ОПТИМИЗАЦИЯ РЕЖИМОВ РАБОТЫ ЕЭС
Г. А. ЧЕРНЯ
(ЦДУ ЕЭС СССР)

«Оптимизация режимов работы энергосистем», 1974, с. 11—23.
Дана краткая характеристика современного этапа развития отечественной энергетики.
Приведены данные, характеризующие разуплотнения графиков нагрузки по ЕЭС СССР и отдельным объединенным энергосистемам.
Сформулированы основные задачи по оптимизации режима энергосистем и повышению маневренности энергетического оборудования.

УВЕЛИЧЕНИЕ МОЩНОСТИ ЭНЕРГООБЪЕДИНЕНИЙ И РАСШИРЕНИЕ ГРАНИЦ ЕДИНОЙ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ

Энергетика страны также претерпела значительные количественные и качественные изменения. Можно указать на следующие новые направления в отечественной энергетике, характерные для современного этапа ее развития:

  1. Значительный рост мощности энергосистем, энергообъединений и Единой энергосистемы (ЕЭС).
  2. Существенное улучшение структуры мощности за счет преимущественного ввода высокоэкономичных блочных агрегатов 150, 200 и 300 МВт.
  3. Дальнейшая концентрация мощности на крупнейших электростанциях с ускоренным вводом агрегатов на них.
  4. Внедрение в энергообъединениях и энергосистемах электронных вычислительных машин для оптимизации режимов и решения инженерных задач.

Проследим за тенденцией развития нашей энергетики в указанных выше направлениях.

  1. Рост и развитие энергообъединений и Единой энергосистемы.

Выработка электроэнергии электростанциями объединенных энергосистем в 1971 г. составила 738∙109 кВт-ч, или 92,5% всей выработки электроэнергии в стране. По Единой энергосистеме эта величина составила 574-106 кВт-ч, или соответственно 72%.
Установленная мощность электростанций ЕЭС возросла с 54-106 в 1965 г. до 114-106 кВт в 1971 г., а энергообъединений — с 71,5-106 до 150,7- 106 кВт.
C учетом намечаемого присоединения к концу пятилетки энергообъединений Северного Казахстана и Сибири к ЕЭС установленная мощность электростанций системы превысит в 1975 г. 190-106 кВт.
После 1975 г. ЕЭС будет работать параллельно с объединенной энергосистемой стран — членов СЭВ, установленная мощность электростанций которой в настоящее время составляет около 60 ∙106кВт.
Очевидно, что такое развитие энергообъединений и ЕЭС окажет существенное, влияние на все элементы сложного энергетического хозяйства: линии электропередачи, электростанции, средства управления, связи и др.
Уже теперь размещение крупных базовых электростанций и специальной пиковой мощности, уровни напряжения и точки присоединения мощных линий электропередачи, направления магистралей дальней кабельной связи, требования к маневренности агрегатов и другие должны учитывать условия работы и развития энергообъединений и ЕЭС в целом.

2.     Улучшение структуры мощности тепловых электростанций.

Развитие электрических сетей и рост мощности энергообъединений создали условия для преимущественного ввода мощных энергетических блоков.
В 1960 г. работали 11 энергоблоков мощностью по 160 МВт и 1—200 MB г, что составляло 2,8% общей установленной мощности электростанций. На начало 1972 г. количество энергоблоков достигло 261 (в том числе: энергоблоков мощностью 300 МВт —  85, 200 МВт — 89 и 150 МВт — 84) общей мощностью свыше 58-106 кВт, или 48,7% всей мощности ТЭС.
В объединенных энергосистемах суммарная мощность энергоблоков составляет значительную долю общей мощности ТЭС: в ОЭС Юга — 70,7; в ОЭС Северо-Запада—54,3; в ОЭС Закавказья—54%. В целом по ЕЭС эта величина превысила 50%.
В текущей пятилетке на конденсационных и атомных электростанциях ЕЭС будет введено энергоблоков на общую мощность 33,5· 106 кВт, или 75% вводимой мощности на ТЭС и АЭС. Следует отметить, что за этот период на конденсационных электростанциях на давление 240 кгс/см2 вводится более 75% мощности.
О влиянии такой структуры мощности на режим работы различных групп оборудования будет сказано ниже.

  1. Концентрация мощностей на электростанциях. Рост и развитие энергообъединений позволяют также увеличить установленную мощность электростанций. Ниже приводятся данные об увеличении количества мощных ТЭС:

 

1970 г.

1975 г,

Количество ТЭС мощностью 1-106 кВт и более ........................................

30

40

Количество ТЭС мощностью
2,4· 106 кВт и более.....................

