Графики нагрузок и режимы работы электростанций реферат

Обновлено: 05.07.2024

Неравномерность потребления электрической энергии оказывает существенное влияние на формирование режимов работы энергетического оборудования. Различают суточную, недельную и сезонную или годовую неравномерность нагрузки. Статистический анализ суточных графиков электрической нагрузки отдельных электростанций и энергосистем в целом за последние несколько десятков лет показывает, что происходит их систематическое разуплотнение. Это объясняется как ростом бытовых нагрузок, так и уменьшением числа предприятий, работающих в ночное время. Обычно различают четыре характерных типа суточных графиков нагрузки – для нормального рабочего дня, субботы, воскресения и понедельника. На рис. 1.1 представлены графики нагрузки одной из энергосистем за характерные дни недели (для летнего и зимнего периода). Эти графики показывают резкое снижение нагрузки и ее сглаживание в выходные дни, что обусловлено перераспределением бытовой нагрузки в течение суток выходного дня и снижением потребляемой мощности промышленными предприятиями, работающими, в основном, в односменном или двухсменном режиме. В начале понедельника нагрузка снова возрастает и растет ее неравномерность. Причем эти закономерности наблюдаются для всех сезонов года. Анализ представленных на рис 1.1 графиков показывает, значительный рост максимальных нагрузок и потребления электроэнергии в целом, в зимнее время. Это объясняется как изменением продолжительности светового дня, так и общим ростом уровня потребления электроэнергии, связанной с ростом загрузки промышленных предприятий, уменьшением числа находящихся в отпуске работников. Более выраженный пик потребления электроэнергии в вечерние часы, как в рабочие, так и выходные дни для зимнего периода, в первую очередь объясняется короткой продолжительностью светового дня. В результате чего нагрузка промышленных предприятий работающих по двухсменному графику или предприятий с продленным рабочим днем, накладывается на бытовые нагрузки и повышенное потребление электроэнергии на освещение.

Рис.1.1. Типичный график нагрузки энергосистемы в характерные дни недели.

А)Летний период; Б)Зимний период

Суточный электрический график нагрузки энергосистемы обычного рабочего дня (рис. 1.2) чаще всего имеет два пика нагрузки – утренний и вечерний и два провала – дневной и ночной. Нижнюю часть графика, с постоянной нагрузкой, принято называть базовой. Верхнюю часть графика обычно делят на полупиковую и пиковую зоны.

В качестве характеристики графика нагрузки, для оценки степени его неравномерности используют ряд показателей:

-коэффициент неравномерности суточной нагрузки (К_нер), равный отношению минимальной нагрузки (N_min) к ее максимальному значению (N_max)

-коэффициент плотности (заполнения) графика нагрузки (К_зап), равный отношению суточного потребления электроэнергии (Э_сут) к максимально возможному

-коэффициент регулирования (К_рег), равный отношению разности максимальной и минимальной суточной нагрузки к максимальной

Рис.1.2. График нагрузки рабочего дня с выделением рабочих зон.

Кроме того, существенной характеристикой графиков нагрузки является скорость изменения нагрузки (W_N), представляющая изменение мощности в единицу времени или производную от потребляемой мощности во времени. В первую очередь эта величина важна для периода подъема нагрузки:

Величина W_N в определенные периоды работы энергосистемы может достигать существенных значений, что требует высоких маневренных характеристик энергетического оборудования и особенно важно при подъеме нагрузки. Поэтому ко всему вновь вводимому оборудованию предъявляются требования по маневренности. Так для вновь вводимого оборудования скорость изменения нагрузки должна быть не менее 1,5% в мин от номинальной мощности.

Особые трудности при эксплуатации электростанции возникают при прохождении максимальных и минимальных нагрузок. В период прохождения пиков нагрузок в работу включаются практически все имеющиеся в наличии агрегаты. Для покрытия остропиковой части графика нагрузки, как правило, привлекается специальное пиковое оборудование, имеющее высокие маневренные характеристики; к их числу относятся: газотурбинные установки (ГТУ), гидроаккумулирующие электростанции (ГАЭС), гидроэлектростанции с регулируемым стоком (ГЭС), а также перегрузочные возможности работающего оборудования.

При прохождении провалов нагрузки приходится разгружать значительную часть агрегатов, а часть из них даже останавливать. Особенно сложным является прохождение ночного минимума нагрузки, если оно требует ежесуточного останова части агрегатов.

В настоящее время тенденция разуплотнения графиков нагрузки продолжает сохраняться, и в последние годы величина коэффициента неравномерности графиков нагрузки достигла во многих энергосистемах уровня К_нер = 0,65-0,7.

