Баклушин Експлуатация АЕС 2011

1)уменьшить суммарную установленную мощность электростанций в системе;

2)увеличить единичные мощности агрегатов;

3)повысить экономичность выработки электроэнергии;

4)более полно и рационально использовать гидроэнергетические ресурсы;

5)повысить надежность электроснабжения потребителей;

6)повысить качество электроэнергии.

Кратко поясним указанные положения.

1.3.1. Снижение суммарной установленной мощности. Это сни-

жение объясняется рядом причин.

Во-первых, установленная мощность системы должна быть достаточной для покрытия максимальных нагрузок потребителей. Каждый из них имеет свой график изменения нагрузки в течение суток со своим максимумом. Однако максимум суммарной нагрузки, т.е. максимум нагрузки системы, меньше, чем сумма максимумов нагрузок отдельных потребителей. Это объясняется

		несовпадением во				времени
		отдельных максимумов из-
		за различных условий рабо-
		ты потребителей (рис. 1.1).
		Поэтому чем большая сово-
		купность			потребителей
		электрической энергии объ-
		единяется		энергосистемой,
		чем больше			различаются
		характеристики этих потре-
		бителей,	тем		относительно
		меньше максимум ее гра-
		фика нагрузки, т.е. тем
		меньше может быть сум-
		марная			установленная
		мощность станций.
		Кстати, чтобы не воз-
	Рис. 1.1. График суточной электриче-	вращаться к этому вопросу.
		На рис. 1.1		изображена ти-
	ской нагрузки промышленного района
		пичная	двугорбая			кривая

21

суточной нагрузки энергосистемы с вечерним и утренним максимумами и небольшим дневным и глубоким ночным провалами; показаны основные потребители. Ясно, что в зависимости от того, какого вида нагрузка преобладает в данном регионе, суточный график этой региональной системы и ОЭС, в состав которой она входит, может заметно отличаться от представленного на рис 1.1.

В идеальном случае всякая энергосистема должна располагать энергетическим оборудованием, способным работать в условиях своего графика нагрузок.

Поясним некоторые термины, которые будут употребляться в дальнейшем. В суточном графике нагрузки обычно выделяются три характерные зоны: базовая, полупиковая и пиковая (рис. 1.2).

	Базовая	зона лежит	ниже
	уровня минимальной нагрузки.
	Отношение	минимальной	на-
	грузки к ее максимальному зна-
	чению называется коэффициен-
	том неравномерности графика
	нагрузки. Для графика на рис.
	1.2 он равен 0,6.
	Если на	графике провести
	линию, соответствующую сред-
	ней нагрузке, то область, лежа-			Рис. 1.2. Зоны графика электрической
	щая выше ее, называется пико-
				нагрузки:
	вой зоной.	Отношение средней		1 – минимальная нагрузка;
	нагрузки к максимальной назы-			2 – средняя нагрузка

вается плотностью графика. Для графика, представленного на рис. 1.2, плотность составляет 0,83. В

некоторых источниках (в частности, [26]) предлагается считать нижней границей пиковой области минимальную мощность во время дневного спада нагрузки.

Наконец, область графика, расположенная между пиковой и базовой зонами, называется полупиковой.

Во-вторых, в энергетических системах, охватывающих обшир-

ные географические районы, несовпадение по времени максиму-

мов нагрузки потребителей вызывается также расположением нагрузок в различных часовых поясах. Так, вечерний максимум нагрузки в ОЭС Урала наступает на 2 ч раньше, чем в ОЭС Центра,

22

поэтому упоминавшиеся выше ЛЭП-500 позволяют производить маневр энергией. В целом такое перераспределение энергии позволяет сэкономить в ЕЭС до 5−6 ГВт мощности.

В-третьих, исходя из требований, предъявляемых к надежности обеспечения потребителей энергией, в системе должен предусматриваться резерв мощностей на случай ремонтов агрегатов, отказов оборудования или энергоблоков станций, аварий в системе. Обычно считается, что величина этого резерва должна составлять 13−15 % мощности системы. Очевидно, что при параллельной работе электростанций резервные мощности будут общими. Поэтому относительную величину резерва можно уменьшить, не поступаясь надежностью электроснабжения.

Наконец, в-четвертых, возможна взаимная помощь систем в случае неодинаковых сезонных изменений мощности станций, в частности гидростанций, находящихся в разных регионах, а также неодинаковых сезонных изменениях нагрузки.

1.3.2. Возможность увеличения мощности агрегатов. В энерге-

тике имеется постоянная тенденция увеличения мощности блоков или отдельных агрегатов. Это объясняется тем, что с возрастанием мощностей блоков улучшаются их технико-экономические характеристики, снижается как стоимость сооружения станций, так и удельная стоимость выработки электроэнергии. Например, по оценкам, увеличение мощности блока в два раза дает снижение капитальных вложений на ~ 20 %.

Однако внезапное неплановое отключение какого-либо мощного энергоблока, станции или линии электропередачи вызовет возмущение в системе и переходной процесс, связанный с необходимостью перераспределения нагрузки между оставшимися в работе станциями, агрегатами, ЛЭП. Возмущение будет тем меньше, чем меньшую долю от общей мощности системы составляет отключившаяся часть.

С учетом требований к устойчивости и надежности работы энергосистемы мощность наиболее крупного агрегата в ней, как показывает практика, не должна превышать 2−2,5 % установленной мощности системы [19]. Именно поэтому мощность блоков и агрегатов, работающих в энергосистемах, растет вместе и вслед за

23

мощностью систем. При большей мощности последних можно использовать и более мощные энергоблоки.

Отметим сразу, что на допустимую величину мощности блока влияют также состояние электрических сетей и пропускная способность линий электропередачи. В случае отключения крупного энергоблока необходимо компенсировать «выпавшую» мощность за счет перераспределения потоков энергии, перетока ее из других систем, может быть, отключения части потребителей. Важно, чтобы сетевое хозяйство могло выдержать возникающие в таких ситуациях переходные и аварийные режимы, а они, очевидно, также напрямую связаны с величиной исходного возмущения.

1.3.3.Надежность электроснабжения потребителей. Надежность электроснабжения при наличии системы заметно повышается за счет работы большего числа агрегатов, закольцовывания линий электропередачи, внедрения систем релейной защиты и автоматики, диспетчерского управления, а также правильного выбора оперативной схемы электрических соединений с учетом реального состояния элементов энергосистемы (станций, подстанций, ЛЭП). Пояснения, по-видимому, требует только термин «закольцовывание».

Его не надо понимать буквально. Он означает только то, что от каждой станции отходит две-три, а иногда и больше ЛЭП, которые сообщают станцию с разными участками энергосистемы; к каждому ответственному потребителю энергия поставляется по двумтрем ЛЭП, также подключенным к разным участкам системы. Так образуются как бы кольца, при разрыве которых в какой-то одной точке энергия потребителю может быть подана с другой стороны. Поэтому аварийное отключение одной линии не может нарушить стабильность энергоснабжения, хотя возможно вызовет ограничение отдаваемой или потребляемой мощности.

На повышение надежности благоприятно влияет уже упоминавшаяся возможная взаимопомощь систем при неодинаковых сезонных изменениях нагрузки и располагаемой мощности электростанций, в частности ГЭС.

1.3.4.Повышение экономичности выработки энергии. Это повы-

шение объясняется следующим.

24

Мощность агрегатов изолированной станции, как уже говорилось, должна быть рассчитана на покрытие максимума нагрузки. Но вследствие неравномерности графиков нагрузки агрегаты такой станции в течение значительной части времени будут работать с недогрузкой, т.е. в неэкономичном режиме (с ухудшенным КПД, с бóльшими удельными затратами на выработку энергии).

В энергосистемах при снижении (или, как говорят, провалах)

нагрузки, во-первых, можно маневрировать числом и мощно-

стью включенных в сеть агрегатов или блоков. Часть блоков (агрегатов) станций на время провала можно отключить, зато для оставшихся в работе обеспечить более экономичный режим. Вовторых, следует учитывать, что различные электростанции и энергоблоки имеют неодинаковые экономические характеристики выработки электроэнергии. В системе с возрастанием нагрузки стремятся в первую очередь загружать блоки и агрегаты с лучшими экономическими показателями, улучшая тем самым и показатели системы в целом.

1.3.5. Улучшение использования ГЭС. Как известно, расход во-

ды в реках в течение года колеблется в больших пределах. ГЭС, работающие изолированно, могут обеспечить надежное снабжение потребителей электроэнергией только в том случае, когда их суммарная мощность определена по минимальному гарантированному расходу воды, который, кстати, колеблется от года к году. Для ГЭС европейской части России минимальный расход приходится на лето и определяется количеством осадков. При этом в период весеннего паводка значительную часть воды придется сбрасывать помимо турбин.

Включение ГЭС в систему, параллельная работа их с ТЭС и АЭС позволяют использовать гидроэнергию наилучшим способом, поддерживая нагрузку потребителей при снижении расхода воды за счет ТЭС и АЭС, и максимально использовать водоток в период паводка, отключая блоки ТЭС.

Кроме того, агрегаты ГЭС обладают хорошей маневренностью, облегчая режимы работы ТЭС и АЭС при необходимости изменения нагрузки системы.

25

1.4. О проблемах, возникающих при создании систем

Нельзя не сказать о том, что объединение станций в энергосистемы вносит определенные усложнения в их эксплуатацию, связанные с необходимостью обеспечивать надлежащее качество отпускаемой энергии, надежность и экономичность работы всех звеньев системы. К числу задач, возникающих в связи с объединением электростанций, относятся, в частности:

1)регулирование частоты и связанное с ним перераспределение активной мощности в системе;

2)регулирование напряжения в сетях, связанное с перераспределением реактивной мощности в системе;

3)обеспечение устойчивой параллельной работы электростанций, соединенных между собой линиями электропередачи большой протяженности;

4)экономически оправданное распределение потоков активной

иреактивной мощности в сложных сетях системы, направленное на снижение потерь электрической энергии в сетях;

5)быстрая ликвидация ненормальных и аварийных режимов в системе.

Активной принято считать мощность, непосредственно потребляемую из сети, которая затем преобразуется в механическую, тепловую, химическую и другие виды энергии. Характеризуя систему электроснабжения, всегда имеют в виду активную мощность.

Величина реактивной мощности (см. раздел 3.4) связана с емкостными и индуктивными свойствами системы передачи и потребления электрической энергии. А поскольку пропускная способность и потери мощности в линиях связи зависят от суммарной величины передаваемой активной и реактивной мощности, то последнюю необходимо учитывать и при проектировании энергосистем, и при разработке их суточных режимов.

Частично указанные проблемы будут рассмотрены ниже.

26

1.5. Управление энергосистемами

Как уже упоминалось, особенностью электроэнергетики является то, что процесс производства, распределения и потребления энергии не может быть закончен на отдельной станции, он завершается в энергосистеме, все части которой, включая АЭС, работают в тесной взаимосвязи между собой. Взаимосогласованную работу этих частей обеспечивают диспетчерские службы энергосистем.

1.5.1. Создание диспетчерских служб

Диспетчерское управление в энергосистемах развивалось вместе с самими системами. Сначала диспетчерские службы создавались в районных (региональных) энергосистемах. Сейчас они называются региональными диспетчерскими управлениями (РДУ) соответствующего АО-энерго. Затем создание объединенных энергосистем (ОЭС) потребовало организации объединенных диспетчерских управлений (ОДУ), координирующих работу соответствующих региональных систем. Наконец, создание единой энергосистемы страны – центрального диспетчерского управления (ЦДУ ЕЭС), координирующего в свою очередь работу ОЭС. Сейчас ЦДУ называется так: «Системный оператор – центральное диспетчерское управление ЕЭС». РДУ и ОДУ являются филиалами СО–ЦДУ ЕЭС.

В СССР диспетчерские службы в энергетике впервые были созданы в 1926 г. в Московской и Ленинградской энергосистемах, а затем в Донбасской, Свердловской и др. Для оперативного управления параллельной работой Днепровской и Донбасской энергосистем в 1940-м была организована диспетчерская служба Юга, в 1942-м − Объединённое диспетчерское управление (ОДУ) Урала (Свердловская, Челябинская, Пермская энергосистемы), в 1945-м − ОДУ Центра (Московская, Горьковская, Ивановская, Ярославская энергосистемы). Сооружение в 1956 г. линии электропередачи Куйбышевская ГЭС – Москва послужило началом формирования ЕЭС европейской части СССР. Создание ОЭС Сибири и Средней Азии, присоединение на параллельную работу к ЕЭС ОЭС Закавка-

27

зья, Казахстана и Сибири вызвало необходимость в организации центрального диспетчерского управления ЕЭС СССР (1967).

