Графики электрической нагрузки и способы их покрытия

Производство электрической энергии в любой момент времени должно совпадать с ее потреблением. На рис. 1 показан типичный суточный график потребления электроэнергии крупным промышленным городом. Часть потребителей электроэнергии работает круглосуточно (например, трехсменные промышленные предприятия), часть — только днем (например, односменные промышленные предприятия), а часть - только в определенные часы суток (например, освещение). В результате при суммировании всех нагрузок получается зависимость электрической нагрузки от времени суток, которую называют суточным графиком электрической нагрузки. Выработка электроэнергии в соответствии с этим графиком называется покрытием графика нагрузки.

Рис. 1. График суточной электрической нагрузки промышленного города

График электрической нагрузки принято делить на три зоны: базовую, полупиковую и пиковую (рис. 2). Базовая зона лежит ниже уровня минимальной нагрузки. Отношение минимальной нагрузки к ее максимальному значению называется коэффициентом неравномерности графика нагрузки. Например, для графика, приведенного на рис. 2, коэффициент неравномерности α = 0,6.

Если на графике нагрузки провести линию, соответствующую средней нагрузке, то область, лежащая выше этой линии, называется пиковой зоной. Отношение средней нагрузки к максимальной называется плотностью графика нагрузки. Например, плотность графика, приведенного на рис. 2, составляет β = 0,83. Область графика, расположенная между пиковой и базовой зонами называется полупиковой.

Рис. 2. Основные зоны графика электрической нагрузки: 1 — минимальная нагрузка; 2 — средняя нагрузка

В идеальном случае всякая энергосистема должна располагать энергетическим оборудованием для работы в соответствующей области графика нагрузки.

Для покрытия базовой зоны используются мощные ГРЭС и АЭС с блоками 160—1200 МВт, ТЭЦ с турбоустановками 100—250 МВт. В отдельные периоды (например, во время паводков), а также в тех энергосистемах, где доля установленной мощности ГЭС велика (например, в Сибири, Казахстане, Средней Азии), к покрытию базовой части графика привлекаются и ГЭС.

Использование электростанций с мощными дорогостоящими высокоэкономичными блоками для покрытия полупиковой и тем более пиковой зон графика нагрузки нецелесообразно. Связано это с тем, что всякое недоиспользование высокоэкономичных агрегатов приводит к удорожанию электроэнергии, вырабатываемой ими.

Вместе с тем необходимо подчеркнуть, что для мощных экономичных энергоблоков маневренность не является чем-то второстепенным. Как показывает опыт эксплуатации и у нас, и за рубежом, моральное старение оборудования, т. е. снижение его экономических показателей по сравнению с новым оборудованием, происходит гораздо быстрее, чем физическое «старение», т. е. способность выполнять свои функции, хотя и при сниженных показателях. Поэтому, как правило, высокоэкономичное мощное оборудование работает в базовом режиме первые 15—20 лет эксплуатации. Далее, по мере ввода нового, более эффективного оборудования, старое оборудование сначала работает в режиме периодических разгружений и нагружений, затем с остановками на конец недели и, наконец, с ежесуточными ночными остановками в горячий резерв. Поэтому с самого начала, при проектировании и изготовлении, даже самые новые энергоблоки должны обладать определенным «запасом» по маневренности, который будет использован после 15—20 лет работы.

Имеется и еще одно обстоятельство, специфичное для нашей энергетики и обусловливающее необходимость высокой маневренности всех вводимых энергоблоков, работающих на органическом топливе. Дефицит органического топлива в европейской части России заставляет ориентироваться на широкое использование АЭС, которые и по техническим, и по экономическим причинам не могут использоваться для работы в маневренном режиме. Поэтому все вводимое оборудование, работающее на органическом топливе, должно удовлетворять определенным требованиям по маневренности, которые мы рассмотрим ниже.

Лучшим энергетическим оборудованием для покрытия полупиковой и пиковой зон графика нагрузки являются турбоагрегаты ГЭС, пуск и остановка которых могут быть проведены за несколько минут. Особенно подходящими они являются для европейской части России, где, с одной стороны, в ряде энергосистем неравномерность графика нагрузки велика, а с другой, недостаток воды в водохранилищах не позволяет ГЭС нести нагрузку постоянно. Однако установленная мощность ГЭС мала (например, в европейской части она составляет примерно 13 % всей мощности), и поэтому для покрытия переменной части графика нагрузки приходится привлекать ТЭС, а в некоторых случаях и АЭС.

