Энергетика как большая система

Прежде чем начать рассмотрение вопросов электроэнергетики необходимо понять, а что же такое энергетика вообще, какие она решает проблемы, какую роль в жизни человека она играет?

Энергетика это область деятельности человека, которая включает в себя получение (добычу), переработку (преобразование), транспортировку (передачу), хранение (кроме электрической энергии), распределение и использование (потребление) энергоресурсов и энергоносителей всех видов. Энергетика обладает развитыми, глубокими, внутренними и внешними связями. Ее развитие неотделимо от всех сторон деятельности человека. Такие сложные структуры с разнообразными внешними и внутренними связями рассматриваются как большие системы.

В определении большой системы энергетики (БСЭ) содержатся условия разделения большой системы на подсистемы – иерархичность ее структуры, развитости связей между подсистемами, единства задач и наличия самостоятельных целей у каждой подсистемы, подчиненности частных целей общей. К таким подсистемам относятся топливная энергетика, ядерная энергетика, гидроэнергетика, теплоэнергетика, электроэнергетика и другие подсистемы. Особое место в этом ряду занимает электроэнергетика и не только потому, что это предмет нашего изучения, но главным образом и потому, что электроэнергия – это особый вид энергии, обладающей специфичными свойствами, на которых следует остановиться более подробно.

1.2. Электроэнергия – особый вид энергии

К специфичным свойствам электроэнергии необходимо отнести:

– возможность получения её из других (практически из любых) видов энергии (из механической, тепловой, химической, солнечной и других);

– возможность преобразования ее в другие виды энергии (в механическую, тепловую, химическую, световую, в другие виды энергии);

– возможность преобразования ее в электрическую же энергию любых требуемых параметров (например, по напряжению от микровольт до сотен и даже тысяч киловольт - "Самая высоковольтная линия трехфазного переменного тока длиной 1610 км проложена в России и Казахстане и передает ток с напряжением 1200 (1150) кВ" [9]);

– возможность передачи на значительные (тысячи километров) расстояния;

– высокую степень автоматизации производства, преобразования, передачи, распределения и потребления;

– невозможность (пока) хранения в больших количествах длительное время: процесс производства и потребления электрической энергии – это одномоментный акт;

– относительную экологическую чистоту.

Такие свойства электроэнергии обусловили ее широкое применение в промышленности, на транспорте, в быту, практически в любой сфере деятельности человека – это наиболее распространенный потребляемый вид энергии.

1.3. Потребление электрической энергии. Графики нагрузок потребителей

В процессе потребления электрической энергии участвует большое число разнообразных потребителей. Потребление энергии каждым из них в течение суток и года неравномерно. Оно может быть продолжительным и кратковременным, периодическим, регулярным или случайным, зависит от рабочих, выходных и праздничных дней, от работы предприятий в одну, две или три смены, от продолжительности светлой части суток, температурой воздуха и т.д.

Можно выделить следующие основные группы потребителей электрической энергии: – промышленные предприятия; – строительство; – электрифицированный транспорт; – сельское хозяйство; – бытовые потребители и сфера обслуживания городов и рабочих поселков; – собственные нужды электростанций и др.. Приемниками электроэнергии могут быть асинхронные электродвигатели, электрические печи, электротермические, электролизные и сварочные установки, осветительные и бытовые приборы, кондиционные и холодильные установки, радио- и телеустановки, медицинские и другие установки специального назначения. Кроме того, имеется технологический расход электроэнергии, связанный с ее передачей и распределением в электрических сетях.

Рис. 1.1. Суточные графики нагрузки

Режим потребления электроэнергии может быть представлен графиками нагрузок [2]. Особое место среди них занимает суточные графики нагрузки, которые представляет собой непрерывное графическое изображение режима потребления электроэнергии потребителем в течение суток (рис. 1.1, а). Часто бывает удобнее использовать ступенчато-аппроксимированные графики нагрузки (рис. 1.1, б). Они и получили наибольшее применение.

Каждая электроустановка имеет характерный для нее график нагрузки. В качестве примера на рис. 1.2 [3] приведены суточные графики: коммунальные потребители города с преимущественно осветительной нагрузкой (рис. 1.2, а); предприятия легкой промышленности с работой в две смены (рис. 1.2, б); нефтеперерабатывающего завода с работой в три смены (рис. 1.2, в).

Рис. 1.2. Суточные графики нагрузок потребителей электроэнергии: а – коммунальные потребители города с преимущественно осветительной нагрузкой; б – предприятие легкой промышленности с работой в две смены; в – нефтеперерабатывающий завод с работой в три смены.

Графики электрических нагрузок предприятий различных отраслей промышленности, городов, рабочих поселков позволяют прогнозировать ожидаемые максимальные нагрузки, режим и размеры потребления электроэнергии, обоснованно проектировать развитие системы.

В связи с непрерывностью процесса производства и потребления электроэнергии важно знать, сколько электроэнергии необходимо вырабатывать в каждый конкретный момент времени, определить диспетчерский график выработки электроэнергии каждой электростанцией. Для удобства составления диспетчерских графиков выработки электроэнергии суточные графики потребления электроэнергии делят на три части (рис.1.1, а). Нижнюю часть, где Р < Р_ноч.min, называют базовой. Здесь наблюдается непрерывное потребление электроэнергии в течение суток. Среднюю часть, где Р_ноч.min< Р < Р_дн.min, называют полупиковой. Здесь происходит нарастание нагрузки в утренние часы и снижение в вечерние. Верхнюю часть, где Р > Р_дн.min, называют пиковой. Здесь в дневные часы нагрузка постоянно меняется и достигает своего максимального значения.

1.4. Производство электрической энергии. Участие электростанций в выработке электроэнергии

В настоящее время в нашей стране, как и во всем мире, большая часть электроэнергии производится на мощных электростанциях, на которых какой-либо другой вид энергии преобразуется в электрическую. В зависимости от вида энергии, которая преобразуется в электрическую, различают три основных типа электростанций: тепловые (ТЭС), гидравлические (ГЭС) и атомные электростанции (АЭС).

На тепловых электростанциях первичным источником энергии служит органическое топливо: уголь, газ, мазут, горючие сланцы. Среди тепловых электростанций в первую очередь следует выделить конденсационные электростанции (КЭС). Это, как правило, мощные электростанции, располагающиеся вблизи добычи низкокалорийного топлива. Они несут значительную долю в покрытии нагрузки энергосистемы. Коэффициент полезного действия КЭС составляет 30…40%. Низкий КПД объясняется тем, что большая часть энергии теряется вместе с горячим отработавшим паром. Специальные тепловые электростанции, так называемые теплоэлектроцентрали (ТЭЦ), позволяют значительную часть энергии отработавшего пара использовать для отопления и технологических процессов в промышленных предприятиях, а также для бытовых нужд (отопление, горячее водоснабжение). В результате КПД ТЭЦ достигает 60…70%. В настоящее время в нашей стране ТЭЦ дают около 40% всей производимой электроэнергии. Особенности технологического процесса на этих электростанциях, где используются паротурбинные установки (ПТУ), предполагают стабильный режим работы без резких и глубоких изменений нагрузки, работу в базовой части графика нагрузки.

В последние годы на ТЭС нашли применение и все большее распространение газотурбинные установки (ГТУ), в которых газообразное или жидкое топливо при сгорании создаёт горячие выхлопные газы, раскручивающие турбину. Преимущество ТЭС с ГТУ в том, что они не требуют питательной воды и, как следствие, целого комплекса сопутствующих устройств. Кроме того, ГТУ – очень мобильны. На их пуск и останов требуется несколько минут (несколько часов для ПТУ), они допускают глубокое регулирование вырабатываемой мощности и поэтому могут быть использованы в полупиковой части графика нагрузки. Недостатком ГТУ является отсутствие замкнутого цикл теплоносителя, при котором с отработавшими газами выбрасывается значительное количество тепловой энергии. При этом КПД ГТУ составляет 25…30%. Однако установка на выхлопе ГТУ котла-утилизатора может повысить КПД до 70…80%.

На гидроэлектростанциях энергия движущейся воды в гидротурбине превращается в механическую, а затем в генераторе – в электрическую. Мощность станции зависит от создаваемой плотиной разности уровней воды (напора) и от массы воды, проходящей через турбины в секунду (расхода воды). Гидроэлектростанции дают более 15% всей вырабатываемой в нашей стране электроэнергии. Положительной особенностью ГЭС является очень высокая мобильность (выше, чем ГТУ). Это объясняется тем, что гидротурбина работает при температуре окружающей среде, не требует затрат времени на разогрев. Следовательно, ГЭС могут быть использованы в любой части графика нагрузки, в том числе и в пиковой.

