Основы экономики формирования энергосистем

Энергетические системы и их объединения в современных условиях являются основой развития энергетики России. Только на базе создания развития энергосистем практически можно обеспечить высокие темпы технического прогресса в энергетике на основе развития принципов концентрации, централизации и комбинирования производства электроэнергии и тепла. В связи с демонополизацией энергетического хозяйства страны, акционированием энергосистем, предприятий электрических сетей, крупных ГРЭС и т.д. в энергетике сложилась парадоксальная ситуация, когда с точки зрения технологии энергетика едина, а с точки зрения хозяйственной каждый крупный энергетический объект имеет своего хозяина. Электростанции производят электроэнергию с помощью электрических сетей, осуществляется транспорт электроэнергии до потребителей, все вместе электростанции и сети представляют единую технологическую цепочку, осуществляющую электроснабжение потребителей. В энергетике появилось много хозяйственно самостоятельных объектов, связанных единой технологической цепочкой. Наличие большого числа хозяйственно самостоятельных субъектов привело к большим сложностям при осуществлении экономически оптимальной загрузки электростанций по условиям режима. Каждая самостоятельная электростанция стремится к максимальной загрузке, что дает ей наибольшую прибыль, но это может противоречить оптимальному режиму работы электростанций и минимизации общих по энергетике расходов топлива на выработку электроэнергии и соответственно минимальным затратам по энергетике. Оптимум по энергетике в целом не совпадает с суммой оптимумов затрат по электростанциям. Хозяйственная раздробленность энергопредприятий привела к увеличению затрат на производство энергии и, как следствие, росту тарифов на энергию и увеличению затрат на энергию в себестоимости промышленной продукции.

Энергетическая система представляет собой совокупность объединенных для параллельной работы электрических станций, линий электропередачи, подстанций и тепловых сетей, имеющую общий резерв мощности и централизованное оперативно-диспетчерское управление для координации работы станций и сетей по единому диспетчерскому графику.

Основной задачей энергосистем является централизованное снабжение электроэнергией соответствующих районов при оперативно-диспетчерском регулировании единого процесса производства, передачи и распределения энергии. В ряде энергосистем получили значительное развитие ТЭЦ. Такие системы наряду с централизованным электроснабжением осуществляют и централизованное теплоснабжение промышленных центров и городов.

Развитие энергетики на базе создания, укрупнения и объединения энергетических систем имеет ряд технико-экономических преимуществ.

Перечислим основные из них:

1. Повышается надежность электроснабжения потребителей за счет лее гибкого маневрирования резервами, сосредоточенными на отдельных электростанциях; сокращается суммарный потребный резерв мощности; повышается качество энергии.

2. Обеспечивается экономическая целесообразность концентрации производства электроэнергии путем увеличения единичной мощности электростанций и установки на них более мощных блоков, поскольку осуществляется ограничивающее влияние ряда внешних факторов, в том числе условий резервирования.

3. Снижается общий (совмещенный) максимум нагрузки вследствие совпадения суточных максимумов нагрузки отдельных районов, что приводит к снижению необходимой генерирующей мощности объединенной энергосистемы.

4. Облегчается возможность задавать наиболее выгодные режимы 1боты для различных типов станций и агрегатов. В частности, создаются условия для использования мощных высокоэкономичных ГРЭС и АЭС в базе суточных графиков нагрузки энергосистемы.

5. Повышается эффективность использования различных энергетических ресурсов, сокращаются железнодорожные перевозки топлива» с большим экономическим эффектом используются гидроэнергетические ресурсы, даже значительно удаленные от потребителей энергии. Наличие магистральных линий электропередачи в крупных энергосистемах и их объединениях обеспечивает наиболее эффективное использование низкосортных топлив, экономически не выдерживающих дальних перевозок.

6. Создается техническая возможность для ликвидации и предотвращения нового строительства мелких неэкономичных изолированно работающих станций и котельных.

7. Коренным образом улучшаются условия и экономические показатели ТЭЦ за счет обеспечения возможности их работы в основном по теплофикационному режиму.

Все перечисленные преимущества создают условия для достижения возможной экономии капиталовложений и топлива, повышения производительности труда, снижения себестоимости энергии» уве­личения прибыли и повышения рентабельности энергетического произ­водства.