Для покрытия пиковой зоны графика нагрузки используют оборудование, которое можно быстро пускать и останавливать, чаще всего газотурбинные установки, а также устаревшее паротурбинное оборудование на сниженные начальные параметры пара. Хотя эти агрегаты и обладают значительно меньшей экономичностью, чем базовые, их использование в пиковой области оказывается целесообразным вследствие малого числа часов использования в году (500—1000 ч).

Особые проблемы возникают при покрытии полупиковой части графика нагрузки, так как оборудование, используемое для этой цели, должно быстро пускаться и останавливаться и в то же время обладать высокой экономичностью, так как оно останавливается только на ночь, на субботу и воскресенье, т. е. работает 3000—4000 ч в год.

Реальные энергосистемы не обладают идеальной структурой энергетических мощностей, которая обеспечивает покрытие графика нагрузки соответствующими агрегатами. В большинстве случаев в энергосистеме имеется избыток базовых и недостаток пиковых и полупиковых мощностей. Поэтому приходится часть базовых турбоагрегатов переводить в режим регулярных пусков и остановок, терпя при этом убытки из-за перерасхода топлива и снижения надежности оборудования.

Работа ТЭС в условиях переменного графика нагрузки

Проблема покрытия графиков нагрузки в условиях их несоответствия структуре генерирующих мощностей включает в себя ряд сторон. Прежде всего необходимо обеспечить снижение нагрузки в ночное время, в субботу и воскресенье, иногда наполовину и более. Это можно сделать следующими способами:

1. снижением нагрузки на всех турбоагрегатах;
2. отключением части турбоагрегатов;
3. снижением нагрузки на части агрегатов и отключением некоторых из них.

При снижении нагрузки турбоагрегат работает в нерасчетном режиме с повышенным расходом теплоты. Паропроизводительность котла не может быть ниже определенного минимального значения, обусловленного его надежной работой, например устойчивостью горения топлива, условиями движения воды в трубах, температурным режимом отдельных элементов. Для современных котельных установок она в зависимости от вида топлива и типа котла составляет 25—60 % номинальной.

Конечно, ограничение паропроизводительности котла вовсе не означает, что энергоблок не может работать на меньших нагрузках. В этом случае значительная часть пара, вырабатываемого котлом, должна сбрасываться в обвод турбины в конденсатор, т. е. бесполезно. Длительная работа в таком режиме, как правило, недопустима из экономических соображений.

Невозможность глубокой разгрузки приводит к необходимости остановки части агрегатов в горячий резерв.

При остановке агрегата потери топлива, связанные с нерасчетным режимом работы оборудования, отсутствуют, но зато возникают потери, связанные с пуском. Поэтому, выбирая способ уменьшения мощности конкретной ТЭС при ночном провале нагрузки (путем остановки или разгрузки), сравнивают потери топлива в этих двух случаях и выбирают оптимальный вариант.

Рис. 3. Зависимость пусковых потерь от времени простоя и потерь от нерасчетного режима работы от времени работы энергоблока

На рис. 3 показана типичная зависимость пусковых потерь топлива ΔВпуск от времени простоя и потерь ΔВ в зависимости от времени работы при нерасчетных режимах. Видно, что при времени ночного провала τ<τ_* выгоднее осуществлять разгрузку блока, а при τ ≥ τ_* - его остановку. Время τ_* зависит от типа блока. Например, остановка блоков мощностью 160 и 200 МВт на субботу и воскресенье имеет неоспоримые преимущества перед разгрузкой, в то время как для блоков 300 МВт в этом случае целесообразнее разгрузка.

Пример №1

ТЭС состоит из n = 10 энергоблоков мощностью 160 МВт каждый, удельный расход топлива при снижении нагрузки P_э, со 160 до 80 МВт увеличивается с 375 до 400 г/(кВт-ч). Пусковые потери топлива на один энергоблок после 8 ч простоя составляют ΔВ_п = 23 т условного топлива. Каким путем следует уменьшить нагрузку ТЭС до 800 МВт, если время провала нагрузки составляет τ = 8 ч?

Перерасход топлива при снижении нагрузки энергоблока наполовину Δb = 400-375 = 25 г/(кВт-ч).

Следовательно, потери топлива при разгрузке всех 10 энергоблоков наполовину составят:

При отключении пяти блоков с последующим пуском потери составят

Таким образом, в данном примере остановка пяти трубоагрегатов более выгодна, чем снижение нагрузки на всех турбоагрегатах наполовину.

При выборе способа снижения нагрузки на ТЭС обязательно следует учитывать, что всякая остановка и последующий пуск вносят в различные детали и узлы блока поврежденность значительно большую, чем разгрузка. Это обстоятельство во многих случаях оказывается решающим при выборе способа уменьшения нагрузки ТЭС.

Выбор способа снижения нагрузки в энергосистеме, имеющей различное оборудование, является сложной технико-экономической задачей. Она еще больше усложняется, если разгрузку необходимо производить быстро, а существующее оборудование не позволяет делать это без внесения в него значительной поврежденности. Оптимальное решение этой задачи на практике требует снижения нагрузки части агрегатов и отключения некоторых из них.

Второй проблемой покрытия графика нагрузки является необходимость быстрого подъема нагрузки в утренние часы. Для некоторых энергосистем требуется скорость подъема нагрузки более 300 МВт/мин. Ясно, что решение этого вопроса тесно связано с состоянием оборудования перед подъемом нагрузки. При работающих на сниженной нагрузке турбоагрегатах взять дополнительную нагрузку значительно проще, чем пустить мощный блок из горячего или неостывшего состояния. Это обстоятельство также оказывает существенное влияние на выбор способа предшествующей разгрузки ТЭС.

Требование быстрого нагружения усугубляется необходимостью кратковременного повышения мощности (покрытия пика) (см. рис. 2), особенно при недостатке в энергосистеме необходимого количества пиковых мощностей. Наиболее подходящим способом кратковременного повышения мощности является перегрузка блоков в допустимых пределах. Для этого могут быть использованы временное отключение ПВД и перевод подогрева питательной воды на другой источник. В этом случае расход пара через проточную часть турбины, расположенную за отборами, увеличивается и ее мощность возрастает. Однако с увеличением расхода повышаются напряженность лопаток последней ступени и осевое усилие на упорный подшипник. Поэтому использование такого способа возможно только после его всесторонней проверки. На некоторых современных турбоагрегатах возможность перегрузки заложена при проектировании. Например, турбина К-1200-240 ЛМЗ допускает перегрузку до 1380 МВт.

Понятие о маневренности энергоблока и паровой турбины

Под маневренностью энергоблока понимают комплекс свойств, определяющих его способность быстро откликаться на требование энергосистемы изменить свою мощность, быстро пускаться и останавливаться без снижения надежности оборудования в недопустимых пределах.

К числу наиболее важных свойств, входящих в этот комплекс, относятся:

1. регулировочный диапазон энергоблока, число допустимых изменений нагрузки в пределах регулировочного диапазона и скорость изменения нагрузки;
2. длительности пуска энергоблока из различных тепловых состояний и их допустимое число за срок службы;
3. возможность работы при аварийных режимах в энергосистеме.

Реализация этих свойств зависит от целого ряда факторов: топлива, на котором работает энергоблок, параметров пара, назначения и конструкции паропроизводящей установки и турбины и т. д.

Регулировочный диапазон энергоблока определяется верхним и нижним пределами нагрузки, т. е.интервалом ее изменения, внутри которого мощность может изменяться автоматически и без изменения состава вспомогательного оборудования и числа горелочных устройств котла. Это означает, что при снижении нагрузки не включается БРОУ для направления части пара в обвод  турбины в конденсатор, а при повышении нагрузки не отключаются ПВД или сетевые подогреватели (для теплофикационных блоков). Нижний предел регулировочного диапазона для энергоблоков, работающих на газе и мазуте, должен составлять не более 20—30 %, на пылеугольном топливе — не более 60—70 % (в зависимости от типа шлакоудаления в котле). При изменении нагрузки внутри регулировочного диапазона температура свежего пара и пара промежуточного перегрева должна поддерживаться в строгих пределах, с тем чтобы не вызвать отрицательных последствий.

При работе турбины внутри регулировочного диапазона должна обеспечиваться без вредных последствий вполне определенная скорость изменения нагрузки. Если давление перед турбиной поддерживается постоянным, то средняя скорость изменения нагрузки может составлять 1 —1,5% номинальной мощности в минуту. Например, для газомазутного блока мощностью 800 МВт снижение мощности до 500 МВт может производиться за 25 мин и более. В реальных условиях в отдельные периоды скорость изменения нагрузки может быть и выше, однако тогда диапазон изменения нагрузки должен быть меньше; должна снижаться скорость изменения нагрузки и после «скачка» нагрузки. Например, при изменении нагрузки в пределах 20 - 25 % номинальной мощности может быть допущена скорость ее изменения до 4 % номинальной мощности в минуту, но тогда последующее изменение мощности (в том же направлении) должно быть ограничено значением 0,7—1 % в минуту. Причина этого требования очевидна: малоцикловая прочность деталей энергоблока определяется разностями температур в детали, а они определяются диапазоном и скоростью изменения температуры в проточной части турбины. В свою очередь эти значения зависят от диапазона и скорости изменения нагрузки, поэтому, варьируя их, можно управлять температурными напряжениями.