- 5

11

При этом появятся ТЭС мощностью 3,6 · 108, а в дальнейшем 4-106 кВт и более.
Необходимо отметить, что максимальные мощности тепловых электростанций растут примерно пропорционально мощности энергообъединений.
С увеличением доли крупных энергоблоков в общей структуре установленной мощности ТЭС возрастают и трудности покрытия переменной части суточных графиков нагрузки в энергосистемах и энергообъединениях. Расчеты показывают, что абсолютная неравномерность графика для характерных зимних суток возрастет по ЕЭС до (40+42)-106 кВт в 1975 г. по сравнению с 28·106 в 1971 г., причем на долю ТЭС в конце пятилетки будет приходиться до 75% общей неравномерности (в 1971 г. — 62%) и степень необходимого участия энергоблоков в регулировании суточных графиков нагрузки резко возрастет.

  1. Расширение использования вычислительной техники. Министерством намечено в текущей пятилетке создать вычислительные центры в 27 энергосистемах и как минимум на 10 крупных электростанциях. В дальнейшем вычислительные центры будут созданы во всех основных энергосистемах. На большинстве крупных электростанций будут устанавливаться так называемые «малые» ЭВМ третьего поколения.

Такой трехступенчатый комплекс (энергообъединение — энергосистема — крупная электростанция) предназначен для решения хозяйственных и режимных задач.
Сейчас использование вычислительной техники в ЦДУ и ОДУ дает значительный экономический эффект; кроме того, резко повышается качество управления и улучшается его организация.
Помимо решения хозяйственных задач и связи с вычислительным центром энергосистемы ЭВМ электростанций предназначаются для контроля фактического состояния агрегатов и выдачи исходных данных дежурному персоналу для оценки правильности ведения режима. Эффективная роль ЭВМ электростанции должна заключаться не только в анализе состояния и выдаче задания на экономическое распределение нагрузок между агрегатами, но и в выдаче данных в энергосистемы (энергообъединения) для перераспределения нагрузок между электростанциями.
Действительно, отдельные группы оборудования имеют резко отличающиеся технико-экономические показатели: удельные расходы КЭС на давление 90 кгс/см2 превышают расходы КЭС на 130 кгс/см2 на 18—20 и расходы КЭС на 240 кгс/см2 на 23—25%.
Неравномерность суточных графиков нагрузки, меняющаяся конфигурация графиков в течение месяцев, сезона, года и различная форма графика в энергосистемах и энергообъединениях обусловливают большую эффективность использования ЭВМ на крупных электростанциях именно для участия в планировании и управлении режимом работы энергообъединений.
Рост и развитие ОЭС и ЕЭС, преимущественный ввод крупных агрегатов, возрастающая неравномерность графиков нагрузки и резкий рост объемов информации, необходимой для оптимизации и управления режимом энергосистем, позволяют проводить в широком масштабе следующие мероприятия по существенному улучшению использования действующего и вводимого оборудования тепловых электростанций: резкое снижение использования малоэкономического оборудования, повышение маневренности энергоблоков мощностью 150—200 МВт, подготовка энергоблоков мощностью 300 МВт к увеличению в дальнейшем регулировочного диапазона, широкое применение средств вычислительной техники для оптимизации режима работы энергосистем.

ОСНОВНЫЕ ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ РАБОТЫ ОЭС И ЕЭС

Для энергообъединений и энергосистем основным показателем качества электроэнергии является поддержание частоты в допустимых пределах (±0,1 Гц номинального значения). Эта задача трудна в условиях отсутствия резервов мощности, малой маневренности агрегатов, сложной топливной конъюнктуры, а также недостаточной пропускной способности межсистемных связей.
В последние годы этот показатель по ЕЭС существенно улучшен. В 1970 г. ЕЭС работала с частотой ниже 49,9 Гц 1 000 ч, а в 1971 г. — 1.65. Но к 1970 г. возросло число часов работы ЕЭС с частотой выше 50,1 Гц. Объясняется это тем, что достигнутый уровень маневренности оборудования электростанций все больше отстает от требований, обусловленных изменяющейся конфигурацией суточных графиков энергосистем и энергообъединений.
Нормы технологического проектирования, конструкция агрегатов и их расчетные технические минимумы нагрузки, а также уровень автоматизации пусковых операций не обеспечивают необходимого изменения режимов работы ТЭС.
Разуплотнение суточных графиков продолжается, растет доля суточной неравномерности, приходящаяся на ТЭС, в связи с вводом мощных АЭС и новых высокоэкономичных базовых энергоблоков. Поэтому маневренность существующего оборудования становится основным условием поддержания частоты в нормальных пределах.
Наряду с обеспечением нормального качества электроэнергии важнейшим показателем работы энергосистем является удельный расход топлива на отпущенную электроэнергию.
Этот показатель эффективности работы ТЭС непрерывно улучшается, однако темп снижения удельных расходов топлива' существенно замедляется. В прошлой пятилетке средний удельный расход топлива по ТЭС Минэнерго СССР был снижен на 46 г∕(KBT∙Н), в 1971—1975 гг. ожидается .его дальнейшее снижение на 26 г/(кВт-ч).
Снижение удельных расходов топлива осуществлялось по трем основным направлениям:

