

На атомных паротурбинных электростанциях в качестве источника энергии используют тепловую энергию ядерной реакции. В качестве топлива используются тепловыделяющие элементы из природного или слабообогащенного урана, в качестве замедлителя реакции – графит, а в качестве теплоносителя – вода. Нагретая вода из активной зоны реактора поступает по замкнутому первому контуру в парогенераторы, где отдает свое тепло воде второго контура, которая превращается в пар, приводящий в движение турбину.

·        Ядерное топливо обладает очень высокой теплотворной способностью, поэтому АЭС особенно эффективны в районах, бедных топливными ресурсами, и  могут сооружаться в любом географическом районе при наличии источника водоснабжения.

·        АЭС выгодно оснащать энергоблоками большой мощности, тогда по своим технико-экономическим показателям они не уступают КЭС, а в ряде случаев и превосходят их; к.п.д.35-40%.

·        Станции низкоманевренны, поэтому их используют в базовой части графика нагрузки энергосистемы

·        АЭС, так же как и КЭС, стоятся по блочному принципу как в тепломеханической, так и в электрической части.

·        На АЭС предъявляются повышенные требования к радиационной защите и надежности оборудования.

·        Существуют проблемы с захоронением отработанного топлива.

Газотурбинные электростанции (ГТУЭС)

 Топливо (газ, дизельное горючее) подается в камеру сгорания, туда же компрессором нагнетается сжатый воздух. Горячие продукты сгорания отдают свою энергию газовой турбине, которая вращает компрессор и синхронный генератор. Запуск установки осуществляется при помощи разгонного двигателя и длится 1-2 мин, в связи с чем газотурбинные установки (ГТУ) отличаются высокой маневренностью и пригодны для покрытия пиков нагрузки в энергосистемах.

Для повышения экономичности газовых турбин разработаны парогазовые установки (ПГУ). В них топливо сжигается в топке парогенератора, пар из которого направляется в паровую турбину. Продукты сгорания из парогенератора направляются в газовую турбину. Таким образом, ПГУ имеет два электрических генератора, приводимых во вращение один – газовой турбиной, другой – паровой турбиной.

Недостатком является выброс отработанного газа в атмосферу.

Другие типы электростанций

К ним относятся электростанции, использующие для выработки электроэнергии энергию солнца, ветра, геотермальных источников, морских приливов, дизельные электростанции. Мощность таких электростанций мала по сравнению с традиционными, и они используются для питания небольших изолированных от энергосистемы потребителей. Дизельные электростанции используются также в качестве резервного источника питания потребителей 1 категории.

На рис. 7.1 показано:

·        покрытие базовой части суточного графика нагрузки энергосистемы возлагают на АЭС, регулирование мощности которых затруднительно и неэкономично; на ТЭЦ, максимальная экономичность которых наступает при наибольшем тепловом потреблении; на нерегулируемые ГЭС (или работающие в режиме минимальной мощности, определяемой условиями судоходства);

·        пиковую часть возлагают на станции, допускающие частые пуски и остановы генераторов, т.е. ГЭС, ГАЭС, ГТУЭС;

·        остальная часть графика покрывается за счет КЭС;

·        график частично выравнивается за счет работы ГАЭС в насосном режиме в часы минимума нагрузки.

 

 

Рис. 7.1. Участие электростанций в покрытии графика нагрузки энергосистемы

 

Графики нагрузки предназначены для определения времени пуска и останова агрегатов; определения количества вырабатываемой энергии, расхода топлива и воды; ведения экономического режима энергосистемы; планирования сроков ремонта оборудования; проектирования новых и расширения действующих электроустановок; проектирования развития энергосистем.

Чем равномернее нагрузка генераторов, тем лучше условия их работы, поэтому существует проблема регулирования графиков нагрузки.

2. Графики нагрузок, типы, методы построения.

Для составления баланса мощности используют графики элек­трических нагрузок, отображающие изменение потребляемой мощ­ности в течение рассматриваемого периода времени. Графики на­грузки могут выражать режим электропотребления отдельных пред­приятий, подотраслей, районов, районных и объединенных энер­госистем. От режимов потребления электроэнергии зависят режи­мы работы энергетических установок: основного оборудования электростанций, линий электропередачи и трансформаторных под­станций. Режимы электропотребления могут быть представлены в форме таблиц или в виде графиков. Графики электрической на­грузки рассматриваются как для активной нагрузки, так и для реактивной. Несовпадение конфигураций этих графиков опреде­ляется различиями в режимах потребления активной и реактив­ной мощности отдельными видами потребителей.

В зависимости от длительности рассматриваемого периода раз­личают:

суточные, недельные, месячные и годовые графики нагрузок;

зимние, весенние, летние и осенние.

