Оптимизация режима работы ОЭС Урала

ОПТИМИЗАЦИЯ РЕЖИМА РАБОТЫ ОЭС УРАЛА
М. И. МЫЛЬНИКОВА
(ОДУ ОЭС Урала)

«Оптимизация режимов работы энергосистем», 1974, с. 33—36.
Приведены данные по структуре установленных мощностей и выработке электроэнергии на электростанциях ОЭС Урала. Дана характеристика графика нагрузки объединенной системы и указаны регулировочные диапазоны отдельных групп оборудования.
Охарактеризованы работы по повышению маневренности оборудования тепловых электростанций и указаны причины, ограничивающие оптимизацию режима работы энергосистемы.

Уральская объединенная энергосистема обеспечивает энергоснабжение территории общей площадью около 3·106 км² и населением около 25 млн. человек.
Электрические сети ОЭС Урала охватывают 11 областей и 2 автономные республики.
Структура установленной мощности электростанций ОДУ Урала: ГЭС 8,2, энергоблоки 33,5, АЭС 1,4, ТЭЦ 39,4, КЭС 90 кгс/см² и ниже 17,5%.
Структура выработки электроэнергии за последнее время существенно изменилась.
Вследствие демонтажа, консервации, останова в длительный резерв, а также преимущественного использования малоэкономичного оборудования в пиковой части графика снижена доля выработки электроэнергии конденсационным оборудованием (%):

Основная причина, мешающая снижению выработки конденсационного. оборудования — недостаточные электрические связи электростанций или узлов, в которых они расположены. Например, Серовская ГРЭС мощностью 600 МВт разгружается только на 8%.
Выработка энергоблоков 300 МВт увеличилась с 16% в 1970 г. до 23,1 в 1971 г. Выработка энергоблоков 150 и 200 МВт при этом несколько уменьшилась.
Улучшению структуры выработки кроме слабых электрических связей мешают принудительное сжигание недефицитных видов топлива, невозможность останова в резерв и разгрузки малоэкономичного оборудования в результате использования нерегулируемых отборов пара для теплофикации.
Перевод агрегатов на режим ухудшенного вакуума или противодавления дает на электростанциях существенную экономию, но уменьшает их регулировочный диапазон и соответственно увеличивает разгрузку энергоблоков. С разгрузкой блоков до 60% удельные расходы топлива увеличиваются соответственно у блоков 150, 200 и 300 МВт на 20, Т2 и 10 г/(кВт-ч). Удельный расход топлива по блокам 200 МВт в ОЭС Урала увеличился в 1971 г. за счет уменьшения коэффициента их использования на 4,4 г/(кВт-ч).
Необходимо найти оптимальное для системы, решение по определению целесообразного количества агрегатов, переводимых в режимы с противодавлением и ухудшенным вакуумом.
График потребления ОЭС Урала, разуплотняется. Коэффициент заполнения уменьшился по сравнению с 1958 г. для зимы с 0,94 до 0,895 и для лета с 0,96 до 0,905. Выросла разница между нагрузкой в часы ночного провала и максимумом рабочего дня для зимы с 1,2·106 кВт в 1965 г. до 4,2·106 кВт в 1971 г. Реверсивный переток со средней Волги увеличивает требуемый диапазон регулирования электростанций ОЭС Урала еще на (1,0-1,5)·106 кВт.
Несмотря на довольно высокий коэффициент заполнения графика, регулировать график ОЭС Урала очень тяжело вследствие вынужденных высоких минимумов КЭС и ТЭЦ и сравнительно небольшой доли ГЭС (8,2% установленной мощности).
В осенне-зимний период 1971 г. на ночь кроме котлов высокого и среднего давления приходилось отключать корпуса котлов и блоки 200 МВт и даже корпуса котлов блоков 300 МВт. В выходные дни и ночные часы понедельника в ремонт и резерв останавливалось зимой до 1 500 МВт блочного оборудования, а в период половодья 2 600—2 650 МВт, даже несмотря на исключительно благоприятные режимные условия паводка прошлого года.
Для еще более глубокой разгрузки ТЭС в праздничные дни часть паровой нагрузки турбин с противодавлением передавалась на РОУ. Общее количество часов простоя в резерве энергоблоков 150, 200 и 300 МВт в 1971 г. составило 4 192 по сравнению с 2 045 в 1970 г. и отдельных корпусов — 6 418 в 1971 г. по сравнению с 1 438 в 1970 г.
Фактический регулировочный диапазон энергоблочных станций (%) следующий:
Блоки 300 МВт с котлами ПК-39 (Экибастузский уголь):
Троицкая ГРЭС .......................................................................  30
Рефтинская ГРЭС...................................................................    20
Блоки 200 МВт с котлами ПК-33 (челябинский и богословский угли)             ' 30
Блоки 150 МВт с котлами ТП-92 (кизеловский уголь)............... 27
На ряде блочных станций выполнены мероприятия по повышению маневренности энергоблоков: реконструкция пусковых схем и совершенствование отдельных элементов тепловых схем блоков 300 МВт, внедрение режима работы блоков на скользящем давлении. На Средне-Уральской ГРЭС совместно с ЦКТИ проведены опыты по глубокой разгрузке блока до 135 МВт (0,45 рном) на скользящем давлении при сжигании газа. Внедрение режимов более глубокой разгрузки ограничивается условиями работы приводной турбины питательного насоса и недостаточным регулировочным диапазоном дымососов при эксплуатационных избытках воздуха.
Заводы-изготовители должны разработать вспомогательное оборудование энергоблоков 300 МВт, обеспечивающее их глубокую разгрузку.
В настоящее время блок № 9 Средне-Уральской ГРЭС переводится в опытно-промышленную эксплуатацию на скользящем давлении в интервале нагрузок 220—150 и 150—120 МВт (на одном корпусе). Внедряются растопка и подключение второго корпуса к турбине на скользящем давлении при работе питательного турбонасоса (без перехода на 11ЭН). Средне-Уральская ГРЭС освоила комбинированный метод ускоренного расхолаживания блоков (паром и воздухом) перед выводом в ремонт, что позволяет сократить время простоя блока в ремонте на 4—5 сут по сравнению с естественным остыванием.
Однако объем проведенных работ по увеличению маневренности блочного оборудования явно мал. Имеют место существенные недостатки: общий регулировочный диапазон блоков объединения по-прежнему остается неудовлетворительным, эксплуатационная продолжительность пуска блоков значительно превышает нормативную, предусмотренную типовыми инструкциями, недостаточно отработаны режимы пуска корпусов котла и блоков 200 и 300 МВт после коротких (ночных) простоев с набором нагрузки к утреннему максимуму, пусковые схемы некоторых станций не обеспечивают одновременную растопку двух корпусов разных энергоблоков.
Развитие ОЭС Урала за счет ввода крупного блочного оборудования, снижение выработки на гидроэлектростанциях, увеличение неравномерности суточного графика и скоростей изменения нагрузки в объединенной энергосистеме — все это требует регулирования частоты и перетоков мощности на ТЭС.
Привлечение тепловых станций к регулированию частоты и перетоков мощности сопровождается трудностями в результате недостаточной приспособленности основного теплосилового оборудования к таким режимам.
Регулировочный диапазон оборудования ТЭС с поперечными связями также не удовлетворяет требованиям автоматического регулирования частоты и перетоков мощности (АУ4M). Кроме тою, указанное оборудование должно переводиться в -режим частых пусков и глубоких ежесуточных разгрузок для регулирования плановой составляющей переменной части суточных графиков. Поэтому сейчас остро стоит вопрос об использовании АРЧМ на блочном оборудовании.
Оборудование 90 кгс/см² Южно-Уральской, Верхне-Тагильской и Нижне-Туринской ГРЭС должно переводиться в режим частых пусков и глубоких ежесуточных разгрузок в связи с сокращающимся разрывом между утренним и вечерним пиками нагрузки. Однако существующие пусковые схемы не обеспечивают необходимой маневренности и не позволяют осуществить разворот остановленного оборудования до полной нагрузки к утреннему максимуму. Необходимо реконструировать пусковые и тепловые схемы указанных электростанций для возможности параллельной растопки и включения четырех — шести котлов.
В ОДУ Урала экономичное распределение активных нагрузок между электростанциями производится по относительным приростам расхода топлива. Расчеты проводятся на ЭВМ М-220 по комплексной программе.
Комплексная программа разбита на ряд отдельных самостоятельных программ, которые объединяются с помощью специальной управляющей программы. Весь этот комплекс программ используется при задании графика на следующие сутки.
Предусмотрено внедрение программы-корректора, которая будет производить дооптимизацию (корректировку заданного графика) режима работы ОЭС в связи с изменением условий (состав оборудования, схема сети, потребление). Дооптимизация будет производиться оперативно дежурным диспетчером на ЭВМ с выносного пульта управления.
Причины, препятствующие полной оптимизации режима, следующие:
принудительное сжигание недефицитных видов топлива;
недостатки системы планирования выработки электроэнергии;
слабые электрические связи отдельных узлов и электростанций с системой, не позволяющие разгружать и останавливать в резерв малоэкономичное оборудование;
отсутствие программы выбора оптимального состава работающего оборудования на станции;
недостаточная представительность исходной информации, т. е. характеристик турбин, котлов и паровых балансов электростанций.
ОДУ Урала организовало обучение работников энергосистем, занимающихся вопросами экономичного распределения электроэнергии. К расчетам характеристик относительных приростов на ЭВМ привлекались работники электростанций. Это улучшило информацию о тепловом балансе и определение минимальных нагрузок агрегатов. Но диаграммы режимов, расходные характеристики и характеристики относительных приростов турбин и котлов во многих случаях не отражают действительного состояния агрегатов. Очень часто приходится пользоваться характеристиками однотипных агрегатов других станций с внесением поправок на фактические расходы. Особенно это относится к модернизированному оборудованию.
Для выполнения задач надежного и экономичного ведения режима необходимо провести следующие мероприятия:

1. Разработать типовые рекомендации по глубокой разгрузке блочных электростанций, в том числе по работе энергоблоков на скользящих параметрах.
2. Ускорить проведение работ по увеличению регулировочного диапазона энергоблоков.
3. Откорректировать эксплуатационные инструкции по пуску блоков 300 МВт из различных тепловых состояний в соответствии с типовой инструкцией.
4. Внедрить режимы ускоренного расхолаживания энергоблоков для сокращения сроков простоя оборудования в ремонте.
5. Организовать плановое проведение испытаний основного теплосилового оборудования для определения расходных характеристик и характеристик относительных приростов.
6. Усилить в районных управлениях группы, занимающиеся вопросами задания графиков и экономичного распределения нагрузки.
7. Провести реконструкцию растопочных схем Южно-Уральской, Верхне-Тагильской и Нижне-Туринской ГРЭС для обеспечения одновременной растопки четырех — шести котлов и включения их к утреннему максимуму нагрузки.
8. Разработать практически приемлемую для ОДУ программу выбора оптимального состава работающего оборудования электростанций ОЭС с включением ее в общий комплекс программы экономичного распределения нагрузки.
9. Разработать, методику и программу, позволяющую ускорить и уточнить учет ограничений и потерь мощности при распределении нагрузки.