Графики нагрузки энергосистем и электростанций и их характеристики.

ГРАФИКИ НАГРУЗКИ СТАНЦИЙ И ЭНЕРГОСИСТЕМ.

Общие сведения

Электроэнергия, как основная продукция электростанции, 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.

Для обеспечения высокой надежности электроснабжения потребителей, генерирующие источники и потребители объединяются в энергосистемы. В состав энергосистем могут входить электростанции разных типов: тепловые конденсационные электростанции (КЭС или ГРЭС), теплоэлектроцентрали (ТЭЦ), атомные электростанции (АЭС), газотурбинные ТЭС (ГТУ-ТЭС), парогазовые ТЭС (ПГУ-ТЭС), гидроэлектростанции (ГЭС), гидроаккумулирующие электростанции (ГАЭС), геотермальные электростанции (ГеоТЭС) и т.д. В процессе эксплуатации энергосистемы роль каждой из них индивидуальна и определяется конкретными условиями.

Энергетическая система представляет собой совокупность параллельно работающих генерирующих агрегатов электрических станций, повышающих, понижающих трансформаторов и выпрямительных установок для преобразования напряжения и вида тока, линий электропередач (ЛЭП), передающих электроэнергию на расстояние, коммутирующих аппаратов, измерительных приборов и средств управления, объединенных общностью режима и непрерывностью производства и потребления электрической энергии.

Объединение электростанций в энергосистемы и дальнейшее объединение энергосистем в Единую Энергетическую Систему России способствует повышению надежности электроснабжения потребителей, обеспечивая за счет использования резерва мощности отдельных энергосистем их взаимопомощь. В результате этого повышается живучесть энергообъединения, которая существенно выше, чем живучесть отдельной энергосистемы и тем более отдельной электростанции. Вместе с тем аварийная ситуация, возникающая в одной из энергосистем, если не будут приняты меры по ее локализации, может, распространяясь последовательно на соседние энергосистемы, охватить все энергообъединение в целом.

Одной из основных характеристик электростанций (энергосистем) является их мощность и ее изменения связанные с процессом эксплуатации и различного рода ограничениями. В связи с этим мощность подразделяют на следующие составляющие:

Мощность установленная Nу -наибольшая активная электрическая мощность, с которой электроустановка может длительно работать без перегрузки в соответствии с паспортом на оборудование.

Мощность располагаемая Nрасп- установленная мощность генерирующего агрегата (электростанции) за вычетом ограничений его мощности.

Nрасп = Nу – Nогр. (1.1)

Мощность рабочая Nраб -располагаемая мощность электростанции, за вычетом оборудования выведенного в ремонт.

Nраб = Nу – Nрем – Nогр=Nрасп-Nрем. (1.2)

Фактическая мощность Nфакт –мощность, которую (по факту) несет установка, станция в данный момент времени.

Непрерывность работы и поддержание равенства между генерируемой и потребляемой мощностью в каждый момент времени требует постоянного изменения мощности, как отдельных генерирующих агрегатов, так и станций и системы в целом. Все это определяет режимы работы основного оборудования.

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 представлены графики нагрузки одной из энергосистем за характерные дни недели (для летнего и зимнего периода). Эти графики показывают 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 и растет ее неравномерность. Причем эти закономерности наблюдаются для всех сезонов года. Анализ представленных на рис 1.1 графиков показывает, значительный рост максимальных нагрузок и потребления электроэнергии в целом, в зимнее время. Это объясняется как изменением продолжительности светового дня, так и общим ростом уровня потребления электроэнергии, связанной с ростом загрузки промышленных предприятий, уменьшением числа находящихся в отпуске работников. Более выраженный пик потребления электроэнергии в вечерние часы, как в рабочие, так и выходные дни для зимнего периода, в первую очередь объясняется короткой продолжительностью светового дня. В результате чего нагрузка промышленных предприятий работающих по двухсменному графику или предприятий с продленным рабочим днем, накладывается на бытовые нагрузки и повышенное потребление электроэнергии на освещение.

А)

Б)

Рис.1.1. Типичный график нагрузки энергосистемы в характерные дни недели.

А)Летний период; Б)Зимний период

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. Верхнюю часть графика обычно делят на полупиковую и пиковую зоны.

В качестве характеристики графика нагрузки, для оценки степени его неравномерности 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 ;(1.3)

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

К_зап=Э_сут/(N_max*24);(1.4)

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

К_рег = (N_max - N_min )/ N_max. (1.5)

Рис.1.2. График нагрузки рабочего дня с выделением рабочих зон.

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

. (1.6)

Величина W_N в определенные периоды работы энергосистемы может достигать существенных значений, что требует высоких маневренных характеристик энергетического оборудования и особенно важно при подъеме нагрузки. Поэтому ко всему вновь вводимому оборудованию предъявляются требования по маневренности. Так для вновь вводимого оборудования скорость изменения нагрузки должна быть не менее 1,5% в мин от номинальной мощности.

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), а также перегрузочные возможности работающего оборудования.

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 = 0,65-0,7.

В зависимости от маневренных свойств, а также показателей экономичности энергоустановки различного типа по разному привлекаются к покрытию графиков электрических нагрузок. Пример использования установок различного типа для покрытия графика нагрузки в течении года представлен на рис. 1.2.На графике условно выделено три зоны: базовая, полупиковая, пиковая (в отдельных случаях производят деление на четыре зоны, 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 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 специальные пиковые ГТУ, ГАЭС, ГЭС с регулируемым стоком.

Примерный график использования оборудования в течение года представлен на рис.1.3. 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.

Рис.1.3. Использование электростанций различного типа в течении года.

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. 1.4 для иллюстрации этого представлен типичный график изменения суточных максимумов электрической нагрузки (по месяцам) в течение года для единой 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.

Рис.1.4. График изменения суточных максимумов электрической нагрузки энергосистемы по месяцам года

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.

Планирование графиков нагрузки.

Для обеспечения своевременного покрытия меняющихся графиков нагрузки применяется планирование режимов работы. Задачи управления режимами ЭЭС делятся на четыре временных уровня (для каждой ступени территориальной иерархии):

1. Долгосрочное планирование режимов (на месяц, год, более длительная перспектива).
Задачи этого уровня:

прогнозирование потребления энергии и характерных графиков нагрузки;

разработка балансов мощности и электроэнергии (годовых, квартальных, месячных);

оптимизация планов использования энергоресурсов и проведения плановых ремонтов;

разработка схем и режимов для характерных периодов года (осенне-зимний максимум, период паводка и др.), а также в связи с вводом новых объектов и расширением состава параллельно работающих ЭЭС;

решение всего комплекса вопросов повышения надежности электро­снабжения и качества электроэнергии, внедрения и совершенствования средств диспетчерского управления и систем автоматического управления нормальными и аварийными режимами;

разработка диспетчерских инструкций.

2. Краткосрочное планирование режимов (на сутки, неделю).
Задачи этого уровня:

корректировка решений 1-го уровня по мере изменения и уточнения условий работы ЕЭС (уровень потребления, обеспеченность гидроресурсами, топливная конъюнктура и т. п.); ряд решений 1-го уровня выступает здесь в виде ограничений (недельные или суточные расходы гидроресурсов, мощности агрегатов, выведенных в ремонт, и т. п.).

3. Оперативное управление текущими режимами.
Задачи этого уровня:

оперативное ведение текущего режима по суточным планам-графикам;

корректировка (дооптимизация) режима при отклонении параметров режима от плановых значений.

4. Автоматическое управление нормальными и аварийными режимами.
Задачи этого уровня:

автоматическое управление, проводимое централизованными и местными системами и устройствами автоматического регулирования режима, устройствами релейной защиты и противоаварийной автоматики.

Для повышения надежности электроснабжения потребителей используется резервирование активной мощности. Резерв мощности в энергосистеме в общем случае может быть обеспечен как за счет содержания резервных генерирующих мощностей, так и за счет регулирования режима электропотребления, однако поддерживание баланса между производством и потреблением мощности в энергосистеме за счет потребителей можно рассматривать лишь как вынужденную временную меру. Такой способ используют в основном только при аварийных режимах, в условиях, когда исчерпаны все резервы генерирующей мощности. Если в энергосистемах имеются промышленные предприятия, где технологические особенности производства позволяют снизить нагрузки на некоторое время (например, электронагрев, электролиз, цементное производство, производство алюминия), то такое снижение может быть использовано для выравнивания графиков нагрузки, и снижения ее пиков. Однако возможности такого выравнивания графиков нагрузки очень ограничены. Вопрос об использовании потребителей – регуляторов является одновременно и экономической задачей.

С учетом всего сказанного, для обеспечения надежности работы системы, в ней всегда должен присутствовать резерв мощности. Его можно разделить на резерв генерирующей мощности и резерв потребляющей части системы.

Резервом генерирующей мощности называется разность между располагаемой мощностью и ее нагрузкой в каждый данный момент времени. По своему функциональному назначению резерв генерирующей мощности разделяется на две составляющие: ремонтный резерв и оперативный резерв

Nрез = Nрасп – Nфакт. (1.7)

Ремонтный резерв предназначен для компенсации снижения располагаемой мощности системы, вызываемого выводом генерирующего оборудования в предупредительный или плановый (текущий, средний и капитальный) ремонт или на реконструкцию. Этот резерв устанавливается в первую очередь в тех случаях, если «ремонтная площадка» в летние месяцы не обеспечивает проведение полного объема ремонтных работ.

Оперативный резерв предназначается для компенсации небаланса между генерированием и потреблением мощности, вызванного отказами элементов оборудования, непредвиденным увеличением нагрузки, а также ее случайными колебаниями. Поэтому при возникновении небалансов мощности оперативный резерв в свою очередь делят на аварийный и нагрузочный.

Аварийный резерв служит для компенсации снижения располагаемой мощности системы, вызванного частичными или полными отказами оборудования. Обычно величина аварийного резерва выбирается такой, чтобы быть не меньше мощности самого мощного агрегата.

Нагрузочный резерв служит для компенсации покрытия непредвиденного увеличения нагрузки, включая ее случайные колебания.

Оперативный резерв обычно меньше суммы его арифметических составляющих, поскольку причины, вызывающие необходимость их использования, являются случайными и одновременное их появление маловероятно.

Приведенные выше составляющие резерва генерирующей мощности являются расчетными, позволяющими определить общий необходимый резерв. В реальный условиях эксплуатации, в каждый момент времени, часть генерирующих агрегатов находится в нерабочем состоянии. В распоряжении эксплуатационного персонала остается рабочая мощность и соответственно та часть полного резерва, которая определяется разностью между рабочей мощностью системы и ее нагрузкой в данный момент времени. Этот резерв иногда называют эксплуатационным .

Оперативный резерв мощности (в реальный условиях эксплуатации – эксплуатационный) обеспечивает: первичное регулирование частоты; вторичное регулирование частоты и перетоков мощности, а также ограничение перетоков мощности; быструю коррекцию режима и компенсацию небаланса мощностей в рассматриваемый момент времени.

В практике эксплуатации энергосистем применяются также понятия «горячего» и «холодного» резерва.

Nрез = Nхол.рез + Nгор.рез. (1.8)

Под «горячим» резервом понимается сумма вращающегося резерва (разница между фактической нагрузкой и располагаемой мощностью находящихся в работе агрегатов) и мобильной неработающей мощности гидроагрегатов и газовых турбин, быстро переводимых в активный режим работы Nгор.рез. 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 (остановленных) агрегатов Nхол.рез, для подключения которых к работе требуется несколько часов.