  1. Улучшение экономичности ТЭС за счет повышения культуры эксплуатации, модернизации оборудования, тепловых схем и т. д.
  2. Дальнейшее развитие теплофикации на базе современных высокоэкономичных агрегатов и увеличение выработки на тепловом потреблении.
  3. Изменение структуры выработки за счет преимущественного ввода высокоэкономичных агрегатов и вытеснения из работы малоэкономичного оборудования.

В отличие от прошлых лет в текущей пятилетке должно произойти некоторое изменение влияния отдельных составляющих на общий показатель экономичности ТЭС Минэнерго СССР. Это объясняется тем, что постепенно исчерпываются возможности традиционных способов повышения экономичности теплосилового оборудования.
В настоящее время конденсационное оборудование на давление пара 90 кгс/см2 и ниже, составляющее около 20% общей установленной мощности ТЭС, практически достигло уровня расчетных удельных расходов, и дальнейшая его модернизация с целью некоторого повышения экономичности экономически не оправдана.
Энергоблоки мощностью 150 и 200 МВт также работают на большинстве ТЭС с удельными расходами тепла, близкими к расчетным. К 1975 г. экономичность этой группы оборудования изменится незначительно. На энергоблоках мощностью 300 МВт ожидается снижение удельных расходов за пятилетку на 16 г/(кВт-ч).
Общее снижение удельных расходов топлива по ТЭС Минэнерго СССР за счет повышения экономичности указанных групп оборудования составит в девятой пятилетке лишь 8,5 по сравнению с 14,5 г/(кВт-ч) в период 1965—1970 г.
Увеличение выработки электроэнергии на тепловом потреблении ТЭЦ даст снижение общего удельного расхода по Минэнерго СССР еще на Г,5—2 г∕(КBт-ч).  
Для выполнения задания по общему снижению удельного расхода топлива [340 г/КВт-ч)] оставшаяся доля снижения в размере 15—16 г/(кВт-ч) должна быть обеспечена за счет изменения структуры выработки электроэнергии со снижением использования групп малоэкономичного оборудования.
Анализ условий дальнейшего повышения эффективности использования оборудования ТЭС показывает, что при заданном уровне удельных расходов топлива по группам оборудования структура выработки электроэнергии является наиболее важным фактором, определяющим общую экономичность ТЭС.
Так, если в 1970 г. лишь около 50% выработки электроэнергии на ТЭС Минэнерго СССР производилось с удельными расходами топлива выше среднего уровня, то в 1975 г. эта величина превысит 80%. Это связано с тем, что средние удельные расходы топлива по энергоблокам мощностью 300, а тем более 150 и 200 МВт будут выше, чем средний удельный расход на ТЭС Минэнерго СССР.
Более того, расчеты показывают, что простое увеличение выработки на энергоблоках при запланированных величинах их экономичности без одновременного снижения абсолютных значений выработки электроэнергии на малоэкономичных ТЭС в ближайшие годы перестанет оказывать положительное влияние на снижение общего удельного расхода топлива.
Таким образом, одним из основных условий, обеспечивающих дальнейшее снижение общего удельного расхода топлива, будет осуществление мероприятий по сокращению участия малоэкономичных агрегатов ТЭС в покрытии нагрузки энергосистем.
Можно привести дополнительные данные об ожидаемой эффективности этих мероприятий: снижение числа часов использования оборудования по КЭС на 90 кгс/см2 в 1,5 раза (по сравнению с уровнем 1970 г.) позволит получить экономию условного топлива в размере (3÷4) ∙106 т за пятилетку, а по КЭС на 45 кгс/см2 и ниже эта величина составит (2,5÷3) ∙106т при снижении использования агрегатов этих КЭС в 1,5—1,8 раза (по сравнению с уровнем 1970 г.).

Каковы же возможные пути решения поставленной задачи?

