Суточное потребление и производство электроэнергии

Потребление, а вместе с ним и производство неравномерно в течение суток. В ночные часы оно резко падает, создавая, так называемые «провалы» нагрузки. В дневные часы рабочей активности человека потребление также неравномерное. В утренние и вечерние часы нагрузка возрастает, и эти увеличения нагрузок называются «утренним пиком» и «вечерним пиком» нагрузки (см. рис.1.2)

Известно, что коммунально-бытовое электропотребление не поддается директивному регулированию нагрузки. Уменьшить неравномерность графика суточного изменения мощности при воздействии на этот сектор хозяйственной деятельности можно только отключениями электроэнергии (известны веерные отключения электроэнергии), что связано с нарушением гражданских прав населения.

Характер изменения суточных графиков нагрузок вполне закономерен и определяется установившимся процессом жизнедеятельности человека, с чем связывается и существование вечернего и утреннего пиков нагрузки. Такие же закономерности существуют и в сезонных (или годовых) графиках потребления электроэнергии.

На рис.1.3. даны изменения осредненных показателей экстремальных зимнего (1) и летнего (2) суточных графиков нагрузок потребления Ростовской области за несколько лет в период, когда изменялось промышленное производство, а вместе с ним, потребление и производство электроэнергии.

Таблица 1.3

Характеристика электропотребления по региону Северного Кавказа в 2000 г.

На рис.1.3 показаны также разности между средними (3) , минимальными зимним и летним (4) и максимальными зимним и летним (5) значениями нагрузок за период 1991¸1998 гг.

Анализ рис. 1.3 показывает, что, при общей тенденции к уменьшению, как осредненных максимальных и минимальных (кривые 1, 2), так и осредненных годовых нагрузок в период после 1991 г., разности в нагрузках этих графиков практически не изменяются (кривые 3, 4, 5). Изменения указанных величин не превышают 10 % от среднегодовых нагрузок энергосистемы. Незначительные колебания этих разностей нагрузок в эти годы можно объяснить неодинаковыми природными и погодными условиями.

Сезонные изменения суточных графиков нагрузок энергосистем регионов определяются:

- изменениями продолжительности светлого времени суток;

- климатическими изменениями температур в регионе;

- изменениями условий электропотребления;

- возможностями электропроизводства.

Таким образом, среднюю нагрузку за какой-то день в году (например, экстремально летний) можно определить в зависимости от осредненной нагрузки определенного суточного графика (например, максимального зимнего) электропотребления по уравнению

где k_р=k_д k_т k_пот k_пр - коэффициент, характеризующий региональные условия изменения суточных графиков нагрузок в году;

k_д - коэффициент, характеризующий сезонные изменения продолжительности светлого времени суток;

k_т - коэффициент, характеризующий сезонные изменения среднесуточной температуры воздуха в течение года;

k_пот - коэффициент, характеризующий структурные изменения в электропотреблении;

k_пр - коэффициент, характеризующий изменения в системе электропроизводства;

- осредненная нагрузка минимально летнего и максимально зимнего графиков суточного электропотребления (рис. 1.4).

Осредненная за год суточная нагрузка может быть определена как среднеарифметическая:

,

где n - количество дней в году по которым происходит осреднение суточных графиков нагрузок.

Учитывая последнее условие, средняя нагрузка летнего минимума суточного электропотребления может быть определена по уравнению

.

А для зимнего максимума:

.

Исследование коэффициентов, изменяющих суточное электропотребление в течение года, показывает следующее.

Изменение продолжительности светлого времени суток трансформирует график суточных нагрузок электропотребления по временной оси (в горизонтальном направлении). Каждый календарный год, естественно, имеет свои особенности и не может походить на предыдущие и последующие. Эти особенности могут проявляться в меньшей или большей степени количеством осадков, облачностью и т.д. Однако в основном световой день определяется временем восхода и захода солнца, периодичность изменения которого остается постоянным для данного региона. Причем, как показывает анализ экстремальных зимнего и летнего суточных графиков нагрузок, для Ростовской области этот фактор оказывает большее влияние на вечерний максимум нагрузок. Например, утренние пики нагрузок летом и зимой имеют меньшие несовпадения разностей мощностей по годам с 1991 г. по 1998 г. . чем вечерние . Это вызвано, скорее всего, ежегодным сезонным смещением стрелки часов.

