XIV. ВЫБОР МОЩНОСТИ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ И ЭНЕРГОБЛОКОВ

50. Как выбирается мощность электростанции в целом и мощность отдельных турбоагрегатов? Чем ограничена максимальная мощность ТЭС и АЭС?

Сначала остановимся на выборе мощности станции в целом.

Установленная мощность электростанции – это сумма номинальных мощностей всех турбоагрегатов.

Покажем, что существует оптимальная величина мощности для данной электростанции. Действительно, с возрастанием мощности, с одной стороны, уменьшаются капитальные вложения на строительство станции, но, с другой стороны, увеличивается среднее расстояние до потребителей и, следовательно, величина потерь при транспортировке энергии.

Суммарная мощность электростанции определяется исходя из целого ряда факторов:

- имеющаяся потребность в электрической и тепловой энергии; для вновь сооружаемых станций учитывается также перспективный план развития экономики с учетом того, что ввод новых мощностей на ТЭС и АЭС должен быть опережающим по отношению к другим отраслям хозяйства;

- графики электрических и тепловых нагрузок; в связи с погодными условиями тепловая нагрузка может изменяться более резко, чем электрическая, поэтому тепловую мощность ТЭЦ выбирают не по максимальному отпуску теплоты, а по некоторому меньшему значению – с расчетом на то, что в наиболее холодное время будут дополнительно включены пиковые котлы;

- необходимый резерв мощности для обеспечения бесперебойного энергоснабжения при плановом или аварийном останове части оборудования; для электростанций, работающих изолированно, требуемая величина резерва больше, чем для входящих в энергосистему;

- расход электрической и тепловой энергии на собственные нужды электростанции; он зависит от качества топлива, параметров рабочего тела, характеристик вспомогательного оборудования, типа системы техводоснабжения и др.;

- потери энергии в передающих сетях; величина этих потерь зависит от протяженности электрических и тепловых сетей и от качества энергии (для электроэнергии это напряжение и частота электрического тока, а для теплоты - параметры подаваемого пара и горячей воды).

В крупных энергосистемах целесообразно увеличивать мощности вновь сооружаемых ТЭС и АЭС, так как надежность энергоснабжения существенно не изменяется, а технико-экономические показатели улучшаются. Прежде всего это касается удельных капитальных затрат, т.е. стоимости одного установленного киловатта мощности.

Но рост мощности электростанции ограничен не только увеличением потерь при транспортировке энергии на более далекие расстояния, как было показано выше. Ограничения накладываются также экологическими условиями, топливоснабжением, водными ресурсами, размерами имеющейся территории и др.

Теперь поговорим о выборе мощности отдельных турбоагрегатов при заданной мощности станции в целом. Например, ГРЭС с суммарной мощностью 4800 МВт может состоять из четырех энергоблоков с турбинами К-1200-240 или шести блоков с К-800-240, шестнадцати с К-300-240 и т.д. Возможно также сочетание разных турбоустановок на одной и той же станции, например, на Запорожской ГРЭС общей мощностью 3600 МВт имеются 3 турбины по 800 и 4 по 300 МВт.

По-видимому, здесь, как и при выборе общей мощности электростанции, необходимо найти оптимальное решение.

Увеличение единичной мощности энергоблока приводит к экономии по многим составляющим затрат (удельная стоимость проектирования и строительства, основного и вспомогательного оборудования, контрольно-измерительной аппаратуры и средств автоматизации, расходы на обслуживающий персонал и т.д.).

Но есть и негативные последствия наращивания мощностей отдельных турбоагрегатов:

- величина и стоимость резерва при этом возрастают, поскольку мощности основных и резервных агрегатов должны в какой-то мере соответствовать друг другу;

- увеличение мощности энергоблоков означает уменьшение их количества; начиная с определенного уровня, это ведет к снижению надежности теплоэлектроснабжения потребителей, так как выход из строя одного турбоагрегата может значительно уменьшить рабочую мощность всей станции;

- наконец, укрупнение оборудования само по себе увеличивает его возможную аварийность, поскольку для однотипных агрегатов вероятность повреждения примерно пропорциональна массе; это особенно важно для таких тяжелых деталей как роторы турбин, изготовление которых требует высококачественных отливок весом в десятки тонн и более.

51. Что представляют собой скрытый и явный резерв мощности? Что такое станционная, электросетевая, теплосетевая, системная авария? Как оценивается надежность оборудования?

Оборудование энергоблока в обычном режиме работает с неполной своей мощностью, т.е. имеет скрытый резерв мощности. Этот резерв также можно называть вращающимся, горячим, оперативным, мобильным.

Наряду с этим, на станции или в энергосистеме должен иметься на случай аварии дополнительный резерв мощности в виде отдельных агрегатов, которые в данный момент не работают, но находятся в работоспособном (исправном) состоянии. Такой аварийный резерв мощности называют явным (или холодным).

Требуется также ремонтный резерв, если нет возможности провести плановый ремонт оборудования в периоды спада нагрузок, например, летом. Турбины обычно проходят ремонт каждый год, котлы – один раз в 2-3 года, а вспомогательное оборудование ремонтируется одновременно с соответствующим основным.

Нарушение работоспособности агрегата называется отказом. Все отказы в работе классифицируются (в зависимости от характера нарушения и его последствий) как аварии, отказы первой степени, отказы второй степени и т.д.

Аварии делятся на станционные, электросетевые, теплосетевые и системные. Первые три вида связаны с неисправным состоянием оборудования самой станции, электрических или тепловых сетей соответственно.

Наибольшую опасность для теплоэнергетики представляют системные аварии (в энергосистеме в целом), приводящие к лавинообразному отключению турбоагрегатов из-за падения частоты сети вследствие того, что генерируемая мощность ниже электрической нагрузки.

Стремительность развития такой аварии вызвана тем, что аварийное отключение какого-либо агрегата из-за низкой частоты сети еще больше уменьшает эту частоту по сравнению с нормативной (50 Гц), а это приводит к быстрому массовому выходу из работы следующих энергоблоков.

Для предотвращения системных аварий предусматривается автоматическая частотная разгрузка, т.е. отключение некоторых потребителей при падении частоты сети ниже допустимой. Одновременно по указанию диспетчера энергосистемы увеличивается рабочая мощность электростанций.

Надежность оборудования за какой-то период времени, чаще всего за календарный год, количественно характеризуется коэффициентом готовности (или надежности). Этот коэффициент равен доле времени в году, в течение которого агрегат или энергоблок находится в работоспособном (исправном) состоянии, т. е. или работает, или остановлен, но готов к работе.

Напротив, коэффициент аварийности – это доля времени в году, когда оборудование неисправно.

Для определения необходимого резерва мощности нужно оценить коэффициенты готовности или аварийности вновь вводимых в эксплуатацию агрегатов еще до их пуска. В этом случае надежность, например, турбин оценивается на основании статистической обработки многолетних данных о работе таких же или подобных (если турбина является головной в своей серии) агрегатов на различных станциях. При этом учитывается схожесть таких условий как качество водоподготовки, характер нагрузки и т.д.