Известно, что в связи с недостатком резервов мощности в энергообъединениях демонтаж или длительная консервация малоэкономичного оборудования в значительном объеме затруднены.
В 1969 г. на ТЭС Минэнерго СССР было демонтировано устаревшее оборудование суммарной мощностью 0,2 ∙106, в 1970 г. — 0,3-106 в 1972 г.  —0,5-106 кВт.
Недостаточность резервов мощности в зимний период привела к консервации и выводу в холодный резерв малоэкономичного оборудования лишь на период годового провала нагрузки (летом).
Максимальная величина мощности, сезонно выведенной из работы, составила: в 1970 г. 2,5-106, в 1971 г. 3,6-106 и в 1972 г. 4,3 ∙106 кВт.
Проведенные мероприятия позволили несколько улучшить структуру использования оборудования ТЭС и обеспечить вследствие этого снижение общего удельного расхода топлива по ТЭС Минэнерго СССР ла 3,9 г/(кВт-ч), что равносильно экономии условного топлива в размере 2,2-106 т в год.
Для ускорения работ по снижению использования малоэкономичного оборудования приказом Минэнерго СССР от 8 февраля 1972 г. предусмотрены конкретные мероприятия:

  1. Проектным Институтом «Энергосетьпроект», «Промэнергопроект» и «Теплоэлектропроект» поручена разработка рекомендаций и обоснований по демонтажу отдельных агрегатов и ТЭС в целом на период до 1975 г. включительно.
  2. Энергосистемам поручено провести обследование подведомственных ТЭС с остающимся в работе малоэкономичным конденсационным оборудованием на давление пара 90 кгс/см2 и ниже и наметить конкретные меры по снижению их использования.

Эти работы имеют большое значение для дальнейшего улучшения структуры выработки, так как выработка электроэнергии на малоэкономичном оборудовании, имеющем удельные расходы топлива более 400 г/(кВт-ч), составляет в настоящее время около 30% всей выработки ТЭС Минэнерго СССР.
Учитывая, что удельная численность эксплуатационного персонала на КЭС и ТЭЦ с оборудованием среднего и низкого давления в 4 раза больше, чем в целом по всем ТЭС, можно сделать вывод,
что сокращение выработки электроэнергии и демонтаж этого оборудования позволят освободить значительное количество персонала
Большое влияние на общий удельный расход топлива ТЭС Минэнерго СССР оказывают теплофикационные агрегаты, суммарная мощность которых в общей структуре мощности ТЭС ЕЭС достигает значительной величины — около 34-106 кВт (34,8% мощности ТЭС). В летние месяцы экономичность ТЭЦ резко падает — в среднем почти на 30% — из-за снижения тепловых нагрузок и роста конденсационной выработки, которая в годовом объеме продолжает оставаться на уровне 50% общей выработки ТЭЦ всех давлений. Такое положение существенно ухудшает общую экономичность ТЭС ЕЭС.
Недостаточный учет условий работы ТЭЦ в энергосистемах при проектировании, отставание в строительстве теплосетей и промышленных потребителей пара приводят к значительному недоиспользованию не только тепловой, по и электрической мощности ТЭЦ, которое достигает в масштабах ЕЭС зимой 9, а летом 15% общей установленной мощности теплофикационных агрегатов. В отдельные, наиболее тяжелые периоды года это вызывает необходимость использования самого неэкономичного оборудования. Так, в декабре 1971 г. в покрытии суточных максимумов нагрузки ЕЭС участвовало до 4,5-106 кВт наиболее неэкономичной конденсационной мощности с удельными расходами топлива 500 г/(кВт-ч) и выше, в то время как разрывы и недоиспользование мощности на ТЭЦ составляли более 3 ∙ 106 кВт.
Недостаточная эффективность использования ТЭЦ объясняется проектными недоработками, сложностью тепловых схем и оборудования, а также трудностью определения и учета изменяющейся зависимости между тепловой и электрической нагрузками. Учитывая большое влияние ТЭЦ на технико-экономические показатели по Минэнерго СССР и значительную долю ТЭЦ в структуре общей мощности, необходимо дополнительно изучить режим их работы и детально разработать меры повышения эффективности использования теплофикационного оборудования.
Один из наиболее сложных вопросов работы энергообъединений — ведение режима электростанций в неравномерной части суточного графика нагрузки.
В ЕЭС в большинстве энергообъединений наблюдается резкое разуплотнение графиков нагрузки. Ниже приводится отношение минимальной нагрузки суточного графика к максимальной (в период годового максимума):

 

19Ô5 г.

1971 г.

1975.г.

ЕЭС..........................

0,712

0,677

0,66

Урал........................

0,825

0,771

0,75

Северо-Запад . . .

 

0,562

0,55

Юг............................

0,741

0,696

0,67

В понедельник неравномерность возрастает на 5—10%. Величина подъема нагрузки в утренние часы понедельника достигает по ЕЭС 32-106 кВт при средней скорости подъема нагрузки до 250 МВт/мин. В отдельные периоды скорость подъема нагрузки возрастает до 500 МВт/мин.
Относительно небольшая доля ГЭС (14,8% общей мощности электростанций ЕЭС), значительный удельный вес ТЭЦ, отсутствие специальных регулирующих электростанций вызывают необходимость широкого участия в регулировании оборудования конденсационных электростанций всех давлений.
В периоды паводка режимы прохождения минимальных нагрузок дополнительно осложняются переводом гидроэлектростанций на базисный режим.
При существующих маневренных возможностях оборудования ТЭС структура выработки, особенно в часы суточных провалов нагрузки, далека от оптимальной, что приводит к ухудшению экономичности работы энергосистем.
Это. в основном обусловлено недостаточным участием в регулировании малоэкономичного оборудования КЭС и необходимостью привлечения для этих целей энергоблоков. Помимо ухудшения общей структуры выработки электроэнергии при этом также снижается экономичность энергоблоков.
Данные об участии в регулировании графика отдельных групп оборудования в один из дней декабря 1971 г. приведены в таблице.


Показатели

Группы оборудования

Всего

ГЭС

ТЭС всего

Энергоблоки

КЭС

ТЭЦ

Максимальная нагрузка, млн. кВт ...........................

90,5

11,5

79

39,5

8,8

24,8

Минимальная     нагрузка,
млн. кВт....................

62

1,7

60

29,2

5,5

20,9

Диапазон регулирования, млн. кВт............................

28,5

9,8

19

10,3

3,3

3,9

Диапазон регулирования, %...................................

30

85

24

26

38

15,7

В сравнении с декабрем 1970 г. диапазон регулирования энергоблоков увеличился с 23,9 до 26%.
В некоторых объединенных энергосистемах эта величина достигала еще больших значений: ОЭС Центра — 31, ОЭС Урала — 34,5, ОЭС Северо-Запада — 42%.
Несмотря на дальнейшее разуплотнение графиков нагрузки, темп создания специального высокоманевренного оборудования для ГРЭС и ГАЭС неудовлетворителен.
Практически в текущей пятилетке может быть начато только проектирование такого оборудования, а ощутимый эффект от его внедрения может быть получен не раньше 1980 г.
Таким образом, повышение маневренности уже освоенного теплосилового оборудования является одним из основных условий обеспечения надежности и экономичности работы энергообъединений.
По расчетам Энергосетьпроекта к 1975 г. при разгрузке ТЭЦ на 20 и КЭС с поперечными связями на 70% в объединениях в наиболее резко выраженным пиком графика в ночные часы рабочих суток придется разгружать до технического минимума часть оборудования на всех блочных электростанциях этих ОЭС, а отдельные энергоблоки останавливать в резерв на 6—8 ч.
По воскресеньям число энергоблоков, выводимых в резерв, в ОЭС Юга, Центра и Северо-Запада составит соответственно 26, 36 и 48%. общего их количества.

Следует отметить, что в настоящее время по большинству типов оборудования ТЭС (в основном энергоблочного) найдены технические решения, позволяющие резко расширить диапазон допустимых нагрузок. Так, даже для пылеугольных блоков доказана возможность снижения нагрузки до 25—30% номинальной с переходом на растопочное топливо.
Однако такие режимы на блоках 150 и 200 МВт слишком резко ухудшают экономичность работы оборудования. Так, 30%-ная нагрузка пылеугольного блока 200 МВт вызывает увеличение расхода топлива на 70—80 г/(кВт-ч).
При отключении одного корпуса котла на дубль-блоке расход топлива увеличивается на 15—20 г/(кВт-ч), поэтому режимы таких глубоких разгрузок энергоблоков должны быть строго ограничены вынужденными условиями эксплуатации энергосистем. Одновременно следует ускорить поиски технических решений, повышающих экономичность работы оборудования при глубоких разгрузках. В частности, как показывают расчеты ОРГРЭС и последующие испытания, проведенные на некоторых электростанциях, повышение экономичности с одновременным расширением регулировочных возможностей ТЭС может быть получено в результате полного останова агрегатов на время провалов потребления вместо применения режимов их глубокой разгрузки. В последние годы надежность включения оборудования из состояния горячего резерва значительно возросла. Например, в контрольные сутки 1972 г. из 97 котлов (в том числе 39 блочных) и 50 турбин (в том числе 20 блочных), включаемых по ЕЭС из резерва, лишь один котел среднего давления не обеспечил набор максимальной нагрузки. Однако широкое внедрение режимов частых пусков и повседневное их использование требуют предварительного проведения ряда мероприятий для каждой группы оборудования ТЭС (КЭС с поперечными связями, ТЭЦ, энергоблочного оборудования).

