ГРАФИКИ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ НАГРУЗОК И ОСНОВНЫЕ ИХ ХАРАКТЕРИСТИКИ
Графики электрических нагрузок ОЭС, РЭУ, ГРЭС и в том числе отдельных агрегатов можно разделить на две основные части [2, 10, 15] постоянную и переменную. В переменной части графика нагрузок отдельно следует выделить ее пиковую часть. Для отдельных ТЭС переменная часть графика их нагрузок, так же как и базовая ее часть, покрывается имеющимися на ТЭС агрегатами путем изменения их электрической мощности или останова отдельных агрегатов.
Графики электрических нагрузок ОЭС ЕЕЭС и ЕЭС СССР покрываются за счет установленных мощностей КЭС, АЭС, ТЭЦ, ГЭС и др. [1, 21].
Рис. 1.6. Участие основных типов электростанции в суточном регулировании мощности в день годового максимума ОЭС Северо-Запада СССР:
1 — ГЭС, 2— КЭС на давление свежего пара 9 МПа и ниже; 3 — 5 — энергоблоки соответственно мощностью 150, 200 и 300 МВт; 6- ТЭЦ, 7 -АЭС
На рис. 1.6 в качестве примера приведен суточный график нагрузок ОЭС Северо-Запада в день годового максимума нагрузки ЕЭС СССР Как видно из графика, в базовой его части работают АЭС, мощные высокоэкономичные энергоблоки и ТЭЦ.
В переменной части работают менее мощные энергоблоки, КЭС на давление пара 9 МПа и ниже, а также ГЭС.
Суточную неравномерность можно объяснить неодинаковым потреблением электроэнергии различными группами потребителей (промышленные, коммунальные, бытовые и др. ). Она характеризуется коэффициентом неравномерности суточной нагрузки — отношением минимальной нагрузки к максимальной:
(1.13)
Разность между максимальной и минимальной нагрузками энергосистемы определяет диапазон регулирования нагрузки работающих агрегатов:
Отношение арег к максимальной нагрузке оборудования называется коэффициентом переменной части графика нагрузки или коэффициентом регулирования:
(1.14)
Коэффициент плотности нагрузки определяется как отношение средней нагрузки к максимальной:
(1.15)
Здесь Траб — число часов работы оборудования:
Площадь под графиком электрических нагрузок (рис. 1.6) определяет выработанную электроэнергию.
В общем виде выработанная электроэнергия определится так:
(1 16)
В случае, если из т равнозначных агрегатов п агрегатов не участвуют в регулировании графика электрических нагрузок энергосистемы и работают с номинальной нагрузкой, то коэффициент переменной части графика нагрузки энергосистемы уменьшится на значение величины (1— п/т) fпер.
Для сохранения коэффициента переменной части графика нагрузки на том же уровне, что и при участии в регулировании графика нагрузки т агрегатов, коэффициент регулирования нагрузки (т — п) агрегатов необходимо увеличить на (п/(т —n) ) fпер·
Объединенные в ЕЭС СССР энергосистемы резко отличаются коэффициентами fмин, fпер, fср. Наиболее равномерными графиками нагрузок располагают ОЭС Сибири, Урала, Казахстана, а наиболее неравномерными — Северо-Запада, Центра, Юга.
Малый коэффициент плотности нагрузки fср ОЭС Северо-Запада обусловлен существенной долей бытовой нагрузки и относительно небольшой долей непрерывных производств промышленной нагрузки, и, наоборот, в ОЭС Сибири, Урала, Казахстана большой коэффициент fср объясняется преобладающей долей непрерывной промышленной нагрузки [I].
