Глава 4. Технологические основы производства и распределения топливно-энерегтических ресурсов
4.1. Технологическая структура электроэнергетики
Принципиальное значение для формирования технологической структуры электроэнергетики имеют следующие особенности производства электро- и теплоэнергии: необходимость синхронизации процессов производства и потребления энергии, неравномерность графиков энергопотребления, сложность переключения потребителей.
При реализации системного подхода к формированию производственной структуры и управлению режимами работы элементов энергохозяйства указанные проблемы могут быть успешно решены.
Для производства электроэнергии используются энергоустановки, различающиеся экономичностью, мощностью и маневренностью. Объединение различных энергоустановок для параллельной работы, т.е. формирование энергосистемы, создает условия для надежного и эффективного электроснабжения с минимальными затратами за счет выравнивания графиков нагрузки и снижения потребности в генерирующей мощности.
Системность как основной принцип электрификации был сформулирован в плане ГОЭЛРО (Государственный план электрификации России) в 1920 г. и сохранил свою актуальность до настоящего времени. В конце 20-х годов началось формирование районных энергосистем на базе ГРЭС (Государственных районных электростанций), ГЭС и ЛЭП напряжением 35—220 кВ. В ходе индустриализации происходило наращивание генерирующих мощностей и развитие электрических сетей. Результатом этого процесса явилось создание Объединенных энергосистем – ОЭС, а уже к концу 50-х годов была разработана научно-обоснованная программа создания Единой энергетической системы (ЕЭС). Вскоре началась её реализация — строительство межсистемных и магистральных ЛЭП, создание автоматизированной системы управления режимами.
Созданная ЕЭС СССР была уникальна по своим масштабам. Все электростанции, электрические сети и потребители электроэнергии, расположенные на большей части территории страны за исключением ряда удаленных районов, в технологическом отношении стали единым целым.
Совокупный экономический эффект от создания ЕЭС по сравнению с изолированной работой энергосистем оценивался снижением капиталовложений в электроэнергетику на сумму свыше 60 млрд. руб., а также уменьшением ежегодных эксплуатационных расходов порядка 25—30 млрд. руб. Выигрыш в снижении установленной мощности оценивается величиной более 15 ГВт.
После распада Советского Союза технологические связи между Объединенными энергосистемами на территории России были сохранены. В составе Единой электрической сети России (ЕЭС России) параллельно работают шесть объединенных энергосистем: ОЭС Центра, ОЭС Северо-Запада, ОЭС Средней Волги, ОЭС Урала, ОЭС Северного Кавказа, ОЭС Сибири. При этом ОЭС Дальнего Востока не имеет надежной связи с ОЭС Сибири и работает преимущественно автономно.
Функционирование ЕЭС России обеспечивает:
передачу потоков мощности и энергии из энергоизбыточных районов Сибири в энергодефицитные районы Европейской части России;
повышение надежности энергоснабжения благодаря обмену потоками мощности и взаиморезервированию между соседними ОЭС;
снижение относительной величины резервной мощности по сравнению с вариантом раздельной работы ОЭС.
В суммарной установленной мощности и выработке электроэнергии в Российской Федерации электростанции, работающие в составе ЕЭС России, занимают более 90 % , что говорит о ведущей роли ЕЭС России в энергетике страны. Представленные в этой таблице данные характеризуют структуру установленной мощности по состоянию на 01.01.2003 г. Такое положение сохраняется и в настоящее время, а также соответствует перспективным оценкам.
По состоянию на 01.01.2013 г. установленная мощность электростанций ЕЭС России составила 223,1 млн кВт, в т. ч. ТЭС — 151,8 млн кВт (68,1%), ГЭС — 46,0 млн кВт (20,6%), АЭС– 25,3 млн кВт (11,3%).
В целом по Российской Федерации протяженность линий электропередачи всех классов напряжений составляет 2647,8 тыс.км. Суммарная протяженность тепловых сетей в двухтрубном исчислении составляет более 172 тыс.км. Структура установленной мощности в России сходна со структурами ведущих энергетик мира. По данным Росстата, опубликованным в 2012 г., Россия занимает 4 место в мире по производству электроэнергии. Следует отметить, что доля возобновляемых источников энергии (ВИЭ) в совокупном производстве электроэнергии в настоящий момент составляет около 1%.
Структура установленной мощности электростанций ЕЭС России близка к структуре установленной мощности электростанций России в целом, в то время как структура генерирующих мощностей Объединенных энергосистем (ОЭС) имеет существенные отличия. Наибольший удельный вес ТЭС характерен для ОЭС Урала, атомных электростанций — для ОЭС Северо-Запада, ГЭС — для ОЭС Сибири. Это связано с различным уровнем обеспеченности первичными энергоресурсами регионов России.
Общая протяженность электрических сетей России всех классов напряжения составляет более 2,6 млн км. Протяженность электрических сетей 110-750кВ составляет 453.2 тыс.км. Электрические сети обеспечивают энергоснабжение потребителей, выдачу мощности электростанций, перетоки мощности и энергии между отдельными энергообъединениями.
Основу ЕЭС России составляют высоковольтные сети напряжением 500—750 кВ , выполняющие системообразующие и межсистемные функции. Кроме того, на напряжении 500—750 кВ обеспечивается выдача мощности от ОРУ (открытых распредустройств )крупнейших электростанций, осуществляется энергоснабжение крупных энергоемких потребителей и передается энергия крупным нагрузочным узлам.
Основная сеть объединенных энергосистем сформирована:
в ОЭС Северо-Запада, западных районах ОЭС Центра и частично в ОЭС Северного Кавказа ЛЭП напряжением 330—750 кВ;
на остальной территории России при формировании ОЭС использовалась система напряжений 220—500 кВ.
В распределительных сетях, то есть линиях передач, по которым электроэнергия передается конечным потребителям, уровень напряжения составляет 110 кВ и ниже , протяженность этих сетей -2627тыс.км. В их числе наибольший удельный вес (41,3%) имеют сети напряжением 6-10 кВ.
ЕЭС России связана с энергосистемами стран СНГ — Украины, Беларуси, Молдовы, Грузии, Азербайджана, Казахстана; балтийских стран — Эстонии, Латвии, Литвы; европейских стран, входящих в объединение NORDEL, — Финляндии, Норвегии, а также с энергосистемой Монголии и двумя приграничными районами Китая, а также с Болгарией. Через энергосистему Казахстана осуществляется параллельная работа энергосистем стран Центральной Азии – Узбекистана, Киргизии, Туркмении и Таджикистана — с ЕЭС России. Около 50 % экспортируемой электроэнергии России поставляется в страны дальнего зарубежья.
В настоящее время взаимоотношения ЕЭС России и энергосистем стран СНГ строятся на основе двусторонних договоров.
Энергетические системы являются объектами оперативно-технологического управления надежностью и режимами работы электростанций и сетевых объектов, управления частотой и напряжением переменного тока, потоками мощности и энергии, управления живучестью систем и т.д.
Технологическое управление ЕЭС СССР осуществлялось с помощью создававшейся долгие годы и эффективной в условиях плановой экономики иерархической системы диспетчерского управления.
В ходе реструктуризации электроэнергетики сохранена cистема диспетчерского управления технологическими режимами, но принципы формирования режимов трансформировались под влиянием рыночных условий.
Диспетчерское управление электроэнергетическими объединениями реализуется автоматизированной системой диспетчерского управления (АСДУ), иерархия которой аналогична иерархии энергосистем. Диспетчерское управление на уровне ЕЭС России осуществляется Центральным диспетчерским управлением ЕЭС России (СО ЦДУ) в лице Системного оператора; на уровне объединенных энергосистем — объединенными диспетчерскими управлениями (ОДУ), на уровне районных энергосистем — диспетчерскими службами энергосистем (ДС).
Система диспетчерского управления включает комплекс технических устройств и методов технологического контроля и управления по централизованному оперативному управлению технологическими режимами работы объектов электроэнергетики в пределах ЕЭС России и изолированных территориальных энергосистем.
Цель деятельности системы оперативно-диспетчерского управления — обеспечение надежного энергоснабжения и качества электрической энергии, соответствующих требованиям технических регламентов, нормативам или договорным условиям.
Несмотря на наметившуюся тенденцию децентрализации энергоснабжения конечных потребителей, сохранение и развитие ЕНЭС России становится еще более значимым, что нашло отражение в Энергетической стратегии.
На рис.4.1 представлена динамика роста протяженности ЛЭП напряжением более 330кВ и повышением трансформаторной мощности в период до 2030г. Прогнозная оценка среднегодовых темпов роста протяженности составляет 3,8%, мощности трансформаторов 3,2%. Основными по масштабам и значимости для развития ЕЭС являются следующие проекты:
- передача постоянного тока 1500 кВ Центр-Урал;
- усиление межсистемной связи между Сибирью и европейской частью России;
- присоединение Дальнего Востока к ЕНЭС России.
тыс.МВА тыс.км
Рис.4.1 Динамика изменение протяженности и трансформаторной мощности в период до 2030г.
В настоящее время поставлена задача разработки современной концепции формирования ЕЭС, в которой должны учитываться как новейшие достижения по техническому оснащению систем электроснабжения и в сфере информационных технологий, так и требования потребителей и генерирующих компаний к повышению гибкости функционирования системы и надежности электроснабжения при минимизации затрат на транспортировку электроэнергии.
ЕЭС должна обеспечивать:
- выдачу и прием мощности в отдельных узлах сети, удовлетворяя потребителей как по количеству, так и качеству электроснабжения;
- развитие электрических связей между основными энергозонами при минимизации потерь в электрических сетях;
-обеспечение взаиморезервирования генерирующих источников в требуемых масштабах.
В результате модернизации ЕЭС должна быть создана энерго-информационная система, обладающая свойством интеллектуальности, т.е. способности принимать решения о перестройке конфигурации сети и регулировании параметров отдельных элементов в реальном масштабе времени в соответствии с изменением режимов передачи мощности.