ПОВЫШЕНИЕ МАНЕВРЕННОСТИ ТЭС

Повышение маневренности КЭС с поперечными связями. Опыт работы некоторых ТЭС Юга и Северо-Запада показывает, что на конденсационных электростанциях на давление 90 кгс/см2 и ниже режимы глубоких ежесуточных разгрузок могут быть обеспечены и освоены без существенных затрат.
В паводок 1971 г. на Старобешевской, Ворошиловградской и Приднепровской ГРЭС (1-й очереди с турбинами К-100 и барабанными котлами) была проведена опытная проверка возможности расширения регулировочного диапазона, которая подтвердила техническую возможность глубокой разгрузки ТЭС на 75—80% установленной мощности в ночные часы за счет массового останова котлов. Турбины при этом или разгружались на 90—95%, или останавливались, или переводились в «моторный» режим.
Аналогичные ночные разгрузки должны проводиться и на других ТЭС. Для этого необходимо произвести частичную реконструкцию тепловых и растопочных схем с обеспечением возможности одновременной растопки большого количества котлов, расширить объем дистанционного управления и пусковой автоматики, установить надежный контроль за работой оборудования в пусковых режимах, откорректировать эксплуатационные инструкции и т. д.
Рекомендации, которые могут стать типовыми, будут проверены на оборудовании на давление 90 кгс/см2 Приднепровской, 

Южно-Уральской ГРЭС. На этих же ГРЭС в 1972— 1973 гг. должно быть оценено влияние частых пусков на надежность работы оборудования.
В целом по ЕЭС число часов использования установленной мощности в год к 1975 г. должно быть снижено и равно:
По КЭС на 90 кгс/см2 .....................................  4 000         ч   в год
По КЭС на 45 кгс/см2 и ниже                  . . .          2 500   ч   в год
По импортному оборудованию ...........................  2 300.. ч   в год
Указанные мероприятия должны в значительной степени обеспечить снижение общих удельных расходов топлива.

Повышение маневренности ТЭЦ.

Особенно остро этот вопрос стоит в ОЭС Центра и Средней Волги, где теплофикационное оборудование составляет соответственно 50 и 66% общей установленной мощности ТЭС.
Следует отметить, что оборудование ТЭЦ менее приспособлено для частых изменений нагрузки и тем более для частых пусков.
Вместе с тем на ряде ТЭЦ накоплен достаточный опыт расширения регулировочного диапазона за счет внедрения перегрузочных режимов турбин и останова котлов, повышения готовности оборудования, выведенного в резерв, к последующему подъему нагрузки за счет поддержания давления в потушенном котле (опыт Рижской ТЭЦ), перевода теплофикационных турбин в «моторный» режим (опыт Кировской ТЭЦ) на время ночных провалов нагрузки и т. д.
Особо стоит вопрос о повышении маневренности ТЭЦ с оборудованием на 130 ктс/см2. Технический минимум таких ТЭЦ даже в неотопительный период очень высок, что определяется низкой маневренностью котлов ТГМ-84, ТП-80, БКЗ-210-140 и др. Только в ОЭС Центра установлено около 70 таких котлов. Режимы частых пусков этих котлов запрещены противоаварийным циркуляром, выпущенным еще в 1965 г., когда проблема повышения маневренности оборудования не стояла так остро, как в настоящее время.
Необходимо срочно приступить к разработке мероприятий по использованию котлов указанных типов в режимах частых пусков.
Большого внимания заслуживают работы по различным способам горячей консервации котлов с сохранением стационарного температурного режима в циркуляционном контуре на время ночных и воскресных провалов нагрузки.
C учетом результатов исследовательских и наладочных работ, проведенных ОРГРЭС и BTH совместно с ЦКТИ, необходимо согласовать с котельными заводами технические минимумы котлов всех типов, установленных на ТЭЦ.

Повышение маневренности энергоблоков.