При планировании нагрузок пользуются типовыми (усреднен­ными) графиками. Их составляют для разных групп потребителей (промышленных, сельскохозяйственных, коммунально-бытовых) и заданных периодов времени. В типовом графике каждая ордина­та нагрузки является среднеарифметической величиной для рас­сматриваемого периода.

Конфигурация графиков нагру­зок энергосистемы определяется структурой потребителей электро­энергии и их режимами работы.

Графики нагрузки характеризу­ются: конфигурацией; максималь­ной, средней и минимальной на­грузками; соотношениями этих на­грузок.

Для анали­за участия генерирующих мощностей в покрытии суточного гра­фика нагрузки энергосистемы в нем различают три части: пико­вую, полупиковую и базисную.

Часть суточного графика нагруз­ки, находящаяся между макси­мальной и средней нагрузкой, относится к пиковой (I); полупи­ковая — между средней и мини­мальной нагрузкой (II); базисная — ниже минимальной нагрузки су­точного графика (III).

Суточный график электри­ческой нагрузки энергосистемы характеризуется минимальной Р_тin, средней Р_ср, максимальнойР_тах нагрузками и их соотноше­ниями.

Рассматриваются следующие соотношения:

коэффициент заполнения суточного графика:

где Э_сут – суточное потребление энергии, млн кВт∙ч/сут; Э_п – потенциальное потребление энергии; средняя нагрузка – P_ср=Э_сут/24

коэффициент минимальной нагрузки:

α_min =Р_min/Р_max.

 Показатели (β_сут и α_min отражают режим электропотребления и дают возможность сопоставлять и анализировать графики разных масштабов.

Повышение удельного веса жилищно-коммунальной и сель­скохозяйственной нагрузок, сокращение ночных смен приводят к разуплотнению графиков. Повышение удельного веса непрерыв­ных производств, улучшение загрузки оборудования – к уплот­нению графиков. Значения показателей графика зависят от струк­туры промышленности, климата и других факторов.

Создание объединенных энергосистем, использование двухставочных тарифов за потребление электроэнергии, ввод в действие потребителей-регуляторов (например, работа гидроаккумулирующей электрической станции в насосном режиме), увеличение коэффициента сменности предприятий, искусственное смещение начала суток – все это мероп­риятия, позволяющие снизить неравномерность суточных гра­фиков нагрузки.

Недельный график электри­ческих нагрузок отображает ко­лебание нагрузки по дням неде­ли, главным образом за счет вы­ходных и праздничных дней. Помимо колебаний нагрузки внутри отдельных недель существуют колебания между неделями, вызываемые изменениями продолжительности светлых часов суток, приростом нагрузки. Внутри каждого месяца еженедельное электропотребление не­одинаково:

где Э_нед1i; Э_нед2i, и т.д. — количество электроэнергии, потребляе­мой в первую и вторую недели рассматриваемого i-го месяца.

Месячные графики электрической нагрузки энергосистемы отображают колебание средненедельной нагрузки по неделям меся­ца.

Годовые графики электрической нагрузки показывают колеба­ние среднемесячных Р_ср.мес или среднемесячных регулярных макси­мумов –   , регулярных наибольших месячных максимумов P_{max мес i}, абсолютных месячных максимумов P_мес i по месяцам года.

Основными показателями годового графика являются:

коэффициент заполнения годового графика:

где Р_max месi – максимальная нагрузка энергосистемы за каждый месяц; Р_max год – годовой максимум нагрузки энергосистемы; Р_{max ср.год} – среднегодовая максимальная нагрузка;

коэффициент роста, характеризующий увеличение максималь­ной нагрузки рассматриваемого года по сравнению с предшеству­ющим:

где Р_тях1i, Р_тахi2 — максимальные месячные нагрузки в январе и декабре рассматриваемого года.

Если k_р = 1, то годовой график нагрузки энергосистемы назы­вается статическим, если k_р > 1 – динамическим,отражающим внутригодовой рост нагрузки;

годовое число часов использования максимума нагрузки энерге­тической системы:

где Э_год.с — количество энергии, потребляемое энергетической системой за год; P_max._c – максимальная нагрузка системы.

Показатель h_с характеризует расчетное число часов, при кото­ром годовая потребность в электроэнергии покрывается при по­стоянной нагрузке. Он может быть определен как произведение числа часов в году и коэффициентов заполнения суточного, не­дельного, месячного и годового графиков нагрузки, ч:

где β_нед и β_мес — коэффициенты заполнения недельного и месяч­ного графиков нагрузки соответственно.

Если известно значение h_c, найденное при использовании ко­эффициентов неравномерности графиков нагрузки, то годовой максимум электрической нагрузки энергосистемы может быть определен в следующем виде: