Оценка маневренных возможностей энергогенерирующих установок для обеспечения качества электроэнергии
Дана оценка маневренных свойств электрогенерирующих установок для обеспечения устойчивости Объединенной энергосистемы Украины и качества вырабатываемой электроэнергии....
Saved in:
| Date: | 2007 |
|---|---|
| Main Authors: | , |
| Format: | Article |
| Language: | Russian |
| Published: |
Інститут загальної енергетики НАН України
2007
|
| Subjects: | |
| Online Access: | https://nasplib.isofts.kiev.ua/handle/123456789/3098 |
| Tags: |
Add Tag
No Tags, Be the first to tag this record!
|
| Journal Title: | Digital Library of Periodicals of National Academy of Sciences of Ukraine |
| Cite this: | Оценка маневренных возможностей электрогенерирующих установок для обеспечения качества электроэнергии / В.М. Ковецкий, М.М. Ковецкая // Пробл. заг. енергетики. — 2007. — № 16. — С. 47-53. — Бібліогр.: 14 назв. — рос. |
Institution
Digital Library of Periodicals of National Academy of Sciences of Ukraine| _version_ | 1859820366706245632 |
|---|---|
| author | Ковецкий, В.М. Ковецкая, М.М. |
| author_facet | Ковецкий, В.М. Ковецкая, М.М. |
| citation_txt | Оценка маневренных возможностей электрогенерирующих установок для обеспечения качества электроэнергии / В.М. Ковецкий, М.М. Ковецкая // Пробл. заг. енергетики. — 2007. — № 16. — С. 47-53. — Бібліогр.: 14 назв. — рос. |
| collection | DSpace DC |
| description | Дана оценка маневренных свойств электрогенерирующих установок для обеспечения устойчивости Объединенной энергосистемы Украины и качества вырабатываемой электроэнергии.
|
| first_indexed | 2025-12-07T15:25:05Z |
| format | Article |
| fulltext |
ПРОБЛЕМИ ЗАГАЛЬНОЇ ЕНЕРГЕТИКИ • №16/2007 47
СИСТЕМНІ ДОСЛІДЖЕННЯ ТА КОМПЛЕКСНІ ПРОБЛЕМИ ЕНЕРГЕТИКИ
ОЦЕНКА МАНЕВРЕННЫХ ВОЗМОЖНОСТЕЙ
ЭЛЕКТРОГЕНЕРИРУЮЩИХ УСТАНОВОК ДЛЯ ОБЕСПЕЧЕНИЯ
КАЧЕСТВА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ
УДК 621.311.2
В.М. КОВЕЦКИЙ (Институт общей энергетики НАН Украины, Киев), М.М. КОВЕЦКАЯ, канд.
техн. наук (Институт технической теплофизики НАН Украины, Киев)
Дана оценка маневренных свойств электрогенерирующих установок для обеспечения устойчивости Объединенной
энергосистемы Украины и качества вырабатываемой электроэнергии.
Экспортный потенциал поставок электро-
энергии Украины в страны ЕС (6,3 ГВт) сдержи-
вается жесткими требованиями к ее качеству.
Стандарты надежности энергообеспечения и ка-
чества электроэнергии, действующие в Запад-
ной Европе, существенно превышают украин-
ские и определяются уровнем развития высоко-
технологических процессов. Так, допустимые
отклонения частоты в Европейский энергосис-
теме UCTE составляют ±0,02 Гц, а в соответс-
твии с украинскими стандартами ±0,2 Гц
(ДСТУ 13109-97).
Объединенная энергосистема (ОЭС) Украи-
ны работала в разных условиях. До 1998 года
она была объединена для параллельной работы
с ЕЭС России, с 1998-го по 20 августа 2001 года
была отключена от нее и работала в автономном
режиме, после чего была вновь объединена с
ЕЭС России и работает в таком режиме по нас-
тоящее время. Анализ работы ОЭС Украины по
суточным графикам средних рабочих дней каж-
дого месяца, опубликованных в журнале "Энер-
гобизнес", как в условиях автономной, так и па-
раллельной работы с ЕЭС России, показал, что
продолжительность пиковой нагрузки в летний
период составляет 3-4 часа, в зимний – до 7 ча-
сов. Наибольшая величина пиковой нагрузки
среднего рабочего дня приходится на вечернее
время и достигает 3,2 ГВт, что составило 17,3%
при среднедневной нагрузке 18,5 ГВт, скорости
набора мощности 17,7 МВт/мин. Наибольшая
скорость роста пиковой нагрузки – 22,5
МВт/мин. Наибольшее снижение нагрузки в
ночное время среднего рабочего дня в полупи-
ковой части графика электрических нагрузок
составляет 4,3 ГВт, при этом скорость снижения
нагрузки – 14,3 МВт/мин. Наибольшая ско-
рость набора и снижения полупиковой нагрузки
– 21,6 МВт/мин. Годовая продолжительность
пиковой нагрузки составляет в среднем 1800 ча-
сов, а полупиковой – 3850 часов. В автономных
условиях работы ОЭС Украины частота тока ко-
лебалась в пределах 49,0-50,5 Гц. Нижний пре-
дел частоты тока 49,0 Гц определяется условия-
ми безаварийной работы энергоблоков АЭС.
