Типы электростанций и их эксплуатационные характеристики

Дифференциация электростанций определяется следующим (рис. 26):

· видом энергоресурса (вода, органическое топливо, ядерное и др.);

· различием в способах производства электроэнергии и типах первичных двигателей (КЭС, ТЭЦ, ПГУ, ГТУ, ГЭС, ГАЭС и др.).

Рис. 26. Типы электростанций

При анализе режимов электростанций используются следующие характеристики:

1. Расходные (энергетические) характеристики. Зависимость расхода энергоресурса от часовой нагрузки электростанции (агрегата).

2. Регулировочный диапазон электростанции (минимальная, максимальная мощности) .

3. Графики изменения энергоотдачи электростанции в годовом разрезе. Графики изменения среднемесячных и располагаемых мощностей электростанции в зависимости от ограничений на энергоресурсы.

4. Скорость набора и снижения нагрузки на электростанции в нормальных и аварийных режимах.

Рассмотрим характеристики отдельных типов электростанций.

ГЭС. Используются только для выработки электроэнергии или в составе водохозяйственного комплекса. Сток рек неравномерен в годовом и многолетнем разрезах. Где возможно при ГЭС сооружают водохранилища сезонного и многолетнего регулирования. Водно-энергетические характеристики ГЭС определяют путём водохозяйственных расчётов на основе статистических данных многолетних наблюдений за стоком рек.

Различают низконапорные ГЭС 25 м,

средненапорные 25< 80 м,

высоконапорные >80 м.

Основными характеристиками являются:

- установленная мощность;

- среднемноголетняя выработка электроэнергии;

- располагаемая мощность;

- гарантированная зимняя среднемесячная мощность ГЭС для условий маловодного года (для составления балансов мощности и др.);

- базисная мощность, определяемая обязательным попуском воды.

Энергетические и технико-экономические показатели ГЭС существенно зависят от природных условий (табл. ). Агрегаты для каждой ГЭС проектируются индивидуально.

Таблица. – Характеристики ГЭС

ГЭС	Река	, м	Регулирование	, МВт	, МВт	, млн. кВт·ч
Волжская	Волга		сезонное
Воткинская	Кама	22,5	сезонное
Красноярская	Енисей		многолетнее
Братская	Ангара		многолетнее

ГЭС – высокоманевренная станция. Регулировочный диапазон .

Гидроагрегаты обладают высокой скоростью набора и сброса нагрузки. Набор полной нагрузки из остановленного состояния осуществляется за 1 – 2 мин.

Расходная характеристика ГЭС приведена на рис. 27. Наклон расходной характеристики существенно зависит от напора .

Рис. 27. Расходная характеристика средненапорной ГЭС

Основным экономическим преимуществом ГЭС перед ТЭС является низкая себестоимость выработки энергии. В то же время ГЭС требует существенно более высоких капиталовложений.

В связи с высокими маневренными качествами оборудования ГЭС их стремятся использовать в переменной части графика нагрузок ( =1000 – 1500 ч/год). Использование ГЭС в пиковой и полупиковой зонах графика даёт возможность увеличить их установленную мощность за счёт установки дешёвых дополнительных агрегатов без существенного изменения затрат в основные сооружения ГЭС.

ГАЭС. Имеют высокоманевренные гидроагрегаты. Используются для работы в переменной части графика нагрузки. В часы максимальных нагрузок ГАЭС вырабатывает электроэнергию за счёт сработки воды верхнего бассейна в нижний (турбинный режим). В часы ночного провала графика нагрузки ГАЭС перекачивает воду из нижнего бассейна обратно в верхний (насосный режим). Агрегаты ГАЭС получают энергию от ТЭС или АЭС.

Основное влияние на режим работы ГАЭС в суточном графике оказывают два фактора:

1. Соотношение экономии затрат на выработку электроэнергии ТЭС, отключаемых при работе ГАЭС в турбинном режиме, и дополнительных затрат на ТЭС при работе ГАЭС в насосном режиме. К.п.д. суточного цикла около 70 %.

2. Соотношение насосной и турбинной мощностей ГАЭС, зависящее от характеристик оборудования. При >400 м используется трёхмашинная схема (синхронный генератор – двигатель, гидротурбина, насос). При более низких напорах – двухмашинная схема (синхронный генератор – двигатель, обратимая гидротурбина).

Для пиковых ГАЭС длительность работы в турбинном режиме 4 – 6 ч в сутки. Работа в насосном режиме – 5 – 10 ч. Насосная мощность больше турбинной в 1,05 – 1,15 раза. Время набора полной турбинной мощности 1,5 – 2,5 мин. Время перехода из насосного режима в турбинный 1,7 – 3,0 мин., из турбинного в насосный – 5 – 12 мин. Регулировочный диапазон ГАЭС .

Топливная составляющая себестоимости электроэнергии ГАЭС зависит от структуры и показателей электростанций, от которых осуществляется заряд ГАЭС.

Существующая Загорская ГАЭС имеет мощность 1200 МВт. Проектная мощность новых ГАЭС – 1600- 2000 МВт с агрегатами по 200 МВт.

КЭС на органическом топливе обеспечивают основную долю производства электроэнергии (более 45 %) в России. Располагаемая мощность КЭС не зависит от режима электропотребления и работы электростанции (зависит от плановых ремонтов).

Используют блоки 150, 200 МВт с параметрами пара 13 МПа, 565 ⁰С , блоки 300, 500, 800 МВт с параметрами пара 24 МПа, 540 ⁰С, блоки 1200 МВт (565 ⁰С, 24 МПа). Проектная мощность КЭС с блоками 300 – 800 МВт в Европейской части страны составляет 2400 – 3800 МВт, с блоками 800 МВт в Сибири – 6400 МВт.

При 6 – 8 блоках базисные КЭС характеризуются следующими показателями.

Параметры пара	Вид топлива	Удельный расход топлива , г/кВт·ч
13 МПа, 565 0С	Газ, мазут	325 – 335
Каменный уголь	335 – 345
24 МПа, 540 0С	Газ, мазут	315 – 320
Каменный уголь	325 - 335

Эксплуатируется неблочное оборудование с параметрами пара 9 МПа, 500 – 535 ⁰С мощностью 25 – 100 МВт. Удельный расход условного топлива на таких электростанциях =400 – 600 г/кВт·ч.

Регулировочный диапазон КЭС ограничивается устойчивостью работы котла (табл. ).

Таблица. Маневренные возможности КЭС

Вид блока	Минимум нагрузки блока, % от
На твёрдом топливе с жидким шлакоудалением
Прочие на твёрдом топливе
На газомазутном топливе

Маневренные свойства блочных КЭС существенно зависят от возможностей останова блоков в течение суток или недели. Останов связан со значительным изменением температурного режима, возникновением температурных перенапряжений. Существуют ограничения на остановы блоков в зависимости от параметров пара и длительности периода эксплуатации. Ежесуточный останов допускается у части блоков 13 МПа. При 24 МПа останов – только по требованиям недельного регулирования. Ограничивается число одновременно остановленных блоков на электростанции. Соблюдение температурного режима обуславливает длительность пусков блоков и ограничивает скорость набора нагрузки (рис. 28).

Рис. 28. Графики набора нагрузки

1 – останов на 6 – 10 часов;

2 – останов на 30 – 35 часов.

У неблочных КЭС более широкие возможности отключения котлов и работы турбогенераторов с пониженной нагрузкой (8 – 10 % от ).

Расход топлива определяется по энергетическим (расходным) характеристикам. При проектировании нелинейные характеристики (рис. 29,а) аппроксимируют двухзонными (однозонными) кусочно-линейными зависимостями (рис. 29, б). Часовой расход топлива равен

Характеристики некоторых агрегатов КЭС приведены в табл.

Рис. 29. Энергетические характеристики блока КЭС

Таблица. – Энергетические характеристики КЭС

Тип агрегата	Топливо	Мощность, МВт	Коэффициенты энергетической характеристики, т/МВт
К-1200-240	Мазут			0,0225	0,283	0,283
К-800-240	Мазут			0,0240	0,284	0,284
К-500-240	Уголь			0,0296	0,282	0,298
К-300-240	Уголь			0,0250	0,293	0,293
ГТУ-100-750	Газ			0,11	0,350	0,350

При пуске блоков возникают дополнительные расходы топлива (табл. ).

Таблица. – Пусковые расходы топлива КЭС

ТЭЦ. Предназначаются для комбинированной выработки тепла и электроэнергии. Размещение, мощность, состав и количество агрегатов ТЭЦ определяются параметрами тепловых нагрузок. Средний радиус действия ТЭЦ 1 – 2 км по технологическому пару и 5 – 8 км по горячей воде для отопления. Мощность ТЭЦ не превышает 300 – 500 МВт.

На ТЭЦ устанавливают три типа турбин:

- с теплофикационными отборами типа Т, используемые для теплоснабжения в отопительных системах. Отработанный пар через регулируемые отборы поступает на подогрев сетевой воды;

- турбины типа ПТ с теплофикационными и промышленными отборами (горячее водоснабжение и отработанный пар);

- турбины с противодавлением типа Р. Весь пар поступает к потребителям.

Турбины типов Т и ПТ при неполной загрузке отборов могут работать по электрическому графику, развивая в случае необходимости номинальную электрическую мощность (рис. 30). Мощность турбин типа Р определяется их тепловой нагрузкой.

Рис. 30. Зависимость электрической нагрузки ТЭЦ от тепловой:

- мощность на тепловом потреблении;

- мощность конденсационная.

ТЭЦ характеризуется большими удельными капиталовложениями, чем КЭС (520 – 660 дол./кВт для ТЭЦ и 420 – 550 дол./кВт для КЭС), но значительно меньшим удельным расходом топлива на выработку электроэнергии при работе по тепловому режиму:

=146 – 228 г/кВт·ч,

=278 – 406 г/кВт·ч,

=170 кг/Гкал.

При выполнении перспективных расчётов предполагается, что в момент прохождения зимнего максимума турбины ТЭЦ полностью загружены по теплу.

При тепловых нагрузках, соответствующих мощностям ТЭЦ менее 200 – 300 МВт, сооружение ТЭЦ с теплофикационными турбинами, как правило, экономически не целесообразно.

ГТЭС. ГТЭС обладает высокими маневренными качествами. Время пуска из холодного состояния 30 – 40 мин. Расход топлива на пуск - ~3,5 т. Удельные капиталовложения составляют 300 – 340 дол./кВт, но удельный расход топлива достигает 450 – 550 г/кВт·ч. Используется жидкое топливо или природный газ. Основной тип газотурбинных агрегатов ГТ-100-150 мощностью 100 МВт.

ГТЭС предназначены для работы в пиковой части графика нагрузки (500 – 1000 час в год) и несения резервных функций. Установка газовых турбин (ГТ) осуществляется в центрах нагрузок на территории действующих ТЭС. ГТ могут применяться в комбинации с паровыми турбинами (ПТ), образуя парогазовые установки (ПГУ). Удельные капиталовложения в ПГУ составляют 400 – 500 дол./кВт. К.п.д. ПГУ выше, чем у ГТ и ПТ в отдельности.

АЭС. Это паротурбинные электростанции, использующие в качестве энергетического ресурса ядерное топливо. В качестве горючего используют тепловыделяющие элементы (ТВЭЛ) из природного или слабо обогащённого урана. На АЭС используют реакторы на тепловых нейтронах РБМК и ВВЭР.

РБМК - замедлитель – графит, теплоноситель – вода. Обычно одноконтурные установки.

ВВЭР – замедлитель – вода, теплоноситель – вода. Двухконтурные установки.

Проектируют АЭС с 4 – 6 блоками 1000 – 1500 МВт. В блоках РБМК-1000 и ВВЭР-1000 устанавливают по 2 турбоагрегата мощностью по 500 МВт на 3000 или 1500 об/мин. В блоках ВВЭР-1000 возможно использование одного турбоагрегата 1000 МВт на 1500 об/мин.

АЭС требуют большего количества циркуляционной воды для охлаждения, чем КЭС, из-за низких параметров пара (6,0-6,5 МПа). Это является ограничением на размещение АЭС

Удельные капиталовложения в АЭС (1070 дол./кВт) в 1,8 – 2 раза выше, чем в КЭС.

5.2. Расчёт суточных режимов электростанций при проектировании

Основными целями расчётов суточных режимов электростанций являются:

1. проверка использования в балансе мощности ЭЭС электростанций с ограниченными энергоресурсами (ГЭС, ГАЭС и др.);

2. анализ режимов работы ТЭС в суточных графиках. Проверка маневренных возможностей существующего оборудования. Формирование требований к новому оборудованию;

3. Определение характерных режимов загрузки сети ЭЭС;

4. Определение загрузки электростанций в характерных режимах для последующего расчёта режимов электрической сети.

Увязка режимов работы электростанций с оптимальной структурой ТЭК выполняется при оптимизации перспективных режимов по критерию минимума приведённых затрат на топливо в ЭЭС. Оценка затрат различных видов топлива выполняется по замыкающим затратам на топливо. Замыкающие затраты отражают дефицитность топлива, стоимость перевозки по районам страны.

Рассматривают режимы работы электростанций в графиках нагрузки зимних рабочих суток для периода прохождения максимума нагрузки энергосистемы или энергообъединения. Необходимость рассмотрения других характерных суток (зимних выходных дней, рабочих и выходных дней лета и периодов паводка) определяется в каждом конкретном случае в зависимости от целей расчетов, состава электростанций и структуры электропотребления энергосистемы. Для выполнения расчетов экономически обоснованных режимов работы электростанций или планирования поставок мощности на оптовый рынок электроэнергии определяется участвующая в расчетах рабочая мощность электростанций , которая может быть использована для покрытия нагрузки или частично выведена в резерв в зависимости от экономических показателей.

Участвующая в покрытии графика нагрузки рабочая мощность является частью располагаемой мощности ( ), за исключением ремонтного резерва ( , ), средней величины резерва для компенсации аварийного снижения мощности ( ), вращающегося резерва ( ), входящего в состав оперативного, и стратегического резерва.

= - - - - .

Вывод оборудования в текущий и аварийный ремонты учитывается для КЭС, ТЭЦ и АЭС. Вывод оборудования в капитальный ремонт (если это необходимо) учитывается только для КЭС. Мощность и определяют по нормативным данным ( см. § 4.2). Мощность равна

= ,

где - единичная мощность агрегата -го типа;

- число агрегатов -го типа;

- аварийность агрегата -го типа.

Суммарная мощность ремонтов (текущего и аварийного) распределяется между электростанциями одного типа пропорционально их мощности. Для блочных КЭС мощность оборудования, находящегося в ремонте округляется до целого блока. Для АЭС, ТЭЦ и КЭС с поперечными связями ремонтная мощность условно не связывается с выводом в ремонт целого числа агрегатов, а учитывается в виде соответствующего снижения рабочей мощности.

Часть оперативного резерва (2 – 3 %) , но не менее мощности крупнейшего агрегата, рассматривается в качестве вращающегося резерва мощности . Вращающийся резерв размещается на конкретных станциях, предназначенных для его несения. Вращающийся резерв размещается, прежде всего, на ГЭС и ГАЭС и составляет до 10 – 15 % их . На ТЭЦ может быть размещён до 5 % их . Возможно размещение на наименее экономичных КЭС.

Холодный резерв размещают на КЭС. Вывод мощности КЭС в холодный резерв не должен превышать размера останова мощности на КЭС в выходные дни.

При расчётах режимов электростанций ЭЭС представляют в виде энергоузлов, соединённых связями с ограниченными пропускными способностями. Учёт пропускных способностей в большинстве случаев оказывает существенное влияние на режимы электростанций. Нахождение оптимального режима электростанций резко усложняется. В простейшем случае определяют оптимальный режим для одноузловой ЭЭС, а затем корректируют нагрузки электростанций при нарушении ограничений по пропускной способности связей (рис. 31).

Рис. 31. Схема расчётов покрытия суточных графиков нагрузки.