В текущей пятилетке должна быть резко увеличена маневренность энергоблоков мощностью 150 и 200 МВт. Блоки 150 МВт в ОЭС Северо-Запада и 200 МВт в ОЭС Юга должны составлять основную часть регулирующей мощности этих энергообъединений.
В настоящее время это оборудование (особенно энергоблоки 200 МВт) можно считать достаточно освоенным для использования его в переменной части графика.
На большинстве электростанций с энергоблоками уже отрабатывались режимы пуска, из различных тепловых состояний. Освоены режимы глубоких разгрузок пылеугольных блоков 200 МВт до 100—ПО МВт без подсветки растопочным топливом, режимы работы с подсветкой на нагрузке 70—80 Мbt и на нагрузке 50—60 МВт с переходом на растопочное топливо.
Исследована экономичность работы блоков -на низких нагрузках, осваивается перевод турбин энергоблоков в «моторный» режим, накоплен опыт организации одновременного пуска большого количества блоков из резерва. Например, Молдавская ГРЭС на выходные дни выводит в резерв до пяти из восьми установленных блоков по 200 МВт с восстановлением полной нагрузки к утреннему максимуму.
Сравнительными экономическими расчетами, проведенными ОРГРЭС, доказано, что останов блоков 150 и 200 МВт даже на 6—8 ч выгоднее, чем их разгрузка на 40—50%.
Однако указанная эффективность частых остановов и пусков блоков может быть достигнута лишь при достаточно высокой организации пусковых режимов со строгим соблюдением продолжительности пуска и набора нагрузки.
Фактически в настоящее время на большинстве ТЭС эксплуатационная продолжительность пуска в 2—3 раза превышает нормативную. Это было выявлено в 1971 г. во время обследования ОРГРЭС 18 крупных ГРЭС. При этом выяснилось, что на многих электростанциях отсутствуют не только типовые, по и местные инструкции по обслуживанию блоков. Пуски проходят без достаточного контроля за их продолжительностью, причины задержки в проведении отдельных операций не фиксируются.
Неизбежность в ближайшие годы перевода энергоблоков мощностью 150 и 200 МВт в режим глубокой разгрузки и останова на ночь требует широкого распространения передового опыта, полученного на отдельных блоках.
По условиям оптимизации общего режима ЕЭС участие в суточном регулировании энергоблоков 300 МВт допускается лишь при полном использовании разгрузочных возможностей ТЭС с конденсационным оборудованием других групп. Однако и при этих условиях их участие в регулировании заметно растет. Поэтому, учитывая ограниченную пропускную способность межсистемных связей, неодинаковую структуру установленной мощности и характер суточных графиков в объединениях, а также значительное влияние топливной конъюнктуры на выбор регулирующей мощности, необходимо ускорить по всем типам энергоблоков 300 МВт отработку режимов экономичной и глубокой разгрузки на скользящих параметрах и режимов перехода пылеугольных блоков на растопочное топливо.
Общая же задача заключается в том; чтобы вследствие повышения маневренности и расширения регулировочных возможностей ТЭС с менее экономичным оборудованием обеспечить более плотную загрузку энергоблоков 300 МВт и тем самым создать условия для сокращения абсолютной выработки на малоэкономичных электростанциях. Коэффициент использования энергоблоков 300 МВт должен быть повышен также за счет сокращения ремонтных простоев и ликвидации разрывов мощности.
Быстрое и эффективное повышение. маневренности всех групп ТЭС невозможно без активного участия в этой работе проектных организаций. Однако до настоящего времени проектирование ведется по старым нормам, предусматривающим возможность одновременного пуска только одного-двух блоков на электростанции, и почти не ведутся проектные разработки по реконструкции существующих ТЭС для повышения их маневренности.
Необходимо добиться, чтобы технический минимум ТЭС был существенно ниже, а не выше суммы минимальных нагрузок всех агрегатов. Это даст возможность не только разгружать все агрегаты ТЭС до технического минимума, но и останавливать часть их на ночное время с восстановлением полной нагрузки электростанции к утреннему максимуму.
Для этого потребуется частичная реконструкция тепловых схем на действующих электростанциях с обеспечением резервного питания бойлеров, испарителей и т. д. от общестанционных магистралей, а также расширение мазутного и бакового хозяйств, средств водоподготовки, автоматического и дистанционного управления.
В некоторых случаях может потребоваться также небольшое изменение структуры эксплуатационных вахт. В этом отношении заслуживает внимания опыт Молдавской ГРЭС, где для проведения одновременных массовых пусков оборудования в дополнение к вахтам созданы специальные пусковые бригады.
Оценивая передовой опыт, полученный на ряде ТЭС по повышению маневренности оборудования, нельзя не отметить значительный качественный разрыв между котельным и турбинным оборудованием. Как правило, на ТЭС с поперечными связями, активно участвующих в регулировании нагрузки, количество остановов в резерв котлов значительно превышает соответствующий показатель по турбинам.
Однако в ближайшие годы количество выводов в резерв конденсационных турбин должно резко возрасти благодаря очень удачному решению, найденному ЛМЗ и широко распространенному в системе Донбассэнерго — переводу турбогенераторов в «моторный» режим.
К сожалению, работы по усовершенствованию пусковых режимов и повышению мобильности котлоагрегатов, выводимых в горячий резерв, практически не проводятся. Котельные заводы и ОРГРЭС должны разработать и внедрить более эффективные способы вывода котлов в резерв и из резерва, пересмотреть инструкции по их обслуживанию для усовершенствования пусковых режимов.

