Режимы работы и эксплуатации тепловых электрических станций:

РЕЖИМЫ РАБОТЫ И 

ЭКСПЛУАТАЦИИ ТЕПЛОВЫХ 
ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СТАНЦИЙ

Учебное пособие

САНКТ-ПЕТЕРБУРГ

2013

Министерство Образования и науки Российской Федерации

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение

высшего профессионального образования

Национальный минерально-сырьевой университет «Горный»

КРУГЛИКОВ П.А., ПИСКУНОВ В.М.

РЕЖИМЫ РАБОТЫ И 

ЭКСПЛУАТАЦИИ ТЕПЛОВЫХ 
ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СТАНЦИЙ

Учебное пособие

САНКТ-ПЕТЕРБУРГ

2013 г.

ВВЕДЕНИЕ

Цель преподавания дисциплины –
является усвоение 

студентами основ анализа таких режимных вопросов, связанных с 
эксплуатацией ТЭС и АЭС, как режимы работы и эксплуатации 
основного и вспомогательного оборудования; режимы частичных 
нагрузок, пусковые режимы и аварийные ситуации; переходные 
режимы при нагружении энергоблоков и наборе нагрузки.

Задачи дисциплины – овладение студентами:

1. 
Знаниями 
особенностей 
режима 
работы, 
энергетических 

характеристик оборудования энергоблоков,  правил и норм 
технической эксплуатации, аварийных режимов ТЭЦ, учета 
показателей работы электростанции;
2. Навыками осуществления расчета потерь топлива при пусковых 
режимах и  анализа путей их сокращения;

Дисциплина «Режимы работы и эксплуатации ТЭС» входит в 

базовую (общеобразовательную) часть профессионального цикла 
дисциплин Б.3. Дисциплина «Режимы работы и эксплуатации ТЭС» 
основывается на знаниях в области «Техническая термодинамика», 
«Гидрогазодинамика», «Тепломассообмен», «Котельные установки 
и парогенераторы», «Турбины ТЭС и АЭС», «Водоподготовка», 
«Тепломассообменное оборудование предприятий» и т. д.

Знания, полученные студентами при изучении данной 

дисциплины, необходимы в курсовом и дипломном проектировании.

1. ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О РАБОТЕ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ В 

СОСТАВЕ ЭНЕРГОСИСТЕМ

1.1.ПОНЯТИЕ ОБ ЭНЕРГОСИСТЕМЕ

Электроэнергию, как один из видов продукции предприятия, 

обладает особенностью: ее практически невозможно складировать и 
накапливать 
впрок. 
Существующие 
в 
настоящее 
время 

аккумуляторы электроэнергии имеют весьма ограниченную емкость 
и очень дороги, ввиду чего их широкое использование экономически 
не оправдано. Это определяет специфику работы электростанций –
непрерывность 
работы 
и 
поддержание 
равенства 
между 

генерируемой и потребляемой мощностью в каждый момент 
времени.

Наряду с электрической энергией часть
электростанций 

отпускает потребителям тепловую энергию в виде пара или горячей 
воды. Тепловая энергия, как и электрическая, не складируется, но 
график ее потребления во времени существенно отличается от 
графика 
электрической 
нагрузки 
и 
зависит 
от 
характера 

потребителей, времени года, дня недели и часов суток.

Для обеспечения высокой надежности в первую очередь 

электроснабжения 
потребителей 
генерирующие 
источники 
и 

потребители 
объединяются 
в 
энергосистемы. 
Энергетическая 

система представляет собой совокупность параллельно работающих 
электрических 
станций, 
повысительных, 
понизительных 
 
и 

выпрямительных электрических подстанций, линий электропередач 
(ЛЭП), 
электрических 
и 
тепловых 
сетей 
к 
потребителям, 

объединенных общностью режима и непрерывностью производства 
и потребления электрической и тепловой энергии [1].

Использование 
в 
подавляющем 
большинстве 
на 

электростанциях 
электрических 
генераторов 
переменного 

трехфазного тока синхронного типа привело к другой специфике 
работы электростанций – к связи по общей частоте генерируемого 
электрического тока. Все это в сою очередь потребовало общего 
централизованного оперативного управления режимами работы 
агрегатов, электростанций и всей энергосистемы.

В России имеется большое количество энергосистем, которые 

в силу исторических причин были созданы по территориальному 
принципу. Каждая из энергосистем охватывает территорию одной 
или нескольких областей государственного районирования. Такими, 
например, являются Мосэнерго, Красноярскэнерго, Ростовэнерго и 
другие. В настоящее время все энергосистемы представляют собой 
акционерные общества.

В свою очередь, с помощью ЛЭП энергосистемы еще в период 

существования СССР были связаны между собой. Группы 
параллельно 
работающих 
энергосистем 
при 
общем 

централизованном 
оперативном 
управлении 
образовали 

объединенные энергетические системы (ОЭС), такие как ОЭС 
центра Европейской части России, «Центрэнерго» и другие. 

Объединением между собой ОЭС тогда была создана Единая 
Энергетическая Система (ЕЭС) всей страны. Распад СССР и 
превращение Союзных республик в самостоятельные государства 
привел к нарушению единства управления в Единой Энергосистеме. 
Однако электрические связи между энергосистемами в виде ЛЭП 
сохранились 
и 
возможность 
совместной 
работы 
ЕЭС 
еще 

сохраняется.

В настоящее время существующие линии электропередач 

используются 
для 
передачи 
избыточной 
электроэнергии 
из 

энергосистем 
некоторых 
стран 
СНГ 
в 
другие 
страны 
и 

энергосистемы с дефицитом электроэнергии с соответствующими 
финансовыми расчетами. В пределах России ЕЭС функционирует в 
нормальном режиме.

1.2.ОСНОВНЫЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ И 

ЭНЕРГОСИСТЕМ

Одной 
из 
основных 
характеристик 
электростанций 

(энергосистем) является их мощность. При этом используется ряд 
понятий (показателей) мощности электростанций [2] со следующей 
терминологией.

Под понятием установленной мощности электростанции 

(энергосистемы) 
Nуст 
понимается 
сумма 
номинальных 
(по 

паспорту) 
мощностей 
всех 
установленных 
там 
первичных 

двигателей (паровых, газовых или гидравлических турбин или 
других двигателей) для привода электрических генераторов. Сюда 
включаются резервные (Np2), а также находящиеся в ремонте или в 
реконструкции агрегаты (Nрем).

Под 
располагаемой 
мощностью
электростанции 

(энергосистемы) Nрасп понимается ее установленная мощность за 
вычетом мощности агрегатов Nрем, находящихся в ремонте или  в 
реконструкции. 
Дополнительно 
учитываются 
технические 

ограничения 
Nогр, 
связанные 
с 
конструктивными 
или 

технологическими причинами (недостаточная производительность 
механизмов собственных нужд, тягодутьевых машин у котлов, 
низкое качество топлива и другое).В результате располагаемая 
мощность электростанции (энергосистемы) находится по формуле:

Nрасп = Nуст – Nрем – Nогр

Под рабочей мощностью электростанции (энергосистемы) 

понимается суммарная по паспортам мощность всех работающих 
агрегатов. Она получается вычитанием из располагаемой мощности 
резерва второго рода Np2 (явного резерва) в виде неработающих, но 
пригодных к работе агрегатов, пуск которых требует, однако, 
некоторого времени:

Nраб = Nрасп – Nр2

Фактическая - мощность электростанции (энергосистемы) 

равна рабочей мощности за вычетом скрытого (вращающего) 
резерва или резерва первого рода Nр1 в виде работающих по 
графику нагрузки, но не полностью нагруженных агрегатов:

Nмакс = Nфакт = Nраб – Nр1

В практике эксплуатации энергосистем применяются также 

понятия «горячего» и «холодного» резерва. Под «горячим» резервом 
здесь понимается сумма вращающегося резерва  и мобильной 
неработающей мощности гидроагрегатов и газовых турбин, быстро 
переводимых в активный режим работы. К нему же могут быть 
отнесены 
агрегаты, 
работающие 
в 
режиме 
синхронных 

компенсаторов. Время их в переводе в режим активной нагрузки 
здесь измеряется минутами и даже секундами.

Под «холодным» резервом понимается рабочая мощность не 

включенных в работу агрегатов, для подключения которых к работе 
требуется несколько часов и лишь в некоторых исходных 
состояниях  - только десятки минут (состояние «горячего» резерва).

Описанные выше характеристики электрической мощности 

электростанций могут быть использованы в качестве показателей 
теплофикационной мощности теплоэлектроцентралей.

Обычно в состав энергосистем входят электростанции с 

различной установленной мощностью и различного типа. В состав 
их кроме тепловых конденсационных электростанций  (КЭС или 
ГРЭС), теплоэлектроцентралей (ТЭЦ), могут входить атомные 
электростанции 
(АЭС), 
газотурбинные 
установки 
(ГТУ), 

парогазовые 
установки 
(ПГУ), 
гидроэлектростанции 
(ГЭС), 

гидроаккумулирующие электростанции (ГАЭС), геотермальные 
электростанции (ГеоТЭС) и дизельные электростанции (ДЭС). В 
процессе эксплуатации энергосистемы роль каждой из них
индивидуальна и определяется конкретными условиями.

1.3.ОСНОВНЫЕ ПАРАМЕТРЫ И РЕЖИМЫ РАБОТЫ 

ЭНЕРГОСИСТЕМ И ИХ ХАРАКТЕРИСТИКИ

Режимы работы энергетических систем, их параметры и 

оптимизация
детально 
рассматриваемая 
специалистами 

электроэнергетического профиля энергосистемного направления [1]. 
Здесь кратко рассматриваются лишь вопросы, важные для 
эксплуатации 
энергетических 
блоков 
с 
точки 
зрения 

теплоэнергетики.

Режимы энергосистемы – это совокупность ее состояний и 

процессов перехода из одного состояния в другое, определяющихся 
большим количеством ее параметров. Основными электрическими 
параметрами здесь являются частота и напряжение генерируемого 
тока. Одновременно они являются и показателями качества 
отпускаемой электроэнергии, устанавливаемыми  ГОСТ 13109-97 
«Нормы качества электроэнергии в системах электроснабжения 
общего назначения» [3,4]. Частота электрического тока является 
общесистемным параметром и должна поддерживаться на уровне 50 
Гц. В нормальных режимах работы энергосистемы России 
допускается отклонение частоты тока в среднем  0,1 Гц, что для 
паротурбинных агрегатов с номинальной частотой вращения в 3000 
об/мин соответствует отклонениям скорости их вращения на  6 
об/мин. 
Допускается 
временная 
работа 
энергосистемы 
с 

отклонениями частоты до  0,2 Гц. 

Кроме того в переходных режимах работы допускается 

предельное отклонение частоты до  0,4 Гц ( 24 об/мин). 
Отклонение частоты тока от нормального значения происходит при 
нарушениях баланса вырабатываемой и потребляемой активной 
мощности, причинами которого могут быть отклонение нагрузки от 
графика, 
предусмотренного 
планом, 
обусловленное 
как 

неравномерностью потребления в течение суток, так и возможными 
отказами оборудования как у потребителя, так и у производителя 

или 
аварийными 
ситуациями 
в 
электрических 
сетях, 

сопровождающимися потерей части генерируемой мощности. Это 
приводит 
к 
временному 
нарушению 
баланса 
мощности 
в 

энергосистеме и вызывает отклонение частоты.

Если работа энергосистемы с частотой 50 Гц не может быть 

обеспечена вследствие отсутствия достаточных резервов активной 
мощности на электростанциях, должны быть приняты меры по 
снижению нагрузки. В практике энергосистем России основным 
методом планового снижения нагрузки является ограничение 
потребления, вводимое заранее в установленном порядке. При 
внезапных 
(аварийных) 
дефицитах 
активной 
мощности 
для 

восстановления частоты в энергосистеме применяется отключение 
потребителей, осуществляемое оперативно. Как ограничения, так и 
отключения потребителей в аварийных условиях производятся по 
распоряжению диспетчеров высших ступеней управления в порядке, 
установленном 
действующими 
инструкциями 
(разгрузка 
по 

частоте). Аварийный режим в энергосистеме при невыполнении 
вышеуказанных мер может привести к отклонению ее параметров за 
допустимые пределы и к нарушению устойчивости энергосистемы.

В зарубежной практике (США, Англия) [2] для уменьшения 

нагрузки 
в 
энергосистеме 
широко 
применяется 
понижение 

напряжения у потребителей двумя – тремя ступенями по 2,5%. При 
этом потребители или предупреждаются заранее (за сутки или 
менее), или не предупреждаются ( в аварийных условиях).

Напряжение в отличие от частоты является параметром 

режима, характеризующим качество электроэнергии на данном 
участке энергосистемы. Допустимые отклонения напряжения здесь 
от нормы устанавливаются в первую очередь его допустимыми 
отклонениями 
на 
приемниках 
электроэнергии, 
при 
которых 

обеспечивается ее эффективное  использование и надежность 
работы 
потребителей. 
На 
основании 
этих 
допущений 

устанавливаются нормы отклонения напряжений на шинах пунктов 
питания распределительной сети. ГОСТ 13109-97 устанавливает 
нормально-допустимое отклонение в соответствии с «Нормами 
качества электроэнергии» по частоте в  5% Гц ( 0,05 Гц или   3 
об/мин) и предельно допустимые отклонения напряжения в  10 %. 
Напряжение в электрической сети регулируется оперативным 

персоналом в соответствии с заданными графиками напряжения в 
основных 
узлах, 
служащих 
контрольными 
точками. 
Этими 

графиками, которые задаются в виде двух предельных (наивысшего 
и наинизшего) уровней или в виде оптимального графика с 
предельно допустимыми отклонениями, должно обеспечивать 
поддержание необходимых уровней напряжения в пунктах питания 
распределительной сети. Задаваемые уровни напряжения при этом 
должны 
соответствовать 
возможностям 
энергосистемы 
по 

располагаемой 
реактивной 
мощности 
и 
по 
ее 
средствам 

регулирования и должны находиться в пределах, допустимых для 
оборудования энергосистемы. Поддержание заданных оптимальных 
графиков напряжения в контрольных точках энергосистемы 
осуществляется воздействием на возбуждение синхронных машин, 
изменением 
коэффициентов 
трансформации 
силовых 

трансформаторов и последовательно включенных регулировочных 
агрегатов, включением или отключением батарей конденсаторов.

1.4. ГРАФИКИ НАГРУЗКИ ЭНЕРГОСИСТЕМ И 
ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ И ИХ ХАРАКТЕРИСТИКИ

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 представлен график нагрузки одной из 
энергосистем за характерные дни недели. Этот график показывает 
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.

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, верхняя часть делится на полупиковую и пиковую зоны.

Для оценки степени неравномерности графиков нагрузки 

используют ряд показателей:

-коэффициент неравномерности суточной нагрузки (Кнер), 

равный 
отношению 
минимальной 
нагрузки 
(Nmin) 
к 
ее 

максимальному значению (Nmax)

Кнер=Nmin/Nmax ;                                       (1.1)

-коэффициент плотности (заполнения) графика нагрузки (Кзап), 

равный отношению суточного потребления электроэнергии (Эсут) к 
максимально возможному 

Кзап=Эсут/(Nmax*24);    
(1.2)

-коэффициент регулирования (Крег), равный отношению 

разности максимальной и минимальной суточной нагрузки к 
максимальной

Крег = (Nmax - Nmin )/ Nmax.                       (1.3)

Кроме 
того, 
существенной 
характеристикой 
графиков 

нагрузки является скорость ее изменения WN, представляющая 
изменение нагрузки в единицу времени или производную от 
потребляемой мощности во времени. В первую очередь эта величина 
важна для периода  подъема  нагрузки:



d
dN
N
WN
/




(1.4)

Величина WN  в определенные периоды работы энергосистемы 

может  достигать 3 % в минуту, что требует высоких маневренных