Оптимизация режима работы объединенной энергосистемы Юга

ОПТИМИЗАЦИЯ РЕЖИМА РАБОТЫ ОБЪЕДИНЕННОЙ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ ЮГА
Ю. С. ДАРЬЯЛОВ, Е. Ф. БЕЛЯЕВ, В. Г. ОВСИЕНКО (ОДУ Юга)

«Оптимизация режимов работы энергосистем», 1974, с. 37—42.
Приведены данные по структуре установленной мощности электростанций и видам используемого топлива. Дана характеристика суточного графика нагрузки в Летний и зимний периоды года, а также характеристика годового изменения электропотребления по энергосистеме.
Рассмотрены вопросы покрытия базисной, полупиковой и пиковой частей графика нагрузок за счет использования отдельных групп оборудования.
Указаны мероприятия, необходимые для дальнейшей оптимизации режима работы объединенной энергосистемы.

В состав ОЭС Юга входят 10 энергосистем, снабжающих электроэнергией Украинскую и Молдавскую ССР, Ростовскую область РСФСР, а также выполняющих экспортные поставки в страны СЭВ (от энергосистемы Львовэнерго). ОЭС Юга работает параллельно по связям с энергообъединениями Центра и Северного Кавказа.
Установленная мощность ТЭС. 91,6, ГЭС — 8,4% всей установленной мощности.
Тепловые электростанции ОЭС имеют следующую структуру мощности (%) по типам турбин:
ТЭС ОЭС (всего) ..................................................................  100
Конденсационные турбины .................................................. 90,6
в том числе энергоблоки............................................. 74,1
Турбины с        противодавлением......................................... 2,6
Турбины с        ухудшенным вакуумом................................. 1,1
Турбины с        отборами....................................................... 5,7
В топливном балансе электростанций ОЭС Юга преобладают каменные угли, главным образом донецкие марок АШ и Т. В период сезонных избытков сжигается газ Ставропольского, Дашевского, Шебелинского и Глебовского месторождений. Мазут используется в основном в качестве растопочного топлива.
В годовом расходе топлива на выработку электроэнергии и тепла уголь составляет 60,3, газ — 30,2, мазут — 9,5%.
В течение года доля различных видов топлива в общем балансе (%) изменяется следующим образом:
Уголь: летом......................................................................... От    40
зимой..................................................................................... До    78
Газ: . летом...................................................... От 50
зимой..................................................................................... До    15
Доля мазута в течение года меняется незначительно, в пределах 8—11%. Мощность и выработка электроэнергии различными электростанциями за 1971 г. приведены в табл. 1.
Суточный график нагрузки ОЭС Юга характеризуется хорошо выраженными точками: ночной и дневной провалы, утренний и вечерний максимумы (см. рисунок).
Вечерний максимум больше утреннего на 7—8% зимой и на 4—5 летом. Отношение ночного минимума к вечернему максимуму нагрузки рабочих суток в зимний период α=0,69-0,7, в летний α=0,72-0,75.
Наиболее плотный график (α=0,77-0,8) имеют энергосистемы Донбассэнерго и Днепроэнерго, наименее плотный (α=0,45+0,5) — Винницкая и Молдавская энергосистемы.
В недельном разрезе потребление электроэнергии колеблется Следующим образом: будучи практически постоянным в рабочие дни, снижается: в понедельник на 3—4%, в субботу — на 9—10 в начале и на 5—6 в конце месяца, в воскресенье — на 18—19 в начале и на 16-17% в конце месяца. Максимум нагрузки снижается в субботу на 11—12% в начале месяца и на 7—8 в конце, в воскресенье на 17—20%.
Годовое изменение электропотребления ОЭС Юга характеризуется снижением от января к июню и ростом от июля к декабрю.
Снижение максимума нагрузки в июне против января составляет 14—16, а снижение потребления энергии 13—15%. В октябре электропотребление по максимуму нагрузки и по энергии достигает наибольших значений зимнего периода предыдущего года.
Число часов использования годового максимума нагрузки составляет около 6 100.

Нагрузки оборудования ОЭС Юга в день прохождения годового максимума.
1 — ТЭЦ на давление 130 кгс/см², базисная нагрузка (БН) 410 МВт; 2 — ТЭЦ на давление 90 кгс/см², БН 675 МВт; 3 —  импортное оборудование на давление 45—120 кгс/см², БН 213 МВт; 4 — промышленные электростанции, БН 894 МВт; 5 — ТЭЦ на давление ниже 45 кгс/см², БН 448 МВт; 6 —  КЭС на давление ниже 45 кгс/см², БН 289 МВт; 7 —  ГЭС, БН 413 МВт; 8 — КЭС на давление 90 кгс/см², БН 2 056 МВт; 9 — блоки 150 и 200 МВт. БН 5 995 МВт; 10 — блоки 300 и - 800 МВт. БН 6 795 МВт; УП — утренний пик; ВП — вечерний пик; ПЗ — полупиковая зона.

Столь большая неравномерность в суточном и недельном разрезе, хотя и создает большие трудности при регулировании нагрузки, однако делает возможным в «провальные» периоды нагрузки более рационально использовать оборудование с точки зрения ведения экономичного режима и проведения профилактических работ.