Особое место среди ГЭС занимают гидроаккумулирующие электростанции (ГАЭС). Назначение ГАЭС заключается в выравнивании суточного графика нагрузки потребителей и повышении экономичности ТЭС и АЭС. В часы минимальной нагрузки агрегаты ГАЭС работают в насосном режиме, перекачивая воду из нижнего водохранилища в верхнее и увеличивая тем самым нагрузку ТЭС и АЭС; в часы максимальной нагрузки они работают в турбинном режиме, сбрасывая воду из верхнего водохранилища и разгружая ТЭС и АЭС от кратковременной пиковой нагрузки. Экономичность работы системы в целом при этом повышается.

На атомных электростанциях технология производства электрической энергии почти такая же, как и на КЭС. Разница состоит в том, что на АЭС в качестве первичного источника энергии используется ядерное топливо. Это накладывает дополнительные требования безопасности. После Чернобыльской катастрофы эти электростанции должны строиться не ближе 30 км от населенных пунктов. Режим работы должен быть как на КЭС – стабильный, без глубокого регулирования вырабатываемой мощности.

Рис. 1.3. Суточный график нагрузки потребителей и график работы электростанций, участвующих в выработке электроэнергии

Нагрузка всех потребителей должна быть распределена между всеми электростанциями, суммарная установленная мощность которых несколько превышает наибольший максимум нагрузки. Покрытие базовой части суточного графика возлагают: а) на АЭС, регулирование мощности которых затруднительно; б) на ТЭЦ, максимальная экономичность которых имеет место, когда электрическая мощность соответствует тепловому потреблению (пропуск пара в ступени низкого давления турбин в конденсаторы должен быть минимальным); в) на ГЭС в размере, соответствующем минимальному пропуску воды, необходимому по санитарным требованиям и условиям судоходства. Во время паводка участие ГЭС в покрытии базовой части графика системы может быть увеличено с тем, чтобы после заполнения водохранилищ до расчетных отметок не сбрасывать бесполезно избыток воды через водосливные плотины. Покрытие пиковой части графика возлагают на ГЭС, ГАЭС и ГТУ, агрегаты которых допускают частые включения и отключения, быстрое изменение нагрузки. Остальная часть графика, частично выровненная нагрузкой ГАЭС при работе их в насосном режиме, может быть покрыта КЭС, работа которых наиболее экономична при равномерной нагрузке (рис. 1.3) [3].

Кроме рассмотренных существует значительное число других типов электростанций: солнечные, ветровые, геотермальные, волновые, приливные и другие. Они могут использовать возобновляемые и альтернативные источники энергии. Во всем современном мире этим электростанциям уделяется значительное внимание. Они могут решить некоторые проблемы, встающих перед человечеством: энергетическую (запасы органического топлива ограничены), экологическую (снижение выбросов вредных веществ при производстве электроэнергии). Однако, это очень затратные технологии получения электроэнергии потому, что альтернативные источники энергии это, как правило, низкопотенциальные источники. Это обстоятельство затрудняет их использование. В нашей стране на долю альтернативной энергетики приходится менее 0,1% выработки электроэнергии [20].

На рис. 1.4 показано участие различных типов электростанций в производстве электроэнергии [21].

Рис. 1.4.

1.5. Электроэнергетическая система

Развитие электроэнергетики начиналось во второй половине XIX века со строительства небольших электростанций вблизи и для конкретных потребителей. Это была в основном осветительная нагрузка: Зимний дворец в Санкт-Петербурге, Кремль в Москве и т.п. Электроснабжение осуществлялось главным образом на постоянном токе. Однако изобретение в 1876 г. Яблочковым П.Н. трансформатора определило дальнейшее развитие энергетики на переменном токе. Возможность изменения параметров напряжения трансформаторами позволило с одной стороны согласовывать параметры генераторов и объединять их на параллельную работу, а с другой стороны – повышать напряжение и передавать энергию на значительные расстояния. С появлением в 1889 г. трехфазного асинхронного электродвигателя, разработанного Доливо-Добовольским М.О., развитие электротехники и электроэнергетики получили мощный толчок.

Широкое использование простых и надежных асинхронных электродвигателей на промышленных предприятиях привело к значительному росту электрической мощности потребителей, а вслед за ними – мощности электростанций. В 1914 годунаибольшая мощность турбогенераторов составляла 10 МВт, самая крупная ГЭС имела мощность 1,35 МВт, самая крупная тепловая электростанция имела мощность 58 МВт, суммарная мощность всех электростанций России - 1,14 ГВт. Все электростанции работали изолированно, случаи параллельной работы были исключительными. Наивысшее напряжение, освоенное до первой мировой войны, составляло 70 кВ.

22 декабря 1920 года на 8 съезде Советов был принят план ГОЭЛРО, рассчитанный на 10-15 лет и предусматривающий сооружение 30 новых районных ТЭС и ГЭС общей мощностью 1,75 ГВт и строительство сетей 35 и 110 кВ для передачи мощности к узлам нагрузки и соединения электростанций на параллельную работу. В 1921 годусозданы первые энергосистемы: МОГЭС в Москве и "Электроток" в Ленинграде. Под энергетической системой понимают совокупность электростанций, линий электропередач, подстанций и тепловых сетей, связанных общностью режимов и непрерывностью процессов производства, преобразования, передачи, распределения электрической и тепловой энергии.

При параллельной работе нескольких электростанций нужно было обеспечивать экономичное распределение нагрузки между станциями, регулировать напряжение в сети, не допускать нарушений устойчивой работы. Очевидным решением этих задач была централизация: подчинение работы всех станций системы одному ответственному инженеру. Так родилась идея диспетчерского управления. В СССР впервые функции диспетчера стал выполнять с 1923 г. дежурный инженер 1-й Московской станции, а в 1925 г. в системе Мосэнерго был организован диспетчерский пункт. В 1930 году созданы первые диспетчерские пункты на Урале: в Свердловском, Челябинском и Пермском районах.

Следующим этапом в развитии энергетических систем явилось создание мощных линий электропередачи, объединяющих отдельные системы в более крупные объединенные энергосистемы (ОЭС).

К 1955 году в СССР работают три ОЭС не связанные друг с другом:

- ОЭС Центра (Московская, Горьковская, Ивановская, Ярославская энергосистемы);

- ОЭС Юга (Донбасская, Днепровская, Ростовская, Волгоградская энергосистемы);

- ОЭС Урала (Свердловская, Челябинская, Пермская энергосистемы).

В 1956 году введены в работу две цепи дальней электропередачи 400 кВ Куйбышев – Москва, соединившей ОЭС Центра и Куйбышевскую энергосистему. При этом объединении на параллельную работу энергосистем различных зон страны (Центра и Средней Волги) было положено начало формированию Единой Энергосистемы (ЕЭС) европейской части СССР. В 1957 году ОДУ Центра переименовано в ОДУ ЕЭС европейской части СССР.

В июле 1958 года введен в эксплуатацию первый участок (Куйбышев – Бугульма) одноцепной дальней электропередачи 400 кВ Куйбышев – Урал. На параллельную работу с ОЭС Центра подключились энергосистемы Предуралья (Татарская и Башкирская). В сентябре 1958 года введен в работу второй участок (Бугульма – Златоуст) электропередачи 400 кВ Куйбышев – Урал. На параллельную работу с ОЭС Центра подключились энергосистемы Урала. В 1959 году введен в работу последний участок (Златоуст – Шагол - Южная) электропередачи 400 кВ Куйбышев – Урал. Нормальным режимом ЕЭС европейской части СССР стала параллельная работа энергосистем Центра, Средней Волги, Предуралья и Урала. К 1965 г. в результате объединения энергосистем Центра, Юга, Поволжья, Урала, Северо-Запада и трех закавказских республик было закончено создание Единой энергетической системы европейской части СССР, суммарная установленная мощность которой превысила 50 млн. кВт.

