Общая Энергетика - Учебное Пособие [2009]. В. П. Казанцев Общая энергетика

• Название: В. П. Казанцев Общая энергетика
• Анкор: Общая Энергетика - Учебное Пособие [2009].doc
• Дата: 22.04.2017
• Размер: 7.69 Mb.
• Имя файла: Общая Энергетика - Учебное Пособие [2009].doc
• Тип: Документы; #5273
• страница: 4 из 17

1.6. Потребители электрической энергии
При проектировании системы электроснабжения потребители электроэнергии (отдельный электроприемник, группа электроприемников, цех, предприятие и др.) рассматривают в качестве электрических нагрузок.

По характеру нагрузок различают потребителей активной и реактивной мощности. Активную мощность потребляют многие термоэлектрические установки, электропечи, осветительные установки и др. Потребителями реактивной мощности являются силовые трансформаторы, электродвигатели, конденсаторные батареи и др. Как правило, эквивалентная нагрузка большинства потребителей электроэнергии является активно–индуктивной, а, следовательно, потребляется и активная, и реактивная электроэнергия.

По режиму работы отдельные электроустановки потребителей могут работать в длительном тепловом режиме (электродвигатели насосов, вентиляторов, компрессоров, конвейеров и т.п.), кратковременном тепловом режиме (электродвигатели шиберов, задвижек, шаровых кранов и т.п.) или повторно–кратковременном тепловом режиме (электродвигатели подъемно–транспортных механизмов, роботов–манипуляторов, металлорежущих станков и др.).

По величине мощности и напряжения различают потребителей электроэнергии малой, средней и большой мощности, низкого и высокого напряжения. К потребителям низкого напряжения и малой и средней мощности относят потребителей, питающихся напряжением до 1 кВ (220, 380 и 660 В) и мощностью до 100 кВт. К потребителям высокого напряжения и большой мощности относят потребителей, питающихся напряжением свыше 1 кВ (3, 6 и 10 кВ), и мощностью свыше 100 кВт, однако ряд потребителей большой мощности получает питание по сети 380–660 В.

По роду тока различают потребителей переменного тока промышленной частоты 50–60 Гц (асинхронные и синхронные двигатели, тиристорные преобразователи и др.), повышенной частоты 0,1–1 кГц (электроинструмент, высокоскоростной электропривод, шлифовальные станки и др.), высокой частоты 1–10 кГц и сверхвысокой частоты свыше 10 кГц (печи индуцированного нагрева, СВЧ–печи и др.).

По степени надежности электропитания различают потребителей первой, второй и третьей категории [1].

Электроприемники первой категории – электроприемники, перерыв электроснабжения которых может повлечь за собой опасность для жизни людей, угрозу для безопасности государства, значительный материальный ущерб, расстройство сложного технологического процесса, нарушение функционирования особо важных элементов коммунального хозяйства, объектов связи и телевидения.

Из состава электроприемников первой категории выделяется особая группа электроприемников, бесперебойная работа которых необходима для безаварийного останова производства с целью предотвращения угрозы жизни людей, взрывов и пожаров.

Электроприемники второй категории – электроприемники, перерыв электроснабжения которых приводит к массовому недоотпуску продукции, массовым простоям рабочих, механизмов и промышленного транспорта, нарушению нормальной деятельности значительного количества городских и сельских жителей.

Электроприемники третьей категории – все остальные электроприемники, не относящиеся к первой и второй категориям.

Структура потребления электроэнергии в РФ основными отраслями в % от выработанной электроэнергии:

Выработано электроэнергии

электростанциями ……………………………….. 100,0

Израсходовано для собственных нужд

электростанций …………………………………… 6,1

Израсходовано при передаче и распределении

по электрической сети общего пользования …… 8,5

Всего полезно отпущенной электроэнергии …… 85,4

Экспорт в другие страны ………………………… 5,0

Итого отпущено потребителям в стране ..………. 80,4

В том числе:

– промышленности ……………………………….. 54,8

– строительству …………………………………… 3,1

– транспорту ………………………………………. 4,9

– сельскому хозяйству ……………………………. 6,0

– жилищно–коммунальному хозяйству ………….. 8,2

– прочим потребителям …………………………... 3,4

Главным потребителем электроэнергии является промышленность. Наиболее энергоемкими отраслями промышленности являются черная и цветная металлургия, химическая промышленность и машиностроение. В этих отраслях промышленности до 70 % электроэнергии потребляют электродвигатели. В электротехнологических установках (электропечах, электролизерах и др.) потребляется до 25–35 %. На освещение расходуется 5–10 % электроэнергии.
1.7. Графики электрических и тепловых нагрузок

энергосистем

Потребляемая мощность энергосистемы меняется в течение суток, по дням недели и месяцам года, что объясняется переменным характером потребления и его структурой. Основную часть электрической нагрузки составляет промышленное потребление электроэнергии односменными, двухсменными и трехсменными предприятиями (рис. 1.1, а). Суточный график электрической нагрузки энергосистемы отличается также по дням недели (рабочий и нерабочий день) и по временам года. Наибольшие электрические нагрузки имеют место осенью и зимой (осенний и зимний максимум), т.е. в период отопительного сезона. Формирование суточного графика электрической нагрузки рабочего дня рассматривается как сумма нагрузки различных категорий потребителей. В результате наложения электрической нагрузки двухсменных и односменных предприятий и нагрузки, имеющей пиковый характер, получается характерный суточный график электрической нагрузки энергосистемы с ночным спадом, последующим быстрым утренним ростом нагрузки до утреннего пика, дневным неглубоким спадом, и последующим вечерним пиком, после которого следует быстрый спад нагрузки. Параллельная работа электростанций энергосистемы помогает покрывать этот переменный суточный график электрической нагрузки.

Для обеспечения утреннего и особенно вечернего максимума подключаются пиковые электростанции, в часы ночного провала электрической нагрузки часть турбин и соответственно котлов разгружается и несет минимальную технически допустимую нагрузку (технический минимум), часть турбин и котлов выводится в резерв.

На рис. 1.1, б показаны суточные графики электрической нагрузки энергосистемы по рабочим и выходным дням недели, а также в субботу – график промежуточный между пятницей (рабочим днем) и воскресеньем (выходным днем).

Суммарная электрическая нагрузка распределяется между электростанциями энергосистемы с учетом их маневренности, т.е. способности к работе по переменному графику нагрузки, и тепловой экономичности.

На рис. 1.2, а, б приведен характерный суточный график электри­ческой нагрузки энергосистемы в зимний и летний дни. На рис. 1.2, в показан годовой график продолжительности электрических нагрузок, который строится по суточным графикам нагрузки – зимнему и летнему, рабочего и нерабочего дней. Годовой график электрических нагрузок по продолжительности (график Росандера) описывается формулой

,

гдеP,P_макс – соответственно текущее и макси­мальное значение мощности;

τ, τ_год – соответственно текущее и годовое (8760 ч) время;

f₀ – отношение минимальной и максимальной мощности годового графика нагрузки; f₀ = P_мин / P_макс;

f – коэффициент годовой нагрузки;

λ — показатель степени, зависящий от коэффициента годовой нагрузки; .



Рис. 1.2. Суточный график электрической нагрузки

энергоблока: а – зимний день; б – летний день; в – построение

годового графика электрических нагрузок по продолжительности
Годовое потребление электрической энергии равно площади под кривой на графике Росандера (рис. 1.2, в):

.

Тепловая энергия требуется для технологических процессов и силовых установок промышленности, для отопления и вентиляции производственных, жилых и общественных зданий, кондиционирования воздуха и бытовых нужд (горячего водоснабжения). Для производственных целей обычно требуется насыщенный пар давлением от 0,15 до 1,6 МПа. Однако чтобы уменьшить потери при транспортировке и избежать необходимости непрерывного дренирования воды из коммуникаций, с электростанции пар отпускают несколько перегретым. На отопление, вентиляцию и бытовые нужды с теплоэлектроцентрали обычно горячая вода поступает с температурой от 70 до 150 °С в городские тепловые сети и от 70 до 180 °С – в пригородные.

Различают местное и централизованное теплоснабжение. Система местного теплоснабжения обслуживает одно или несколько зданий, система централизованного – жилой или промышленный район. В системах местного теплоснабжения источниками тепла служат печи, водогрейные котлы, водонагреватели (в том числе солнечные) и т.п. В РФ наибольшее применение нашло централизованное теплоснабжение (в связи с этим термин "теплоснабжение" чаще всего употребляется применительно к системам централизованного теплоснабжения). Его основные преимущества перед местным теплоснабжением: значительное снижение расхода топлива и эксплуатационных затрат (например, за счет автоматизации котельных установок и повышения их КПД); возможность использования низкосортного топлива; уменьшение степени загрязнения воздушного бассейна и улучшение санитарного состояния населенных мест.