Выводы и предложения

Для дальнейшего улучшения структуры выработки на ТЭС Минэнерго СССР, повышения качества электроэнергии и надежности энергоснабжения необходимо следующее:

  1. ВТИ им. Ф. Э. Дзержинского обеспечить срочную выдачу нормирующих материалов по допустимым минимальным нагрузкам энергоблоков.
  2. Обязать все блочные электростанции в кратчайшие сроки скорректировать эксплуатационные инструкции по обслуживанию энергоблоков в соответствии с указаниями типовых инструкций.
  3. Институту «Теплоэлектропроект» на основании принципиальных пусковых схем, разработанных ОРГРЭС и ВТИ им. Ф. Э. Дзержинского по заказам энергосистем, подготовить рабочие проекты пусковых схем для ГРЭС с энергоблоками 150 и 200 МВт.
  4. ВТИ им. Ф. Э. Дзержинского и ОРГРЭС разработать и выдать Теплоэлектропроекту принципиальные общестанционные тепловые схемы и предложения по организации одновременного пуска большей части оборудования на ГРЭС с энергоблоками 150 и 200 МВт, используя при этом опыт Молдавской ГРЭС и других электростанций. Разработать предложения по изменению норм технологического проектирования энергосистем.
  5. Энергосистемам с конденсационным оборудованием на давление 90 кгс/см2 (включая теплофикационные турбины на это же давление, не обеспеченные в летний период тепловыми нагрузками) обеспечить в текущей пятилетке возможность перевода указанного оборудования в «моторный» режим на время ночных провалов нагрузки.
  6. Институту «Теплоэлектропроект» при проектировании новых блоков 300 МВт учесть рекомендации ВТИ и ОР ГРЭС по усовершенствованию пусковой схемы для повышения маневренности этих блоков.
  7. ВТИ им. Ф. Э. Дзержинского и ОРГРЭС обобщить данные по снижению экономичности энергоблоков при их глубокой разгрузке различными способами (в том числе на скользящих параметрах), разработать мероприятия по повышению экономичности таких режимов.
  8. ОРГРЭС обобщить опыт применения схем, устройств, режимов, повышающих маневренность котельного оборудования на ТЭС с давлением 90 кгс/см2 с поперечными связями. Разработать типовые рекомендации и согласовать их с котельными заводами.
  9. Министерство тяжелого, энергетического и транспортного машиностроения СССР должно дать указание ХТГЗ разработать технологию перевода турбин ВКТ-100 и К-160-130 в «моторный» режим.
  10. Министерство тяжелого, энергетического и транспортного машиностроения СССР должно дать указание котельным заводам разработать мероприятия по повышению маневренности котлов к блокам 150 и 200 МВт за счет повышения готовности котла, выведенного в горячий резерв (на 6—8 ч), ориентируясь на высокую степень готовности турбин, выводимых в «моторный» режим.
  11. Министерство тяжелого, энергетического и транспортного машиностроения СССР должно дать указание котельным заводам пересмотреть уровень допустимой разгрузки котлов для блоков 150 и 200 МВт с учетом опыта работы таких котлов на ряде ГРЭС с нагрузками 25—30% номинальной в отдельные периоды суток.
  12. ВТИ им. Ф. Э. Дзержинского и ОРГРЭС необходимо организовать (в том числе в филиалах и отделениях) специализированные группы для обобщения опыта работы оборудования ТЭС в переменных режимах. Вменить в обязанность этим группам проведение широких обследований целевого назначения, изучение и распространение передового опыта, разработку типовых решений по повышению маневренности действующих ТЭС, выдачу проектных заданий на реконструкцию отдельных схем и оборудования и разработку перспективных мероприятий.
  13. Главное планово-экономическое управление, Главное управление по нормированию труда и заработной платы и Главтехуправление Минэнерго СССР должны разработать показатели по производительности труда, стимулирующие работу персонала на оборудовании, активно участвующем в регулировании графика нагрузки энергосистем.
  14. Объединенные диспетчерские управления должны обеспечить условия для проведения необходимых экспериментальных и наладочных работ, связанных с повышением маневренности оборудования.