Учитывая это можно определить коэффициент, характеризующий сезонное изменение осредненной нагрузки в зависимости от продолжительности светлого времени суток, следующим соотношением

,

где Dt_сд - изменение продолжительности светлого времени суток в зависимости от месяца или сезона относительно дня, взятого за базовый, ч.

Для Ростовской области разница между продолжительностями светового дня зимнего максимума и летнего минимума составляет примерно 8 часов. Поскольку влияние светового дня на суточный график нагрузок ощущается только в вечернее время, то наибольший для этого региона Dt_сд @ 4 ч. Тогда для региона Ростовской области минимальное значение коэффициента k_д можно определить как k_д @ 1 - (Dt_сд / 24) @ 0,83.

Сезонные изменения температуры воздуха учитывают деформацию суточного графика электропотребления по нагрузочной оси, т.е. в вертикальном направлении. Коэффициент k_т, учитывающий эти обстоятельства, зависит, очевидно, от синусоидального изменения температуры окружающей среды в течение года для определенного региона. Затраты энергии возрастают при отклонении температуры воздуха от зоны комфорта. На рис. 1.5 показана синусоида годового изменения температуры окружающей среды для регионов с различной географической широтой: г. Ростов-на-Дону (кривая 2); г. Мурманск (3); республика Алжир (1). Из рис.1.5. видно, что для российских регионов сезонные отклонения температуры от зоны комфорта (площадь 4) имеют место в зимнее и осенне- весеннее время, поэтому затраты энергии в эти периоды существенно возрастают по отношению к лету.

Для географической широты Алжира синусоида температур отклоняется от зоны комфорта и зимой и летом, поэтому затраты энергии здесь необходимы и зимой (на отопление), и летом (на кондиционирование воздуха). Потребление электроэнергии на широте Алжира по климатическим условиям не имеет существенных изменений в течение года. В весенне-осенний периоды здесь электропотребление не падает, так как в это время возрастает активность промышленного и сельскохозяйственного производства. Коэффициент, учитывающий сезонные изменения температуры воздуха для Алжира, можно принимать равным k_т = 1,0.

Годы могут быть с жарким, знойным летом и суровой зимой, что говорит о неповторимости изменений температур в течение ряда лет. Однако существуют среднестатистические данные изменений температур, которые используются для расчетов систем отопления и которые принимаются постоянными для определенного региона. Например, для Ростовской области согласно статистических данных средняя, за многолетний период, температура воздуха самого жаркого дня равна +27,4⁰С, а самого холодного дня -22⁰С. Таким образом, экстремальное среднестатистическое изменение температуры в течение года составляет Dt = 49,4⁰С. Отсюда можно предположить, что сезонные изменения теплового баланса природы, а, значит, и изменения в суточных нагрузках остаются примерно одинаковыми по годам.

На рис.1.4 (площадь между и ) показана суточная разность между осредненными нагрузками электропотребления зимнего максимума и летнего минимума. Рассмотренные выше коэффициенты k_д и k_т определяют эту разность нагрузок и, поскольку они зависят только от географической широты расположения региона и климатических характеристик его, то произведение этих коэффициентов является величиной примерно постоянной для данной местности. Для Ростовской области величина наименьшего в течение года произведения коэффициентов составляет k_д k_т @ 0,64. Отсюда k_т @ 0,77. Эти данные хорошо согласуются с натурными исследованиями (см. рис.1.3).