Энергосистемы классифицируются по мощности, структуре генерирующих мощностей и территориальному охвату.

Энергосистемы по мощности можно классифицировать по группам: свыше 5 млн. кВт, от 1 до 5 млн. кВт и до 1 млн. кВт. В изолированно работающих энергосистемах второй и в особенности третьей групп возможности использования крупных агрегатов и станций, гибкого маневрирования рабочими мощностями и резервами, наиболее эффективного использования различных ТЭР ограниченное. Эти и ряд других преимуществ крупных энергосистем явились определяющими фактора­ми создания и развития ОЭС. Мощность ОЭС Центра, Урала, Сибири превысила 30 — 40 млн. кВт.

По структуре мощностей различают энергосистемы:

преимущественно гидроэнергетические, в которых удельный вес ГЭС составляет 50% и более (например, энергосистемы Средневолжская, Кольская);

преимущественно теплофикационные, в которых в балансе мощностей системы преобладают ТЭЦ (например, Московская и Уфимская энергосистемы); системы, в которых преобладают мощные ГРЭС и АЭС; системы с приблизительно одинаковым соотношением мощностей электростанций различных типов. Структура энергосистем по мере их развития претерпевает изменения. Эти изменения происходят в зависимости от соотношения масштабов ввода новой мощности на ГРЭС, ТЭЦ, АЭС. Одной из важнейших задач экономики энергетики является обоснование оптимальной перспективной структуры генерирующих мощностей энергосистем в динамике их развития.

По территориальному охвату различают следующие энергосистемы: районные (РЭУ и ПЭО), например Мосэнерго, Тулаэнерго; объединенные, например ОЭС Центра, Сибири, и единую энергосистему РФ.

В развитии энергетической базы страны можно выделить четыре этапа:

1-й— 1920—1940 гг.; 2-й — 1941 — 1950 гг.; 3-й— 1951 — 1965 1966—1990 гг.; 4-й—1991 г. по настоящее время.

На первом этапе, начиная со второй пятилетки, в европейской части СССР и на Урале было создано несколько десятков энергосистем, на 1олк) которых перед Великой Отечественной войной приходилось при-1ерно 80 % выработки электроэнергии в стране. В этот период было положено начало созданию ряда объединенных энергосистем. В частности, ъши созданы ОЭС Центра и Юга.

Второй и особенно третий этапы характеризуются дальнейшим укрупнением и объединением действующих энергосистем, созданием новых систем, началом формирования ЕЭС СССР и ОЭС Сибири. В 1965 г. составе Единой энергосистемы параллельно работали по электросетям 500 кВ объединенные энергосистемы Центра, Средней Волги и Урала; электропередачей постоянного тока напряжением 800 кВ с ними были вязаны ОЭС Юга и ОЭС Северного Кавказа. Единая энергосистема охватывала территорию площадью 4,9 млн. км, имела установленную мощность электростанций 53,8 млн. кВт и выработку электроэнергии 292 млрд. кВт ч. К этому времени объединенные энергетические системы были на Северо-Западе, в Закавказье, Сибири и Средней Азии.

Четвертый этап развития энергетики характеризуется дальнейшим развертыванием работ по формированию ЕЭС СССР, укрупнению ОЭС и заданием межсистемных линий электропередачи 500 и 750 кВ. Начата подготовка к созданию в восточных районах страны межсистемных связей 1150 кВ переменного тока и 1500 кВ постоянного тока. Применение этих напряжений позволит повысить пропускную способность одной цепи до 3—5 млн. кВт при дальности передачи 1,5—-2 тыс. км. Уже к концу 1975 г. в состав ЕЭС СССР входило восемь ОЭС: Центра, Юга, Северо-3апада, Средней Волги, Северного Кавказа. Закавказья, Урала и Казахстана. Раздельно работали ОЭС Сибири, Средней Азии и Востока. Всего же в составе 11 ОЭС страны работают более 80 из 95 районных энергосистем. Выработка электроэнергии энергосистемами, входящими ОЭС, достигла 97% общего ее производства в стране и более 93 % генерирующих мощностей. Важнейшим этапом на пути к завершению формирования ЕЭС СССР явилось присоединение к ней в 1978 г. ОЭС Сибири и ОЭС Казахстана после ввода в строй линии электропередачи 500 кВ Урал — Казахстан — Сибирь.

