Покрытие переменной части суточных графиков нагрузки ЕЭС

ПОКРЫТИЕ ПЕРЕМЕННОЙ ЧАСТИ СУТОЧНЫХ ГРАФИКОВ НАГРУЗКИ ЕЭС
И. П. СИ МАКИН, С. А. СОВАЛОВ, Г. А. ЧЕРНЯ
(ЦДУ ЕЭС СССР)
Е. А. ВОЛКОВА, И. М. ВОЛЬКЕНАУ, С. С. РОКОТЯН (Энергосетьпроект)

«Оптимизация режимов работы энергосистем», 1974, с. 24—33.
Приведены данные по величине достигнутой в настоящее время глубины разгрузки, отдельных групп оборудования и сформулированы задачи по увеличению регулировочного диапазона оборудования на ближайшую перспективу.

Покрытие переменной части суточных графиков нагрузки становится одной из наиболее сложных проблем энергетики, что вызвано в основном увеличением неравномерности графиков нагрузки и изменением структуры генерирующих мощностей с резким увеличением доли мощных блочных агрегатов.
Нарастающие противоречия между режимом электропотребления и структурой генерирующих мощностей являются одной из характерных особенностей развития энергообъединений СССР, в особенности энергообъединений западной части страны (Северо-Запад, Центр, Юг).
Распределение энергоресурсов по территории страны и исторически сложившееся размещение производительных сил предопределили преимущественное развитие в западной части СССР сравнительно неэнергоёмких производств с неравномерным режимом потребления.

Таблица 1 Динамика состава ЕЭС СССР

Рост энергетических мощностей европейской территории страны происходит в основном за счет ввода крупных конденсационных электростанций на закритические параметры пара, теплоэлектроцентралей и атомных электростанций, т. е. за счет ввода электростанций, оборудование которых не приспособлено к работе в резко переменном режиме.
Показатели, характеризующие процесс объединения энергосистем западной части страны, увеличение числа параллельно работающих территориальных энергообъединений и энергосистем и рост суммарной установленной мощности всех электростанций Единой энергетической системы (ЕЭС), которая в настоящее время обеспечивает электроснабжение не только основной территории европейской части страны, но также Закавказья и ряда районов Западной Сибири и Северного Казахстана, приведены в табл. 1.
C ростом ЕЭС и изменением ее состава существенно изменялась структура генерирующих мощностей (табл. 2).

Таблица 2
Динамика структуры генерирующих мощностей ЕЭС

Общая динамика структуры генерирующих мощностей (по типам турбин) характеризуется следующими показателями:
доля гидроагрегатов в суммарной мощности всех электростанций ЕЭС уменьшается;
доля теплофикационных агрегатов сохраняется относительно большой;
составляющая энергоблоков последовательно возрастает.
Показатели неравномерности графика энергосистем и энергообъединений изменялись под влиянием таких факторов, как общее улучшение условий электроснабжения, изменение доли базисной нагрузки непрерывных производств и доли пиковой коммунально-бытовой нагрузки, повышение энерговооруженности и внедрения автоматизации производственных процессов, уменьшение числа ночных смен в ряде отраслей промышленности, переход на пятидневную рабочую неделю и т. д,
Влияние этих факторов (частично противодействующих друг другу) в конечном итоге проявлялось в сравнительно небольшом последовательном увеличении неравномерности графиков нагрузки энергосистем и энергообъединений. На динамике изменения показателей неравномерности графиков ЕЭС существенно сказывалось также расширение состава параллельно работающих энергосистем.
За 1960—1965 и 1965—1970 гг. отношение ночного минимума к суточному максимуму нормального (среднего) рабочего дня декабря уменьшилось с 0,769 соответственно до 0,727 и 0,682, коэффициент заполнения графика уменьшился с 0,888 до 0,880 и 0,867.
При анализе условий покрытия графиков нагрузки и требований к маневренным способностям оборудования нельзя ограничиться анализом для ЕЭС в целом. 

Tаблица 3
Структура генерирующих мощностей ЕЭС и объединенных энергосистем (на начало 1972 г.)