Коэффициент, характеризующий условия электропотребления определяет форму кривой суточного графика и величину осредненной нагрузки. К таким условиям следует отнести общую мощность необходимую для удовлетворения потребителя электроэнергией, количество рабочих смен на производствах потребляющих электроэнергию, численность населения региона и другие факторы, а также изменение этих условий на протяжении ряда лет.

При сравнении суточных графиков максимальной и минимальной нагрузок в году условия установившегося (или слабоизменяющегося) электропотребления не влияют на разность осредненных нагрузок и площадь между и (рис.1.4), но определяют величину , смещая ее вверх или вниз, и форму кривых 1 и 2 (рис.1.3). Динамично развивающееся электропотребление в энергосистеме может изменить и разность между экстремальными нагрузками в году. Однако, как показывает простой анализ изменение нагрузки в течении года на 100¸150 МВт путем ввода новых энергоёмких предприятий может изменить разность энергосистемы не более чем на 10 %.

Коэффициент, характеризующий условия производства электроэнергии учитывает в основном наличие резерва или дефицита мощности и обеспеченность топливом энергосистемы и ее электростанций. При дефиците энергопроизводства могут происходить отключения (в том числе и веерные), влияющие на форму суточных графиков нагрузок.

Если коэффициент k_пот может определяться логикой вероятностного ожидания, то величина k_пр учитывает трудно предсказуемые явления.

Два первых коэффициента k_д, k_т не могут быть регулируемыми и управляемыми, в то время как коэффициенты k_пот и k_пр полностью зависят от деятельности человека. Они могут и должны поддаваться контролю и регулированию.

Географическая широта расположения региона определяет различие между зимним максимумом и летним минимумом нагрузок. Чем севернее регион, тем больше с одной стороны разность и с другой стороны переменность (изменчивость) графика нагрузок между ними.

Таким образом, переменные режимы работы оборудования электростанций зависят во многом от климатических условий региона, условий энергопотребления и электропроизводства.

Суточные графики нагрузки могут быть разделены по характеру производства электроэнергии на базовую (площадь А, рис.1.4), полупиковую (площадь В) и пиковую (площади С) нагрузки. Базовую нагрузку производят электростанции, которые не могут изменять свою мощность совсем (например, атомные электростанции) или изменяют в небольшом диапазоне нагрузок (чаще всего это ТЭС, работающие на твердом топливе). Полупиковую нагрузку производят в основном тепловые электростанции с паросиловыми установками. Пиковая нагрузка производится гидравлическими электростанциями, а также тепловыми электростанциями, работающими на газомазутном топливе, тем более, если они выполнены с газотурбинными установками.

По характеру базового режима энергоагрегаты работают 24 часа в сутки на полной, установленной мощности не снижая нагрузку и не останавливаясь от ремонта до ремонта. При полупиковом режиме энергоагрегаты могут останавливаться при сезонных колебаниях нагрузках и изменять мощность в течение суток в допустимых пределах по надежности и экономичности работы. При пиковом режиме работы энергоагрегаты (чаще всего это гидротурбины) в течение суток останавливаются и пускаются по мере необходимости.

1.4. Как же регулировать нагрузку в системе «потребитель-производитель»

Как мы уже выяснили, производитель электроэнергии жестко связан с потребителем и нагрузка в течение суток может значительно изменяться. Например, по Северному Кавказу электрическая нагрузка в течение суток зимой изменяется на 1500¸2500 МВт. Следует отметить, что установленная мощность самой крупной электростанции в регионе (Ставропольской ГРЭС), имеющей в своем составе 8 энергоблоков, составляет 2400 МВт.

Ранее было сказано, что различный характер суточных изменений нагрузок рекомендуется покрывать работой электростанций, специально приспособленных для этого. Атомные электростанции обеспечивают базовую нагрузку. Тепловые электростанции с паросиловым циклом работают в полупиковом режиме. Однако ТЭС на твердом топливе эксплуатируются чаще в базовом режиме. Гидравлические электростанции и тепловые на базе газотурбинных установок обеспечивают пиковую часть нагрузки. Полупиковый и пиковый характер изменения нагрузки предполагает переменный режим эксплуатации энергетического оборудования.

В табл.1.4 приведены данные за 1995 г. установленных мощностей и производство электроэнергии электростанциями, а также сведения по числу часов использования установленной мощности в некоторых странах мира.

Как показывает анализ работы энергосистем многих стран мира оптимальное соотношение между электростанциями, несущими различную по виду нагрузку, следующее.

По установленной мощности:

- Электростанции, работающие в базовом режиме производства электроэнергии (АЭС и частично ТЭС) - 20¸35 %;

- полупиковую нагрузку (в основном ТЭС) обеспечивают – 50¸60 %

- пиковую нагрузку покрывают электростанции (ГЭС, ГТУ и ПГУ) –10¸20 %.

По производимой электроэнергии на электростанциях различного типа вырабатывается следующее количественное соотношение ее:

- в базовом режиме - 40¸70 %;

- в полупиковом - 20¸40 %;

- в пиковом - до10 %.

Отсюда, в энергосистемах развитых стран при наличии электростанций различных типов, атомные электростанции при установленной мощности в энергосистемах 20…35 % вырабатывают в среднем за год 30…50 % электроэнергии. Тепловые электростанции, при условии, что они могут работать в

Таблица 1.1

Данные энергопотребления некоторых стран по состоянию на 1995 г.

полупиковой, пиковой и базовой нагрузках, расширяют свой диапазон по выработке электроэнергии по сравнению с установленной мощностью, т.е. обеспечивают 10…90 % производства электроэнергии. Гидравлические электростанции наоборот уменьшают выработку (на них производится не более 10…15 %). Годовое число часов использования установленной мощности атомных электростанций составляет 7000…8300 ч. (табл.1.4); тепловых электростанций – 2000…6000 ч.; гидравлических (как правило) - менее 2000 ч. Эти данные показывают, что тепловые электростанции вынуждены работать в широком диапазоне изменения нагрузок. Существуют страны (Швеция, Норвегия Финляндия) где ТЭС работают сезонно, отрабатывая за год 2000…3000 ч.; они подключаются только для покрытия зимнего максимума нагрузок, работая на производство как электроэнергии, так и тепла. Учитывая все это тепловые электростанции должны обладать большей маневренностью и значительными возможностями для работы в переменных режимах.

В мире сохраняются тенденции к медленному росту производства электроэнергии и увеличению потребления электроэнергии одним человеком путем: ввода новых мощностей и повышением эффективности использования установленных; расширения электрических связей как внутри одной страны, так и между соседними странами.

Между Европейскими странами существуют перетоки электроэнергии. Франция, специализирующаяся на выработке базовой нагрузки на АЭС, передает ее соседним странам через такие транзитные энергосистемы как Швейцария и Люксембург, энергосистемы которых имеют большую долю импорта и экспорта электроэнергии. Например, энергосистема Люксембурга имеет импорт примерно 463 %, а экспорт 60%; Швейцария покупает 31 % электроэнергии, а продает 42 %. Отдельные страны специализируются по производству какого-то вида энергии. Например, Франция и Бельгия экспортируют базовую нагрузку; Норвегия, Австрия готовы поставлять пиковую электроэнергию; Дания - полупиковую нагрузку. Некоторые страны свою энергетику стараются развивать более гармонично (например, Германия, Великобритания, Финляндия, Испания). Существуют страны, имеющие большую долю импорта. К ним относятся Италия, Люксембург, Нидерланды, Финляндия. Экспортерами являются страны производящие более дешевую электроэнергию - это Франция и Норвегия. Таким образом, в Европе идет дальнейшее объединение энергосистем и универсализация их по видам производств электроэнергии.

Установленная мощность тепловых электростанций Западной Европы составляет 56,2 %, в то время как на них вырабатывается 52,6 % электроэнергии, т.е. на 3,6 % меньше, чем нагрузка в соответствии с установленной мощностью. Еще большее различие между установленной (21,26 %) и вырабатываемой (12,1 %) мощностями на гидроэлектростанциях. Здесь эта разница составляет 9,16 %. Зато по атомным электростанциям процентное соотношение между установленной и производимой нагрузками имеет обратное соотношение: при установленной мощности 22,1 % на них вырабатывается в среднем 34,5 % электроэнергии. Разница между этими нагрузками 12,4 % и примерно равна сумме разниц по тепловым и гидравлическим электростанциям (3,6 + 9,16 = 12,76 %). Это подтверждает то, что атомные электростанции не участвуют в регулировании нагрузки. Поэтому они нарабатывают большое количество часов при более полной нагрузке. Тепловые и гидравлические электростанции работают в переменном режиме, обеспечивая полупиковую и пиковую нагрузки и участвуя, таким образом, в регулировании суточных графиков электропотребления.

Важным является вопрос о возможности и надежности обеспечения динамичности суточных и сезонных изменений нагрузки энергосистем и оборудования электростанций. Анализ суточных графиков нагрузок энергосистем показывает, что для них большое значение имеют предельные скорости изменения нагрузки dN/dt. Например, колебания суточной нагрузки энергосистемы Ростовской области могут доходить до 1000 МВт при коэффициенте неравномерности k_н> 0,65…0,7. Скорость изменения энергопотребления в отдельные моменты доходила до dN/dt = 500 МВт/ч (8,5 МВт/мин). В то же время скорость нагружения энергоблоков тепловых электростанций ограничена (до 2,5…3,5 МВт/мин) [25, 26]. Скорость нагружения энергоблоков ТЭС ограничивается скоростью прогрева металла тепломеханического оборудования установок, поэтому при изменении нагрузки на энергоблоках впрогретом состоянии скорость изменения нагрузки может быть и большей. По требованиям [27] надежности работы металла разность температур между отдельными реперными точками элементов оборудования ТЭС не должна превышать 40 ⁰С по условиям допустимых температурных напряжений, возникающих в металле при прогреве. Известно [25], что медленнее всего прогревается барабан котла и паровпускная камера части среднего давления турбины с промежуточным перегревом. Очевидно, у мощных энергосистем (например, если рассматривать объединенную энергосистему Северного Кавказа) с большой неравномерностью при k_н = 0,5 требуемая скорость изменения нагрузки может оказаться более значительной (до 700¸800 МВт/ч или 12¸13 МВт/мин) [5].

В табл.1.4 приведены допустимые скорости нагружения некоторых теплоэнергетических блоков при различных режимах пуска (из горячего, неостывшего и холодного состояний оборудования).

Таблица 1.4

Допустимая скорость изменения нагрузки энергоблоков тепловых электростанций, МВт/мин, при пуске из различных состояний (числитель) и при переходе с одной нагрузки на другую (знаменатель)

Требуемую скорость нагружения (dN/dt> 8,0 МВт/мин) можно обеспечить только пуском и нагружением гидротурбин, скорость разгона которых практически не ограничена, и газовых турбин (табл.1.4), а также параллельным нагружением нескольких паровых турбин. Например, при требуемой скорости нагружения dN/dt = 12…13 МВт/мин требуется параллельное подключение к переменным режимам примерно четырех паровых турбин.

На рис.1.13(а,б) показаны варианты нагружения энергосистемы паро турбинными блоками. Один энергоблок с установленной мощностью 300 МВт имеет допустимую скорость изменения мощности 3¸3,5 МВт/мин.

Второй, третий и четвертый энергоблоки по 100 МВт с такой же допустимой скоростью изменения мощности включаются в набор нагрузки параллельно и одновременно (вариант рис.1.13,а), увеличивая скорость изменения нагрузки до требуемой 12…13 МВт/мин. Во втором варианте (рис.1.13,б) показана возможность плавного изменения скорости нагружения энергосистемы при подключении к набору нагрузки других энергоагрегатов с некоторой сдвижкой по времени (на рис.1.13,б точки А1, А2, А3 - моменты времени включения других энергоблоков в работу). В этом случае энергоблоки начинают работать в переменных режимах с целью изменения нагрузки по требованию энергопотребителей в соответствии с суточными графиками нагрузок.

