Маневренность тепловых электрических станций

Структура Единой энергетической системы России

Единой энергетической системой России, или ЕЭС России, называют объекты электроэнергетики, которые связаны единым процессом производства (в том числе произведения в режиме комбинированной выработки тепловой и электрической энергии) и передачи электроэнергии (ГОСТ 21027-75). Этим процессом руководит централизованное оперативно-диспетчерское управления в электроэнергетике.

Зона ответственности ЕЭС России находится на практически всей обжитой территории страны и считается крупнейшим в мире централизованно управляемым энергообъединением. В данный момент ЕЭС России состоят из 77-ми энергосистем, которые работают в составе 6-ти функционирующих параллельно ОЭС (Объединенных энергосистем) — ОЭС Юга, Центра, Средней Волги, Северо-запада, Урала и Сибири, а также ОЭС Востока, производящие электроэнергию изолированно от ЕЭС России. За счет энергосистем Белоруссии, России, Латвии, Эстонии и Литвы образовалось «Электрическое кольцо БРЭЛЛ», которое координируется Соглашением о совместной работе энергосистем БРЭЛЛ, подписанное в 2001-м году.

ЕЭС России совместно с энергосистемами стран СНГ, Балтии и Монголии находится в тройке лидеров крупнейших независимых Европейских энергообъединений.

Преимущества объединения электрических станций и сетей в ЕЭС России.

За счет параллельной работы электростанций в Единой энергосистеме, стало возможным реализация некоторых преимуществ:

• суммарный максимум нагрузки ЕЭС России был снижен на 5 ГВт;

• потребности в мощности электростанций были уменьшены на 10-12 ГВт;

• оптимизировалось распределение нагрузки между электростанциями, что повлекло за собой сокращение расхода топлива;

• было применено высокоэффективное крупноблочное генерирующее оборудование;

• поддержка высокого уровня надёжности, а также живучести энергообъединений.

Особенности ЕЭС.

ЕЭС России расположена на территории 8 -ми часовых поясов. Электрическая сеть ЕЭС (ЕНЭС) имеет в своем составе ЛЭП напряжения 220, 330, 500 и 750 кВ, в электрических сетях энергосистем России применяется шкала напряжений 110—220 — 500—1150 кВ.

Структура генерирующих мощностей.

Основа электроэнергетики России составляет около 600 электростанций, имеющих суммарную мощность 210 ГВт. Тепловые электростанции занимают 2/3 этого количества, из них 55 % — ТЭЦ, 45 % — КЭС. Мощность ГЭС, в т.ч. ГАЭС — 21 % от всей мощности электростанций России. АЭС имеют долю в 11 % от установленной мощности электростанций страны.

На ТЭС используются серийные энергоблоки мощностью 500 и 800 МВт и один блок мощностью 1200 МВт, находящийся на Костромской ГРЭС. Мощность энергоблоков АЭС равна 1000 МВт.

Участие электростанций различного типа в покрытии суточного графика нагрузки

Суммарные графики нагрузки энергосистем неравномерны. Коэффициент заполнения графиков довольно низок (k_ЭП = 05¸ 07) и имеет тенденцию к дальнейшему снижению ввиду появления новых типов потребителей и изменения структуры энергопотребления. Распределение нагрузки между отдельными электростанциями с целью покрытия суммарного графика нагрузки энергосистемы производят, исходя из особенностей технологического режима электростанций различного типа, с тем чтобы получить в целом по системе положительный народнохозяйственный эффект (рис. 4).

Рис. 4. Участие электростанций различного типа в покрытии суммарного графика нагрузки энергосистем

При этом в базовую часть графика нагрузки в непаводковый период помещают АЭС, ТЭЦ, частично КЭС, ГЭС без водохранилищ, а также частично ГЭС с водохранилищами (выработка на необходимом санитарном пропуске воды). В полупиковую часть графика помещают КЭС, а в пиковую часть – ГЭС с водохранилищами и ГАЭС. Во время паводка мощность ГЭС в базовой части графика увеличивается, с тем чтобы после заполнения водохранилищ не сбрасывать бесполезно избыток воды через водосливные плотины. При этом большая доля КЭС и частично ТЭЦ вытесняется в полупиковую часть графика нагрузки.

Зная график нагрузки электростанций, можно планировать ремонт их оборудования. Агрегаты ГЭС, как правило, ремонтируют зимой, а ТЭС и АЭС – весной и летом.