Входящие в ЕЭС территориальные объединенные энергосистемы резко отличаются друг от друга по степени неравномерности графика нагрузки и составу генерирующих мощностей. Несмотря на некоторое выравнивание суммарных графиков нагрузки электростанций объединенных энергосистем вследствие регулирования потоков мощности по межсистемным связям, условия работы тепловых электростанций в объединенных энергосистемах оказываются существенно различными.
Для структуры генерирующих мощностей ОЭС Юга, Северо- Запада, Урала и Северного Кавказа характерна большая доля конденсационных турбин, для ОЭС Средней Волги и Закавказья — гидравлических турбин. Значительную часть генерирующей мощности ОЭС Центра, Средней Волги и Урала составляют теплофикационные турбины. Доля энергоблоков мощностью от 150 до 800 МВт в суммарной мощности ТЭС изменяется в широких пределах — от 29,5 в ОЭС Средней Волги до 70,7% в ОЭС Юга (табл. 3).
Наибольшей неравномерностью отличаются графики нагрузки ОЭС Северо-Запада и Центра, наименьшей — графики ОЭС Урала (табл. 4).
Трудности, связанные с покрытием переменной части графика, наиболее сильно проявляются в ОЭС Северо-Запада и Центра. Регулирование мощности в ОЭС Центра несколько облегчается (вне периода паводка) регулированием потоков мощности по связям с ОЭС Средней Волги, позволяющим «выравнивать» режимы регулирования мощности ТЭС в этих энергообъединениях, а также использованием маневренных возможностей связей с ОЭС Урала и Юга.

Таблица 4
Показатели неравномерности графиков ЕЭС и ОЭС за 1971—1972 гг.

Наибольшие трудности с регулированием мощности ТЭС возникали в период базисной работы мощных ГЭС. Проблема покрытия переменной части графика возникла во второй половине 50-х и начале 60-х годов с вводом в эксплуатацию мощных ГЭС Волжско- Камского каскада. В настоящее время большая составляющая ГЭС в суммарной генерирующей мощности ОЭС Северо-Запада, Центра и Средней Волги создает значительные трудности в период паводка, но существенно облегчает регулирование в другое время года.
По мере уменьшения доли ГЭС и увеличения доли энергоблоков требования к маневренности оборудования все в большей степени будут определяться условиями разгрузки ТЭС в ночные часы рабочих дней зимнего периода.
Влияние недельной неравномерности существенно изменилось в связи с переходом на пятидневную рабочую неделю, облегчившим останов энергоблоков на время недельного провала нагрузки.
В настоящее время переменная часть суточного графика ЕЭС покрывается за счет изменения электрической нагрузки электростанций всех типов, за исключением АЭС. При этом ГЭС в зимний период покрывают всю пиковую и частично полупиковую часть суточного графика нагрузки, снижая свою нагрузку в ночные часы на 80—100%. Степень участия КЭС в регулировании графика зависит от конфигурации суточных графиков нагрузки и структуры генерирующих мощностей объединенных энергосистем. В ОЭС Северо-Запада и Центра КЭС покрывают переменную часть суточного графика из-за большой разуплотненности суточных графиков нагрузки и большого удельного веса ТЭЦ, в ОЭС Юга — из-за преобладания в структуре генерирующих мощностей крупноблочного оборудования.
В зимних условиях регулировочные возможности ТЭЦ ограничены. ТЭЦ снижают свою электрическую нагрузку в ночные часы в среднем на 15% нагрузки в период максимума.
К покрытию полупиковой части суточного графика больше всего привлекаются агрегаты с поперечными связями по пару, нагрузка которых в ночные часы при необходимости полного использования регулировочных возможностей снижается на 50—60% максимальной.
Электростанции с блочными агрегатами принимают значительное участие в суточном регулировании мощности, снижая ночью свою нагрузку примерно на 40% максимальной в ОЭС Северо-Запада и на 30—35 — в ОЭС Центра, Юга, Урала и Средней Волги.

