Общая энергетика

личны для различных дней недели. Особенно высокий вечерний пик эта нагрузка имеет в субботу.

При расчете тепловых нагрузок принимается постоянная средненедельная нагрузка горячего водоснабжения, которая подсчитывается по нормам на одного жителя и затем суммируется.

1.8. Балансы мощности и энергии энергосистем

Процессы производства и потребления электроэнергии

вэнергосистемах в каждый момент времени происходят одновременно. Следовательно, расходная часть баланса мощности, к которой относится мощность нагрузок с учетом потерь

всетях и собственных нужд электростанций, должна соответствовать его приходной части, к которой относится располагаемая мощность электростанций (с учетом обменных перетоков между энергосистемами). Поскольку потребители электроэнергии имеют активно-индуктивную нагрузку, рас-

сматривают балансы активной и реактивной мощности

вэлектроэнергетической системе.

Вусловиях эксплуатации баланс мощности составляется на каждый час суток (диспетчерский график нагрузки) и на каждый месяц календарного года. При этом производится

проверка достаточности в системе мощностей (активной и реактивной) для покрытия ее максимальной нагрузки в суточном, месячном и годовом разрезах.

При проектировании энергосистем баланс мощности составляется для определения суммарного необходимого ввода мощности на электростанциях и обмена потоками мощности с другими энергосистемами. Отличительной чертой здесь является многовариантность расчетов, определяемая различными прогнозами динамики роста или снижения энергопотребления, различными прогнозами развития структуры генерирующих мощностей.

41

Баланс активной мощности производится для периода прохождения абсолютного годового (зимнего) максимума нагрузки энергосистемы. При наличии в энергосистеме крупных сезонных потребителей электроэнергии или электростанций с сезонным изменением располагаемой мощности (ГЭС, ТЭЦ) производится проверка баланса для весеннелетнего сезона. Для энергосистем с большим удельным весом нерегулируемых по генерируемой мощности электростанций (АЭС) баланс активной мощности составляется и для минимальной нагрузки выходных дней.

Баланс активной мощности рассчитывается по формуле

Pрасп Pтреб ,

где Pрасп – суммарная располагаемая мощность энергоси-

стемы;

Pтреб – суммарная мощность потребителей в момент

прохождения годового максимума.

Форма баланса мощности, используемая при проектировании энергосистем:

8 Получение мощности из других систем (импорт)

9Итого покрытие (7+8)

10 Избыток (+) или дефицит (–) мощности (9–4)

Расходная часть баланса мощности (потребность)

приводится к той или иной ступени номинального напряжения в зависимости от принадлежности системы к конкретному иерархическому уровню электроснабжения. Для РЭС это приведение обычно осуществляется к шинам 110 кВ, для ОЭС – 220 кВ. При приведении к ступени U расчетная активная мощность определяется путем суммирования нагрузок потребителей с учетом коэффициентов разновременности максимумов kр.м, соответствующих всем более низким сту-

пеням напряжения

Pрасч (U ) kр.м(U ) kр.м(U 1) kр.м(U n) Pмакс ,

где Pмакс – суммарная максимальная мощность потребите-

лей энергосистемы, включая постоянно присоединенную нагрузку смежных районов соседних РЭС за вычетом нагрузки, постоянно присоединенной к смежным районам других РЭС.

При перспективном проектировании, когда точные графики нагрузок потребителей могут быть неизвестны, используют среднестатистические значения коэффициентов разновременности максимумов для конкретных ступеней напря-

жений: kр.м(10) 0,6...0,8; kр.м(35) 0,8...0,85; kр.м(110)0,9...0,95.

Второй составляющей расходной части баланса активной мощности являются суммарные потери мощности P

при передаче и распределении электроэнергии (потери в ЛЭП и силовых трансформаторах), приближенно оцениваемые как некоторая доля суммарной расчетной мощности:

43

P kпот Pрасч (U ),

где kпот U kпот(U ) – эквивалентный коэффициент, учиты-

вающий потери в сетях всех номинальных напряжений энергосистемы.

К этой же составляющей относят необходимый расчетный резерв активной мощности.

Суммарная эквивалентная нагрузка энергосистемы

P Pрасч (U ) P .

Третья составляющая расходной части баланса – экспортируемая мощность Pэксп в другие энергосистемы того же

иерархического уровня по межсистемным ЛЭП (включая экспорт), выдаваемая в режиме максимальной нагрузки (задается энергообъединением более высокого уровня).

Таким образом, потребная активная мощность энергосистемы

Pтреб P Pэксп .

Приходная часть баланса активной мощности (покры-

тие) формируется на основании технико-экономических расчетов по выбору структуры генерирующих мощностей, т.е. расчетов по обоснованию состава, местоположения, основных параметров (типа, единичной мощности, количества агрегатов), вида используемого топлива и очередности строительства электростанций на рассматриваемую перспективу.

Определение оптимального развития генерирующих мощностей производится в увязке с оптимизацией топливноэнергетического комплекса (ТЭК) страны. В результате оптимизации ТЭК по ЕЭС в целом и каждой ОЭС определяются оптимальные диапазоны суммарных мощностей АЭС, КЭС и ТЭЦ на разных видах органического топлива, общая мощность ГЭС и специализированных пиковых установок, а так-

44

же оптимальные размеры перетоков мощности и энергии между ОЭС.

В основе формирования приходной части активной мощности энергосистемы лежит суммарная установленная мощность генераторов электростанций энергосистемы как сумма номинальных мощностей Pгнij генераторов:

где k – число электростанций энергосистемы; n – число генераторов j-й электростанции;

Pуст j – установленная мощность j-й электростанции.

Суммарная располагаемая мощность генераторов энергосистемы меньше установленной мощности на значение резервной и неиспользуемой мощности:

Pрасп Pуст Pрез Pнеисп .

Суммарная необходимая резервная мощность Pрез

предназначена для проведения плановых текущих ремонтов основного оборудования электростанций, а также для покрытия дефицита мощности в системе (оперативный резерв)

Pопер .

Pрез Pрем Pопер .

Мощность Pрез приближенно оценивается в 4–6 % от Pуст . Дополнительного резерва для капитальных ремонтов

не предусматривается, так как они выполняются в летний период, когда имеются провалы в графике месячных максимальных нагрузок.

Оптимальный оперативный резерв энергосистемы в России составляет 5–10 % от Pуст , причем меньшее значение

соответствует более крупным энергосистемам.

45

Причиной неиспользования мощности является в основном неполное освоение в эксплуатации агрегатов, параметры которых не соответствуют номинальным значениям. В целом эта мощность не превышает 1 % от Pуст .

Располагаемую мощность генераторов энергосистемы дополнительно уменьшают на суммарную нагрузку собственных нужд Pс.н электростанций (1–5 % в зависимости

от типа и мощности электростанций).

Мощность, выдаваемая с шин электростанций системы,

Pвыд Pг.расп Pс.н .

Полная располагаемая мощность энергосистемы складывается из мощности, выдаваемой генераторами, и мощности, импортируемой из соседних энергосистем:

Pрасп Pвыд Pимп .

Баланс активной мощности считается удовлетвори-

тельным, если отклонение приходной части баланса от расходной не превышает половины мощности наиболее крупного из вводимых агрегатов. Дефициты или избытки мощности в указанных пределах рассматриваются как случайные отклонения, лежащие в пределах точности прогноза.

Баланс реактивной мощности определяется аналогич-

но условию для активных мощностей. Суммарное потребление реактивной мощности определяется реактивной нагрузкой потребителей и потерями реактивной мощности в линиях и трансформаторах электрических сетей. При этом доля потерь реактивной мощности достаточно высока и достигает

50 % в общем потреблении. Располагаемая реактивная мощ-

ность генераторов электростанций составляет 0,5–0,75 квар на 1 кВт установленной мощности и недостаточна для покрытия общей потребности энергосистемы в реактивной мощности. Обеспечение баланса реактивной мощности тре-

46

бует установки непосредственно у потребителей источников реактивной мощности (компенсирующих устройств). В сетях 35–110 кВ передача реактивной мощности влияет на степень падения напряжения в элементах сети и условия регулирования напряжения. В сетях 220 кВ и выше с достаточно протяженными и сильно загруженными ЛЭП обеспечение баланса реактивной мощности является важнейшим условием, гарантирующим статическую устойчивость энергосистемы в нормальных и послеаварийных режимах.

Баланс электроэнергии энергосистем составляется:

•для проверки возможности выработки требуемого количества электроэнергии в течение года электростанциями, учтенными в балансе мощности;

•для определения потребности энергосистемы в топ-

ливе;

•для определения потоков энергии между энергосисте-

мами.

Расходная часть баланса энергии складывается из сум-

марного электропотребления данной энергосистемы (с учетом собственных нужд электростанций и потерь в сетях), расхода энергии на заряд гидроаккумулирующих электро-

станций (ГАЭС) и планируемой передачи электроэнергии в другие энергосистемы.

Приходная часть баланса энергии включает в себя вы-

работку электроэнергии всеми электростанциями системы и планируемое получение энергии из других энергосистем. Выработка ГЭС учитывается в балансе по среднему значению за несколько лет.

Для энергосистем с большим удельным весом ГЭС (30 % и более) производится проверка баланса также и для условий гарантированной в условиях маловодного года 95%-ной обеспеченности выработки электроэнергии гидроэлектростанциями.

47

Распределение годовой выработки электроэнергии между тепловыми электростанциями производится исходя из их экономичности, обеспеченности ресурсами, стоимости различных видов топлива.