После перехода на параллельную работу с ЕЭС
России и стабилизации частоты тока на уровне
50±0,1 Гц данные о ее значениях в печати не
приводятся.
Анализ суточных и годовых графиков работы
ОЭС Украины в автономном режиме позволяет
отметить негативное влияние на обеспечение
графика электрической нагрузки и требуемого
качества частоты электроэнергии следующих
факторов:
– наличие на ТЭС Украины основного элек-
трогенерирующего оборудования, выработав-
шего нормативный срок непрерывной работы
(30 лет), что увеличивает количество внеплано-
вых остановок;
– неустойчивая работа пылеугольных паро-
вых котлов на нерасчетном топливе – угле низ-
кого качества приводит к интенсивному износу
поверхностей нагрева котлов, уменьшает их па-
ропроизводительность, увеличивает сроки и
затраты на ремонты, не позволяет стабильно ра-
ботать в полупиковой части суточных графиков
электрических нагрузок;
– недостаток средств для модернизации, и
тем более реконструкции, основного и вспомо-
гательного оборудования энергоблоков ТЭС, а
также на закупку топлива и создания резерва на
угольных складах;
– использование ГЭС не только для поддер-
жания требуемой частоты тока и обеспечения
пиковых нагрузок, но и для восполнения мощ-
ности энергосистемы при отсутствии топлива на
ТЭС.
Анализ графиков работы ОЭС Украины пос-
ле подключения к ЕЭС России позволяет кон-
статировать:
1. В ОЭС Украины сохранились все ранее
рассмотренные проблемы.
2. Передача управления ОЭС Украины ЕЭС
России, закупка пиковой электрической мощ-
ности от Волжского каскада ГЭС и максималь-
ное использование ранее существующих линий
электропередач для перетока мощности позво-
48 ПРОБЛЕМИ ЗАГАЛЬНОЇ ЕНЕРГЕТИКИ • №16/2007
лила стабилизировать частоту тока 50±0,1Гц,
компенсировать аварийное отключение энер-
гоблоков ТЭС и более рационально использо-
вать гидроресурсы отечественных ГЭС.
3. Стабилизация частоты тока в ОЭС Украины
с отклонениями ±0,1Гц не позволяет энергосис-
теме подключиться для параллельной работы с
Объединенной энергосистемой Европы, увели-
чить экспорт электроэнергии и зарабатывать
средства для реабилитации энергохозяйства.
Ежесуточные пуски и остановы энергоблоков
мощностью 160–800 МВт не всегда целесооб-
разны из-за неблагоприятных пусковых харак-
теристик оборудования, спроектированного для
базовых режимов работы. Снижение мощности
на энергоблоках 300 МВт и больше на время до
семи часов, соответствующее ночному провалу
электропотребления, экономически выгоднее
остановки энергоблоков на это же время [1].
Надежность работы энергоблоков ТЭС на по-
ниженных нагрузках определяется в основном
надежностью работы котельных агрегатов, так
как ограничений по работе турбин в рассматри-
ваемом диапазоне допустимых нагрузок котла
практически нет. Для пылеугольных энергобло-
ков основным фактором, ограничивающим диа-
пазон разгрузок, является топочный режим кот-
лов, устойчивость которого зависит от вида, ка-
чества сжигаемого топлива и конструктивных
особенностей топочных устройств. Энергобло-
ки, работающие на разных видах топлива, имеют
различные диапазоны разгрузок и различную
продолжительность работы при низких нагруз-
ках.
Для паровых котлов мощностью 160-300
МВт с жидким шлакоудалением минимальные
допустимые нагрузки составляют: при исполь-
зовании Донецких углей Т, Г, АШ 70-75%Nном
неограниченно во времени; при использовании
Львовско-Волынских углей – 65%Nном неогра-
ниченно во времени и 40%Nном не более двух ча-
сов. Для котлов с твердым шлакоудалением ми-
нимальные допустимые нагрузки для Донецких
углей Г, Д составляют 75%Nном, а Львовско-Во-
лынских 50%Nном без ограничений по времени.
Для энергоблоков, работающих на низкореакци-
онных топливах, устойчивость режимов при по-
ниженных нагрузках обеспечивается подсвет-
кой газом или мазутом. Энергоблоки, работаю-
щие на жидком и газообразном топливе, позво-
ляют существенно расширить диапазон нагру-
зок по сравнению с пылеугольными. Минималь-
ные допустимые нагрузки для газомазутных
энергоблоков составляют 40-50%Nном без огра-
ничений во времени. Приведенные величины
минимальных допустимых нагрузок энергобло-
ков не охватывают работы дубль-блоков при ра-
боте с одним из двух паровых котлов.
Маневренные возможности энергоблока оп-
ределяются не только величиной изменения
нагрузки, но и скоростью ее изменения. При
скачкообразном изменении нагрузки увеличи-
ваются маневренные возможности энергоблока.
Величина скачка нагрузки определяется проч-
ностными свойствами стопорных и регулирую-
щих клапанов цилиндра высокого давления
(ЦВД) паровой турбины. В таблице приведены
предельно допустимые значения начального
скачка нагрузки (∆N) и скорости последующего
изменения нагрузки (dN/dτ) в том же направле-
нии для турбин мощностью 160-800 МВт при
плановом и неплановом изменении нагрузки в
регулировочном диапазоне и условии сохране-
ния номинальных параметров пара [2, 3].
Увеличение скорости набора мощности до
7...8% Nном/мин возможно путем замены сущес-
твующей конструкции цилиндра высокого дав-
ления паровой турбины с горизонтальным ра-
зъемом и массивным фланцевым соединением
на конструкцию “горшкового” типа (фирма Sie-
mens) с внутренним цилиндром, имеющим гори-
зонтальный разъем, и внешним – более тонкос-
тенным, имеющим вертикальный разъем в зоне
наименьшего давления пара.
Приведенные в таблице нормы скорости пла-
нового изменения нагрузки турбины не рас-
Турбина
При плановом изменении нагрузки При неплановом изменении нагрузки
DN, МВт dN/dt, МВт/мин DN, МВт dN/dt,МВт/мин
К-160-130 ХТЗ 35 1,5 15 0,5
К-210-130 ЛМЗ 50 2,5 20 1,0
К-300-240 ЛМЗ 40 2,5 20 1,0
К-300-240 ХТЗ 40 1,7 20 0,8
Т-250/300-240 ТМЗ 50 2,5 20 1,0
К-800-240-3 ЛМЗ 140 5 60 2,5
СИСТЕМНІ ДОСЛІДЖЕННЯ ТА КОМПЛЕКСНІ ПРОБЛЕМИ ЕНЕРГЕТИКИ
Таблица
ПРОБЛЕМИ ЗАГАЛЬНОЇ ЕНЕРГЕТИКИ • №16/2007 49
пространяются на условия работы энергоблока
на скользящих параметрах пара.
В условиях систематического участия энер-
гоблока в регулирования графиков нагрузки наи-
более сильно меняются технико-экономические
показатели котлов [4]. На рис. 1 представлена за-
висимость экономичности (удельного расхода
топлива) электростанций от степени их привле-
чения к регулированию нагрузки (количество ча-
сов работы в году).
На рисунке: 1 – конденсационная ТЭС (КЭС)
среднего давления; 2 – КЭС высокого давления с
поперечными связями; 3 – пиковый полиблок; 4-
6 – КЭС с энергоблоками мощностью 200, 300,
800 МВт соответственно.
Из рисунка видно, что уменьшение числа часов
использования энергоблока (τисп) с 7000 до 5000
ч/год приводит к незначительному изменению
удельных расходов топлива практически для всех
энергоблоков. При последующем снижении τисп до
2500 и 2000 ч/год они достигают больших значе-
ний. Для полноценного участия энергоблоков ТЭС
в регулировании мощности в ОЭС Украины с кор-
рекцией по частоте в полупиковой части суточного
графика электрических нагрузок необходимо:
– техническое переоснащение (реконструк-
ция) действующих ТЭС для выполнения всех
нормативных требований по их участию в регу-
лировании частоты и перетоков мощности;
– оснащение энергоблоков регуляторами
мощности основного технологического пароси-
лового оборудования, устройствами группового
распределения активной мощности и общестан-
ционными системами автоматического управле-
ния частотой и мощностью;
– замена механико-гидравлических систем па-
рораспределения турбин на электрогидравличес-
кие с большим быстродействием и меньшей зо-
ной нечувствительности по скорости вращения.
Фирмой "Сименс" разработаны технические
предложения по реконструкции систем регулиро-
вания турбин и котлов энергоблоков мощностью
200 и 300 МВт, что позволит удовлетворить тре-
бования UCTE. Стоимость такой реконструкции
энергоблока составляет около 500 долл. США [5].
При значительном уменьшении потребляе-
мой активной мощности в энергосистеме (ноч-
ной провал) мобильных свойств энергоблоков
ТЭС может оказаться недостаточно. В этих слу-
чаях часть энергоблоков ТЭС останавливают на
срок до 6,5 часов, т.е. переводят в режим горяче-
го резерва (РГР).