В зависимости от маневренных свойств, а также показателей экономичности энергоустановки различного типа по разному привлекаются к покрытию графиков электрических нагрузок. Пример использования установок различного типа для покрытия графика нагрузки в течении года представлен на рис. 1.2.На графике условно выделено три зоны: базовая, полупиковая, пиковая (в отдельных случаях производят деление на четыре зоны, добавляя еще полубазовую зону). В каждой зоне графика нагрузки используются различные типы установок, исходя из их характеристик. Это позволяет обеспечить наиболее эффективное использование установок, как с точки зрения экономичности, так и их надежности.

В соответствии с этими зонами классифицируют и установки, работающие в них. Так в базовой зоне, работают агрегаты несущие постоянную, преимущественно номинальную нагрузку, как в суточном, так и в недельном разрезе. Чаще всего к таким агрегатам относятся АЭС, ТЭЦ и ГЭС без регулируемого стока.

В полупиковой части графика нагрузки используются агрегаты, которые могут работать с разгружением в периоды снижения нагрузки в системе, а часть может останавливаться при прохождении ночного провала, а также на выходные и праздничные дни. К полупиковым агрегатам относится большая часть конденсационных энергоблоков ТЭС, а также парогазовые установки. К пиковым агрегатам относятся установки, работающие только в часы покрытия максимума нагрузки. Сюда относятся специальные пиковые ГТУ, ГАЭС, ГЭС с регулируемым стоком.

Примерный график использования оборудования в течение года представлен на рис.1.3. Работа АЭС в базовой части графика нагрузки обусловлена технической невозможностью и экономической нецелесообразностью привлечения их к регулированию графика нагрузки. ТЭЦ также используются в базовой части графика нагрузки (в основном в отопительный период), что обусловлено необходимостью обеспечения графика отпуска теплоты. В летний (неотопительный) период года ТЭЦ могут привлекаться к регулированию графика электрической нагрузки в полупиковой зоне.

Рис.1.3. Использование электростанций различного типа в течении года.

Маневренные характеристики конденсационных электростанций зависят в основном от маневренных возможностей котельных агрегатов, что будет рассмотрено позднее.

Современные газотурбинные установки, даже большой мощности, обладают высокой маневренностью и могут пускаться и набирать нагрузку до номинальной мощности за 15-30 минут, что и позволяет использовать их в пиковой зоне.

Наряду с суточной и недельной неравномерностью графиков электрической нагрузки энергосистемы имеет место существенное изменение потребления электроэнергии и в течение года. На рис. 1.4 для иллюстрации этого представлен типичный график изменения суточных максимумов электрической нагрузки (по месяцам) в течение года для единой энергосистемы России. Анализ этого графика показывает, что в течение летнего периода наблюдается существенный спад потребления электроэнергии. Он обусловлен увеличением продолжительности светового дня и повышением температуры наружного воздуха. Для некоторых зарубежных стран, особенно расположенных в климатической зоне с высокими летними температурами и развитой системой кондиционирования, наоборот характерен летний максимум электрической нагрузки, например для Калифорнии в США.

Рис.1.4. График изменения суточных максимумов электрической нагрузки энергосистемы по месяцам года

Планирование графиков нагрузки.

Для обеспечения своевременного покрытия меняющихся графиков нагрузки применяется планирование режимов работы. Задачи управления режимами ЭЭС делятся на четыре временных уровня (для каждой ступени территориальной иерархии):

1. Долгосрочное планирование режимов (на месяц, год, более длительная перспектива).
Задачи этого уровня:

прогнозирование потребления энергии и характерных графиков нагрузки;

разработка балансов мощности и электроэнергии (годовых, квартальных, месячных);

оптимизация планов использования энергоресурсов и проведения плановых ремонтов;

разработка схем и режимов для характерных периодов года (осенне-зимний максимум, период паводка и др.), а также в связи с вводом новых объектов и расширением состава параллельно работающих ЭЭС;

решение всего комплекса вопросов повышения надежности электроснабжения и качества электроэнергии, внедрения и совершенствования средств диспетчерского управления и систем автоматического управления нормальными и аварийными режимами;

разработка диспетчерских инструкций.

2. Краткосрочное планирование режимов (на сутки, неделю).
Задачи этого уровня:

корректировка решений 1-го уровня по мере изменения и уточнения условий работы ЕЭС (уровень потребления, обеспеченность гидроресурсами, топливная конъюнктура и т. п.); ряд решений 1-го уровня выступает здесь в виде ограничений (недельные или суточные расходы гидроресурсов, мощности агрегатов, выведенных в ремонт, и т. п.).

3. Оперативное управление текущими режимами.
Задачи этого уровня:

оперативное ведение текущего режима по суточным планам-графикам;

корректировка (дооптимизация) режима при отклонении параметров режима от плановых значений.

4. Автоматическое управление нормальными и аварийными режимами.
Задачи этого уровня:

автоматическое управление, проводимое централизованными и местными системами и устройствами автоматического регулирования режима, устройствами релейной защиты и противоаварийной автоматики.

Для повышения надежности электроснабжения потребителей используется резервирование активной мощности. Резерв мощности в энергосистеме в общем случае может быть обеспечен как за счет содержания резервных генерирующих мощностей, так и за счет регулирования режима электропотребления, однако поддерживание баланса между производством и потреблением мощности в энергосистеме за счет потребителей можно рассматривать лишь как вынужденную временную меру. Такой способ используют в основном только при аварийных режимах, в условиях, когда исчерпаны все резервы генерирующей мощности. Если в энергосистемах имеются промышленные предприятия, где технологические особенности производства позволяют снизить нагрузки на некоторое время (например, электронагрев, электролиз, цементное производство, производство алюминия), то такое снижение может быть использовано для выравнивания графиков нагрузки, и снижения ее пиков. Однако возможности такого выравнивания графиков нагрузки очень ограничены. Вопрос об использовании потребителей – регуляторов является одновременно и экономической задачей.

С учетом всего сказанного, для обеспечения надежности работы системы, в ней всегда должен присутствовать резерв мощности. Его можно разделить на резерв генерирующей мощности и резерв потребляющей части системы.

Резервом генерирующей мощности называется разность между располагаемой мощностью и ее нагрузкой в каждый данный момент времени. По своему функциональному назначению резерв генерирующей мощности разделяется на две составляющие: ремонтный резерв и оперативный резерв

Nрез = Nрасп – Nфакт. (1.7)

Оперативный резерв предназначается для компенсации небаланса между генерированием и потреблением мощности, вызванного отказами элементов оборудования, непредвиденным увеличением нагрузки, а также ее случайными колебаниями. Поэтому при возникновении небалансов мощности оперативный резерв в свою очередь делят на аварийный и нагрузочный.

Аварийный резерв служит для компенсации снижения располагаемой мощности системы, вызванного частичными или полными отказами оборудования. Обычно величина аварийного резерва выбирается такой, чтобы быть не меньше мощности самого мощного агрегата.

Нагрузочный резерв служит для компенсации покрытия непредвиденного увеличения нагрузки, включая ее случайные колебания.

Оперативный резерв обычно меньше суммы его арифметических составляющих, поскольку причины, вызывающие необходимость их использования, являются случайными и одновременное их появление маловероятно.

Приведенные выше составляющие резерва генерирующей мощности являются расчетными, позволяющими определить общий необходимый резерв. В реальный условиях эксплуатации, в каждый момент времени, часть генерирующих агрегатов находится в нерабочем состоянии. В распоряжении эксплуатационного персонала остается рабочая мощность и соответственно та часть полного резерва, которая определяется разностью между рабочей мощностью системы и ее нагрузкой в данный момент времени. Этот резерв иногда называют эксплуатационным .

Оперативный резерв мощности (в реальный условиях эксплуатации – эксплуатационный) обеспечивает: первичное регулирование частоты; вторичное регулирование частоты и перетоков мощности, а также ограничение перетоков мощности; быструю коррекцию режима и компенсацию небаланса мощностей в рассматриваемый момент времени.

Nрез = Nхол.рез + Nгор.рез. (1.8)

Нагрузочные режимы энергосистем и оптимальное распределение нагрузки между электростанциями

Режим электропотребления, а следовательно, и нагрузки систем неравномерен: он имеет характерные колебания в пределах суток, а также сезонные — в пределах года. Эти колебания в основном определяются ритмом работы предприятий — потребителей электроэнергии, связанным с этим ритмом жизни населения, в меньшей степени — географическими факторами.

В общем для суточного цикла всегда характерно большее или меньшее снижение потребления в ночные часы, для годового — в летние месяцы. Глубина этих колебаний нагрузки зависит от состава потребителей.

Предприятия круглосуточной работы, особенно с преобладанием непрерывных технологических процессов (металлургия, химия, угольная промышленность), имеют почти равномерный режим потребления.

Предприятия металлообрабатывающей и машиностроительной промышленности даже при трехсменной работе имеют заметные колебания электропотребления, связанные с обычным снижением производственной активности в ночные смены. При одно- или двухсменной работе в ночные часы происходит резкое снижение электропотребления. Заметно снижение потребления и в летние месяцы.

Для предприятий пищевой и легкой промышленности характерно еще более резкое колебание электропотребления. Наибольшая неравномерность потребления наблюдается в коммунально-бытовом секторе.

Режим нагрузки системы отражает все эти колебания электропотребления в суммированном и, естественно, несколько сглаженном виде. Нагрузочные режимы представляются обычно в виде графика нагрузки.

На суточном графике по оси абсцисс откладываются часы, по оси ординат — нагрузки в МВт, или в % от максимума нагрузки. Максимальная нагрузка чаще всего приходится на вечерние часы, когда на производственное электропотребление накладывается освещение. Именно поэтому точка максимума несколько перемещается в пределах года.

В утренние часы наблюдается пик нагрузки, отражающий максимум производственной активности. В обеденные часы нагрузка уменьшается, в ночные — резко снижается.

На годовых графиках по оси абсцисс откладываются месяцы, по оси ординат — месячные суммы киловаттчасов, или месячные максимумы нагрузки. Максимум нагрузки приходится на конец года — из-за естественного прироста ее в течение года.

Неравномерность н агрузочного режима, с одной стороны, разнотипность электрогенерирующего оборудования и его эксплуатационных и технико-экономических характеристик, — с другой, ставят перед персоналом системы сложную задачу по оптимальному распределению нагрузки между станциями и генерирующими агрегатами.

Производство электроэнергии связано с издержками. Для тепловых станций — это расходы на топливо, кроме того, на содержание обслуживающего персонала, ремонт оборудования, амортизационные отчисления.

На разных станциях в зависимости от их технического уровня, мощности, состояния оборудования удельная величина издержек на производство одного к В т•ч различна.

Общий критерий при распределении нагрузки между станциями (а в пределах станции между агрегатами) — минимум суммарных эксплуатационных издержек на производство заданного объема электроэнергии.

Для каждой станции (каждого агрегата) издержки можно представить в функциональной связи с нагрузочным режимом.

Условие минимума суммарных издержек и, следовательно, условие оптимума при распределении нагрузок в системе формулируется следующим образом: нагрузка должна распределяться так, чтобы всегда сохранялось равенство относительных приростов станций (агрегатов).

Практически относительные приросты станций и агрегатов при разных значениях их нагрузок заранее вычисляются диспетчерскими службами и изображаются в виде кривых ( смотрите рисунок ).

Кривые относительных приростов

Горизонтальная линияотражает распределение этой нагрузки, отвечающее условию оптимума.

Оптимальное распределение нагрузки системы между станциями имеет еще и техническую сторону. Агрегаты, покрывающие переменную часть графика нагрузки, особенно острые верхние пики, эксплуатируются в условиях резко меняющейся нагрузки, иногда с ежесуточными остановками — пусками.

Современные мощные паротурбинные агрегаты не приспособлены к такому режиму работы: пуск их требует многих часов, работа в переменном нагрузочном режиме, особенно с частыми остановками, приводит к повышению аварийности и ускоренному износу и, кроме того, связана с дополнительными достаточно чувствительными перерасходами топлива.

Идеальными для этой цели являются гидростанции: пуск гидроагрегата и полная нагрузка его требуют одну-две минуты, не связаны с дополнительными потерями и технически вполне надежны.

Гидростанции, предназначенные для покрытия пиков нагрузки, строятся резко повышенной мощности: это снижает капиталовложения на 1 кВт, делая их соизмеримыми с удельными капиталовложениями в мощные ТЭС, и обеспечивает более полное использование ресурсов водотока.

Так как возможности строительства ГЭС во многих зонах ограничены, там, где топография местности позволяет получить достаточно большие напоры, для покрытия пиков нагрузки строят гидроаккумулирующие гидростанции (ГАЭС).

Агрегаты такой станции обычно обратимые: в часы ночного провала нагрузки системы они работают как насосные агрегаты, подымая воду в высоко расположенное водохранилище. В часы наиболее полной нагрузки они работают в электрогенерирующем режиме, срабатывая запасенную в водохранилище воду.

Широко применяются для покрытия пиков нагрузки электростанции с газовыми турбинами. Пуск их требует всего 20 — 30 минут, регулирование нагрузки просто и экономично. Стоимостные показатели пиковых ГТЭС также благоприятны.

Показателями качества электрической энергии являются степень постоянства частоты и напряжения. Поддержание неизменными на заданном уровне частоты и напряжения имеет большое значение. При снижении частоты пропорционально снижаются обороты двигателей, следовательно, падает производительность приводимых ими механизмов.

Не следует думать, что повышение частоты и напряжения дает полезный эффект. При повышении частоты и напряжения резко увеличиваются потери в магнитопроводах и обмотках всех электрических машин и аппаратов, повышается их нагрев и ускоряется износ. Кроме того, изменение частоты, а значит, и числа оборотов двигателей часто угрожает браком продукции.

Постоянство частоты обеспечивается поддержанием равенства между действующей мощностью первичных двигателей системы и суммарным противодействующим механическим моментом, возникающим в генераторах от взаимодействия магнитных потоков и токов. Этот противодействующий момент пропорционален электрической нагрузке системы.

Нагрузка системы непрерывно меняется. Если нагрузка увеличивается, тормозящий момент в генераторах становится больше действующего момента первичных двигателей, возникает угроза снижения числа оборотов и уменьшения частоты. Снижение нагрузки дает обратный эффект.

Для поддержания частоты необходимо соответственно изменить суммарную действующую мощность первичных двигателей: повысить в первом случае, снизить во втором. Следовательно, для непрерывного поддержания частоты на заданном уровне система должна располагать достаточным запасом высокомобильной резервной мощности.

Задача регулирования частоты возлагается на выделенные для этого станции, работающие с достаточным запасом свободной быстро мобилизуемой мощности. Лучше всего справляются с этими обязанностями гидростанции.

