Параметры графиков нагрузки
- максимальное и минимальное значение - наибольшая (наименьшая) нагрузка длительностью не менее получаса;
- среднесуточное (среднегодовое) значение:
,
где - расход электроэнергии за сутки (год).
Pi - мощность на i - ой ступени;
Ti - продолжительность i - ой ступени графика.
| Рис. 1.3. Ступенчатый суточный график потребителей |
На суточных графиках потребителей (рис. 1.3) выделяют характерные зоны:
P < - базовая;
£ P £ - полубазовая;
< P < - пиковая.
Для графиков нагрузки энергосистем (рис 1.4) используют другое деление на зоны:
P < - базисная;
< P < - полупиковая;
< P < - пиковая,
где - ночной минимум нагрузки;
- дневной минимум нагрузки.
Степень неравномерностиграфиков нагрузки можно характеризовать:
- коэффициентом нагрузки (или коэффициентом заполнения графика нагрузки)
.
- условной продолжительностью использования максимальной нагрузки
.
Коэффициент нагрузки показывает, какую часть составляет фактически выработанное (потребленное) количество энергии от максимально возможного ( ).
Условная продолжительность использования максимальной нагрузки или число часов использования максимума характеризует годовой график нагрузки. Площадь прямоугольника со сторонами и равна потребленной электроэнергии по фактическому графику нагрузки. Следовательно - это число часов, за которое был бы исчерпан годовой расход электроэнергии, если бы нагрузка была максимальной все время работы.
Участие электростанций разных типов
В производстве электроэнергии
Электроэнергия имеет преимущество перед другими видами энергии в том смысле, что ее можно передавать на большие расстояния при сравнительно небольших потерях. Это позволяет централизованно производить электроэнергию на мощных электростанциях.
Основная доля электроэнергии вырабатывается тепловыми (ТЭС) и гидравлическими (ГЭС) электростанциями. Электростанции, использующие "нетрадиционные" виды энергии (солнечные, геотермальные, ветровые, приливные, гидроаккумулирующие) вырабатывают незначительное количество электроэнергии.
Тепловые электростанции
Тепловые электростанции (ТЭС) дают более 80% всей электроэнергии. К тепловым электростанциям относят:
1.Паротурбинные электростанции:
- теплофикационные (ТЭЦ);
- конденсационные (КЭС);
2.Газотурбинные установки (ГТУ);
3.Парогазовые установки (ПГУ).
КЭС снабжают потребителей электроэнергией, а ТЭЦ - электрической и тепловой энергией в виде горячей воды и (или) пара.
Атомные электростанции также являются тепловыми электростанциями, но в силу специфики производства их выделяют в отдельную группу.
Основными элементами паротурбинной электростанции являются:
-котельные агрегаты;
-турбинные агрегаты: паровая турбина и электрический синхронный генератор (турбогенератор).
Паротурбинные электростанции работают на твердом, жидком или газовом топливе.
Наиболее широко используют твердое топливо: бурые угли, антрацитовый штыб, горючие сланцы, торф и т.д. Твердое топливо сжигается в топках котлов кусками (слоевое сжигание) или в пылевидном состоянии (камерное сжигание).
Возрастающая добыча газа позволяет применять его на станциях любой мощности. Станции на газовом топливе более экономичны, на них меньше численность персонала, выше КПД котлоагрегатов и на 4 - 5% ниже себестоимость энергии, а также меньше сроки строительства и окупаемости. В условиях городов эти станции дают значительные преимущества.
Применение в качестве жидкого топлива мазута дает аналогичные преимущества, но с большими затратами.
Паротурбинные конденсационные станции
КЭС оснащаются паротурбинными агрегатами высоких параметров единичной мощностью 50, 100, 150, 200, 300, 400, 500, 800,1200 МВт.
На долю КЭС приходится до 60% выработки электроэнергии. На станции может быть установлено до 12 агрегатов, которые, как правило, выполняются по блочной схеме (котел- турбогенератор- трансформатор) без поперечных связей.
Достоинствами КЭС являются: высокая надежность, низкая себестоимость электроэнергии. К недостаткам можно отнести относительно высокую стоимость оборудования, значительные затраты на пуско-остановочные операции и, вследствие этого, затруднительность глубокого регулирования мощности.
На рис 1.5 представлена принципиальная технологическая схема энергоблока паротурбинной КЭС, работающей на угле.
Со склада уголь кусковой УК поступает в дробилки Д, а дробленый уголь УД - в мельницы М. Вследствие высокой энергоемкости мельницы работают периодически, поэтому перед ними располагается угольный бункер УБ, а за ними - пылевой бункер ПБ. Угольная пыль УП питателями пыли ПП подается к горелкам и через них вдувается в котел К горячим воздухом ВГ.
Холодный воздух забирается из атмосферы дутьевыми вентиляторами ДВ и проходит через воздухоподогреватели ВП, где подогревается отходящими из котла дымовыми газами ДГ. Горячий воздух подается в котел через питатали пыли. Он используется для подсушивания угольной пыли, ее транспортировки и повышения эффективности сгорания в котле. Дымовые газы отсасываются из котла дымососами ДС и через дымовую трубу выбрасывается в атмосферу. Тепло отходящих газов из котла используются также в экономайзере Э для подогрева питательной воды ПВ.
Из котла перегретый пар ПП поступает в паровую турбину Т, где проходит ряд ступеней, вращая вал турбины и генератора Г. Полностью отработавший в турбине пар ОП поступает в конденсатор К, где конденсируется за счет охлаждения циркуляционной водой, которая подается циркуляционными насосами ЦН из водоема. При отсутствии естественного водоема вода используется по замкнутому циклу с охлаждением в градирне. Воздух, попадающий в конденсатор с паром, удаляется эжектором Э.
Конденсат К перекачивается конденсатными насосами КН в деаэратор Д, где освобождается от растворенных газов (особенно кислорода воздуха, вызывающего коррозию труб котла). В деаэраторе питательная вода ПВ подогревается паром до температуры выделения газов. Нагрев осуществляется паром ПО,отобранным с промежуточных ступеней турбины. Освобожденный от газов конденсат уже в виде питательной воды ПВ с помощью питательных насосов (ПН) через водоподогреватели ВП и экономайзер Э подается в котел. Для нагрева в водоподогревателе используется также пар отбора, а конденсат его отводится в деаэратор.
Для восполнения потерь питательной воды через деаэратор поступает добавочная вода ДВ, химически очищенная в установке У.
Конденсационные паровые турбины имеют несколько отборов для подогрева питательной воды. Чем больше отбор, тем большее количество тепла возвращается (регенерируется) с питательной водой и тем меньше поступает в конденсатор и теряется с циркуляционной водой и тем выше КПД.
Общий КПД станций составляет 25 - 40%, поэтому они невыгодны на дальнепривозном сырье. Обычно КЭС работают на местном топливе, поэтому удалены от потребителей. Удаленность от потребителей, а также большие мощности установленных агрегатов определяют особенности электрической части КЭС. Электроэнергия с КЭС распределяется на высоких и сверхвысоких напряжениях:
-при мощности блоков 50-200 МВт - на напряжении 110-220 кВ;
-при мощности блоков 200 МВт и выше - на напряжении 220 - 750 кВ.
Они связаны с потребителями относительно небольшим количеством ЛЭП большой пропускной способности.
КЭС являются основными источниками электроэнергии, работающими в базисном и полупиковом режимах.
В состав энергоблоков входят трансформаторы Т, которые повышают генераторное напряжение (6, 10, 20 кВ) до 110 - 750 кВ. Отдельные энергоблоки связаны распределительным устройством высокого напряжения (РУ ВН), от которого отходят ЛЭП к потребителям. Для РУ ВН применяются достаточно сложные и дорогие схемы, так как к надежности их предъявляются высокие требования.
| Рис. 1.5. Технологическая схема энергоблока КЭС |
Паротурбинные теплофикационные электростанции (ТЭЦ)
ТЭЦ оснащаются паротурбинными агрегатами средних и высоких параметров единичной мощностью до 250 МВт. В технологической части ТЭЦ выполняются как с поперечными связями, так и по блочной схеме.
ТЭЦ снабжают потребителей электроэнергией и паром, который отпускается непосредственно потребителям пара или в бойлерные на подогрев воды для потребителей. Тепло отбираемого пара считают полезно отпущенным, поэтому КПД теплофикационных электростанций достигает 60-70%. Наиболее экономичным является режим работы ТЭЦ по графику теплового потребления при минимальном пропуске пара в конденсаторы.
Технологическая схема ТЭЦ мало отличается от схемы КЭС. На рис. 1.6 показана та часть технологической схемы, которой ТЭЦ отличается от КЭС.
| Рис. 1.6. Часть технологической схемы ТЭЦ |
Пар первого отбора, имеющий высокие параметры, поступает непосредственно на собственные нужды потребителям. Второй отбор используется для подогрева питательной воды в деаэраторах и водоподогревателях. Третий отбор с самыми низкими параметрами пара используется для отопления и горячего водоснабжения промышленных и бытовых потребителей. Вода из сети теплофикации сетевыми насосами СН подается в водоподогреватели ВП и возвращается в сеть.
ТЭЦ стремятся приблизить к потребителям тепловой энергии на расстояние не более, чем 10 -20 км. Поэтому в электрической части ТЭЦ существенно отличается от КЭС. При небольших расстояниях до потребителей целесообразно электроэнергию распределять на генераторном напряжении 6-10 кВ (рис. 1.7). Через распределительное устройство высокого напряжения (РУ ВН) в этом случае осуществляется связь с энергосистемой для выдачи избыточной мощности в энергосистему или для питания потребителей 6 -10 кВ из энергосистемы при авариях на станции. Требования к надежности распределительных устройств ТЭЦ могут быть ниже по сравнению с КЭС.
Рис. 1.7. Электрическая схема энергоблока ТЭЦ
Наиболее целесообразно использовать ТЭЦ для комплексного энергоснабжения промышленных районов и городов электрической и тепловой энергией.
На ТЭЦ допускается и даже требуется сезонное регулирование графика электрических нагрузок в зависимости от режима тепловых нагрузок. На суточномграфике нагрузки энергосистемы они располагаются в базисной части.
Газотурбинные станции (ГТУ)
ГТУ оснащаются газотурбинными установками, работающими обычно на жидком топливе или газе единичной мощностью 50-100 МВт. Имеют блочную технологическую схему.
| Рис. 1.8. Технологическая схема энергоблока ГТУ |
Топливо сжигается в камере сгорания КС, дымовые газы с температурой 650 - 7000 С поступают в цилиндры газовой турбины Т. На одном валу с турбиной расположены: компрессор (К), синхронный генератор Г и пусковой двигатель Д. Сжатый воздух СВ подается в камеру сгорания для повышения эффективности горения топлива.
Электроэнергия с ГТУ выдается на средних напряжениях 35 - 220 кВ.
Особенности ГТУ:
- себестоимость электроэнергии незначительно выше, чем на КЭС;
- допускается глубокое регулирование мощности;
- осуществим легкий и быстрый пуск и останов агрегатов;
- КПД составляет 25-30%.
Основные недостатки ГТУ: низкий КПД и дефицитность газотурбинного топлива.
ГТУ используются, в основном, в качестве источников, работающих в пиковом режиме с низким числом часов использования установленной мощности.
Для повышения КПД разработаны парогазовые установки ПГУ. В них топливо сжигается в топке парогенератора, где вместе с газовыми продуктами сгорания получают пар. ПГУ имеет две турбины - паровую и газовую. Тепло дымовых газов утилизируется в экономайзере для подогрева питательной воды. Мощность ПГУ достигает 200-250 МВт.
Атомные электростанции
Атомные электростанции (АЭС) являются тепловыми паротурбинными станциями, использующими в качестве источника энергии процесс деления атомов урана U-235 под действием тепловых или быстрых нейтронов.
На АЭС роль котельных агрегатов выполняют атомные реакторы и парогенераторы.
Один из основных элементов АЭС - реактор. В России используются, в основном, реакторы на тепловых нейтронах: ВВЭР и РБМК.
В реакторе ВВЭР (водо - водяном энергетическом реакторе) вода используется в качестве замедлителя реакции и теплоносителя. Выделяемое в реакторе тепло передается первичному теплоносителю, который с помощью насосов циркулирует через реактор. Так как реакторы являются источником опасных радиоактивных излучений, первичной теплоноситель не подают непосредственно в турбоагрегаты, а его энергия используется для получения пара (вторичного теплоносителя). Реактор и парогенератор располагают в отдельных изолированных помещениях. На рис. 1.9 представлена принципиальная технологическая схема энергоблока двухконтурной АЭС с реактором типа ВВЭР.
Насосами ГЦН вода первого радиоактивного контура подается в трубки реактора . Нагретая вода НВ виде водопаровой смеси поступает в сепараторы С, где разделяется на жидкую и газовую фракции. В верхней части собирается насыщенный пар НП, который возвращается в реактор, где подогревается и высушивается, превращаясь в перегретый пар ПП. Перегретый пар поступает в парогенератор, состоящий из последовательных теплообменников. Пройдя последний теплообменник, конденсат К вместе с водой из сепараторов вновь поступает в реактор. Для восполнения утечек в сепараторы подается добавочная вода ДВ.
Питательная вода второго контура, поступающая из машинного зала, подается сначала в подогреватель конденсата ПК, затем в парогенератор насыщенного пара ПНП. Насыщенный пар поступает в пароперегреватель ПП, из которого перегретый пар ПП поступает в паровую турбину.
| Рис. 1.9. Технологическая схема энергоблока двухконтурной АЭС |
В части машинного зала АЭС аналогична конденсационной тепловой станции.
В реакторе РБМК (реакторе большой мощности канального типа) в качестве замедлителя нейтронов используется графит, а в качестве первичного теплоносителя - вода. Технологическая схема АЭС с реакторами типа РБМК является одноконтурной. Пароводяная смесь из реактора поступает в сепараторы, куда также подается нагретая вода. Получая дополнительную энергию, вода превращается в пар, который направляется непосредственно в цилиндры паровой турбины.
Реакторы на быстрых нейтронах (БН) используется одновременно для получения тепловой и электрической энергии, а также для воспроизводства ядерного горючего. АЭС с реакторами типа БН выполняются по трехконтурной схеме. В первом контуре теплоносителем является жидкий натрий, который эффективно поглощает тепло. Натрий бурно реагирует с водой, поэтому в теплообменниках парогенератора возможно выделение радиоактивных газов при повреждениях трубопроводов. Чтобы избежать контакта радиоактивного натрия первого контура с питательной водой, выполняют промежуточный контур с нерадиоактивным натрием.
Преимуществами атомных электростанций являются:
- малый расход ядерного топлива, в результате чего транспорт разгружается от перевозок топлива;
- большие единичные мощности (до 2000 МВт);
- чистота производства.
АЭС работают в базисной части графика нагрузки энергосистемы. Хотя на АЭС технически осуществимо регулирование мощности в широком диапазоне, оно не используется по условиям безопасности. По этой же причине АЭС удалены от потребителей. Поэтому в электрической части атомные электростанции аналогичны КЭС.
Гидроэлектростанции
ГЭС используют энергию водных потоков (рек, водопадов) для выработки электроэнергии. ГЭС вырабатывают 15% от общего объема производства электроэнергии. Энергетический потенциал реки определяется ее уклоном и стоком - объемом воды, протекающий через створ за определенный отрезок времени.
Первичными двигателями на ГЭС являются гидравлические турбины, которыми приводятся во вращение синхронные гидрогенераторы. Мощность, развиваемая турбиной, зависит от количества проходящей через нее воды Q и величины напора Н
.
Напор создается плотиной на равнинных реках, где отсутствуют естественный перепад уровней воды. Со стороны верхнего бьефа образуется водохранилище.
Плотины могут быть водосливные и глухие. Водосливные плотины имеют водопропускные отверстия с затворами для сброса излишней воды из водохранилища в нижний бьеф.
В состав гидроузла на равнинной реке входят: плотина, здание станции, судоходные шлюзы и дамбы. Сооружение гидроузла вместе с затратами на обустройство водохранилища требует значительных капитальных вложений. Значительны и сроки строительства. В этом состоят основные недостатки ГЭС.
На горных реках используют естественные уклоны реки, но при этом приходится создать систему деривационных сооружений, направляющих воду в обход русла реки.
При небольших напорах наиболее распространенным типом являются русловые ГЭС, при которых здание ГЭС является продолжением плотины. Через отверстия в плотине вода подается к турбинам.
При напорах более 30-35 м сооружают станции приплотинного типа, на которых здание станции расположено за глухой бетонной стеной со стороны нижнего бьефа и не воспринимает непосредственного напора воды. Вода поступает через специальные напорные трубопроводы в спиральные камеры, охватывающие тело турбины, вертикальный вал которой соединен с генератором. Регулирование мощности осуществляется с помощью затворов напорного трубопровода.
Достоинствами гидроэлектростанций являются:
- низкая себестоимость электроэнергии (в 7-10 раз ниже, чем ТЭС), так как не требуется поставок и подготовки специального топлива, выработки теплоносителя и т.д.;
- небольшое потребление электроэнергии на собственные нужды (подготовку топлива, утилизацию тепла и т.д.);
- меньше численность персонала;
- меньше объем эксплуатационных и ремонтных работ;
- улучшение судоходства, орошения земель, водоснабжения городов за счет водохранилищ;
- возможность регулирования мощности в большом диапазоне и с минимальными затратами.
Гидроэлектростанции в энергосистеме работают параллельно с тепловыми. При этом, если ГЭС не имеет водохранилища, регулирование мощности на ней определяется естественным (сезонным) изменением стока. Поэтому они работают в базисной части графика, а регулирование суточного графика нагрузки осуществляется на ТЭС, что крайне неэкономично.
ГЭС с водохранилищами осуществляют искусственное регулирование стока, как сезонное (задерживают паводковые воды и постепенно расходуют в другие периоды), так и суточное (увеличивают сток в период максимальной нагрузки и снижают в часы минимума нагрузок). Поэтому ГЭС с водохранилищами используют в пиковой и полупиковой части графика (соответственно в паводковый и непаводковый периоды).
В электрической части ГЭС подобны КЭС, так как они удалены от потребителей.
Коэффициент полезного действия ГЭС составляет 85 - 90%.
Особую роль играют гидроаккумулирующие станции (ГАЭС). Они имеют два бассейна на разных уровнях и "обратимые" гидроагрегаты. В часы минимума нагрузки энергосистемы генераторы ГАЭС работают в двигательном режиме, а турбины - в насосном. При этом вода по трубопроводу перекачивается из нижнего в верхний бассейн. В периоды максимальной нагрузки ГАЭС осуществляют сброс воды из верхнего в нижний бассейн и вырабатывают электроэнергию, снимая пикинагрузки энергосистемы. В результате повышается экономичность работы ТЭС и АЭС, так как на них не потребуется проведение дорогостоящих мероприятий по регулированию мощности.
Обобщая сведения об участии электростанций разных типов в формировании общего суточного графика выработки электроэнергии, можно построить рис. 1.10. Из рисунка следует, что в постоянной базисной части графика работают электростанции, на которых невозможно, неэкономично или небезопасно регулирование мощности. К таким станциям относятся ГЭС без водохранилищ, атомные электростанции и ТЭЦ.
Конденсационные электростанции экономически выгоднее использовать в базисной части графика, но при необходимости на них осуществляется регулирование мощности для покрытия переменных нагрузок в полупиковой зоне.
В пиковой части суточного графика энергосистемы используются ГЭС и ГАЭС, ГТУ и ПГУ. На перечисленных станциях легко и с малыми затратами регулируется мощность в зависимости от требований энергосистемы. Учитывая, что ГАЭС, ГТУ и ПГУ вырабатывают незначительное количество электроэнергии в масштабах энергосистемы, на рисунке показаны только ГЭС.
Рис. 1.10. Участие электростанций в формировании суточного графика производства электроэнергии