Улучшение структуры выработки электроэнергии в системе Свердловэнерго

УЛУЧШЕНИЕ СТРУКТУРЫ ВЫРАБОТКИ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ В СИСТЕМЕ СВЕРДЛОВЭНЕРГО
Г. Д. БУХМАН (Свердловэнерго)

«Оптимизация режимов работы энергосистем», 1974, с. 138—142.
Дана характеристика структуры конденсационной выработки электроэнергии в энергосистеме. Перечислены мероприятия, проведенные энергосистемой для повышения экономичности теплоэнергетического оборудования.
Повышение межремонтных периодов и сокращение продолжительности ремонтов, проводимых в энергосистеме, позволяют существенно оптимизировать режим использования оборудования.

Свердловская энергосистема обслуживает две крупнейшие области Свердловскую и Тюменскую. Доля выработки на тепловом потреблении составляет 9,5%. Структура конденсационной выработки за 1971 г. представлена в таблице.

На протяжении многих лет энергосистема работала с коэффициентом использования установленной мощности ТЭС 85—86%. Начиная с 1969 г. коэффициент использования снизился и составил в 1971 г. 69%.
Снижение коэффициента использования установленной мощности и разуплотнение графика (отношение α=Рмин/Рмакс в 1965 и 1971 гг. составило соответственно 0,81 и 0,745) поставили перед энергосистемой ряд важных задач по оптимизации структуры выработки и режимов.
Для улучшения структуры выработки были закрыты и демонтированы 3 низкоэкономичные электростанции мощностью 40 МВт, на действующих электростанциях демонтировано 6 и переведено на противодавление 10 турбин, что позволило снизить низкоэкономичную конденсационную мощность на 200 МВт, обеспечить полный перевод 4 электростанций мощностью 150 МВт в режим работы с противодавлением с доведением удельных расходов до 145—180 г/(кВт-ч). Отработаны режимы глубокой разгрузки электростанций со средними и высокими параметрами пара, со снижением нагрузки до 30—60% их конденсационной мощности. При этом на отдельных электростанциях в часы ночных провалов нагрузки останавливалось в резерв по пять-шесть котлов с последующей растопкой к утреннему максимуму. Количество растолок котлов возросло в 1971 г. по сравнению с 4 970 на 400.
Однако потенциальные возможности разгрузки электростанций с оборудованием на среднее и высокое давление при этом используются не в полной мере. Это вызвано малой пропускной способностью существующих линий электропередачи, недостаточной трансформаторной мощностью подстанций, неприспособленностью тепловых схем электростанций с поперечными связями к частым и глубоким разгрузкам, а также их связью со схемами подпитки энергоблоков.
Особо следует остановиться на недостатках проектных схем восполнения потерь конденсата блочной части расширяемых электростанций. На Верхне-Тагильской ГРЭС подпитка энергоблоков осуществляется конденсатом турбин К-100-90 I очереди. Разгрузка турбин К-100-90 ограничивается также недостатками электрической схемы.
Аналогичная схема была предложена проектной организацией и для расширяемой Средне-Уральской ГРЭС. Восполнение потерь на энергоблоках с турбинами К-300-240 ЛМЗ должно было осуществляться конденсатом турбин среднего давления, в связи с чем для обеспечения нормального режима подпитки на них должна была поддерживаться низкоэкономичная конденсационная выработка с удельным расходом более 500 г/(кВт-ч).
По предложению РЭУ и ГРЭС, в период монтажа смонтирована схема трехступенчатого обессоливания, что позволяет восполнять потери блочной части без увязки с режимом работы низко- экономичного оборудования.
За более чем трехлетний период эксплуатации на Средне- Уральской ГРЭС не было случаев задержки с пусковыми операциями, а I очередь электростанции была переведена на режим работы с минимальной выработкой. Только в результате снижения выработки на оборудовании I очереди годовая экономия условного топлива составила около 50·103 т.
Проектные организации, выбирая схемы восполнения потерь конденсата при расширении электростанций, не учитывают перерасход топлива из-за необходимости поддержания низкоэкономичной конденсационной выработки.

В проекте строящейся Сургутской ГРЭС принята схема теплоснабжения ГРЭС и поселка от бойлеров турбин среднего давления пускорезервной ТЭЦ, а установка индивидуальных бойлерных на энергоблоках с турбинами К-200-130 ЛМЗ не предусмотрена.
Проектирование и строительство новых линий электропередачи, подстанций осуществляется медленно и не соответствует требованиям оптимизации режимов энергосистемы.
Проектные организаций не занимаются тепловыми схемами электростанций с поперечными связями, последние модернизируются эксплуатационным персоналом, что не всегда обеспечивает оптимальные решения.
В связи с этим регулировочный диапазон нагрузок в энергосистеме не может быть обеспечен без участия блочного оборудования.
В 1970—1971 гг. систематически проводились разгрузки энергоблоков в часы провала нагрузки и в нерабочие дни. Фактический регулировочный диапазон составлял (%):
Для блоков 300 МВт с котлами ПК-39: на экибастузском угле 20 при подсветке мазутом....................................................................... 30
Для блоков 300 МВт с котлами ТГМП-114 на газе и мазуте......... 40
Для блоков 200 МВт с котлами ПК-33 на богословском угле...... 30
Для блоков 200 МВт с котлами ПК-47: на газе...................... 40
на мазуте............................................................................................. 20