Основной эффект от включения на параллельную работу ОЭС Сибири и ОЭС Казахстана с ЕЭС СССР заключается в использовании в ОЭС западных районов страны свободных мощностей сибирских ГРЭС и ГЭС в дальнейшем повышении надежности электроснабжения, создания условий для экономии высококачественных кузнецких углей. Одновременно в 1978 г. реализован важный этап развития связей ЕЭС СССР с энергообъединениями стран — членов СЭВ путем ввода межгосударственной линии 750 кВ СССР — ВНР.

К началу 1983 г. ЕЭС СССР охватывала территорию площадью 10 млн. км². В ее составе работало более 700 крупных электростанций общей мощностью, превышающей 230 млн. кВт. Основную часть генерирующих мощностей ЕЭС СССР составляли мощные ГРЭС с блоками 200 — 800 Мвт. Из 95 энергосистем страны к началу 1983 г. 79 работали в составе ЕЭС СССР.

В 1991г. произошел распад СССР, а соответственно и выделение Единой энергосистемы Российской Федерации из ЕЭС СССР. Снижение выпуска промышленной продукции, остановка предприятий привели к снижению электрической нагрузки и замедлению развития энергетики РФ.

В настоящее время ЕЭС РФ представляет собой развивающийся в масштабе страны комплекс электростанций и электросетей, объединенных общим технологическим режимом с единым оперативным управлением.

Основным типом электростанций в перспективе будут оставаться тепловые электростанции конденсационного типа. Эти электростанции имеют большое число часов использования установленной мощности — 6,5—7 тыс. Вместе с тем мощные ГРЭС, в особенности работающие на твердом топливе, характеризуются недостаточной мобильностью блоков по времени пуска, набора и сброса нагрузки. У этих блоков технически ограничена минимальная нагрузка и затруднены остановы в часы ночных провалов суточных графиков нагрузки энергосистемы. При работе в переменных режимах заметно ухудшаются экономические показатели эксплуатации (КПД, удельные расходы топлива). Так, при снижении загрузки блоков мощностью 200 — 300 Мвт на твердом топливе до 70 % удельные расходы условного топлива повышаются вследствие снижения КПД котлов на 3—4%. Сказанное определяет целесообразность их использования в базе суточных графиков нагрузки энергосистем. Маневренные качества мощных конденсационных блоков улучшаются, если в качестве топлива используется не уголь (сланец), а газомазутное топливо. В этом случае ГРЭС может работать и в полупиковой зоне суточного графика нагрузки энергосистемы.

Теплоэлектроцентрали (ТЭЦ) в энергосистемах предназначены работать по вынужденному электрическому графику, определяемому режимом теплопотребления в течение суток и года. Однако турбины ТЭЦ, имеющие конденсаторы, технически возможно использовать и по свободному электрическому графику, когда электроэнергия частично или полностью вырабатывается в конденсационном режиме. Это делает возможным в связи с постепенным разуплотнением суточных графиков нагрузки энергосистем и, как следствие этого, необходимостью использования все большей части оборудования ТЭС в переменных режимах работы использовать свободную конденсационную мощность ТЭЦ для покрытия полупиковой зоны графиков. Вынужденная выработка электроэнергии ТЭЦ на базе отпуска тепла размещается в базе суточного графика нагрузки энергосистемы, поскольку тепловые нагрузки на отопление в течение одних суток практически не меняются.

Гидроэлектростанции характеризуются высокой мобильностью «бора и сброса нагрузки, измеряемой десятками секунд. Использование ГЭС в энергосистеме особенно эффективно при соответствующем сочетании их с ТЭС. В этом случае появляется возможность маневрирования в течение года и суток энергоресурсами и генерирующими мощностями энергосистемы в зависимости от графиков нагрузки, водности, сезона и других факторов. При этом повышается эффективность эксплуатации тепловых станций за счет выравнивания их нагрузок. Гидроэлектростанции, имеющие суточное регулирование, используются для покрытия пиков суточных графиков нагрузки энергосистем. Высокая мобильность гидроагрегатов и возможность регулирования стока реки определяют целесообразность «пользования ГЭС также для аварийного и нагрузочного резервирования в энергосистемах. С учетом технических возможностей и экономической целесообразности может создаваться суточное, сезонное годовое) и многолетнее регулирование стока рек, на которых строятся ГЭС. Наличие годового, а тем более многолетнего регулирования позволяет свести к минимуму потери паводковых вод и полнее использовать мощности ГЭС. В многоводные периоды года в энергосистемах, имеющих в своем составе крупные ГЭС, можно уменьшить использование ТЭС и на этой основе получить значительную экономию топлива, используя гидростанции в базе суточных графиков нагрузки.

Для покрытия пиковой части суточных графиков нагрузки энергосистем экономически выгодно применять гидроаккумулирующие установки (ГАЭС). Одновременно они позволяют заполнять ночные провалы нагрузки энергосистем за счет подъема воды в верхнее водохранилище при работе генераторов в режиме двигателей.

Атомные электростанции в силу относительно низкой маневренности их оборудования и высокой капитальной стоимости технически и экономически целесообразно использовать в базовой части суточных графиков нагрузки энергосистем.

В связи с разуплотнением и значительным возрастанием максимумов суточных графиков нагрузки в большинстве энергосистем все большее значение приобретают специальные пиковые и полупиковые установки, работающие с числом часов использования установленной мощности в году соответственно 1000—2000 и 2500—4000. Основным типом агрегатов являются газотурбинные установки. Для работы в полупиковой части суточных графиков нагрузки энергосистем также предусматривается применение блоков 500 МВт на13 МПа и 510 °С, что обеспечивает повышение их маневренности по сравнению с блоками на 24 МПа и 540 °С. Кроме того, для этих целей создаются полупиковые парогазовые блоки на твердом топливе мощностью 250 и 600—650 МВт. Мощность паровых турбин в них соответственно составляет 210 и 500 МВт, а газовых турбин— 40 и 100—150 МВт.

Совпадение во времени производства и потребления электроэнергии делает задачу резервирования выхода из строя мощностей в энергетике особенно ответственной. Основной проблемой резервирования в энергетике является обеспечение максимальной надежности и бесперебойности энергоснабжения, а также стабильности качественных параметров электроэнергии и теплоты как при аварийном выходе из строя агрегатов, так и при проведении плановых капитальных и текущих ремонтов оборудования. Нарушение электроснабжения приводит к экономическому ущербу у потребителей, в большинстве случаев во много раз превышающему потери энергосистем от недовыработки электроэнергии. Поэтому к резервированию в энергетике предъявляются особенно высокие требования. Надежность электроснабжения достигается за счет наличия общесистемного резерва.

Потери отраслей народного хозяйства и промышленности от недоотпуска энергии зависят от вида выпускаемой продукции, технологических особенностей и себестоимости ее производства, мощности предприятия и продолжительности перерыва энергоснабжения. В общем случае они складываются из потерь от недовыпуска, ухудшения качества и повышения стоимости продукции, затрат на наладку и ремонт технологического оборудования, накладных расходов за период простоя цеха или предприятия. При этом простои технологического оборудования обычно бывают значительно продолжительнее, чем длительность перерывов энергоснабжения, В таких производствах, как электролиз алюминия и электросталеплавление, перерыв в электроснабжении приводит к особенно значительному ухудшению качества продукции и даже аварийной остановке производства.

В энергетике различают следующие виды системного резерва генерирующих мощностей: ремонтный резерв, служащий для обеспечения проведения плановых ремонтов основного оборудования электростанций; аварийный резерв, служащий для покрытия нагрузки при аварийном выходе из строя основного оборудования электростанций; народнохозяйственный резерв, служащий для покрытия нагрузки, возникшей сверх запланированной в текущем году и в расчете на ближайшую перспективу.

Все эти виды резервной мощности находятся в непосредственном ведении диспетчерских служб энергосистем и их объединений.

Ремонтный резерв в энергосистеме должен обеспечивать проведение текущих, средних и капитальных ремонтов основного оборудования электростанций без отключений потребителей и снижения надежности энергоснабжения. Ремонтный резерв в зависимости от конкретных условий лежит в пределах до 5% мощности энергосистемы. Этот используется в течение всего года. Однако капитальные ремонты в энергосистеме, как правило, производятся летом, поскольку в этот период года имеет место сезонное снижение максимумов электрической нагрузки энергосистемы.