Если мощность турбины регулируется с помощью скользящего давления пара перед ней, то, как мы знаем, температура в проточной части изменяется очень мало. Поэтому в таком случае скорости изменения нагрузки внутри регулировочного диапазона могут быть допущены большими, вплоть до 6 % номинальной мощности в минуту. При соблюдении этих требований по скоростям изменения нагрузки детали оборудования энергоблока должны быть способны выдержать около 20 тыс. циклов нагружений и разгружений в пределах полного регулировочного диапазона без появления трещин малоцикловой усталости.

Некоторые энергоблоки проектируют специальным образом, с тем, чтобы они с самого начала работали с частыми пусками и остановками и резкими изменениями нагрузки. Их обычно называют полупиковыми. Такие энергоблоки должны допускать значительно большие скорости изменения нагрузки (3—4 % номинальной мощности в минуту), однако число циклов допускаемых изменений нагрузки для них меньше (около 10 тыс.).

Таблица 1. Ориентировочные продолжительности разворота и нагруження турбины мощностью 300 МВт:

Требованиями к маневренности предусматриваются и определенные длительности пуска энергоблоков из различных тепловых состояний, характеризующихся температурой верха корпусов ЦВД и ЦСД перед пуском. В табл. 1 в качестве примера приведены длительности отдельных этапов пуска турбины для моноблока 300 МВт в соответствии с действующими инструкциями. Видно, что при работе энергоблока с остановом в горячий резерв время разворота и нагружения составляет 30 - 50 мин. Можно добавить, что время розжига котлоагрегата до толчка ротора составляет в среднем 1,5—2 ч. Несколько большие длительности пусков у энергоблоков мощностью 500 и 800 МВт.

Обязательным требованием ко всем строящимся в настоящее время энергоблокам является определенное число пусков, которое должно выдержать оборудование блока за срок службы без повреждений от малоцикловой усталости при предусмотренных инструкциями графиках пуска. Так, например, энергоблоки мощностью 300 МВт и ниже должны выдерживать не менее 100 пусков из холодного, 1000 - из неостывшего и 900 - из горячего состояний. Для блоков мощностью 500 МВт и выше эти значения соответственно равны 100, 600 и 300. Для вновь вводимых энергоблоков, пригодных для работы в полупиковой части графика нагрузки, требования еще более жесткие: они должны выдерживать не менее 1400 пусков из неостывшего и 6000 — из горячего состояний.

В число свойств, определяющих маневренность, входит и возможность работы при аварийных ситуациях в энергосистеме, когда требуются очень быстрое изменение нагрузки и последующая работа на ней. Прежде всего энергоблоки должны допускать за срок службы не менее 90 сбросов с любого значения исходной нагрузки до нижнего предела регулировочного диапазона со скоростью, определяемой быстродействием системы регулирования, с последующей работой любой длительности на новой нагрузке.

Дополнительными требованиями к маневренности являются возможность сброса до нагрузки собственных нужд и длительная работа в таком режиме. Необходимо подчеркнуть, что возможность выполнения всех указанных требований к маневренности закладывается конструкторами и технологами при проектировании и изготовлении оборудования энергоблока, а также при тщательной разработке инструкций по пуску и другим переходным режимам. Реальное их выполнение определяется эксплуатационным персоналом. Еще раз подчеркнем, что основным последствием нарушений пусковых инструкций является либо повышенный расход топлива (при удлиненных по сравнению с инструкцией временах переходных процессов), либо ускоренное накопление повреждений и преждевременный выход оборудования из строя. При этом особенность накопления повреждений состоит в том, что отказы и аварии из-за них происходят не сразу, а спустя 5, 10, 15 лет эксплуатации. Поэтому тщательное выдерживание графиков переходных процессов является непременным требованием к качеству эксплуатации.

Высокая маневренность блока обеспечивается всем его оборудованием, особенно маневренностью турбоагрегата. Если, например, мощность турбины не может быть быстро повышена из-за удлинения ротора относительно корпуса, то и блок в целом не может увеличить нагрузку. Однако даже при очень высокой маневренности турбоагрегата нельзя обеспечить высокую маневренность блока при недостаточных возможностях другого оборудования, в первую очередь котла.

Для высокой маневренности блока необходима тщательно продуманная пусковая схема. В этом вопросе нет мелочей, непродуманность любого элемента или операции может привести к резкому увеличению длительности пусковых операций.

И, конечно же, работа блока в условиях частых пусков и остановок невозможна без хорошей подготовки оперативного персонала и хорошего понимания всех опасностей, которые порождаются этими режимами.