Централизованная система теплоснабжения включает в себя источник теплоты (промышленная и районная отопительная котельная, теплоэлектроцентраль), трубопроводы для транспортирования теплоты (паровые или водяные тепловые сети) и установки потребителей, использующие теплоту для технологических или бытовых нужд и присоединяемые к сети через тепловые пункты.

Централизованное теплоснабжение с ТЭЦ в качестве источника теплоты называется теплофикацией. Последняя благодаря комбинированной выработке электроэнергии и теплоты на ТЭЦ дает существенную экономию топлива.

Теплота на бытовые нужды (горячее водоснабжение) может подаваться с водой, поступающей к потребителю из тепловой сети, и с предварительно нагретой водопроводной водой. При горячем водоснабжении, осуществляемом сетевой водой, схему называют открытой, при горячем водоснабжении предварительно нагретой водопроводной водой — закрытой схемой.

Технологические потребители являются, как правило, круглогодовыми и имеют преимущественно ровный суточный график нагрузки (нефтеперегонные заводы, нефтехимические и химические комбинаты и др.). Некоторые теплопотребляющие предприятия работают в две смены и имеют ночной спад тепловой нагрузки. Подача пара технологическим потребителям осуществляется обычно по однотрубному паропроводу надземной прокладки.

Тепловая нагрузка электростанции, определяемая расходом теплоты на производственные процессы и бытовые нужды (горячее водоснабжение), практически не зависит от наружной температуры воздуха. Однако летом эта нагрузка несколько меньше, чем зимой. В то же время промышленная и бытовая тепловые нагрузки резко изменяются в течение суток. Кроме того, среднесуточная нагрузка электростанции при использовании теплоты на бытовые нужды в конце недели и предпраздничные дни значительно выше, чем в другие рабочие дни недели. Типичные графики изменения суточной тепловой нагрузки промышленных предприятий и горячего водоснабжения жилого района показаны на рис. 1.3 и 1.4.

Отопительная тепловая нагрузка, расход теплоты на вентиляцию и кондиционирование воздуха зависят от температуры наружного воздуха и имеют сезонный характер. Расход теплоты на отопление и вентиляцию наибольший зимой и полностью отсутствует в летние месяцы; на кондиционирование воздуха теплота расходуется только летом (поэтому расширение сферы применения кондиционированного воздуха приведет к повышению эффективности теплофикации).

Для крупных городских и пригородных ТЭЦ основным видом тепловой нагрузки является отопительная, и поэтому значение τ_макс. для них ниже числа часов использования максимума электрической нагрузки.



Рис. 1.3. График суточной тепловой нагрузки предприятий:

– – – лето; –––––– зима


Рис. 1.4. Суточные графики изменения расхода теплоты

на бытовые нужды района:

а – в рабочие дни недели; б – по субботам.
Потребление теплоты на горячее водоснабжение является круглогодичным, однако средняя нагрузка летом снижается относительно зимней на 15–25%. График нагрузки горячего водоснабжения Q_г в течение одних суток приведен на рис. 1.5 и подобен суточному графику потребления электроэнергии.

Ночью имеет место сильный спад нагрузки, затем утром – пик нагрузки, за которым следуют дневной спад примерно до среднесуточной нагрузки Q_ср и, наконец, вечерний пик. Суточные графики нагрузки горячего водоснабжения различны для различных дней недели. Особенно высокий вечерний пик эта нагрузка имеет в субботу.

Рис. 1.5. Суточный график нагрузки горячего

водоснабжения.
При расчете тепловых нагрузок принимается постоянная средненедельная нагрузка горячего водоснабжения, которая подсчитывается по нормам на одного жителя и затем суммируется.
1.8. Балансы мощности и энергии энергосистем
Процессы производства и потребления электроэнергии в энергосистемах в каждый момент времени происходят одновременно. Отсюда – должно иметь место соответствие между расходной частью баланса мощности, к которой относится мощность нагрузок с учетом потерь в сетях и собственных нужд электростанций, и его приходной частью, к которой относится располагаемая мощность электростанций (с учетом обменных перетоков между энергосистемами). Поскольку потребители электроэнергии имеют активно–индуктивную нагрузку, рассматривают балансы активной и реактивной мощности в электроэнергетической системе.