Рис. 5. Изменение нагрузки и установленной мощности энергосистемы в течение года

В энергосистеме должны быть предусмотрены резервы: эксплуатационный (ремонтный, режимный и аварийный), составляющий примерно 10-12 % установленной мощности энергосистемы, и народнохозяйственный, составляющий около 3 %. Считается, что для нормального функционирования энергосистемы ее общий резерв должен составлять 13-15 % установленной мощности. На практике разность между установленной мощностью электростанций и их фактической нагрузкой в каждый данный момент не есть резервная мощность энергосистемы в обычном понимании. Действительно, рабочая мощность равна

P_РАБ = P_УСТ- P_ОГР- P_РАЗР- P_КОНС- P_РЕМ = P_РАСП- P_РЕМ,

где P_ОГР – мощность различного рода ограничений; P_РАЗР – мощность разрывов; P_КОНС – мощность консервации; P_РЕМ – ремонтная мощность; P_РАСП – располагаемая мощность.

Реальная же мощность нагрузки электростанций равна

P_НГ = P_РАБ- P_{РЕЗ.ХОЛ}- P_РЕЗ.ВР,

где P_{РЕЗ.ХОЛ} – мощность холодного (невращающегося) резерва; P_РЕЗ.ВР – мощность вращающегося (горячего) резерва.

С учетом устойчивости и надежности работы энергосистемы мощность наиболее крупного агрегата, как показывает опыт эксплуатации, нормально не должна превышать 1,5 – 3 % установленной мощности энергосистемы. Отсюда следует, что крупные агрегаты мощностью 500, 800 и 1200 МВт могут устанавливаться только в относительно мощных энергосистемах.

Маневренность тепловых электрических станций

Под маневренностью ТЭС следует понимать способность выполнять переменный суточный график электрической нагрузки

понятие маневренности ТЭС складывается из следующих элементов:

скорость изменения нагрузки, которая измеряется в процентах номинальной мощности в минуту;

диапазон изменения мощности от Nном до Nмин. Сюда же следует отнести возможность кратковременной перегрузки до Nмакс, например за счет отключения подогревателей высокого давления (ПВД);

пусковые характеристики энергоблока, включая длительность пусков после простоев в резерве различной длительности; вероятность успешного пуска в соответствии с нормативными графиками пуска; допустимое с точки зрения малоцикловой усталости элементов блока число пусков в год и за время службы; пусковые потери топлива

Следует иметь в виду, что реализация маневренных возможностей энергоблоков в значительной мере зависит от условий топливоснабжения ТЭС, что необходимо учитывать при выборе суточного графика нагрузок ТЭС и отдельных энергоблоков. Так, ограничения в потреблении жидкого топлива, являющегося растопочным топливом для ТЭС, работающих на твердом топливе, сокращают как возможный диапазон нагрузок, так как приходится отказываться от перехода на мазут, так и частые остановы с последующими пусками.

При создании отечественного оборудования ТЭС требования к повышенной маневренности предъявлялись в малой степени, в результате чего маневренные возможности энергоблоков оказались недостаточными для покрытия переменного графика нагрузки. Между тем происходящее из года в год разуплотнение графиков электрической нагрузки энергосистем заставляет все больше привлекать ТЭС к участию в покрытии переменного графика нагрузки. Для обеспечения таких возможностей проводится большая исследовательская, экспериментальная и наладочная работа рядом организаций Минэнерго СССР (ПО Союзтехэнерго, ВТИ), энергосистем и электростанций, а также заводов-изготовителей оборудования.

Привлечение теплофикационных турбоустановок к покрытию переменной электрической нагрузки возможно при работе их по электрическому графику, т. е. в основном в летнее время. Изменение мощности теплофикационных турбин за счет сокращения теплофикационных отборов носит вынужденный характер, так как связано с энергетическими потерями. Так, возможно передать тепловую нагрузку на редукционно-охладительные установки (РОУ), сохраняя паровую нагрузку энергетических котлов.

При реконструировании конденсационных энергоблоков в теплофикационные маневренность их не снижается, так как возможно снижение мощности путем перевода тепловой нагрузки на пускосбросное устройство (ПСБУ), сохраняя достаточную загрузку котла. Такое снижение тепловой нагрузки, естественно, связано со значительными энергетическими потерями.

В первую очередь к работе в полупиковом режиме используются неблочные КЭС с оборудованием на давление до 9,8 МПа. Так, на КЭС (с поперечными связями) можно останавливать в резерв часть котлов, не останавливая турбины, что исключается для энергоблоков. Поэтому рассмотрение вопросов маневренности начнем с неблочных конденсационных электростанций

Дата добавления: 2019-01-14; просмотров: 1576; Мы поможем в написании вашей работы!

Поделиться с друзьями:

12 3 4 5 6 7 8 9 10 Следующая ⇒

Мы поможем в написании ваших работ!