Особенности режимов работы ОЭС Средней Азии и мероприятия по улучшению выработки электроэнергии

ОСОБЕННОСТИ РЕЖИМОВ РАБОТЫ ОЭС СРЕДНЕЙ АЗИИ И МЕРОПРИЯТИЯ ПО УЛУЧШЕНИЮ СТРУКТУРЫ ВЫРАБОТКИ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ
Ю. П. KPETOB
(ОДУ Средней Азии)

«Оптимизация режимов работы энергосистем», 1974, с. 42—50.
Приведены данные по структуре генерирующих мощностей энергообъединения, их распределению по отдельным энергосистемам, видам используемого топлива. Дана характеристика суточных графиков нагрузки и указано участие различных групп оборудования в покрытии графика.
Сообщаются данные по экономичности отдельных групп оборудования электростанций, указываются мероприятия, необходимые для дальнейшего повышения эффективности работы энергообъединения.

Объединенная энергосистема Средней Азии охватывает территорию четырех среднеазиатских республик и пяти областей Южного Казахстана. Она включает шесть энергосистем: Узбекскую, 

Туркменскую, Южноказахстанскую, Таджикскую, Киргизскую и Алма-Атинскую.
На конец 1971 г. в Объединении работало 64 ТЭС, в том числе 16 блоков по 160 и 3 по 200 МВт.
Генерирующие мощности по отдельным энергорайонам по величине, составу оборудования и виду используемых энергоресурсов распределены крайне неравномерно. Основная транзитная сеть ОЭС работает на напряжении 220 кВ, ряд ВЛ имеет недостаточную пропускную способность. На ТЭС используется топливо следующих видов: природный и попутный газ, местные и привозные угли, мазут. Наибольший удельный вес занимает газ: на нем работают наиболее крупные и высокоэкономичные электростанции. Суммарная установленная мощность ТЭС, работающих на газе, составляет около 81% мощности всех ТЭС, а расход газа за 1971 г. — около 66% суммарного расхода топлива.
Однако обеспеченность газом в течение года сильно меняется. Летом ограничений практически нет, зимой же отпуск газа на большинстве электростанций (за исключением Навоийской, Тахиаташской, Безмеинской ГРЭС) резко снижается и в отдельные дни составляет только 37% их суточной потребности. В связи с этим значительно возрастает доля мазута и угля в топливном балансе.
Структура топливного баланса (%) в 1971 г. на ТЭС:

Графики нагрузки объединения имеют существенную суточную, недельную и годовую неравномерность (табл. 1).
Как видно из. таблицы, суточная неравномерность колеблется в течение года, достигая наибольших значений зимой (α=0,59÷0,64) и наименьших — летом (α=0,66÷0,71) соответственно для понедельника и рабочего дня, когда возрастает потребление машинного орошения.
Недельная неравномерность стабильна в течение года. Коэффициенты годовой неравномерности достигают минимальных значений летом и составляют по мощности и энергии соответственно 0,82 и 0,84. Особенностью графиков нагрузки ОЭС Средней Азии является наличие в составе потребителей трех крупных регуляторов, позволяющих снизить вращающийся резерв мощности и максимум нагрузки.
Покрытие характерных суточных графиков за рабочие дни летнего и зимнего периодов показано на рис. 1. Вследствие небольшого удельного веса пиковой мощности ГЭС, особенно в летний период, почти вся суточная неравномерность воспринимается тепловыми электростанциями. В регулировании участвуют практически все виды оборудования, включая блоки 160—200 МВт (которые покрывают 47,6% пика в летний период и 44,3 — зимой) и самое неэкономичное оборудование среднего давления.

Таблица 1
Характеристики суточной, недельной и годовой неравномерности потребления ОЭС Средней Азии

Продолжение табл. 1

Рис. 1. Покрытие характерных суточных графиков нагрузок ОЭС Средней Азии за 1971 г. а — лето; б — зима.

Рис. 2. Структура выработки электроэнергии на ТЭС ОЭС Средней Азии по видам оборудования за 1971 г.

1. — конденсационное оборудование на давление ниже 45 кгс/см²; 2 — теплофикационное оборудование на 130 кгс/см²; 3 — оборудование на давление ниже 45 кгс/см²; 4 — блоки 200 МВт; 5 — теплофикационное оборудование на 90 кгс/см²; 6 — конденсационное оборудование на 90 кгс/см²; 7 — блоки 160 МВт.

Регулировочный диапазон включаемого на вечерний максимум оборудования, как правило, достаточен для покрытия суточной неравномерности, однако по условиям экономичности часть оборудования останавливается на ночные и дневные часы с повторным пуском к вечеру (табл. 2).

На воскресные дни в отдельные периоды производится останов одного, а иногда двух блоков мощностью по 160 МВт на Ташкентской ГРЭС.
Экономичное распределение нагрузки при планировании суточных графиков рассчитывается на ЦВМ БЭСМ-4.
На результатах оптимизации и соответствующей структуре выработки существенно сказываются, например, ограничения по некоторым основным транзитным ВЛ и недостаток газа в зимний период.
Эти ограничения заставляют загружать менее экономичное оборудование (в том числе и самое неэкономичное оборудование среднего давления на Безмеинской, Тахиаташской, Кувасайской ГРЭС и др.) и значительно недоиспользовать наиболее экономичное. В частности, на Ташкентской ГРЭС заперта мощность двух блоков по 160 МВт, на Джамбулской и на Навоийской ГРЭС — мощности по 100 МВт.
Диапазоны изменения нагрузок теплосилового оборудования ТЭС в основном укладывались в нормативы, установленные решением Главтехуправления и ЦДУ ЕЭС СССР о разгрузке оборудования на период прохождения паводка.

В 1974 г. Среднеазиатское отделение ОРГРЭС проводило экспериментальные работы по дальнейшему снижению минимально допустимых нагрузок на блоках 160 и 200 МВт соответственно до 50 и 80—100 МВт.
На Алма-Атинской ГРЭС освоен ежедневный пуск турбины К-50-90 к вечернему максимуму.
На всех ТЭС утверждены нормативы по продолжительности пуска оборудования из различных состояний, однако во многих случаях они не выдерживаются.

Таблица 2
Оборудование, останавливаемое на ночные и дневные часы с пуском к вечеру

Примечание. Производительность и мощность указаны соответственно для каждого котла и турбогенератора.

Доля выработки отдельных групп оборудования ТЭС (% их общей выработки) составляет:
Блоки 160 и 200 МВт................................................................. 55
КЭС на 90 кгс/см²...................................................................... 22
ТЭЦ на 90—130 кгс/см²............................................................ 18
Оборудование на 45 кгс/см² и ниже........................                     5
Внутригодовое распределение выработки неравномерно. Например, удельный вес выработки блоков 160 и 200 МВт составляет: летом 56%, а зимой он снижается до 46; по прочему оборудованию, наоборот, он возрастает (44 летом и 54% зимой). Такая динамика определяется степенью участия электростанций в регулировании годовой неравномерности графика потребления, которая воспринимается в основном неблочным оборудованием и в значительно меньшей мере блоками 160 и 200 МВт.
При этом часть блоков по 160 МВт Ташкентской ГРЭС находится в резерве, а блоки по 200 МВт Джамбульской ГРЭС недогружены, что связано главным образом с ограничениями по транзитной сети и напряженным топливным балансом на этих ТЭС.
Структура выработки по месяцам в 1971 г. приведена на рис. 2. Удельные расходы условного топлива на киловатт-час отпущенной электроэнергии по энергосистеме Средней Азии за 1971 г. (г∕(КBт×ч) составляют:
ТЭС                                                                                        378 5
Блоки 160, 200 МВт............................................................. 363,1
КЭС на 90 кгс/см² ................................................................ 458,9
ТЭЦ на 130 кгс/см² .............................................................  270,7
ТЭЦ на 90 кгс/см² ............................................................... 328,1
Оборудование на давление ниже 90 кгс/см² ....................... 504,9

Удельные расходы по месяцам в 1971 г. отражены на рис. 3. На диаграмме рис. 4 показано распределение годовой выработки
ТЭС по уровням удельных расходов. Из диаграммы видно, что доля выработки с удельными расходами выше 363,1 г/(кВт-ч) составляет около 27%, а с удельными расходами ниже 363,1 г(кВт-ч) — около 22%.
В настоящее время в ОДУ Средней Азии организован выпуск квартальных обзоров технико-экономических показателей ТЭС и их анализ по отдельным видам оборудования, цехам и электростанциям на основе форм 3-тex., получаемых от энергосистем.
В 1971 г. выработка электроэнергии на оборудовании на давление ниже 45 кгс/см² была снижена против 1970 г. на 23,6-106 кВт-ч и составила 2-109 кВт-ч. Из них 32% выработано по графику теплового потребления, 20 — обусловлено требованиями надежности, 5 — дефицитом мощности при прохождении максимума нагрузок, 4 — необходимостью сжигания зимой газа при дефиците топлива и 7% — необходимостью сжигания попутного газа. Необходимость выработки остальных 32% (620× X106 кВт • ч) определяется недостаточной пропускной способностью электрических сетей, ограничивающих возможность уменьшения выработки электроэнергии малоэкономичными электростанциями с удельными расходами условного топлива 650 г/(кВт-ч).
По энергосистемам ОДУ Средней Азии в 1971 г. законсервировано малоэкономичное оборудование среднего давления мощностью 24,8 МВт и пять дизельных электростанций суммарной мощностью 6 МВт.

Рис. 3. Удельные расходы условного топлива на ТЭС ОЭС Средней Азии и Южного Казахстана по видам оборудования за 1971 г.
1— ТЭЦ на 130 кгс/см²; 2 — ТЭЦ на 90 кгс/см²; 3 — блоки 200 МВт; 4 — блоки 160 МВт; 5 — в целом по ТЭС; 6 —  КЭС на 90 кгс/см²; 7 — КЭС на давление ниже 45 кгс/см².

Для улучшения условий оптимизации режимов и структуры выработки электроэнергии на ТЭС кроме развития основных электрических сетей и улучшения снабжения газом необходимо провести следующие мероприятия:

1. Освоить блоки Г60 тыс. МВт Ташкентской ГРЭС с .минимальной нагрузкой 50 МВт и блоки 200 МВт Джамбульской ГРЭС с минимальной нагрузкой 80—100 МВт, а также турбогенераторы Ангренской ГРЭС в режиме CK без отсоединения турбин.
2. Законсервировать или перевести в режим котельных до 1975 г. оборудование среднего давления на 12 электростанциях суммарной мощностью 264 МВт.

Рис. 4. Распределение выработки электроэнергии на электростанциях энергосистем Средней Азий и Южного Казахстана по уровням удельных расходов условного топлива за 1971 г. (числитель — удельный расход в г/(кВт · ч); знаменатель — в % общей выработки) .
1 — блоки 160, 200 МВт; 2 — КЭС на давление ниже 45 кгс/см²; 3 — КЭС на 90 кгс/см²; 4 — ТЭЦ на 130 кгс/см²; 5 — ТЭЦ на 90 кгс/см².

Необходимо решить также следующие организационно-технические допросы:

1.  Упорядочить тарифы на межсистемные перетоки электроэнергии.
2. Установить условия применения различных критериев оптимизации режимов: минимум топлива или минимум издержек, поскольку распределение нагрузок по ним получается существенно различным. По-видимому, первый критерий должен применяться в условиях дефицита топлива, а второй — при отсутствии ограничений по топливу.
3. Внедрить в энергосистемах и объединениях долгосрочную комплексную оптимизацию режимов ТЭС и ГЭС с учетом ожидаемых поставок топлива. В связи с этим принять меры максимального повышения точности информации о графиках предстоящих поставок топлива.
4. Ускорить разработку универсальной программы выбора оптимального состава оборудования на электростанциях при планировании суточных режимов.
5. Создать систему материальной заинтересованности персонала энергосистем и малоэкономичных электростанций в максимальном снижении выработки на малоэкономичном оборудовании.
6. Распространить указания о допустимой минимальной нагрузке основного оборудования, ежегодно выпускаемые ЦДУ и ГТУ Минэнерго СССР, не только на период паводка, но и на весь год.
7. Издать руководящие материалы по продолжительности пуска основного оборудования, скорости набора нагрузки и допустимым перегрузкам.