В условиях эксплуатации баланс мощности составляется на каждый час суток (диспетчерский график нагрузки) и на каждый месяц календарного года. При этом производится проверка достаточности в системе мощностей (активной и реактивной) для покрытия ее максимальной нагрузки в суточном, месячном и годовом разрезах.

При проектировании энергосистем баланс мощности составляется для определения суммарного необходимого ввода мощности на электростанциях и обмена потоками мощности с другими энергосистемами. Отличительной чертой здесь является многовариантность расчетов, определяемая различными прогнозами динамики роста или снижения энергопотребления, различными прогнозами развития структуры генерирующих мощностей.

Баланс активной мощности производится для периода прохождения абсолютного годового (зимнего) максимума нагрузки энергосистемы. При наличии в энергосистеме крупных сезонных потребителей электроэнергии или электростанций с сезонным изменением располагаемой мощности (ГЭС, ТЭЦ) производится проверка баланса для весенне–летнего сезона. Для энергосистем с большим удельным весом нерегулируемых по генерируемой мощности электростанций (АЭС) баланс активной мощности составляется и для минимальной нагрузки выходных дней.

Баланс активной мощности рассчитывается по формуле

,

где – суммарная располагаемая мощность энергосистемы;

– суммарная мощность потребителей в момент прохождения годового максимума.

Форма баланса мощности, используемая при проектировании энергосистем:

№ п/п	Наименование
1 2 3 4	Потребность Совмещенный максимум нагрузки энергосистемы Потери и необходимый резерв Передача мощности в другие системы (экспорт) Итого потребная мощность электростанций (1+2+3)
5 6 7 8 9 10	Покрытие Установленная мощность электростанций Неиспользуемая мощность и резерв (ограничения в использовании) Располагаемая мощность, в том числе ГЭС, КЭС, ТЭЦ (5 – 6) Получение мощности из других систем (импорт) Итого покрытие (7+8) Избыток (+) или дефицит (–) мощности (9 – 4)

Расходная часть баланса мощности (потребность) приводится к той или иной ступени номинального напряжения в зависимости от принадлежности системы к конкретному иерархическому уровню электроснабжения. Для РЭС это приведение обычно осуществляется к шинам 110 кВ, для ОЭС – 220 кВ. При приведении к ступени U расчетная активная мощность определяется путем суммирования нагрузок потребителей с учетом коэффициентов разновременности максимумов , соответствующих всем более низким ступеням напряжения

,

где – суммарная максимальная мощность потребителей энергосистемы, включая постоянно присоединенную нагрузку смежных районов соседних РЭС за вычетом нагрузки, постоянно присоединенной к смежным районам других РЭС.

При перспективном проектировании, когда точные графики нагрузок потребителей могут быть неизвестны, используют среднестатистические значения коэффициентов разновременности максимумов для конкретных ступеней напряжений: .

Второй составляющей расходной части баланса активной мощности являются суммарные потери мощности при передаче и распределении электроэнергии (потери в ЛЭП и силовых трансформаторах), приближенно оцениваемые как некоторая доля суммарной расчетной мощности:

,

где – эквивалентный коэффициент, учитывающий потери в сетях всех номинальных напряжений энергосистемы.

К этой же составляющей относят необходимый расчетный резерв активной мощности.

Суммарная эквивалентная нагрузка энергосистемы:

.

Третья составляющая расходной части баланса – экспортируемая мощность в другие энергосистемы того же иерархического уровня по межсистемным ЛЭП (включая экспорт), выдаваемая в режиме максимальной нагрузки (задается энергообъединением более высокого уровня).

Таким образом, потребная активная мощность энергосистемы

.

Приходная часть баланса активной мощности (покрытие) формируется на основании технико–экономических расчетов по выбору структуры генерирующих мощностей, т.е. расчетов по обоснованию состава, местоположения, основных параметров (типа, единичной мощности, количества агрегатов), вида используемого топлива и очередности строительства электростанций на рассматриваемую перспективу.

Определение оптимального развития генерирующих мощностей производится в увязке с оптимизацией топливно–энергетического комплекса (ТЭК) страны. В результате оптимизации ТЭК по ЕЭС в целом и каждой ОЭС определяются оптимальные диапазоны суммарных мощностей АЭС, КЭС и ТЭЦ на разных видах органического топлива, общая мощность ГЭС и специализированных пиковых установок, а также оптимальные размеры перетоков мощности и энергии между ОЭС.

В основе формирования приходной части активной мощности энергосистемы лежит суммарная установленная мощность генераторов электростанций энергосистемы как сумма номинальных мощностей генераторов:

,

где k – число электростанций энергосистемы;

n – число генераторов j–й электростанции;

– установленная мощность j–й электростанции.

Суммарная располагаемая мощность генераторов энергосистемы меньше установленной мощности на значение резервной и неиспользуемой мощности:

.

Суммарная необходимая резервная мощность предназначена для проведения плановых текущих ремонтов основного оборудования электростанций, а также для покрытия дефицита мощности в системе (оперативный резерв) :

.

Мощность приближенно оценивается в 4…6 % от . Дополнительного резерва для капитальных ремонтов не предусматривается, т.к. они выполняются в летний период, когда имеются провалы в графике месячных максимальных нагрузок.

Оптимальный оперативный резерв энергосистемы в России составляет 5…10 % от , причем меньшее значение соответствует более крупным энергосистемам.

Причиной неиспользования мощности является в основном неполное освоение в эксплуатации агрегатов, параметры которых не соответствуют номинальным значениям. В целом эта мощность не превышает 1 % от .

Располагаемую мощность генераторов энергосистемы дополнительно уменьшают на суммарную нагрузку собственных нужд электростанций (1–5 % в зависимости от типа и мощности электростанций).

Мощность, выдаваемая с шин электростанций системы:

.

Полная располагаемая мощность энергосистемы складывается из мощности, выдаваемой генераторами, и мощности, импортируемой из соседних энергосистем:

.

Баланс активной мощности считается удовлетворительным, если отклонение приходной части баланса от расходной не превышает половины мощности наиболее крупного из вводимых агрегатов. Дефициты или избытки мощности в указанных пределах рассматриваются как случайные отклонения, лежащие в пределах точности прогноза.

Баланс реактивной мощности определяется аналогично условию для активных мощностей. Суммарное потребление реактивной мощности определяется реактивной нагрузкой потребителей и потерями реактивной мощности в линиях и трансформаторах электрических сетей. При этом доля потерь реактивной мощности достаточно высока и достигает 50 % в общем потреблении. Располагаемая реактивная мощность генераторов электростанций составляет 0,5–0,75 квар на 1 кВт установленной мощности и недостаточна для покрытия общей потребности энергосистемы в реактивной мощности. Обеспечение баланса реактивной мощности требует установки непосредственно у потребителей источников реактивной мощности (компенсирующих устройств). В сетях 35–110 кВ передача реактивной мощности влияет на степень падения напряжения в элементах сети и условия регулирования напряжения. В сетях 220 кВ и выше с достаточно протяженными и сильно загруженными ЛЭП обеспечение баланса реактивной мощности является важнейшим условием, гарантирующим статическую устойчивость энергосистемы в нормальных и послеаварийных режимах.

Баланс электроэнергии энергосистем составляется:

• 
  для проверки возможности выработки требуемого количества электроэнергии в течение года электростанциями, учтенными в балансе мощности;
  
• 
  для определения потребности энергосистемы в топливе;
  
• 
  для определения потоков энергии между энергосистемами.
  

Расходная часть баланса энергии складывается из суммарного электропотребления данной энергосистемы (с учетом собственных нужд электростанций и потерь в сетях), расхода энергии на заряд гидроаккумулирующих электростанций (ГАЭС) и планируемой передачи электроэнергии в другие энергосистемы.

Приходная часть баланса энергии включает в себя выработку электроэнергии всеми электростанциями системы и планируемое получение энергии из других энергосистем. Выработка ГЭС учитывается в балансе по среднему значению за несколько лет.

Для энергосистем с большим удельным весом ГЭС (30 % и более) производится проверка баланса также и для условий гарантированной в условиях маловодного года 95 %–ной обеспеченности выработки электроэнергии гидроэлектростанциями.

Распределение годовой выработки электроэнергии между тепловыми электростанциями производится исходя из их экономичности, обеспеченности ресурсами, стоимости различных видов топлива.

Для приближенных расчетов выработка отдельными типами электростанций может оцениваться по годовым числам часов использования их установленной мощности.

Баланс энергии считается удовлетворительным, если число часов использования среднегодовой располагаемой мощности тепловых электростанций в среднем не превышает 6500 часов. При меньших значениях числа часов использования необходимо предусматривать либо мероприятия по разгрузке электростанций, либо по передаче избытков электроэнергии в смежные энергетические системы.