1.5.2. Структура и функции диспетчерских служб

Оперативно-диспетчерское управление организовано по иерархическому принципу, предусматривающему разделение функций оперативного контроля и управления между отдельными уровнями, а также подчиненность нижестоящих уровней управления вышестоящим. Управление осуществляется с диспетчерских пунктов и щитов, оборудованных средствами диспетчерского и технологического управления и системами контроля, а также укомплектованных оперативными схемами.

Функции оперативно-диспетчерского управления выполняют (применительно к АЭС):

•в единой энергосистеме – СО–ЦДУ ЕЭС;

•в объединенной энергосистеме – ОДУ;

•в региональной энергосистеме – РДУ;

•на атомных станциях – начальник смены АЭС (НС АЭС), на некоторых станциях он называется дежурным диспетчером АЭС (ДД АЭС).

Принципиальная схема такого четырехуровневого диспетчерского управления на примере к Смоленской АЭС представлена ниже на рис. 1.3.

Задачи диспетчерского управления (согласно ОПЭ АС):

•планирование и ведение режимов работы электростанций, сетей и энергосистем, обусловливающих бесперебойность энергоснабжения потребителей;

•обеспечение устойчивости энергосистем;

•выполнение требований к качеству электрической энергии и тепла;

•обеспечение экономичности работы энергосистем и рационального использования энергоресурсов при соблюдении режимов потребления;

•предотвращение и ликвидация аварий и других технологических нарушений при производстве, преобразовании, передаче и распределении электрической энергии и тепла.

28

Рис. 1.3. Принципиальная схема диспетчерского управления на примере Смоленской АЭС:

ДЭС – диспетчер электросетей, ДИ – дежурный инженер электростанции (должность на ТЭС, соответствующая НС АЭС)

Соответственно и на каждой АЭС организовано круглосуточное управление оборудованием, задачами которого являются:

•ведение требуемого режима работы;

•производство переключений, пусков и остановов;

•локализация аварий и восстановление режима работы энергоблоков, тепловых сетей;

•подготовка к производству ремонтных работ, вывода оборудования и последующего ввода в работу.

Наконец, в эксплуатирующей организации АЭС России – ОАО «Концерн Росэнергоатом» – также организован круглосуточный оперативный контроль за работой АЭС в части:

•обеспечения выполнения объема производства электроэнергии и тепловой энергии атомными станциями;

•состояния основного оборудования энергоблоков;

•выполнения графиков ремонтных работ и соответствия графиков ремонтных работ поданным заявкам;

29

•организации системы оказания экстренной помощи АС;

•непревышения пределов безопасной эксплуатации энергоблоков АС, состояния систем безопасности и радиационной обстановки на промплощадке АС, в санитарно-защитной зоне (СЗЗ) и зоне наблюдения (ЗН);

•выполнения расчетных диспетчерских графиков несения электрической нагрузки, баланса Федеральной службы тарифов (ФСТ) по выработке электроэнергии.

Диспетчер ЦДУ ЕЭС России несет ответственность за поддержание частоты в ЕЭС России. При этом диспетчеры ОЭС, работающие в составе ЕЭС России, и энергосистем, входящих в состав ОЭС, отвечают за выполнение заданий по рабочей мощности электростанций, несение ими заданной нагрузки и непревышение потребителями заданного предельного потребления в часы максимума нагрузок. А начальники смен (дежурные инженеры) электростанций отвечают за выполнение заданий по рабочей мощности и несение электростанциями заданной нагрузки.

1.5.3.Взаимоотношения диспетчерской службы

иперсонала электростанций

Взаимоотношения персонала различных уровней диспетчерского управления регламентированы типовыми положениями и местными инструкциями. В частности, взаимоотношения между АЭС и региональной энергосистемой устанавливаются «Положением о технических, производственных и оперативно-диспетчерских отношениях АЭС с [соответствующим] РДУ», разработанным на основе «Типового положения о технических, производственных и оперативно-диспетчерских отношениях АС и концерна «Энергоатом» с энергосистемами, ОДУ, СО–ЦДУ ЕЭС». Для конкретной АЭС Положение о взаимоотношениях утверждается руководителями станции и региональной энергосистемы. Чтобы в диспетчерской службе знали возможности АЭС (максимальная и минимальная мощность, скорость ее изменения и т.п.), им заранее передаются соответствующие документы, в частности эксплуатационный регламент.

30