Таблица 1
Структура мощности и выработки электроэнергии ТЭС по ОЭС Юга за 1971 г. (%)

Низкая маневренность малоэкономичного оборудования, а также необходимость максимального использования недефицитных видов топлив в значительной степени снижают возможность использования высокоэкономичного блочного оборудования, требуя значительного участия этого оборудования в покрытии переменной части суточного графика нагрузок (табл. 2).

Таблица 2
Структура покрытия суточного графика нагрузок в зимний максимум (%)

В базисной части графика наибольшая величина приходится на блоки — 70,6%, относительно велика доля КЭС с давлением 90 кгс/см² — 11,2 и ТЭЦ с промышленными станциями — 14,3%.
Полупиковая часть графика заполняется главным образом блоками (59%), значительную долю графика покрывают КЭС на 90 кгс/см² (23,7%) и ГЭС (13,6%), ТЭЦ, промышленные электростанции и КЭС на 45 кгс/см² в полупиковой части практически не используются. Утренний пик нагрузки снимается преимущественно ГЭС (40%), а также блоками (52,4%). Вечерний пик нагрузки снимается главным образом блоками (32,2%) и ГЭС (31,3%), а также КЭС на 90 кгс/см² (9%) и КЭС на 45 кгс/см² (12,1%). Совсем незначительная часть приходится на ТЭЦ и промышленные станции.
Использование рабочей мощности в различных зонах графика нагрузки зимнего максимума показано в Табл. 3.

Таблица 3
Распределение рабочей мощности (100%) по зонам нагрузки (%)

Ни одна из групп оборудования не является ярко выраженной базисной, полупиковой или пиковой, однако можно выделить следующие наиболее характерные особенности.
В базисном, режиме работают блоки 300 МВт и ТЭС с промышленными станциями (82 и 87%) и в несколько меньшей степени блоки 150 и 200 МВт и КЭС на 90 кгс/см² (64 и 56%). Для полупиковой зоны наиболее характерны КЭС на 90 кгс/см², ГЭС и блоки 150, 200 МВт. В пиковой зоне работают ГЭС как в утренний максимум, так и в вечерний. В наибольшей степени в вечерний пик нагрузки использовались КЭС на 45 кгс/см².
В период осенне-зимнего максимума структура выработки ТЭС определяется балансом мощности и маневренными возможностями оборудования.
В период наибольшего спада нагрузки (июнь) структура выработки определяется характерной для этого периода структурой рабочей мощности (большая доля блоков в ремонте), топливной конъюнктурой и связанной с ней необходимостью работы малоэкономичных электростанций на газе.
Структура выработки электроэнергии ТЭС по ОЭС Юга в характерные месяцы года показана в табл. 4.

Таблица 4
Структура выработки электроэнергии ТЭС по ОЭС Юга (%)

Для решения задачи оптимального использования оборудования ТЭС и улучшения структуры выработки электроэнергии необходимо повысить степень участия малоэкономичного оборудования в покрытии пиковой части графика нагрузок оборудования. Для этого необходимы следующие мероприятия:

1. Повысить маневренность КЭС с давлением 90 кгс/см² за счет переустройства пусковых схем и оборудования их средствами необходимого контроля, дистанционного и автоматического управления, расширения или реконструкции конденсатного и мазутного хозяйств, разработки и проверки на практике режимов прохождения минимальных нагрузок на электростанциях (в частности, с переводом турбоагрегатов в режим синхронного компенсатора) для расширения набора режимов более экономичных, чем равномерная разгрузка агрегатов с быстрым набором нагрузки.
2. Снять ограничения по разгрузке малоэкономичных электростанций, связанных с режимом работы местных электрических сетей.

Для покрытия неравномерности суточного графика ОЭС Юга недостаточно регулировочного диапазона ГЭС и малоэкономичных ТЭС. Поэтому необходимо:

1. продолжать работы по расширению диапазона регулирования блоков, т. е. снизить технический минимум их нагрузки без значительного снижения экономичности работы;
2. освоить режимы надежных быстрых и экономичных остановов — пусков блоков, накопить достаточный материал по затратам топлива, скоростям подъема нагрузок и т. д. Произвести унификацию пусковых схем и режимов пуска для блоков 200 и 300 МВт, используя передовой опыт эксплуатации;
3. при проектировании развития энергосистем и объединений необходимо выбирать структуру. мощности в соответствии с изменением графика нагрузки;
4. в связи с недостатком донецких углей переводить на мазут электростанции с устаревшими оборудованием, работающие на донецких углях. Часть построенных блочных электростанций перевести на совместное сжигание газа и мазута;
5. увеличить межремонтный период для блочного оборудования при одновременном сокращении продолжительности ремонта (при доле блоков в установленной мощности ТЭС РЭУ 74% их доля в объеме годовых ремонтов составляет по мощности около 82, а по использованию площадки капитальных ремонтов около 92%);
6. ускорить проектирование и ввод в ОЭС Юга пиковых электростанций с установкой специального теплотехнического оборудования, комбинированных газотурбинной, (ГТУ) и парогазовой (ПГУ) установок, пиковых агрегатов, оснащенных турбореактивными двигателями (ТРД).