Подробнее про особенности и методы регулирования частоты смотрите здесь: Регулирование частоты в энергосистеме

энергетические режимы электрических станций и электроэнергетических систем

Нагрузка энергосистемы. Энергетические режимы электрических станций и электроэнергетических систем ( реферат , курсовая , диплом , контрольная )

Графики нагрузки.

Как уже говорилось, графики нагрузки системы определяются режимом потребителей. По конфигурации существуют четыре характерных графика нагрузки: с утренним максимумом, с вечерним максимумом, с одинаковыми утренним и вечерним максимумами нагрузки, с равномерным режимом без явно выраженного максимума нагрузки. Конфигурация графика нагрузки имеет большое значение для режима электростанций. Чаще всего графики нагрузки имеют два максимума — утренний и вечерний и два провала — дневной и ночной. Большое влияние на максимальные нагрузки системы оказывают осветительная и бытовая нагрузки, поэтому в летнее время утренний максимум ниже вечернего, а в зимнее — наоборот. В каждой энергосистеме постоянное внимание уделяется анализу и планированию графиков нагрузки. В различных задачах используются суточные, недельные и годовые графики нагрузки. Суточные графики являются основными, и они используются для построения недельных и годовых графиков при соответствующем усреднении.

Суточные графики нагрузки ЭЭС. Суточный график даст значения мощности на определенных интервалах времени. Чаще всего интервал равен одному часу. Этот интервал получен из практики. В отдельных случаях интервал может быть меньшим. Например, при организации так называемого управления спросом потребителю сообщают цены на энергию на интервалах от 10 до 30 мин. При устойчивой нагрузке интервал может составлять 2…4 часа. Выбор интервала определяется при разработке правил управления системой.

Суточный график имеет три режимные зоны (рис. 2.5): базовую — до Р_тп, полупиковую — от P_min до Р_ср, пиковую — от Р_ср до Р_тт. Электростанции с учетом их технических возможностей размещаются, т. е. несут основную нагрузку, в определенной режимной зоне. Соответственно и их экономические показатели различны в разных зонах графика нагрузки. В базовой зоне выгодно размещать самые экономичные станции. Здесь нет расходов на пускостановку, на регулирование, станции постоянно загружены на располагаемую мощность. В полупиковой зоне станции участвуют в регулировании нагрузки, и у них должна быть такая техническая возможность. Время использования их мощности меньше, чем в базовой зоне. В пиковой зоне могут работать только те станции, которые приспособлены к регулированию и могут достаточно часто менять свой режим. Деление на режимные зоны весьма условно, но оно позволяет планировать режим работы электростанций.

Рис. 2.5. Режимные зоны графика нагрузки.

Примеры суточных графиков нагрузки для летнего и зимнего дня одной из энергосистем показаны на рис. 2.6. Хорошо видно, что зимой имеется утренний максимум нагрузки, летом — вечерний. Плотность графика нагрузки летом выше, чем зимой.

При планировании суточных режимов часто используются характерные графики нагрузок: понедельник, среднерабочий день (вторник, среда, четверг, пятница), суббота, воскресенье. При большом изменении конфигурации типовые графики нагрузки составляются для каждого дня недели. Разработка типовых графиков нагрузки — одна из задач прогнозирования.

Рис. 2.6. Графики нагрузки ЭЭС.

Скорость изменения нагрузки в пиковой зоне. Большое значение для регулирования мощности имеет скорость увеличения или снижения нагрузки в периоды прохождения максимума. Скорость изменения нагрузки составляет.

2… 10% в час. Чем крупнее энергосистема, тем скорость изменения меньше. Нарастание максимума происходит за 3…7 часов. Энергосистема средней мощности имеет максимум нагрузки 2000…3000 МВт, и при таких скоростях возникает необходимость в систематическом подключении-отключении агрегатов или в изменении их нагрузки. Появляются пусковые расходы, расходы на неустановившийся режим, растет загрузка оперативного персонала. Потребители по-разному влияют на регулирование нагрузки и должны оплачивать рост затрат системы в соответствии со своим влиянием.

Показатели суточных графиков нагрузки. Показатели графиков нагрузки применяются для их сравнения. Они отражают требования к режиму станций. Обычно используются показатели в относительных единицах. Наиболее характерны три показателя:

• плотность графика нагрузки.

• неравномерность графика нагрузки

• число часов использования максимальной нагрузки, которое обычно рассчитывается для годового периода:

Показатель плотности у в различных энергосистемах меняется от 0,4 до 0,9. Чем больше доля тяжелой промышленности, тем показатель больше. Например, в энергосистемах Центра он равен примерно 0,5, а в энергосистемах Урала 0,8…0,9. В основном он показывает, как используются установленные мощности электростанций. Показатель неравномерности (3 показывает, какова величина регулируемой мощности. Если минимум существенно отличается от максимума, например, в некоторых системах коэффициент равен 0,3…0,4, то в системе непременно должны быть ГЭС или другие станции, приспособленные к пиковым нагрузкам. Проблема пиковых нагрузок появляется при большой доле бытового потребления и большой доле легкой промышленности с односменным производством.

Показатель Г_1ШХ играет большую роль при выборе структуры установленных мощностей. По значению Т_пт системы подразделяются па три группы:

1) с малой плотностью нагрузки Гтах ^ 4000 ч;
2) со средней плотностью нагрузки 4000 6000 ч.

Чем меньше величина Т_шх, тем большую долю должны иметь в структуре установленных мощностей ГЭС и ГТС. Для групп потребителей по величине Гщах существуют типовые графики нагрузок, по которым можно анализировать режим системы, если отсутствуют более достоверные данные.

Другой является форма, когда график нагрузки построен как сумма нагрузок потребителей, а потери рассчитываются и распределяются между потребителями. В этом случае известна величина потерь в ЛЭП, по которой осуществляется транспорт энергии к потребителю и можно оценить эффективность транспорта энергии. В вычислительном отношении вторая задача сложнее, но все оптимизационные алгоритмы используют этот подход.

Недельные графики нагрузки. Недельные периоды позволяют выявить процесс изменения электропотребления и нагрузки и разработать мероприятия по управлению энергосистемой, например по пуску-останову агрегатов, по проведению текущих ремонтов на станциях и ЛЭП, по проведению испытаний оборудования. Недельные графики чаще всего представляются таким образом:

• графики изменения электропотребления по дням недели — Э (т), т — день недели (рис. 2.7);
• графики изменения максимальных мощностей по дням недели Лшх (т) (рис. 2.7);
• графики изменения почасовых мощностей в течение недели P (t)_y т. е. последовательность суточных графиков нагрузки за все дни недели.

Рис. 2.7. Изменение нагрузки за неделю

Электропотребление и максимальная мощность к выходным дням снижаются. Максимум нагрузки снижается на 20% и больше, а электропотребление до 40%. Снижение зависит от состава потребителей. При большой доле непрерывного производства (Урал, Сибирь) снижение меньше, чем при большой доле бытового потребления и односменных предприятий. Электростанции должны с учетом этого снижения планировать свой режим и решать вопрос о том, как и в каком режиме будет разгружаться их оборудование в нерабочие дни. Во многих тепловых системах на субботу-воскресенье приходится часть оборудования отключать, а к понедельнику снова включать его в работу. Это связано с определенными затратами. Гидроэнергия водохранилищ обычно используется также неравномерно, и водохранилища осуществляют суточное и недельное регулирование стока, что снижает их КПД.

Недельные максимумы нужны для станций, когда требуется определить их готовность к несению заданной нагрузки, а также для планирования текущих и средних ремонтов. Недельные графики электропотребления используются и для расчета покупной или продаваемой электроэнергии и максимальной мощности на оптовом рынке. Форма представления в этом случае — в виде последовательности суточных графиков.

Графики элсктропотребления Э (т) необходимы для составления баланса энергии, для составления баланса топлива и для рационального использования гидроресурсов из водохранилища ГЭС. Оперативная деятельность системы включает как обязательный этап планирование режима от нескольких суток до недели.

Годовые графики нагрузки системы. Годовые графики нагрузки системы представляются в виде:

Рис. 2.8. Графики годовых нагрузок

Годовые графики характеризуются значительным летним провалом. Это связано с сезонными изменениями нагрузки. Максимум нагрузки имеет место в зимние периоды и в зависимости от температуры наблюдается в январе, феврале, декабре.

Динамика нагрузки отражает не только сезонные изменения, но и прирост нагрузки за счет ввода новых потребителей или расширения существующих производственных мощностей. Минимальная нагрузка наблюдается в летние месяцы (июль, август) и может снижаться на 10…20% и больше. Решающее значение здесь имеют сезонность и технология производства потребителей.

Графики годовых максимумов используются для планирования ремонтных работ. При снижении летних нагрузок ремонтируется оборудование ТЭС. Период проведения ремонтов на ГЭС определяется с учетом водноэнергетических режимов, и чаще всего ремонты проводятся в весенний (до наступления паводка) или осенний период. Графики годового электропотребления необходимы для составления топливного баланса, для заключения договоров на поставку топлива. Эти же данные используются для разработки долгосрочных договоров на покупку (продажу) электроэнергии на оптовом и региональном рынках.

Область использования различных графиков нагрузки. Подведем некоторые итоги по применению различных видов графиков нагрузки (табл. 2.4). Все задачи, в которых используются данные об электропотреблении и нагрузке, перечислять не имеет смысла. Их очень много. В габл. 2.4 приведены только примеры задач, которые наглядно говорят о необходимости этих данных.

Использование графиков нагрузки при решении задач управления системой

Суточный график нагрузки.

Недельный график нагрузки.

Г одовой график нагрузки.

Оперативное планирование и регулирование балансов электрической энергии и мощности с заблаговременностью от минут до нескольких суток.

Электрическая нагрузка отдельных потребителей, а следовательно, и суммарная их нагрузка, определяющая режим работы электростанций в энергосистеме, непрерывно меняется. Принято отражать этот факт графиком нагрузки, т.е. диаграммой изменения мощности (тока) электроустановки во времени.

По виду фиксируемого параметра различают графики активной Р, реактивной Q, полной (кажущейся) S мощностей и тока I электроустановки.

Как правило, графики отражают изменение нагрузки за определенный период времени. По этому признаку их подразделяют на суточные (24 ч), сезонные, годовые и т.п.

По месту изучения или элементу энергосистемы, к которому они относятся, графики можно разделить на следующие группы:

графики нагрузки потребителей, определяемые на шинах подстанций;
сетевые графики нагрузки - на шинах районных и узловых подстанций;
графики нагрузки энергосистемы, характеризующие результирующую нагрузку энергосистемы;
графики нагрузки электростанций.

Графики нагрузки используют для анализа работы электроустановок, для проектирования системы электроснабжения, для составления прогнозов электропотребления, планирования ремонтов оборудования, а также в процессе эксплуатации для ведения нормального режима работы.

Суточные графики нагрузки потребителей

Фактический график нагрузки может быть получен с помощью регистрирующих приборов, которые фиксируют изменения соответствующего параметра во времени.

Перспективный график нагрузки потребителей определяется в процессе проектирования. Для его построения надо располагать прежде всего сведениями об установленной мощности электроприемников, под которой понимают их суммарную номинальную мощность. Для активной нагрузки

(1)

Присоединенная мощность на шинах подстанции потребителей

(2)

Где - соответственно средние КПД электроустановок потребителей и местной сети при номинальной нагрузке.

В практике эксплуатации обычно действительная нагрузка потребителей меньше суммарной установленной мощности. Это обстоятельство учитывается коэффициентами одновременности k_о и загрузки k_з. Тогда выражение для максимальной нагрузки потребителя будет иметь вид:

(3)

где k_спр - коэффициент спроса для рассматриваемой группы потребителей.

Коэффициенты спроса определяются на основании опыта эксплуатации однотипных потребителей и приводятся в справочной литературе. Средние значения коэффициентов спроса для некоторых промышленных потребителей приведены в табл.1.

Таблица 1

Коэффициент спроса k_спр

Найденное по (3) значение максимальной нагрузки является наибольшим в году и соответствует обычно периоду зимнего максимума нагрузки.

Кроме Р_max, для построения графика необходимо знать характер изменения нагрузки потребителя во времени, который при проектировании обычно определяется по типовым графикам.

Типовой график нагрузки строится по результатам исследования аналогичных действующих потребителей и приводится в справочной литературе в виде, показанном на рис.1,а.

Рис.1. Суточные графики активной нагрузки потребителя
а - типовой
б - в именованных единицах

Для удобства расчетов график выполняется ступенчатым. Наибольшая возможная за сутки нагрузка принимается за 100%, а остальные ступени графика показывают относительное значение нагрузки для данного времени суток.

При известном Р_max можно перевести типовой график в график нагрузки данного потребителя, используя соотношение для каждой ступени графика:

(4)

где n% - ордината соответствующей ступени типового графика, %.

На рис.1,б показан график потребителя электроэнергии, полученный из типового (рис.1,а) при Р_max = 20 МВт.

Обычно для каждого потребителя дается несколько суточных графиков, которые характеризуют его работу в разное время года и в разные дни недели. Это - типовые графики зимних и летних суток для рабочих дней, график выходного дня и т.д. Основным является обычно зимний суточный график рабочего дня. Его максимальная нагрузка Р_max принимается за 100%, и ординаты всех остальных графиков задаются в процентах именно этого значения (рис.2).

Рис.2. Пример типового графика конкретного вида производства (черная металлургия)
1 - график рабочего дня
2 - график выходного дня

Кроме графиков активной нагрузки, используют графики реактивной нагрузки. Типовые графики реактивного потребления также имеют ординаты ступеней, %, абсолютного максимума:

(5)

где tgφ_max определяется по значению cosφ_max , которое должно быть задано как исходный параметр для данного потребителя.

Суточный график полной мощности можно получить, используя известные графики активной и реактивной нагрузок. Значения мощности по ступеням графика (рис.3) определяются по выражениям

(6)

где Р_n и Q_n - активная и реактивная нагрузки данной ступени в именованных единицах.

Рис.3. Суточные графики активной, реактивной и полной мощности потребителя

Суточные графики районных подстанций

Эти графики определяются с учетом потерь активной и реактивной мощностей в линиях и трансформаторах при распределении электроэнергии.

Потери мощности от протекания тока в проводах линий и в обмотках трансформаторов являются переменными величинами, зависящими от нагрузки. Постоянную часть потерь мощности в сети определяют в основном потери холостого хода трансформаторов.