Аварийный резерв предназначен для быстрого ввода генерирующей мощности взамен выбывшей из строя в результате аварий на станциях или в линиях передачи. Он зависит от общей мощности всей энергосистемы, числа и типа установленных на электростанциях агрегатов и должен быть не меньше мощности самого крупного агрегата в системе. В современных условиях необходимый процент аварийного резерва в энергосистемах достигает 7%.

Народнохозяйственный резерв создается за счет опережающего ввода генерирующих мощностей. Он используется для обеспечения ускоренного развития промышленности и других отраслей народного хозяйства, снабжения электроэнергией предприятий, вошедших в действие запланированного срока, временной передачи электроэнергии в соседние районы. Эта резервная мощность обычно принимается равной 1 % максимума нагрузки энергосистемы.

По степени мобильности включения под нагрузку помимо вращающегося различают горячий и холодный виды резервов мощностей. Если вращающийся резерв сосредоточен на недогруженных работающих агрегатах, то в качестве горячего резерва используются агрегаты, работающие на холостом ходу. Сроки ввода горячего резерва, сосредоточенного на ТЭС, в несколько раз больше, чем сроки ввода вращающегося резерва. Поэтому горячий резерв обычно используется для покрытия плановой пиковой нагрузки энергосистемы.

Холодный резерв размещается на выведенных из работы энергетических агрегатах. Время ввода в строй этого вида резерва в зависимости от типов и мощности турбин и котлов, вида топлива и степени автоматизации оборудования колеблется от десятков минут до нескольких часов. Холодный резерв используется для резервирования выводимого в плановый ремонт оборудования и в качестве аварийного резерва второй очереди. В качестве холодного резерва нередко используются малоэкономичные конденсационные и теплофикационные турбины с отопительным отбором, останавливаемые на лето. Вращающийся, горячий и холодный резервы вместе составляют системный резерв, находящийся в распоряжении диспетчера для целей аварийного и ремонтного резервирования и поддержания частоты.

Системный резерв с учетом сложившейся структуры и суммарной мощности энергосистемы, как правило, должен быть не ниже 12—13% этой мощности. Только при этом условии в большинстве случаев может быть обеспечена расчетная надежность энергоснабжения потребителей. В связи с широким развитием атомной энергетики с реакторами по 1—1, 5 млн. кВт и сооружением ГРЭС с блоками по 500, 800 и 1200 МВт поддержание необходимой надежности энергоснабжения потребует в перспективе увеличения системного резерва до 14—15%.

При обосновании величины и размещения резервной мощности в энергосистемах принимаются во внимание задаваемые уровни надежности электроснабжения потребителей и расчетной аварийности агрегатов электростанций, входящих в данную энергосистему.

Под уровнем надежности электроснабжения понимается доля календарного времени (обычно года), в течение которого в электроснабже­нии потребителей не будет ограничений по условиям аварийности. Обычно показатель расчетной надежности электроснабжения принимают в пределах от 0,999 до 0,9999. В последнем случае ограничения отпуска электроэнергии потребителям по условиям аварийности допускаются в год в течение не более 1 ч. От уровня расчетной надежности зависит необходимый аварийный резерв в энергосистеме.

Весьма важным является вопрос о резервировании линий передачи. Очевидно, что если питающая линия электропередачи вышла из строя, то при одностороннем питании потребитель окажется без энергии. Поэтому все ответственные потребители должны обеспечиваться двусторонним питанием или энергия должна к ним подаваться по двухцепным линиям.

Контрольные вопросы к главе I

1. Перечислите основные составные части топливно-энергетического комплекса. Какие отрасли входят в его состав?

2. Охарактеризуйте электроэнергетическую отрасль, Каковы ее специфические особенности?

3, Назовите предприятия и подразделения, входящие в энергосистему. Какие типы электрических станций Вы можете назвать? В чем их технико-экономические особенности?

4, Перечислите все типы турбогенераторов, устанавливаемых на тепловых электростанциях. Каковы особенности турбоагрегатов ТЭЦ?

Не нашли, что искали? Воспользуйтесь поиском: