Покрытие электрической нагрузки энергосистемы

Главный закон функционирования любой энергосистемы — непрерывное обеспечение баланса спроса и предложения на электроэнергию путем оперативного покрытия графика нагрузки соответствующей выработкой электроэнергии на генерирующих источниках с гарантированной поставкой ее в узлы потребления. В случае нарушения этого закона в энергосистеме изменяются частота сети переменного тока и расчетные уровни напряжения, что может привести к массовым отключениям потребителей или выходу из строя генерирующего, передающего и распределительного оборудования и электроустановок потребителей.

Эффективность покрытия неравномерных графиков нагрузки энергосистемы определяется в первую очередь составом и характеристиками энергоблоков электростанций энергосистемы. В ОЭС Беларуси установленная генерирующая мощность электростанций, равная 7,95 ГВт, почти вся приходится на ТЭС (доля ГЭС — менее 0,2%, АЭС и ГАЭС отсутствуют, хотя в 2016 г. планируется ввод в действие первого блока 1 ГВт АЭС, а позже и второго блока) и распределена приблизительно в отношении 37:63 между КЭС и ТЭЦ. Таким образом, на сегодня покрытие графиков нагрузки за счет собственной генерации в энергосистеме возможно только на энергоблоках ТЭС. С учетом того что ежегодно в ремонте находится в среднем 1 ГВт генерирующей мощности, для покрытия графиков нагрузки остается 6,95 ГВт (при возможном максимуме нагрузки в холодные зимние дни выше 6 ГВт).

В базисной, наиболее экономичной части СГН в энергосистемах с преобладанием ТЭС работают, как правило, ТЭЦ, покрывающие в ОП не только электрическую, но и тепловую нагрузку. ТЭЦ имеют по сравнению с КЭС более низкие удельные затраты топлива (УЗТ) на выработку 1 кВт*ч электроэнергии (на 50−60% ниже). Маневренные же, но менее экономичные (относительно комбинированной, но не раздельной выработки энергии) энергоблоки КЭС используются для покрытия полупиковой и пиковой зон СГН.

В регулировании электрической нагрузки энергоблоками ТЭС наиболее широкое применение получили следующие способы:

• * разгружение энергоблока в пределах регулировочного диапазона нагрузок — от номинальной Nном или максимальной Nмакс нагрузки блока до его технического минимума Nтм, который зависит от типа блока и сжигаемого топлива (например, газомазутные блоки 300 МВт Лукомльской ГРЭС позволяют иметь Nмакс = 330 МВт и Nтм = 120 МВт, т. е. разгрузка для них возможна на 60% от Nном; в эксперименте достигался даже минимум в 90 МВт) — с работой на частичных нагрузках;
• * останов энергоблока на период прохождения минимальной нагрузки энергосистемы с последующим пуском (ОПР) из «холодного» состояния (в ночной провал при суточном регулировании и/или выходные и праздничные дни при недельном регулировании);
• * перевод энергоблока в режим горячего вращающегося резерва (ГВР), или так называемый режим частичных оборотов турбогенератора (до 800−1 000 об/мин против номинальных 3 000 об/мин для генераторов с одной парой полюсов).

Существуют и другие способы регулирования или резервирования мощности, причем для теплофикационных энергоблоков их гораздо больше, чем для конденсационных. В частности, для первых могут использоваться режимы разгрузки по электрической мощности как с сохранением отпуска энергии по тепловому графику, так и с его понижением. В ОЭС Беларуси преимущественное использование получили первые два способа резервирования мощности при покрытии соответственно СГН и НГН.