Использование этого регулировочного диапазона оказалось недостаточным для покрытия глубоких провалов нагрузки, в результате чего в нерабочие дни останавливали два-три блока. Эти остановы использовались для ремонтов, но в течение 1971 г. корпуса и блоки останавливали специально в резерв: блоки 300 МВт 11 раз (589 ч), а отдельные корпуса 26 раз (2 264 ч) ; блоки 200 МВт 26 раз (1 542 ч), отдельные корпуса 59 раз (1 391 ч).
Для блочных электростанций разработаны графики сравнительной экономичности разгрузки и останова корпусов и энергоблоков в зависимости от времени провала нагрузки:
Отрабатываются режимы работы энергоблоков на скользящих параметрах при частичных нагрузках.
Проводится отработка режимов консервации котлов и турбин. В энергосистеме применяют аммиачно-нитритную консервацию котлоагрегатов. Противодавленческие турбины консервируются паром под давлением со стороны выхлопа. В стадии отработки находится консервация проточных частей турбин летучим ингибитором.
Снижение коэффициентов использования отдельных групп оборудования ТЭС и разуплотнение графика вызывали необходимость пересмотра основных направлений модернизации оборудования.
Модернизация котлов с параметрами 29 и 90 кгс/см² предусматривается только для повышения надежности и при переводе на другое топливо, конденсационные турбины переводятся на теплофикационный режим без дорогостоящих модернизаций ЦВД, не проводится модернизация конденсационных турбин среднего давления с организацией нерегулируемых отборов для паро- и теплоснабжения потребителей.

В энергосистеме проведены работы по модернизации ЦНД турбин K-100-90 ЛМЗ, однако признано нецелесообразным дальнейшее проведение этих дорогостоящих работ в связи с наметившейся тенденцией к частым разгрузкам и остановам турбин.
На двух электростанциях по проекту Харьковского филиала ЦКБэнерго модернизированы турбины К-100-90 ЛМЗ с организацией регулируемых отборов для теплофикационных нужд, что позволит в дальнейшем увеличить регулирующий диапазон этих электростанций путем подсоединения к отборам испарительных и бойлерных установок остальных турбин этой очереди.
Важную роль в оптимизации режимов играет перевод блочного оборудования на удлиненные межремонтные кампании и проведение скоростных ремонтов.
В энергосистеме отказались от проведения обязательных ремонтов блочного оборудования через год после ввода его в эксплуатацию.
Межремонтная кампания блоков 200 и 300 МВт составляет 2,5—3 ,года.
В 1971 г. на Средне-Уральской ГРЭС проведен ремонт блока 300 МВт через 2,5 года после его ввода в эксплуатацию. Благодаря тщательной подготовке капитальный ремонт проведен за 45 сут. Сокращению сроков простоя способствует внедрение режимов ускоренного расхолаживания турбин блоков с применением воздуха.
Завершаются работы по полному останову котлов среднего давления на Средне-Уральской ГРЭС, выполняются проекты модернизации электрических схем Красногорской и Богословской ТЭЦ, позволяющие обеспечить их работу по чисто тепловому графику.
На Верхне-Тагильской ГРЭС будет монтироваться обессоливающая установка производительностью 200 т/ч, что позволит проводить глубокую разгрузку турбин К-100-90 с испарителями, не увязывая их режим с режимом подпитки блоков.
На Серовской ГРЭС начато внедрение автомата пуска и нагружения турбин.
В энергосистеме имеются некоторые резервы по разгрузке низкоэкономичного оборудования. В то же время развитие теплофикации, ввод новых и перевод действующих блоков на экибастузский уголь серьезно осложняют задачу повышения маневренности элек- ростанций энергосистемы в целом.
Расширение регулирующих возможностей оборудования требует неотложного решения ряда организационно-технических вопросов. Важнейшие из них:

1. Изменение формы статистической отчетности электростанций с заменой графы «План» графой «Диспетчерский график».
2. Разработка показателей по производительности труда, стимулирующих оптимизацию режимов работы системы.
3. Установление премиального фонда за экономию топлива в целом по результатам работы энергосистемы с представлением права энергосистеме распределять его в зависимости от фактического участия в достижении этой экономии каждым предприятием.
4. Ускорение строительства электрических сетей, модернизация электрических и тепловых схем электростанций с поперечными, связями с целью внедрения режимов их глубоких разгрузок.
5. Разработка и внедрение устройств по автоматизации пуска и нагружения турбин и котлов в связи со значительным сокращением численности оперативного персонала.
6. Отработка новых схем консервации котлотурбинного оборудования.
7. Разработка и внедрение мероприятий по более глубокой разгрузке блочного оборудования, дальнейшему исследованию режимов спуска и останова оборудования с целью их ускорения и уменьшения расходов тепла и топлива, внедрению режимов ускоренного расхолаживания оборудования и проведения скоростных ремонтов.
8. Разработка рациональных схем подпитки и включения бойлерных для электростанций с оборудованием на давление 90 кгс/см² в условиях глубоких разгрузок при наличии на турбинах индивидуальных испарительных установок и бойлерных.
9. Упорядочение исходных энергетических характеристик оборудования и отработка программ и методов расчета с целью выбора оптимальных режимов работы отдельных групп оборудования на электростанциях, а также режимов работы отдельных электростанций в целом.
10. Принятие проектными организациями и заводами-изготовителями в ходе проектирования нового энергетического оборудования технических решений, обеспечивающих его оптимальную работу в условиях разуплотненного графика.
11. Организация текущего и долгосрочного прогнозирования нагрузок, что позволит научно обоснованно определять направления модернизации оборудования, сроки его демонтажа и консервации.