Скорость перехода с одной нагрузки на другую паротурбинного блока, находящегося в горячем состоянии (резерве), зависит в основном от оперативности действий эксплуатационного персонала. И с этой точки зрения в худшем положении находятся энергоблоки с многоцилиндровыми турбинами и двухкорпусными котлами, работающие на твердом топливе, т.е. более мощные энергоблоки, для которых система управления более сложная [28].

Поиск оптимальных вариантов загрузки энергосистем и переменных режимов энергоблоков с учетом суточных графиков нагрузки сводится к определению наивыгоднейшего состава работающего в ней оборудования. При сопоставлении различных вариантов снижения и набора нагрузок учитываются возможные уменьшения затрат при пусках, остановах и переходах с одной нагрузки на другую различных энергетических агрегатов с учетом перерасхода средств на эти операции. Затем рассматривается задача оптимизации режима работы каждого отдельно взятого агрегата в условиях непрерывного регулирования технологических процессов, так чтобы при заданной нагрузке и переходах с одной на другую экономичность агрегата оставалась максимальной. При этом учитываются целый ряд факторов [23]: вид топлива и его цена; состав работающего оборудования энергоблоков и др. Критерием экономичности переменных режимов могут быть к.п.д., расход топлива и себестоимость производства электроэнергии.

При оптимизации распределения нагрузки между энергоблоками используются статические характеристики основного оборудования электростанций, т. е. характеристики соответствующие установившемуся режиму работы агрегатов. Однако при переменных режимах работы энергоблоков приходиться учитывать динамические процессы изменения параметров. При оптимизации регулирования распределения нагрузки динамические характеристики также рассматриваются с точки зрения получения экономического эффектабез учета свойств определяющих устойчивость параллельной работы оборудования.

При переходных процессах изменения нагрузки энергоблоки работают в нестационарном режиме, и их экономические показатели отличаются от тех же характеристик при постоянной работе. Например, при увеличении нагрузки энергоблока повышаются температуры газов, обмуровки и металла в различных точках топки и газоходов котла, что требует дополнительных увеличений расхода топлива на изменение потерь тепла в ограждающие конструкции и окружающую среду, а также вызывает снижение экономичности оборудования. Помимо этого появляются неизбежными при динамических изменениях нагрузки потери тепла из-за ухудшения процессов сжигания топлива.

Контрольные вопросы

1. Что такое энергетика и электроэнергетика? Каков термодинамический лимит биосферы по производству энергии?

2. Какие виды энергии Вы знаете; покажите эволюцию освоения различных видов энергии? В чем заключается особенность электропроизводства в отличие от других производств?

3. Покажите общую схему производства и потребления электроэнергии, и дайте объяснение всем элементам схемы?

4. Каков уровень потребления электроэнергии в России и других странах?

5. Каковы запасы топлив: угля, нефти и природного газа в России, мире и других регионах?

6. Какие устройства относятся к нетрадиционной энергетике и ее возможности?

7. Как происходит электропотребление в течение суток? Суточные графики нагрузок. Коэффициент неравномерности.

8. Какие потребители электроэнергии Вы знаете, и как они влияют на неравномерность суточных графиков нагрузки? Влияние климатических условий на неравномерность потребления нагрузки.

9. Деление суточных графиков нагрузки по характеру производства электроэнергеии?

10. На каких типах электростанций производится электроэнергия. Соотношение между ТЭС, ГЭС, АЭС по различным странам (регулирование) по установленной и произведенной мощности?

11. Как влияет скорость изменения нагрузки потребления на динамику работы производителей?

12. Ущерб природе от энергоустановок?

Дата добавления: 2017-02-01; Просмотров: 221; Нарушение авторских прав?; Мы поможем в написании вашей работы!