ДЕФИЦИТЫ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ В ГИДРОЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ СИСТЕМЕ В МАЛОВОДНЫЕ ПЕРИОДЫ И РЕКОМЕНДУЕМЫЕ МЕТОДЫ ВОДОХОЗЯЙСТВЕННЫХ РАСЧЕТОВ
Дефициты электроэнергии в гидроэнергетической системе в маловодные периоды или годы
В отношении источника формирования дефицита электроэнергии в энергосистеме в маловодные периоды почти все специалисты, работающие в области энергоэкономических расчетов, в настоящее время придерживаются одного мнения, которое заключается в следующем. В электроэнергетической системе, где в качестве генерирующих установок, кроме гидростанций, участвуют тепловые электростанции, дефицит электроэнергии происходит в результате двух причин: с одной стороны — вследствие уменьшения водоносности используемого для ГЭС водотока, а с другой — по причине аварийного выхода части агрегатов тепловых электростанций из рабочего состояния в маловодные периоды.
Авторы, рекомендующие учитывать аварийность агрегатов ТЭС, исходят из предложений, что во время маловодья резервные агрегаты системы полностью или почти полностью будут использованы для покрытия дефицита мощности или энергии, ввиду чего в энергосистеме не будет возможностей для замещения рабочей мощности, которая исключается вследствие аварий в этот период. Это обстоятельство приводит к ограничению энергоснабжения потребителей и вызывает дополнительные производственные издержки, которые поэтому и должны быть учтены при определении величины расчетной обеспеченности работы ГЭС. Далее авторами допускается, что аварийный выход из рабочего состояния станции в целом или отдельных ее агрегатов может иметь место только у теплоэлектростанций, а аварийность гидроэлектромеханического оборудования, равно как и сооружений ГЭС, признается настолько редко встречающейся, что может не приниматься во внимание при расчетах. При этом ими также допускается, что распределение вероятностей одновременного выхода из строя нескольких агрегатов подчиняется закону бинома, выражаемому формулой:
(4)
где α — доля времени, в течение которого один агрегат будет находиться в нерабочем состоянии; т — количество одновременно неработающих агрегатов из-за аварии;
п — общее число совместно работающих агрегатов;
С™ — биноминальный коэффициент.
Исходя из этого допущения предлагается формула для определения:
а) относительной продолжительности времени, в течение которого в аварийном состоянии будет находиться не менее т агрегатов:
(5)
где г — средняя относительная продолжительность аварии;
б) работоспособной мощности тепловых электрических станций:
(6)
где -
доля вышедших из строя агрегатов.
Для производства необходимых расчетов авторами рекомендуется строить кривую распределения работоспособной мощности энергетической системы, которая при наличии графика нагрузки позволит определить дефицит электроэнергии в системе с учетом аварийности агрегатов теплосиловых электростанций. Форма этой кривой, разумеется, зависит и от водоносности года. Для периодов избытка воды и гарантийного режима кривая эта, по мнению авторов, определяется как сумма кривой работоспособной мощности ТЭС и постоянной установленной мощности ГЭС. Для перехода к средним многолетним значениям дефицита полученная величина его умножается на относительную продолжительность избыточного и гарантийного режимов.
Выработка электроэнергии по энергосистеме в перебойный по воде период обусловливается работоспособной мощностью электростанции и количеством утилизируемой воды. Для определения дефицита электроэнергии в этом случае С. Н. Крицкий и Μ. Ф. Менкель [57, 59] рекомендуют следующий порядок:
а) рассматривается серия значений среднесуточной выработки энергии, отвечающих различным глубинам перебоя;
б) для каждого из этих значений производится покрытие суточного графика нагрузки с размещением гидравлической мощности в пиковой зоне;
в) оставшаяся базисная часть графика исследуется совместно с кривой обеспеченности работоспособной тепловой мощности и подсчитываются дефициты энергии;
г) вычисленные дефициты энергии взвешиваются по вероятностям соответствующей среднесуточной выработки гидравлической энергии.
После того, как математическое ожидание дефицита энергии подсчитано отдельно для перебойных и отдельно для достаточных по водности периодов, итоговое значение указанной выше характеристики определяется как установленное, исходя из продолжительности перебойных и бесперебойных отрезков времени.
Не отрицая возможности аварийного выхода из рабочего состояния агрегатов теплосиловых электростанций и признавая его вообще в качестве одной из возможных причин уменьшения выработки электроэнергии в энергетической системе в отдельные периоды, нельзя, однако, согласиться с преувеличением его роли в рассматриваемом вопросе. Дело в том, что тепловое и электромеханическое оборудование ТЭС, как и любые машины, по разным причинам может иметь неисправности, приводящие иногда к авариям. Причины эти могут быть различны, но в целом они являются результатом следующих обстоятельств:
а) недоброкачественности изготовления самого оборудования;
б) слабой технической оснащенности ТЭС эксплуатационной аппаратурой;
в) несвоевременного проведения капитального и текущего ремонтов и профилактического осмотра;
г) недосмотра эксплуатационного персонала, являющегося результатом, прежде всего, слабой трудовой и производственной дисциплины.
Все эти моменты, обусловливающие аварии на станциях, зависят главным образом от системы хозяйственного управления предприятиями, состояния техники производства оборудования и контрольно-измерительной аппаратуры и от сознательности и уровня технической подготовленности эксплуатационного персонала.
Как видно, аварии на тепловых электростанциях зависят главным образом от субъективных факторов. Указанные выше причины и связанные с ними аварии и как результат — недовыработка электроэнергии в условиях планового социалистического хозяйства при повседневной заботе партии и правительства о повышении культуры 'производства, могут быть устранены если не полностью, то по крайней мере в такой степени, что их в перспективных расчетах можно будет не принимать во внимание; кроме того, точность результатов расчета с учетом аварийности не превысит точности перспективных проектировок.
В отношении усовершенствования техники производства оборудования и контрольно-измерительной аппаратуры, установления режима эксплуатации оборудования (своевременный техосмотр, капитальный и текущий ремонт, нормальная нагрузка оборудования и т. п.), автоматизации работы электрических станций, повышения культуры эксплуатации и технических знаний обслуживающего персонала проделана у нас огромная работа, в результате которой имеет место резкое сокращение аварийности на ТЭС.
В настоящее время советские заводы-изготовители, оснащенные передовой техникой, освоили сложнейшие технологические процессы и выпускают высококачественное, надежное в эксплуатации машинное оборудование и контрольно-измерительную аппаратуру; обеспечивается нормальная техническая эксплуатация; работой электростанции руководят высококвалифицированные инженерно- технические работники. Этим и объясняется то положение, что у нас в Советском Союзе из года в год уменьшается количество аварий и связанные с ними недодачи электроэнергии в системе. В данное время большинство теплосиловых электростанций продолжительное время работает без единой более или менее серьезной аварии.
Данные об аварийности составных элементов энергетического хозяйства, имеющиеся в нашем распоряжении, с достаточной убедительностью подтверждают это.
Одним из слабых мест электроэнергетической системы в указанном смысле является параллельность работы входящих в нее электростанций. Эта проблема успешно была решена устройством форсировки для возбуждения синхронных машин, ускорением действия релейных защит и разгрузкой по частоте, в результате чего аварии, связанные со снижением частоты, и аварии, происходившие из-за нарушения устойчивости, стали исключительно редким явлением, а в некоторых системах, по сведениям, приведенным в работе П. Г. Грудинского и И. А. Сыромятникова «Технические направления развития электрических систем в СССР» [27], они были изжиты полностью.
Надежность работы самой электростанции в значительной мере зависит от перебойности собственного энергоснабжения, нарушающегося в результате отключения источника питания. Аварии по этим причинам были ликвидированы обеспечением самозапуска двигателей и автоматизацией включения резервного питания.
Всего полтора десятка лет назад значительная часть аварий происходила в результате грозовых явлений. Благодаря принятым мерам — разработке и внедрению в практику ряда грозозащитных мероприятий (схемы защиты подстанций, грозоупорные линии электропередачи, автоматическое повторное включение линии, применение новых надежных конструкций разрядников и другой грозозащитной аппаратуры) — аварии по этой причине были значительно сокращены. Так, например, по данным П. Г. Грудинского и И. А. Сыромятникова [27], они сократились с 1934 по 1942 г. почти в 16 раз.
Применение профилактических испытаний оборудования, позволяющих организовать его ремонт и контроль качества ремонта, привело к значительному сокращению аварий в системе. Так, например, недоотпуск электроэнергии в результате аварий, связанных с недоброкачественностью высоковольтной изоляции, сократился в 1943 г. по сравнению с 1934 г. почти в 3 раза, а количество аварий с кабелями сократилось в 1944 г. по сравнению с 1934 г. в 16 раз.
Разработанные и примененные на практике в 1934 г. методы ремонта линии электропередачи под напряжением позволили значительно повысить надежность работы энергосистемы.
Благодаря принятию ряда мер и усовершенствованию методов эксплуатации станционные аварии также резко сокращаются и во многих тепловых электростанциях сводятся на нет. Так, например, по данным Г. А. Калинина [48], число станционных аварий Каширской ГРЭС в 1933 г. составляло 106, а в 1940 г. оно сократилось до 1.
Аналогичных фактов снижения аварийности можно указать еще много, однако перечисленных уже достаточно для подтверждения указанного выше нашего мнения о том, что нет никаких оснований рассматривать аварии на электростанциях как объективно действующие стохастические явления и учитывать их при проектировании наравне с изменчивостью гидрологического режима водотока.