В полупиковой части графика электрических
нагрузок при росте спроса на активную электри-
ческую мощность пуск угольного энергоблока
мощностью 200 МВт(э) с докритическими пара-
метрами пара (13 МПа, 540оС) требует 215 мин.
для выхода на номинальную мощность [6]. Та-
кой ежесуточный режим работы энергоблока
приводит к увеличению циклических нагрузок
на основное и вспомогательное оборудование,
трубопроводы, арматуру, системы контроля и
автоматического управления.
Уменьшение циклических воздействий на
оборудование и системы и создание более щадя-
щего режима работы на отключенных от энерго-
системы энергоблоках возможно путем модер-
низации тепловой схемы турбины [7], снижения
производительности вспомогательных систем и
механизмов, отключения от энергосистемы ге-
нератора и его системы возбуждения, снижения
количества оборотов паровой турбины до 800-
1000 об./мин. Организация режима горячего
вращающегося резерва (РВГР) в отличие от ре-
жима РГР позволяет более динамично подклю-
чать энергоблоки в полупиковой части графика
при росте нагрузки за 90-113 мин. на энергобло-
ке мощностью 200 МВт.
За увеличение динамичности и мобильности
энергоблоков ТЭС в режиме РВГР приходится
расплачиваться дополнительным расходом топ-
лива (при останове угольных горелок котел ра-
ботает на двух запальных мазутных форсунках
или газовых горелках) – 22 т. у.т в часы ночного
провала [6] и соблюдением строгих правил быс-
трого прохождения критических чисел оборотов
роторов турбогенератора во избежание резонан-
сного повреждения рабочих лопаток турбины.
Для ТЭС с пылеугольными котлами и котла-
ми ЦКС, работающими в полупиковой части гра-
СИСТЕМНІ ДОСЛІДЖЕННЯ ТА КОМПЛЕКСНІ ПРОБЛЕМИ ЕНЕРГЕТИКИ
Рис. 1. Зависимость экономичности
электростанции от степени ее привлечения
к регулированию нагрузки
50 ПРОБЛЕМИ ЗАГАЛЬНОЇ ЕНЕРГЕТИКИ • №16/2007
фика электрических нагрузок (3000 ч/год в усло-
виях Франции) стоимость отпускаемой электро-
энергии в 1,96-2,14 раз больше стоимости элек-
троэнергии, получаемой при их работе в базовой
части графика нагрузок [8]. Для условий Украи-
ны при средней продолжительности полупико-
вой нагрузки 3850 ч/год стоимость отпускаемой
электроэнергии должна быть в 1,53-1,67 раз боль-
ше стоимости электроэнергии, получаемой при
работе ТЭС в базовом режиме.
Газотурбинные электростанции заняли проч-
ное место в энергетике зарубежных стран. По
сравнению с паротурбинными электростанция-
ми они имеют следующие преимущества:
– низкие капитальные вложения и эксплуа-
тационные расходы;
– небольшой срок сооружения; компак-
тность;
– короткое время запуска и выхода на номи-
нальную мощность;
– возможность частых и быстрых запусков;
– легко поддаются автоматизации и требуют
минимум персонала.
Наибольший интерес представляют ГТУ
большой мощности, позволяющие существенно
влиять на обеспечение пиковых нагрузок суточ-
ных графиков. Время выхода ГТУ V.94.2 мощнос-
тью 156 МВт на номинальную мощность при
стандартном пуске составляет 19 мин., при быс-
тром -12 мин. [9]. Газотурбинные установки мо-
гут нести переменную электрическую нагрузку в
диапазоне от собственных нужд до номинальной.
Однако ряд технических и экономических
факторов сужает область их использования. Нес-
мотря на то, что ГТУ могут работать в широком
диапазоне нагрузок, их КПД более чувствителен к
изменению нагрузки, чем КПД паротурбинных
установок (в диапазоне нагрузок 70-100% КПД
ГТУ изменяется на 3%, а КПД ПТУ на 1%). Дру-
гой особенностью ГТУ является жесткий лимит
на количество циклических нагрузок. При ежесу-
точных пусках и остановах ГТУ выработают свой
рабочий ресурс 1000 пусков за 2,7 года. Ограниче-
ние общего количества пусков до 5000 потребует
снятия с эксплуатации ГТ через 13,5 года. Эконо-
мическая заинтересованность в сооружении пи-
ковых газотурбинных ТЭС, станет возможной в
результате обоснованной оценки фактической
стоимости отпускаемой электроэнергии. По дан-
ным различных источников стоимость отпускае-
мой пиковой электроэнергии оценивается в 2,5-3
раза выше стоимости электроэнергии в базовой
части графика электрических нагрузок.
Несмотря на высокие маневренные качества
ГТУ в составе парогазотурбинной установки,
маневренные возможности ПГУ в целом опреде-
ляются маневренностью паросиловой части (ко-
тел-утилизатор + паротурбинная установка).
Основными факторами, препятствующими ма-
невренности ПГУ, являются циклические тем-
пературные нагрузки в высокотемпературных
узлах паровой турбины.
Нижняя граница регулировочного диапазона
нагрузок ПГУ-450 (Северо-Западная ТЭС
г. Санкт-Петербург) составляет 64%Nном [10].
Время пуска дубль-блока ПГУ-450Т
(2ГТУ+2КУ+ПТУ) из холодного состояния сос-
тавляет 210 мин [11]. Одним из возможных спо-
собов повышения маневренности ПГУ является
пуск ГТУ со сбросом образующегося в котле пара
через быстродействующую редукционно-охлади-
тельную установку в конденсатор турбины. Дру-
гим способом является установка так называе-
мой байпасной дымовой трубы (БДТ) с газоплот-
ным высокотемпературным шибером (клапаном)
между ГТУ и котлом-утилизатором, позволяю-
щим "отсечь" уходящие газы ГТУ от него и нап-
равить их в атмосферу. При этом, осуществляя
опережающий пуск ГТУ, можно очень быстро
набрать примерно две трети мощности парогазо-
вого энергоблока, что особенно важно при росте
электрической нагрузки. ПГУ целесообразно ис-
пользовать в полупиковой части суточного гра-
фика электрических нагрузок.
Третий путь увеличения маневренности ПГУ
связан с увеличением количества ГТУ (более
двух) в составе ПГУ. Он приводит к увеличению
капитальных затрат, усложнению компоновки и
технологических связей между ГТУ, КУ и ПТУ.
Для условий Франции [8] стоимость отпускае-
мой электроэнергии ПГУ, работающих в полупи-
ковой части графика электрических нагрузок, в
1,5-1,75 раза больше, чем при их работе в базовой
части графика. Для условий Украины увеличение
стоимости полупиковой электроэнергии по срав-
нению с базовой составит 1,12-1,36 раза.
Большая роль в покрытии пиковой части гра-
фика электрической нагрузки принадлежит гид-
роэлектростанциям (ГЭС) и гидроаккумулирую-
щим электростанциям (ГАЭС). По времени вы-
хода на номинальную мощность и по мобильным
свойствам гидроагрегаты ГЭС и ГАЭС в полной
мере отвечают динамике нарастания и спада пи-
ковых нагрузок в суточных графиках электричес-
ких нагрузок. Основным преимуществом гидро-
агрегатов по сравнению с другими электрогене-
СИСТЕМНІ ДОСЛІДЖЕННЯ ТА КОМПЛЕКСНІ ПРОБЛЕМИ ЕНЕРГЕТИКИ
ПРОБЛЕМИ ЗАГАЛЬНОЇ ЕНЕРГЕТИКИ • №16/2007 51
рирующими установками является их постоян-
ное пребывание во вращающемся рабочем режи-
ме, тем самым исключается время, необходимое
на их разворот, синхронизацию и включение в
энергосистему. Нахождение ГЭС во вращающем-
ся резерве обеспечивает, как минимум, экологи-
чески необходимый сток рек через плотину. По
уровням напора воды и установленной мощности
на ГЭС Украины наиболее рационально исполь-
зовать гидротурбины с поворотными лопостями.
Использование таких гидротурбин позволяет ра-
ботать с КПД 80-88% в диапазоне изменения наг-
рузки от 40 до 110%Nном [12]. Время пуска гидро-
генератора из состояния покоя до выхода на но-
минальную мощность составляет 2 мин., а из сос-
тояния холостого хода 0,25-0,5 мин.
Фактическое использование потенциала ГЭС
ограничивается:
– водностью года в его летний период, а также
накопленным объемом воды в водохранилище;
– допустимым объемом воды в водохранили-
ще, который может быть использован для нужд
энергетики, определяемым Водным кадастром
Украины;
– техническим состоянием оборудования.
Возможности создания мощных ГЭС в усло-
виях равнинного рельефа Украины практически
исчерпаны. Поэтому, при дальнейшем увеличе-
нии пиковой нагрузки в энергосистеме перспек-
тивным является строительство ГАЭС. В отли-
чие от ГЭС ГАЭС могут использовать почти
весь запасенный в водохранилищах объем воды
(кроме несливаемой части) для обеспечения пи-
ковой нагрузки. В Украине эксплуатируется
только одна Киевская ГАЭС мощностью 0,23 ГВт,
сооружаются Ташлыкская и Днестровская. ГА-
ЭС требуют для запуска из состояния покоя до
включения в сеть приблизительно 1-2 мин. На
Киевской ГАЭС открытие затворов, разворот
турбин, автоматическая синхронизация и под-
нятие мощности до номинальной осуществля-
ются за 35-40 сек.
При решении проблемы маневренных мощ-
ностей ГАЭС занимают особое положение – они
одновременно являются высокоманевренными
источниками пиковой мощности и потребителя-
ми-регуляторами, так как работают в генератор-
ном режиме в пиковой части графика и в насос-
ном в ночной минимум. Время перехода от гене-
раторного режима к насосному не превышает 5,5
мин. Кроме того, в отличие от ГЭС, работа ГАЭС
не зависит от водности года. В настоящее время в
Украине отсутствует рынок услуг, связанный с
выполнением маневренных функций, влияющих
на устойчивость ОЭС и качество электро-
энергии. В результате дефицитная пиковая элек-
троэнергия ГЭС продается в 2-6 раз дешевле, чем
базовая [13].
Маневренные характеристики АЭС определя-
ются способностью всего комплекса ядерного и
теплоэнергетического оборудования энергоблока
к изменению мощности при работе в режиме ре-
гулирования нагрузки. Опыт эксплуатации АЭС
показывает, что они в принципе могут работать в
режиме недельного регулирования нагрузки.
Действующие АЭС пока не приспособлены к ра-
боте в режиме суточного регулирования, так как
при этом возникает много сложных проблем. Ма-
невренные характеристики реактора ВВЭР опре-
деляются в значительной степени нейтронно-фи-
зическими характеристиками активной зоны: ко-
эффициентом реактивности по температуре воды
и топлива, эффективностью борного регулирова-
ния, эффективностью органов регулирования
системы управления и защиты, нестационарным
отравлением ксеноном-135, распределением
энерговыделения по объему активной зоны реак-
тора.
При изменении мощности реактора темпера-
тура оболочек тепловыделяющих элементов
(твэл) меняется незначительно, а температура
топливных таблеток – существенно (на несколь-
ко сотен градусов). В результате возникают тер-
мические напряжения в твэлах, которые могут
вызвать их деформацию и разгерметизацию. По-
этому на АЭС, работающей в переменном режи-
ме, необходимо иметь специальные твэлы, вы-
держивающие существенно большие циклы наг-
ружения, чем это позволяют твэлы действующих
реакторов. Другая проблема – преодоление нес-
тационарного отравления реактора ксеноном
(135Xe), которое вынуждает использовать топли-
во повышенного обогащения, чтобы иметь значи-
тельный запас реактивности в течение большей
части кампании реактора. При переменных режи-
мах работы энергоблока необходимо также учи-
тывать допустимые скорости прогрева толстос-
тенного металла оборудования и его цикличес-
кую усталость.
Для ВВЭР-440 изменение мощности на 5%
Nном не имеет ограничений по скорости и коли-
честву циклов нагружения. Изменение мощнос-
ти на 5-10% Nном имеет ограничение по скорости
изменения мощности – не более 3% Nном в мину-
ту и не имеет ограничений по количеству цик-
лов нагружения. Изменение мощности на 10-
СИСТЕМНІ ДОСЛІДЖЕННЯ ТА КОМПЛЕКСНІ ПРОБЛЕМИ ЕНЕРГЕТИКИ
52 ПРОБЛЕМИ ЗАГАЛЬНОЇ ЕНЕРГЕТИКИ • №16/2007
50% Nном имеет ограничение по скорости – не
более 3% Nном в минуту и по количеству циклов
нагружения – не более 250 циклов за период ис-
пользования тепловыделяющих сборок ядерно-
го топлива. Для ВВЭР-440 эти условия распрос-
траняются как на подъем, так и на снижение
мощности.
Регламент ВВЭР-1000 в отличие от ВВЭР-
440 разделяет режимы снижения и подъема
мощности по условиям их проведения из-за бо-
лее высоких линейных тепловых нагрузок твэ-
лов (415 Вт/см против 300 Вт/см). Снижение
мощности с 100% Nном до минимального контро-
лируемого уровня (МКУ) допускается со ско-
ростью не более 3%Nном в минуту. Подъем мощ-
ности выполняется при соблюдении следующих
условий:
– от МКУ до 40-45% Nном со скоростью не бо-
лее 3% Nном в минуту;
– с 45% Nном до 75-80%Nном – не более 1% Nном
в минуту с трех часовой выдержкой по заверше-
нии подъема мощности;
– с 80% Nном до 100% Nном – со скоростью не
более 1%Nном в минуту.
Количество циклов нагружения для ВВЭР-
1000 в зависимости от конструкции тепловыде-
ляющих сборок (ТВС) составляет: до 70 для
ТВС-М и до 94 для ТВС-А за полный (четы-
рехлетний) топливный период их использова-
ния. Для всех режимов и условий изменения
мощности реакторов ВВЭР обязательным ус-
ловием их безаварийной работы является сох-
ранение частоты тока 50 Гц с колебаниями
+0,5 Гц и –1,0 Гц.
Сравнение маневренных характеристик
двух типов водо-водяных ядерных реакторов
позволяет утверждать, что ВВЭР-440 более ма-
невренны по скорости изменения мощности в
зоне от 40% Nном и выше (13 МВт/мин против
10 МВт/мин) и по количеству циклов наг-
ружения (250 против 70 или 94). Сравнение
регламентных скоростей изменения мощности
ВВЭР с условиями изменения электрических
нагрузок свидетельствует, что ВВЭР-440 воз-
можно использовать в регулируемой полупи-
ковой части недельных графиков электричес-
ких нагрузок. Энергоблоки с ВВЭР-1000/В-
320 не располагают техническими возможнос-
тями для участия в недельных графиках элек-
трических нагрузок.
Для участия ЯЭУ в полупиковой части суточ-
ных графиков электрических нагрузок целесооб-
разно использовать реакторы, разработанные на
базе транспортных ядерных энергетических уста-
новок. Такой проект разрабатывается в России
для выведенных из эксплуатации энергоблоков
Нововоронежской АЭС на базе модульных свин-
цово-висмутовых реакторов на быстрых нейтро-
нах (СВБР-75/100) электрической мощностью
100МВт [14]. По данным работы [8] стоимость
электроэнергии АЭС при работе в течение 7000
ч/год возрастает по сравнению с базовой (8760 ч
в год) в 1,19 раз, при работе 6000 ч/год – в 1,33
раз, при работе 5000 ч/год – в 1,55 раз.
Выводы
1. Одним из путей увеличения устойчивости
ОЭС Украины и обеспечения качества электро-
энергии является целевое использование элек-
трогенерирующих установок в обеспечении су-
точных и недельных графиков электрических
нагрузок.
В пиковой части графиков электрических
нагрузок предпочтительно использовать:
– гидроагрегаты ГЭС, а при дефиците водно-
го потенциала еще и ГАЭС;
– газотурбинные установки в энергосисте-
мах, удаленных от ГЭС и ГАЭС, тупиковых
(Крымэнерго) и находящихся на границах экс-
портной передачи электроэнергии;
– парогазовые установки с байпасными ды-
мовыми трубами, оснащенные на две трети уста-
новленной мощности газотурбинными установ-
ками.
В полупиковой части суточных графиков
электрических нагрузок:
– паротурбинные установки с реконструкци-
ей технологических систем или переводом их в
режим горячего вращающегося резерва при ноч-
ном минимуме нагрузок;
– парогазотурбинные установки с реконс-
трукцией технологических систем;
– ядерные энергетические установки с ис-
пользованием реакторов, обладающих мобиль-
ными свойствами.
2. На всех электрогенерирующих установках
необходимо внедрение автоматической системы
управления технологическими процессами
энергоблока и систем автоматического регули-
рования частоты и мощности с требуемой чувс-
твительностью и быстродействием для обеспе-
чения качества вырабатываемой электроэнер-
гии.
3. Для обеспечения необходимого качества
электроэнергии целесообразно экономически
стимулировать сооружение пиковых установок,
СИСТЕМНІ ДОСЛІДЖЕННЯ ТА КОМПЛЕКСНІ ПРОБЛЕМИ ЕНЕРГЕТИКИ
ПРОБЛЕМИ ЗАГАЛЬНОЇ ЕНЕРГЕТИКИ • №16/2007 53
провести реконструкцию существующих и пос-
троить новые полупиковые энергетические ус-
тановки. Для этого необходимо ввести диффе-
ренцированную оплату отпускаемой электро-
станциями пиковой, полупиковой и базовой
электроэнергии.
СИСТЕМНІ ДОСЛІДЖЕННЯ ТА КОМПЛЕКСНІ ПРОБЛЕМИ ЕНЕРГЕТИКИ
1. Шварц А.Л., Булгакова Н.В., Миронов С.Н., Робашевский Ф.М. Расширение регулировочного диапазона энергоблоков 160-
800 МВт // Электрические станции.– 1982. – №9 – С. 17–20.
2. НР 34-70-113-86. Нормы предельно допустимых скоростей изменения нагрузки при работе энергоблоков 160-800 МВт
в регулировочном диапазоне. – М.: Союзтехэнерго. – 1987. – 23 с.
3. Лайзерович А.Ш., Плоткин Е.Р., Созаев А.С., Гончаренко З.Ф. Ограничения изменения нагрузки турбины при участии
энергоблока в регулировании частоты и мощности энергосистемы // Теплоэнергетика. – 1982. – №6 – С. 25–28.
4. Мадоян А.А., Кучеров Ю.Н. Экономические показатели ТЭС при регулировании мощности // Теплоэнергетика. – 2004.