Недельное энергопотребление также характеризуется большой степенью неравномерности. В субботние и воскресные дни часть предприятий не работает, сохраняется только нагрузка непрерывных производств, при этом бытовая часть нагрузки сохраняется на том же уровне, что и в рабочие дни, или несколько увеличивается. Общий уровень нагрузок в выходные дни снижается. Графики годовой неравномерности электропотребления ОЭС СССР характеризуются изменением коэффициента неравномерности нагрузки fмин по кварталам и месяцам года, при этом динамика месячных максимумов в ОЭС СССР является относительно стабильной, что позволяет прогнозировать графики нагрузки по кварталам, а также на год [1]. Для снижения годового и месячного максимумов электрических нагрузок ЕЕЭС и ЕЭС СССР в целом успешно используют эффект совмещенного максимума. Суть его заключается в том, что максимумы нагрузки части ОЭС не совпадают по дням и часам с максимумами ЕЭС СССР Использовав это явление, можно снизить годовой и месячный максимумы ЕЭС СССР по сравнению с суммой соответствующих максимумов ОЭС. Таким же образом можно снизить максимумы ОЭС по сравнению с суммой максимумов энергосистем, входящих в ОЭС.
В то же время балансы покрытия графиков нагрузки ЕЭС СССР показывают, что даже с учетом максимальной передачи мощности в ночные часы из ОЭС Центра и Северо-Запада в смежные объединенные энергосистемы с большей неравномерностью графика Fмин можно повысить до 0,64 [13].
Значительная доля введенных АЭС в западной части ЕЭС СССР существенно изменила структуру генерирующих мощностей в этой зоне [4]. С вводом и освоением оборудования АЭС повышался коэффициент использования установленной мощности Кисп и максимальной нагрузки Кмакс. Главной особенностью работы АЭС является то, что они работают в базовой части графика нагрузок энергосистем. Благодаря этому оборудование ТЭС можно разгружать или останавливать и тем самым достигать определенной экономии органического топлива. Привлечение АЭС к регулированию графиков электрических нагрузок энергосистем может быть оправдано только в том случае, если в ОЭС будет полностью исчерпан регулировочный диапазон нагрузок энергоблоков ТЭС.
Достаточно высокая неравномерность графиков электропотребления в ОЭС Северо-Запада, Юга, Центра и постоянный рост в этих системах установленных мощностей АЭС уже в настоящее время вызывают серьезные трудности в регулировании мощности. Задача усугубляется еще больше в перспективе, так как одновременно с вводом АЭС происходит вытеснение малоэкономичного оборудования на давление свежего пара 9 МПа и ниже, а также снижение относительной доли в общем балансе энергосистем установленных мощностей ГЭС. Таким образом, малоэкономичное оборудование электростанций, которое работало в пиковой части графика нагрузок энергосистем, будет вытеснено АЭС, а задержка с вводом в ОЭС с большим коэффициентом неравномерности нагрузки ГАЭС, ГТУ, ПГУ и специальных пиковых и полупиковых энергоблоков неизбежно приведет к тому, что среднеэкономичные и высокоэкономичные энергоблоки ТЭС будут принимать активное участие в регулировании частоты энергосистемы [5—23, 25, 26, 28—31, 88, 132, 140, 141, 184, 185, 188, 189, 190, 196 и др ].
В настоящее время разработаны системные требования к управляемости АЭС, обеспечивающие регулирование их мощности в допустимых пределах как в стационарных, так и в аварийных режимах [1. 4]. Эти требования включают в себя и технические требования к маневренности атомных энергоблоков. К основным из них следует отнести работу атомных энергоблоков на частичных нагрузках, останов и пуск энергоблоков, подъем мощности и регулирование ее в соответствии с требованиями энергосистем, снижение мощности до нагрузки собственных нужд ночью или в нерабочие дни, участие атомных энергоблоков в ликвидации аварийных ситуаций энергосистем.
Такие же требования предъявляются к оборудованию АЭС во всех развитых странах мира [4, 190].
Однако участие АЭС в регулировании мощности энергосистем на современном этапе экономически нецелесообразно. Следовательно, в ближайшее время базовые энергоблоки будут принимать активное участие в регулировании переменной части графика нагрузок энергосистем. В связи с этим перед ними ставятся все новые задачи, решение которых требует новых разработок и дальнейших исследований.