Для приближенных расчетов выработка отдельными типами электростанций может оцениваться по годовым числам часов использования их установленной мощности.

Баланс энергии считается удовлетворительным, если количество часов использования среднегодовой располагаемой мощности тепловых электростанций в среднем не превышает 6500 ч. Если оно меньше, то необходимо предусматривать либо мероприятия по разгрузке электростанций, либо по передаче избытков электроэнергии в смежные энергетические системы.

1.9. Традиционное топливо и его характеристики

Традиционное топливо – это горючие вещества, выделяющие при сжигании значительное количество теплоты, которая используется непосредственно в технологических процессах или преобразуется в другие виды энергии. К ним относятся полезные ископаемые органического происхождения – уголь, горючие газы, горючие сланцы, нефть, торф, а также древесина и растительные отходы. Органическое топливо является в настоящее время основным источником энергии и обеспечивает 70–80 % потребителей теплоты

иэлектроэнергии.

Вядерной энергетике применяется понятие ядерного топлива – вещества, ядра которого делятся под действием нейтронов, выделяя при этом энергию в основном в виде кинетической энергии осколков деления ядер и нейтронов.

Традиционное органическое топливо подразделяют на твердое топливо (дрова, торф, бурый и каменный уголь, антрациты и полуантрациты, сланцы), жидкое топливо (нефть, бензин, керосин, дизельное топливо, мазут, метанол), газооб-

48

разное топливо (природный и нефтепромысловый газ, коксовый и полукоксовый газ, доменный газ, водород и др.). Для анализа тепловых характеристик традиционных топлив, определения состава газов и других расчетов необходимо знать химическую структуру каждого вида топлива. Органическая часть твердых и жидких топлив состоит из большого количества сложных химических соединений, в состав которых в основном входят пять химических элементов: углерод С,

водород Н, кислород О, сера S и азот N. Кроме того, топливо содержит минеральные примеси А и влагу W, представляющие вместе внешний балласт топлива.

Химический состав твердых, жидких и газообразных топлив определяют не по количеству соединений, а по суммарной массе химических элементов (в процентах на 1 кг или 1 м3 топлива), т.е. устанавливают элементарный состав топлива. Различают три основных элементарных состава топлива:

1)рабочая масса топлива C + H + O + N + S + A + W =

=100 %;

2)сухая масса топлива C + H + O + N + A = 100 %;

3)горючая масса топлива C + H + O + N = 100 %. Рабочей считается масса топлива в том виде, в каком она

поступает на предприятие.

Если топливо нагреть до 102–105 ºС, то влага испарится и получится сухая масса топлива. Название горючей массы является условным, так как входящие в его состав азот и кислород не являются горючими элементами и составляют внутренний балласт топлива. Азот и кислород способствуют процессу горения топлива.

Горючими элементами топлива являются углерод, водород и сера. Углерод – основной горючий элемент топлива. Он имеет высокую теплоту сгорания (33 600 кДж/кг) и составляет большую часть рабочей массы топлива (50–75 % для твердых топлив и 80–85 % для мазутов). Водород Н имеет высо-

49

кую теплоту сгорания (примерно 130 000 кДж/кг), однако его количество в твердых топливах невелико (2–6 %) и несколько больше в жидких (около 10 %). Это делает теплоту сгорания жидких топлив выше, чем твердых.

Сера S имеет невысокую теплоту сгорания (9000 кДж/кг). Содержание ее в топливах невелико (0,2–4 %), поэтому сера, как горючая составляющая, не ценится.

Наличие окислов серы в продуктах сгорания при определенных концентрациях опасно для организмов и растений и требует определенных мер и средств для ее улавливания или рассеивания в атмосфере.

Основные технические характеристики топлива:

теплота сгорания; выход газообразных веществ при нагреве, зольность топлива, свойства зольного остатка, влажность и сернистость топлива.

Теплота сгорания Q является основной характеристикой топлива. Различают высшую и низшую теплоту сгорания. Высшей теплотой сгорания называют количество тепла, которое выделяется при сгорании 1 кг твердого (жидкого) или 1 м3 газообразного топлива. Низшая теплота сгорания отличается от высшей на теплоту испарения влаги, в том числе влаги, образующейся при горении водорода. Чем больше влажность топлива, тем меньше будет величина низшей теплоты сгорания.

Высшая величина сгорания твердого и жидкого топлива определяется экспериментально. Низшая теплота сгорания положена в основу классификации топлив.

Выход летучих веществ. Если сухую массу топлива поместить в тигель и постепенно нагревать в инертной среде без доступа воздуха, то будет происходить уменьшение ее массы. При высоких температурах начинается разложение кислородсодержащих молекул топлива с образованием газообразных продуктов, получивших название летучих веществ.

50