(7)

где S_i - нагрузка i-го элемента сети, соответствующая рассматриваемой n-й ступени суммарного графика нагрузки; S_i,max - нагрузка элемента (линии, трансформатора), при которой определены

Способ построения графика активной нагрузки для конкретной сети показан на рис.4.

Рис.4. К построению графика активной нагрузки
электрической сети (на шинах районной подстанции)
а - схема сети,
б - графики нагрузки отдельных потребителей,
в - суммарный график нагрузки

Суточные графики нагрузки электростанций

Суммируя графики нагрузки потребителей и потери распределения в электрических сетях в целом по энергосистеме, получают результирующий график нагрузки электростанций энергосистемы

Рис.5. Графики активной нагрузки энергосистемы

График нагрузки генераторов энергосистемы получают из графика мощности, отпускаемой с шин, учитывая дополнительно расход электроэнергии на собственные нужды (рис.5). При значительных колебаниях нагрузки электростанций необходимо учитывать переменный характер потребления собственных нужд.

(8)

где Р_i - мощность, отдаваемая с шин станции; Р_уст - установленная мощность генераторов; Р_c.н.max - максимальный расход на собственные нужды; коэффициенты 0,4 и 0,6 приближенно характеризуют соответствующую долю постоянной и переменной части расхода на собственные нужды Р_с.н.max.

Нагрузка между отдельными электростанциями распределяется таким образом, чтобы обеспечить максимальною экономичность работы в целом по энергосистеме. Исходя из этих соображений, диспетчерская служба энергосистемы задает электростанциям суточные графики нагрузки.

При проектировании электрической части электростанции необходимо знать график нагрузки трансформаторов и автотрансформаторов связи с энергосистемой. Способ построения такого графика для трансформаторов связи ТЭЦ с энергосистемой показан на рис.6.

Рис. 6. Графики активной нагрузки для ТЭЦ, работающей в энергосистеме
а - поясняющая схема
6 - графики выработки и потребления мощности на генераторном напряжении
в - график нагрузки трансформаторов связи

Требуемый график Р_т получают, вычитая из графика нагрузки генераторов Р_г график потребления местной нагрузки и расход электроэнергии на собственные нужды Р_с.н.

Годовой график продолжительности нагрузок

Этот график показывает длительность работы установки в течение года с различными нагрузками. По оси ординат откладывают нагрузки в соответствующем масштабе, по оси абсцисс - часы года от 0 до 8760. Нагрузки на графике располагают в порядке их убывания от Р_max до Р_min (рис.7).

Рис.7. Годовой график продолжительности нагрузок

Построение годового графика продолжительности нагрузок производится на основании известных суточных графиков. На рис.8 показан способ построения графика при наличии двух суточных графиков нагрузки - зимнего (183 дня) и летнего (182 дня).

Рис.8. Способ построения годового графика продолжительности нагрузок

Для наиболее распространенных потребителей электроэнергии в справочниках приводятся типовые графики активной и реактивной нагрузок по продолжительности.

График продолжительности нагрузок применяют в расчетах технико-экономических показателей установки, расчетах потерь электроэнергии, при оценке использования оборудования в течение года и т.п.

Технико-экономические показатели, определяемые из графиков нагрузки

Площадь, ограниченная кривой графика активной нагрузки, численно равна энергии, произведенной или потребленной электроустановкой за рассматриваемый период:

(9)

где Р_i - мощность i-й ступени графика; Т_i - продолжительность ступени.

Средняя нагрузка установки за рассматриваемый период (сутки, год) равна:

(10)

где Т - длительность рассматриваемого периода; W_п - электроэнергия за рассматриваемый период.

Степень неравномерности графика работы установки оценивают коэффициентом заполнения

(11)

Коэффициент заполнения графика нагрузки показывает, во сколько раз выработанное (потребленное) количество электроэнергии за рассматриваемый период (сутки, год) меньше того количества энергии, которое было бы выработано (потреблено) за то же время, если бы нагрузка установки все время была максимальной. Очевидно, что чем равномернее график, тем ближе значение k_зп к единице.

Для характеристики графика нагрузки установки можно воспользоваться также условной продолжительностью использования максимальной нагрузки

(12)

Эта величина показывает, сколько часов за рассматриваемый период Т (обычно год) установка должна была бы работать с неизменной максимальной нагрузкой, чтобы выработать (потребить) действительное количество электроэнергии W_п за этот период времени. Определение величины Т_max можно проиллюстрировать на примере рис.3.

В практике применяют также коэффициент использования установленной мощности

(13)

или продолжительность использования установленной мощности

(14)

В формулах (13) и (14) под Р_уст следует понимать суммарную установленную мощность всех агрегатов, включая резервные.

Коэффициент использования k_и характеризует степень использования установленной мощности агрегатов. Очевидно, что k_и

Читайте также: