1.2. Структура установленной мощности электростанций

На 1 января 2018 г. установленная мощность всех электростанций ЕЭС России составила 239,8 ГВт, в т. ч. ТЭС — 162,8 ГВт (67,9 %), ГЭС — 48,4 ГВт (20,2 %), АЭС — 28 (11, 6%) ГВт, ВЭС и СЭС — 0,67 ГВт (менее 0,3 %)

В таблице 1.2 приведена структура установленной мощности электростанций, показывающая долевое распределение суммарной установленной мощности электростанций в зависимости от типа по объединённым энергосистемам.

Структура установленной мощности электростанций зависит от уровней потребления электроэнергии и обеспеченности энергоресурсами (природным газом, углём, водными ресурсами) территорий энергосистем.

Как видно из таблицы, большая часть генерирующих мощностей сосредоточена в зонах концентрации промышленного производства – в энергосистемах Центра, Урала и Сибири, в каждой из них установленная мощность электростанций превышает 50 ГВт. Наименьший объем мощности электростанций имеет ОЭС Востока – 9,5 ГВт.

Наибольший удельный вес в установленной мощности всех ОЭС имеют ТЭС – от 93,4% на Урале до 51,18% в Сибири. Основным видом топлива для тепловых электростанций в европейской части России является природный газ, на котором вырабатывается более 90% электроэнергии. В Сибири и на Дальнем Востоке основным видом топлива для электростанций является уголь. На ТЭС в зависимости от вида топлива применяют паротурбинные (ПТУ), газотурбинные (ГТУ) и парогазовые (ПГУ) установки. Их доля в установленной мощности ТЭС показана на рис 1.3.

ГЭС имеют наибольший удельный вес, равный 48,71 %, в энергосистеме Сибири, где используется энергия таких крупных рек, как Обь, Енисей, Ангара, Лена. В энергосистемах Востока, Юга, Средней Волги также сосредоточены гидроресурсы, и мощность ГЭС составляет соответственно, 38,52 %, 27,59 %, и 25,6%.

Энергосистемы Центра и Северо-Запада наиболее дефицитны по энергоресурсам, поэтому имеют наибольший удельный вес в установленной мощности АЭС – около 25% мощности. В настоящее время в ЕЭС России работает десять АЭС: Ленинградская, Кольская, Калининская, Смоленская, Курская, Нововоронежская, Ростовская, Балаковская, Белоярская, Билибинская.

2. Графики электрических нагрузок. Технико-экономические показатели использования установленной мощности электростанций.

2.1 Графики электрических нагрузок

Х арактер потребления электроэнергии отражают графики электрической нагрузки. Суммарная нагрузка энергосистемы состоит из нагрузки потребителей, мощности обмена со смежными энергосистемами, мощности собственных нужд электростанций и подстанций, потерь мощности в электросетях. Нагрузка энергосистемы непрерывно меняется во времени. В суточном графике нагрузка регулярно снижается в ночные часы и повышается в утренние и вечерние. В недельном графике регулярные снижения нагрузки происходят в нерабочие дни (выходные и праздничные) дни, в годовом – в летний период. Графики электрической нагрузки также свидетельствуют об участии разных видов электростанций в обеспечении нагрузки энергосистемы.

На рисунке 1.4 для примера показаны отчётные суточные графики нагрузки ЕЭС России в рабочие дни мая и декабря и распределение энергоблоков электростанций в графиках.

Как отмечалось, нагрузка должна распределяться между электростанциями рационально, так, чтобы обеспечить наиболее эффективную работу электростанций при оптимальном использовании энергоресурсов, а также обеспечить наименьшие потери от перетоков мощности в сетях.

В базисной части графика нагрузки размещается мощность АЭС. Это обусловлено экономической эффективностью производства электроэнергии на АЭС по сравнению с выработкой электроэнергии на ТЭС на органическом топливе и затруднительностью регулирования мощности на АЭС.

Также в базисной части графика размещается выработка электроэнергии на ТЭЦ, работающих по графику теплового потребления, так как в этом случае обеспечивается более высокий суммарный КПД (тепловой и электрический) за счёт использования энергии отработавшего в турбинах пара для теплоснабжения. На электростанциях без тепловой нагрузки (АЭС, КЭС, в отдельных случаях ТЭЦ) суммарный КПД равен электрическому, а работа электростанции тем экономичнее, чем выше суммарный КПД.

Для сравнения приведём данные об электрическом КПД электростанций:

В ночные часы, как показано на рис. 1.4, в связи со снижением загрузки турбин ТЭЦ по теплу электрическая нагрузка турбин уменьшается на 10 – 15% по сравнению с нагрузкой в дневные часы.

В пиковой и полупиковой части графика нагрузки размещается мощность ГЭС и ГАЭС (гидроаккумулирующие электростанции), их агрегаты допускают частые включения и остановы, быстрое изменение нагрузки. Графики нагрузки составляются для каждой ОЭС. В энергосистемах, где ГЭС работают в соответствии с режимами судоходства и по санитарным требованиям, их мощность может располагаться в базисной части графика нагрузки. Во время паводка участие ГЭС в базисной части графика может быть увеличено с тем, чтобы после заполнения водохранилищ не сбрасывать бесполезно избыток воды через водосливные плотины.

Часть нагрузок графика, оставшихся после включения в график ГЭС, ГАЭС, АЭС и ТЭЦ, распределяется по часам суток между агрегатами КЭС и ТЭЦ (энергоблоки мощностью 1200, 800, 500, 300, 200, 150 МВт). В ночные часы при снижении нагрузок может возникать необходимость снижения загрузки агрегатов, работающих в дневные часы, до технического минимума нагрузки и останова части агрегатов на ночь.

Чем неравномернее график нагрузки, тем большая мощность ГЭС и ГАЭС необходима. Участие ГЭС и ГАЭС в покрытии графика энергосистемы позволяет выровнять графики нагрузки КЭС, ТЭЦ, АЭС, работа которых наиболее экономичная при равномерном графике, и обеспечить наибольшую экономичность энергосистемы в целом.

Установленная мощность электростанций должна превышать наибольшую нагрузку энергосистемы, так как необходимо обеспечивать резерв мощности, который необходим для резервирования генераторов, ремонтов оборудования, обеспечения надёжной работы энергосистемы. В то же самое время резерв мощности не должен быть избыточным.