Анализ условий работы ТЭС в настоящее время позволяет считать достигнутой следующую глубину их разгрузки (% рабочей мощности электростанций):
КЭС с поперечными связями по пару при останове части оборудования 50—60
ТЭЦ: в зимний период.................................................................. 10—20
в период паводка................................................................................ 20—30
Энергоблоки 150, 200, 300 МВт: на твердом топливе.............. 20—28
на газомазутном топливе................................................................... 40—45
ГЭС: в зимний период................................................................. 85—95
в период паводка .............................................................................. 0—50
в том числе по Волжске-Камскому каскаду. . 20—25

Снижение мощности ТЭС в ночные часы и нерабочие дни осуществляется не только за счет разгрузки включенного оборудования ТЭС, но и за счет вывода в резерв части оборудования ТЭС, в том числе оборудования электростанций с блоками 150 и 200 МВт и отдельных корпусов дубль-блоков 300 МВт. При этом из-за недостаточной освоенности пусковых режимов в ряде случаев используется  погашение одного из корпусов на дубль-блоках 200 МВт вместо более экономичного полного останова части блоков.
Из сказанного следует, что обострение проблемы покрытия переменной части суточных графиков нагрузки в настоящее время связано в основном с недостатком маневренного оборудования.
В проектах развития энергосистем на 1970—1975 гг. эту проблему предлагалось решать путем повышения маневренности энергоблоков, в том числе и блоков на закритические параметры пара. Предполагалось в ночные часы довести разгрузку блоков на твердом топливе до 50% максимальной и на газомазутном топливе — до 70%. Для покрытия пиковой части графика наряду со строительством новых ГЭС на Волге (Нижнекамской и Чебоксарской) и каскада ГЭС на Днестре рекомендовалось также сооружение ГАЭС в районах Центра и Северо-Запада.
В перспективе предполагается дальнейшее увеличение неравномерности графиков нагрузки территориальных энергообъединений и ЕЭС СССР.
Отношение ночной нагрузки к максимальной в зимние сутки для ЕЭС (по сопоставимому кругу ОЭС) снижается с 0,68 суточного максимума в 1970 г. до 0,66 и 0,64 в 1975 г. и в последующие годы. При этом, как и в настоящее время, наибольший провал нагрузки будет наблюдаться в объединенных системах Северо-Запада и Центра, где отношение минимальной нагрузки к максимальной составит в 1975 г. соответственно 0,54 ІІ 0,6, снижаясь в дальнейшем до 0,53 и 0,59 (табл.5).
В то же время в структуре генерирующих мощностей в перспективе увеличивается удельный вес энергоблоков на закритические параметры пара мощностью 300 МВт и выше, а также оборудования атомных электростанций (табл. 6).
Удельный вес электростанций этого типа в целом по ЕЭС возрастает с 40% общей установленной мощности в 1970 г. примерно до 50 в перспективе. В связи с этим для покрытия пиковой части графика нагрузки ОЭС Северо-Запада, Центра и Юга уже в текущей пятилетке необходимо сооружать специальные пиковые электростанции — ГТС и ГАЭС. Уровень разработанности оборудования ГАЭС позволяет учитывать ввод первой электростанции такого типа — Загорской ГАЭС — не ранее 1977 г. В этих условиях покрытие переменной части суточных графиков нагрузки ЕЭС в 1975 г. будет осуществляться, как и в настоящее время, за счет привлечения к регулированию всех типов электростанций. Поскольку удельный вес ГЭС в структуре генерирующих мощностей сокращается, покрытие переменной части графика нагрузки до 1975 г. зависит от повышения маневренности энергоблоков.
Рассмотрение покрытия суточных графиков нагрузки ЕЭС и отдельных объединений зимой, летом и во время паводка 1975 г. показывает, что в ОЭС Северо-Запада и Центра нагрузка блоков в период ночного минимума должна снижаться соответственно на 50 и 40% их максимальной нагрузки, что ниже достигнутого технического минимума. Для выравнивания условий регулирования в указанных объединениях и объединениях с более плотными графиками нагрузки необходимы режимные перетоки мощности из Ceверо-Западав Центр, а из Центра в Поволжье, а также на Урал. Однако даже при наличии ночных режимных перетоков «взаимопомощи» для решения проблемы покрытия переменной части суточных графиков нагрузки ЕЭС до 1975 г. должна быть обеспечена устойчивая работа энергоблоков мощностью 150, 200 и 300 МВт с разгрузкой на 30—35% номинальной мощности при работе на твердом топливе и на 50—60% — при работе на газомазутном топливе: Одновременно во всех объединениях ЕЭС на уровне 1975 г. должна быть обеспечена возможность ежесуточной остановки на 5—6 ч части энергоблоков 150 и 200 МВт.
В рассматриваемый период обостряется и проблема недельной неравномерности использования оборудования. К 1975 г. в ОЭС Северо-Запада, Центра и Среднего Поволжья потребуется останавливать на выходные дин около 50% энергоблоков, что вызывает необходимость проведения на электростанциях технических и организационных мероприятий, обеспечивающих возможность работы ГРЭС длительное время с малым количеством включенного оборудования (два-три блока) и массового пуска блоков в ночь с воскресенья на понедельник, а также повышения скорости набора нагрузки. Для создания надежных условий набора нагрузки в энергосистемах необходимо к 1975 г. обеспечить скорость набора нагрузки агрегатами 150 и 200 МВт до 0,7, а агрегатами 300 МВт до 0,5% в минуту при пуске из неостывшего состояния.

Таблица 5
Основные характеристики графиков нагрузки объединений ЕЭС

1. Условно выделен из состава ОЭС Центра.
2. С учетом экспорта.

Примечание. α — коэффициент неравномерности.
Таблица 6
Состав электростанций ЕЭС и ОЭС

* Без ОЭС Казахстана и Сибири.

Осуществление всех этих мероприятий требует в первую очередь своевременного окончания работ по повышению маневренности энергоблоков в ОЭС Северо-Запада, Центра и Юга, проводимых в соответствии с указаниями Минэнерго СССР.
Проблема покрытия переменной части суточных графиков электрической нагрузки за 1975 г. должна решаться рациональным выбором структуры генерирующих мощностей и состава основного оборудования электростанций. Это требует рассмотрения перспектив развития ЕЭС на 15—20 лет. Поскольку основные показатели развития системы на столь отдаленный период не могут быть определены однозначно, при таком исследовании необходимо широкое варьирование исходных данных, наиболее существенно влияющих на решение проблемы: уровней и режимов электропотребления, масштабов использования различных видов топлива на электростанциях, темпов наращивания мощности АЭС, возможных масштабов сооружения и технико-экономических показателей отдельных типов электростанций.
Для определения оптимальных способов покрытия выявленной потребности в новой мощности и нахождения оптимальных направлений развития генерирующих мощностей ЕЭС институтом «Энергосетьпроект» было проведено технико-экономическое исследование структуры генерирующих мощностей в рамках топливно-энергетического баланса страны на специальной математической модели, разработанной Сибирским энергетическим институтом АН СССР. В этой модели ЕЭС была представлена отдельной подмоделью.
Многовариантные расчеты, в которых в широких пределах варьировались ресурсы газа и мощность АЭС, позволили определить следующие оптимальные направления развития генерирующих мощностей ЕЭС на перспективу.

1. Покрытие прироста пиковой части графика нагрузки необходимо осуществлять сооружением специальных пиковых установок (ГАЭС и ГТС) и пиковых ГЭС.
2. Наиболее эффективным источником покрытия базисной части прироста нагрузки являются АЭС.
3. Полупиковую часть прироста графика нагрузки ЕЭС целесообразно обеспечивать за счет специальных высокоманевренных энергоблоков, работающих на газомазутном топливе.

Таким образом, решение проблемы покрытия переменной части суточных графиков нагрузки на перспективу связано со специализацией оборудования электростанций: для пиковой части — ГЭС, ГАЭС, ГТС; для полупиковой — высокоманевренные полупиковые блоки, частично базисные блоки в пределах их регулировочных возможностей; для базисной — АЭС и блоки на закритические параметры пара.
Для реализации этих предложений наряду с сооружением пиковых электростанций в ОЭС Северо-Запада, Центра и Юга уже в ближайшее время должно быть введено (3-4)-106 кВт на маневренных полупиковых электростанциях. 
По предварительным разработкам института «Теплоэлектропроект» и ЦКТИ наиболее целесообразным типом высокоманевренного паротурбинного оборудования, предназначенного для полупиковой нагрузки, являются упрощенные энергоблоки мощностью 500 МВт на давление 130— 160 кгс/см².