Основы проектирования энергосистем. В 2 ч. Ч. 1

наполнения воды. В связи с тем что гидроагрегаты ГЭС обладают большой скоростью набора и снижения нагрузки (набор нагрузки занимает 1–2 мин из остановленного состояния гидрогенератора), их целесообразно использовать для покрытия пиковых частей суточного графика, а также в качестве резервов мощности. С этой целью установленную мощность ГЭС часто выбирают больше мощности, соответствующей водотоку.

Из-за отсутствия технических ограничений по количеству пусков и остановов гидроагрегатов регулировочный диапазон ГЭС практически совпадает с техническим. Он определяется выражением

где Ррасп, Рбаз – соответственно располагаемая и базисная мощность. В зависимости от областей расположения мощности ГЭС в графике нагрузки (остропиковая, полупиковая) годовое время использования установленной мощности может составлять от 1000

до 5000 ч.

Гидроаккумулирующие электростанции. Основное их назначе-

ние – работа в переменой части суточного графика нагрузки. Они обладают всеми маневренными свойствами ГЭС. Время пуска с набором полной нагрузки в турбинном режиме составляет 1,5–2,5 мин, для перехода из насосного режима в турбинный необходимо 1,7–3 мин, а из турбинного в насосный – 5–12 мин [2]. На пиковых гидроаккумулирующих электростанциях (ГАЭС) турбинный режим предусматривается в утренний и вечерний пики нагрузки со средней продолжительностью работы 4–6 часов в зимние рабочие сутки. При этом насосный режим во время ночного провала составляет 5–10 ч. Если ГАЭС проектируется как полупиковая, то продолжительность работы в турбинном режиме может составлять 12–14 ч в сутки. В данном случае для обеспечения запаса воды может предусматриваться установка дополнительных насосных агрегатов. Восполнение запаса воды может также осуществляться в разрезе недельного регулирования. Очевидно, что регулировочный диапазон ГАЭС равен сум-ме мощностей в турбинном и насосном

234

режимах, т.е. 200 % располагаемой мощности. КПД суточного цикла работы современных ГАЭС составляет не менее 0,7.

Конденсационные электростанции (КЭС). В энергосистемах СНГ эти станции обычно покрывают основную часть потребности в электроэнергии. На станциях большой мощности в основном используются энергоблоки котел (два котла)–турбина–генератор, а в случае малой мощности схема может содержать поперечные связи между котлами. Регулировочный диапазон КЭС ограничивается в основном устойчивостью процесса горения топлива в топке котла. В проектных расчетах энергоблоков КЭС регулировочный диапазон нагрузок в процентах от номинальной мощности принимается следующим [2]: энергоблоки на твердом топливе с жидким шлакоуда-лением – 25, прочие энергоблоки на твердом топливе – 40, энергоблоки на газомазутном топливе – 50. Технический диапазон нагрузок блоков КЭС существенно зависит от возможности останова энергоблоков в пределах суток и недели. Здесь ограничениями выступают существенные изменения температурного режима котлов и турбин, связанные с появлением разрушающих усилий из-за «усталости» металла. На КЭС с поперечными связями в тепловых схемах имеется больше возможностей отключения котлов, в результате чего технический диапазон изменения мощности на них может доходить до 90 %.

При покрытии суточных графиков нагрузки энергосистемы должны учитываться энергетические (расходные) характеристики КЭС, представляющие собой зависимости часового расхода топлива от мощности В = f(Р) и зависимости относительного прироста расхода топлива от мощности b = f(Р) (рис. 4.2).

235

В

b

Рис. 4.2. Энергетические характеристики агрегата КЭС

При перспективном проектировании обычно используют упрощенные двухзонные энергетические характеристики с неизменным относительным приростом в пределах каждой зоны [7]:

В = bх Рном + b1P1 + b2(P2 – P1),

где bх – удельный расход топлива в режиме холостого хода, т/МВт; Рном – номинальная мощность агрегата;

b1 и b2 - относительные приросты расхода топлива соответственно в первой и второй зонах, т/МВт;

Р1 – нагрузка в первой зоне энергетической характеристики, изменяется от технического минимума Рт до Р1 (см. рис. 4.2);

Р2 – нагрузка во второй зоне, изменяется от Р1 до Рном. Распределение нагрузок КЭС в суточном графике при известном

составе включенного оборудования производится в соответствии с относительными приростами топливной составляющей себестоимости 1 кВт ч вырабатываемой энергии:

236

где ст – стоимость единицы топлива.

Очевидно, что в первую очередь при покрытии графика нагрузки следует использовать мощность той станции, для которой bт имеет наименьшее значение.

Время использования установленной мощности каждой КЭС существенно зависит от ее энергетических (экономических) характеристик и соответственно от целесообразности привлечения ее для покрытия энергии в графиках нагрузки в большей или меньшей степени.

Теплоэлектроцентрали. Как известно, на ТЭЦ обычно используют три типа турбин: турбины с противодавлением, в которых весь пар после прохождения через турбину направляется к тепловым потребителям; турбины с теплофикационными отборами, в которых часть пара используется в отопительных системах для подогрева сетевой воды; турбины с теплофикационными и промышленными отборами, предназначенными как для отопительных систем, так и для производственных нужд.