– №2 – С. 64–67.
5. Кучеров Ю.Н., Коган Ф.Л., Ительман Ю.Р., Касьянов Л.Н. О подготовке электрических станций к синхронной работе
ЕЭС России с энергообъединениями Европы // Электрические станции. – 2000. – №4 – С. 3–9.
6. Литвинцев Г.М., Абрамов А.И., Тишин С.Г. Исследование экономичности работы энергоблока 200 МВт с
парогенератором ТП-100 в режиме горячего вращающегося резерва // Электрические станции. – 1988. – №12 – С. 20–23.
7. Литвинцев Г.М. Тепловое состояние элементов турбины К-200-130 ЛМЗ при работе в режиме горячего вращающегося
резерва // Электрические станции. – 1987. – №4. – С. 27–29.
8. Кудинов В.В. Конкурентоспособность различных электрогенерирующих технологий // Атомная техника за рубежом.
– 2005. – №11. – С. 7–24.
9. Gas Turbines and Gas Turbine Power Plants. Siemens Power Generation. – 1994. – 19 p.
10. Радин Ю.А. Освоение первых отечественных бинарных парогазовых установок // Теплоэнергетика. – 2006. – №7. – С.
4-13.
11. Костюк Р.И., Писковацков И.Н., Чугин А.В. и др. Некоторые особенности режимов эксплуатации головного энергоблока
ПГУ-450Т // Теплоэнергетика. – 2002. – №9 – С. 6-11.
12. Ковалев Н.Н. Гидротурбины. – М.: Машгиз, 1961. – 615 с.
13. Осадчук В.А. Особенности работы ГЭС и ГАЭС в условиях формирования рынка системных услуг в энергетике
Украины // Энергетика и электрификация. – 2005. – №7. – С. 21-23.
14. Драгунов Ю.Г., Степанов В.С., Климов Н.Н. и др. Реакторная установка СВБР-75/100. Оценка возможности ее
использования в проектах реновации энергоблоков АЭС с ВВЭР // Теплоэнергетика. – 2006. – №1. – С. 15-19.
|
| id | nasplib_isofts_kiev_ua-123456789-3098 |
| institution | Digital Library of Periodicals of National Academy of Sciences of Ukraine |
| issn | 1562-8965 |
| language | Russian |
| last_indexed | 2025-12-07T15:25:05Z |
| publishDate | 2007 |
| publisher | Інститут загальної енергетики НАН України |
| record_format | dspace |
| spelling | Ковецкий, В.М. Ковецкая, М.М. 2009-06-22T16:24:15Z 2009-06-22T16:24:15Z 2007 Оценка маневренных возможностей электрогенерирующих установок для обеспечения качества электроэнергии / В.М. Ковецкий, М.М. Ковецкая // Пробл. заг. енергетики. — 2007. — № 16. — С. 47-53. — Бібліогр.: 14 назв. — рос. 1562-8965 https://nasplib.isofts.kiev.ua/handle/123456789/3098 621.311.2 Дана оценка маневренных свойств электрогенерирующих установок для обеспечения устойчивости Объединенной энергосистемы Украины и качества вырабатываемой электроэнергии. ru Інститут загальної енергетики НАН України Системні дослідження та комплексні проблеми энергетики Оценка маневренных возможностей энергогенерирующих установок для обеспечения качества электроэнергии Article published earlier |
| spellingShingle | Оценка маневренных возможностей энергогенерирующих установок для обеспечения качества электроэнергии Ковецкий, В.М. Ковецкая, М.М. Системні дослідження та комплексні проблеми энергетики |
| title | Оценка маневренных возможностей энергогенерирующих установок для обеспечения качества электроэнергии |
| title_full | Оценка маневренных возможностей энергогенерирующих установок для обеспечения качества электроэнергии |
| title_fullStr | Оценка маневренных возможностей энергогенерирующих установок для обеспечения качества электроэнергии |
| title_full_unstemmed | Оценка маневренных возможностей энергогенерирующих установок для обеспечения качества электроэнергии |
| title_short | Оценка маневренных возможностей энергогенерирующих установок для обеспечения качества электроэнергии |
| title_sort | оценка маневренных возможностей энергогенерирующих установок для обеспечения качества электроэнергии |
| topic | Системні дослідження та комплексні проблеми энергетики |
| topic_facet | Системні дослідження та комплексні проблеми энергетики |
| url | https://nasplib.isofts.kiev.ua/handle/123456789/3098 |
| work_keys_str_mv | AT koveckiivm ocenkamanevrennyhvozmožnosteiénergogeneriruûŝihustanovokdlâobespečeniâkačestvaélektroénergii AT koveckaâmm ocenkamanevrennyhvozmožnosteiénergogeneriruûŝihustanovokdlâobespečeniâkačestvaélektroénergii |