Все ТЭЦ менее маневренны, чем КЭС. Если на ТЭЦ устанавливаются турбины с противодавлением, то ее электрическая мощность полностью определяется тепловыми нагрузками. На ТЭЦ с другими типами турбин электрическая мощность также зависит от отбора пара в каждый момент времени. На рис. 4.3 в качестве примера показана зависимость электрической нагрузки ТЭЦ Рэ, имеющей турбины с теплофикационными и промышленными отборами, от тепловой нагрузки Q, из которой видно, что при снижении мощности Рт на тепловом потреблении конденсационная мощность Рк может быть увеличена.

237

Рэ

Рк

Рт

Q

Рис. 4.3. Зависимость электрической мощности ТЭЦ от тепловой нагрузки

В проектных расчетах обычно полагается, что в зимний максимум нагрузки системы и дневные часы ТЭЦ полностью загружены по тепловому потреблению. При необходимости по условиям покрытия графика нагрузки в ночные часы ТЭЦ может быть разгружена на 10–15 % от загрузки в дневное время.

Газотурбинные электростанции имеют относительно небольшой КПД (25–30 %), но обладают высокой маневренностью. Время пуска и набора нагрузки – до 20 мин. Станции с такими характеристиками целесообразно использовать в основном для покрытия пиковой части графиков нагрузки с небольшим временем использования установленной мощности, а также в качестве оперативного резерва.

Парогазовые электростанции. На ПГС устанавливаются газовые турбины, после которых отработавшие газы поступают в топку котлоагрегата. Полученный в нем пар используется в паровых турбинах, которые, как и на ТЭЦ, могут быть и с отборами пара, и с противодавлением. Следовательно, режим электрической мощности ПГС также существенно зависит от тепловой нагрузки. Следует отметить, что при снижении теплового потребления экономическая эффективность парогазового цикла существенно снижается (резко возрастают удельные расходы топлива на выработку 1 кВт ч электроэнергии). Поэтому использование повышенной электрической мощности при малом тепловом потреблении становится нецелесообразным. Таким образом, ПГС

238

при покрытии суточного графика нагрузки могут использоваться только как базисные станции.

Атомные электростанции. Эти станции характеризуются низкой по сравнению с КЭС топливной составляющей в себестоимости выработки электроэнергии. Поэтому обычно они проектируются как базисные станции, хотя принципиальная возможность их работы в режиме переменных нагрузок существует. Для этого должны быть внесены соответствующие изменения в конструкцию ядерных установок.

С учетом сказанного разгрузка АЭС при покрытии суточного графика может производиться только после реализации других мероприятий, связанных со снижением генерируемой мощности в ноч-ные часы рабочих суток, в ночные и дневные часы выходных дней, а именно: выдачи избытков мощности в другие энергосистемы; вынужденной остановки части блоков ТЭС; снижения электрической нагрузки ТЭЦ за счет редуцирования пара.

Покрытие суточного графика нагрузки системы какого-то характерного дня производится в следующей последовательности [7]. Сна-чала в графике размещается располагаемая мощность ГЭС и ГАЭС, которая принимается из баланса мощностей на рассматриваемый период времени. При этом на них размещается часть оперативного резерва мощности (около 2–3 % от наибольшей нагрузки системы). Но он, однако, не должен превышать 10–15 % располагаемой мощности ГЭС и ГАЭС. Суточная выработка электроэнергии ГЭС находится по выражению

Wc ГЭС = 24Рр ГЭСkн,

где Рр ГЭС – располагаемая среднемесячная мощность;

kн – коэффициент внутримесячной неравномерности отдачи мощности ГЭС, принимается равным 1,0–1,2.

Очевидно, что площадь, занимаемая мощностью ГЭС в суточном графике, должна быть равна ее суточной выработке. Наибольшая мощность в течение суток должна быть

Рнб < Рр ГЭС – Ррез ГЭС,

где Ррез ГЭС – оперативный резерв, размещенный на ГЭС. В любое время суток должно выполняться условие

239

РГЭС > Рбаз,

где Рбаз – базисная мощность ГЭС.

При распределении располагаемой выработки энергии ГЭС в графике нагрузки следует стремиться к тому, чтобы он был максимально выровнен для ТЭС.

Размещение ГАЭС в суточном графике производится так же, как и ГЭС. При этом в разрезе суток должно выполняться условие

Wт = Wн ГАЭС = РГАЭСТт,

где Wт и Wн – соответственно энергия, вырабатываемая в турбинном режиме и потребляемая из системы в насосном режиме;

ГАЭС – КПД ГАЭС; РГАЭС – проектная располагаемая мощность ГАЭС;

Тт – проектное суточное число часов работы в турбинном режиме. Оставшаяся незаполненная после ГЭС и ГАЭС часть суточного

графика покрывается за счет мощностей КЭС, ТЭЦ, ГТС, ПГС и АЭС. В качестве основного критерия распределения нагрузок между ними принимается относительный прирост стоимости топлива bт (формула (4.2)). При этом изменение мощности станции может производиться в пределах располагаемой мощности с учетом регулировочного и технического диапазонов. Вывод в текущий и аварийный ремонт учитывается для всех типов тепловых электростанций, а в капитальный ремонт – обычно только для КЭС.

Мощность, необходимая для аварийного ремонта, определяется по формуле

n

Рa Piniqi , i 1

где Рi – единичная установленная мощность агрегата i-го типа; ni – число агрегатов данного типа;

qi – аварийность агрегата i-го типа, характеризующая относительную среднегодовую продолжительность внепланового простоя агрегата.

240

На рис. 4.4 приведен пример покрытия суточного графика системы. В базисной части графика располагаются нерегулируемые мощности ГЭС, АЭС и слоборегулируемая мощность ТЭЦ. Далее различ-ные КЭС следуют по мере ухудшения экономичности. Пиковая часть графика покрывается за счет регулируемой мощности ГЭС, мощностей ГАЭС и ГТС. Накопление воды в водохранилище ГАЭС осуществляется в ночные часы суток при ее работе в насосном режиме.

Рис. 4.4. Покрытие суточного графика нагрузки энергосистемы:

1 – суточный график; 2 - базисная мощность ГЭС; 3 – АЭС; 4 – ТЭЦ, ПГС; 5 – КЭС с блоками 300 МВт и выше; 6 – КЭС с блоками 200 МВт; 7 – полупиковые блоки КЭС; 8 – регулируемая мощность ГЭС; 9 – ГАЭС в насосном режиме; 10 – ГАЭС

втурбинном режиме; 11 – ГТС

4.4.Требования к пропускной способности системообразующих

электрических сетей

В результате покрытия графиков нагрузки энергосистемы для различных периодов года выясняется требуемая загрузка электрических станций, расположенных в различных частях системы. Эта загрузка позволяет определить потоки мощности

241

между различными крупными узлами системы, которые в свою очередь могут быть приняты за основу при выборе пропускной способности системообразующих сетей.

В качестве одного из основных расчетных принимается режим длительных перетоков мощности, соответствующих режиму системы с характерными средними условиями загрузки электростанций с учетом нахождения некоторой части основного оборудования в пла-новом и аварийном ремонтах. По этим перетокам мощности находятся основные параметры сети: номинальные напряжения, номи-нальные мощности трансформаторов, сечения проводов линий элект-ропередачи, потери мощности и электроэнергии, рациональные пути резервирования передачи мощности.

Расчетные длительные перетоки мощности, называемые балансовыми, обычно находят для режима годового максимума нагрузки системы из рассмотрения баланса мощности по узлам [7]:

Рбал = Рнб – (Рг – Ррез),

где Рнб – наибольшая нагрузка данного узла; Рг – располагаемая генерирующая мощность в узле;

Ррез – резерв мощности, размещенный на станциях данного узла в балансе мощности системы.

Поскольку составление балансов мощности производится в условиях некоторой неопределенности исходной информации, то целесообразно учитывать возможность непредвиденных ситуаций. С учетом этого длительный балансовый переток мощности рекомендуется определять по выражению

Рдл Рбал2 Р2 ,

где Р – среднеквадратическое отклонение мощности меньшего из рассматриваемых узлов системы.

Значение

Р k Рнб ,

242

где k – коэффициент, зависящий от мощности узла и темпов роста электропотребления (при увеличении электропотребления на 3–5 % в год ориентировочно может быть принят k = 4);

Рнб – планируемая наибольшая нагрузка узла.

Наряду с длительными (балансовыми) рассматриваются режимные перетоки мощности. Они могут отличаться от балансовых вне точки годового максимума нагрузки системы. Особенно это отличие характерно для околопиковых часов суточного графика из-за несинхронности изменения нагрузки потребителей и загрузки станций, которая определяется их экономическими и техническими характеристиками. Если режимные перетоки между узлами системы оказываются больше балансовых, то должен быть рассмотрен вопрос о целесообразности изменения параметров сети, выбираемых по балансовым перетокам.

Кроме балансовых и режимных перетоков обязательно рассматриваются расчетные максимальные (резервные) перетоки мощности, которые соответствуют режимам системы с неблагоприятными сочетаниями плановых и послеаварийных ремонтов основного оборудования электростанций. По этим перетокам находится максимальная требуемая пропускная способность электрической сети.

Расчетный максимальный переток определяется по формуле [7]

Рмакс = Рбал + 1,2Ро.р1 – Ро.р2,

где Ро.р1 – расчетный оперативный резерв в узле, который необходим для условий изолированной работы узла при заданном индексе надежности;

Ро.р2 – оперативный резерв в данном узле, учитываемый при покрытии графика нагрузки.

Если узел сети связан с другими узлами не одной линией, а несколькими, то балансовые, режимные и резервные перетоки мощности рассматриваются для совокупности связей, называемой

сечением.

Пропускная способность системообразующих сетей должна удовлетворять требованиям надежности n – 1. Это означает, что должна быть обеспечена возможность передачи длительных (балансовых)

243