Начало формирования ЕЭС СССР следует отнести к 1970 году. В это время в составе ЕЭС работают параллельно ОЭС Центра (22,1 ГВт), Урала (20,1 ГВт), Средней Волги (10,0 ГВт), Северо-Запада (12,9 ГВт), Юга (30,0 ГВт), Северного Кавказа (3,5 ГВт) и Закавказья (6,3 ГВт), включающие 63 энергосистемы (из них 3 энергорайона). Три ОЭС — Казахстана (4,5 ГВт), Сибири (22,5 ГВт) и Средней Азии (7,0 ГВт) — работают раздельно. ОЭС Востока (4,0 ГВт) находится в стадии формирования. Постепенное формирование Единой энергосистемы Советского Союза путем присоединения объединенных энергосистем в основном завершилось к 1978 году, когда к ЕЭС присоединилась ОЭС Сибири, которая к тому времени уже была соединена с ОЭС Востока.

В 1979 году началась параллельная работа ЕЭС СССР и ОЭС стран-членов СЭВ. С включением в состав ЕЭС СССР объединенной энергосистемы Сибири, имеющей электрические связи с энергосистемой МНР, и организацией параллельной работы ЕЭС СССР и ОЭС стран – членов СЭВ создалось уникальное межгосударственное объединение энергосистем социалистических стран с установленной мощностью более 300 ГВт, охватывающее громадную территорию от Улан-Батора до Берлина.

Распад Советского Союза в 1991 году на ряд независимых государств привел к катастрофическим последствиям. Плановая социалистическая экономика рухнула. Промышленность практически встала. Множество предприятий закрылось. Над энергетикой нависла угроза полного развала. Однако ценой неимоверных усилий удалось сохранить ЕЭС России, реструктурировать ее, адаптировать к новым экономическим отношениям.

Современная Единая энергетическая система России (рис. 1.5) состоит из 69 региональных энергосистем, которые, в свою очередь, образуют 7 объединенных энергетических систем: Востока, Сибири, Урала, Средней Волги, Юга, Центра и Северо-Запада. Все энергосистемы соединены межсистемными высоковольтными линиями электропередачи напряжением 220…500 кВ и выше и работают в синхронном режиме (параллельно). В электроэнергетический комплекс ЕЭС России входит более 600 электростанций мощностью свыше 5 МВт. На конец 2011 года общая установленная мощность электростанций ЕЭС России составила 218 235,8 МВт. Ежегодно все станции вырабатывают около одного триллиона кВт∙ч электроэнергии. Сетевое хозяйство ЕЭС России насчитывает более 10 200 линий электропередачи класса напряжения 110…1150 кВ.

Параллельно с ЕЭС России работают энергосистемы Азербайджана, Белоруссии, Грузии, Казахстана, Латвии, Литвы, Молдавии, Монголии, Украины и Эстонии. Через энергосистему Казахстана параллельно с ЕЭС России работают энергосистемы Центральной Азии – Киргизии и Узбекистана. Через устройство Выборгского преобразовательного комплекса совместно с ЕЭС России работает энергосистема Финляндии, входящая в энергообъединение энергосистем Скандинавии НОРДЕЛ. От электрических сетей России осуществляется также электроснабжение выделенных районов Норвегии и Китая.

Рис. 1.5. Единая энергетическая система Российской Федерации

Объединение отдельных энергетических систем в ЕЭС страны дает ряд технические и экономические выгоды:

- повышается надежность энергоснабжения потребителей за счет более гибкого маневрирования резервами отдельных электростанций и систем, суммарный резерв мощности сокращается;

- обеспечивается возможность увеличения единичной мощности электрических станций и установки на них более мощных блоков;

- общий максимум нагрузки объединенной системы снижается, так как совмещенный максимум всегда меньше суммы максимумов отдельных систем;

- сокращается установленная мощность объединенной энергосистемы за счет разновременности максимумов нагрузки в энергосистемах, расположенных на значительном расстоянии в направлении с востока на запад ("широтный эффект");

- облегчается возможность задавать экономически более выгодные режимы для любых электростанций;

- повышается эффективность использования различных энергетических ресурсов.

1.6. Электрические сети

Единая энергетическая система, как было показано выше, имеет четкую иерархическую структуру: делится на объединенные энергосистемы, которые в свою очередь делятся на региональные энергосистемы. Каждая энергосистема представляет собой электрическую сеть.

Электрические сети являются промежуточным звеном в системе источник-потребитель; они обеспечивают передачу электроэнергии от источников к потребителям и ее распределение [2]. Электрические сети условно подразделяют на распределительные (потребительские), районные (питающие) и системообразующие.

К распределительным электрическим сетям непосредственно подключаются электроприемники или укрупненные потребители электроэнергии (завод, предприятие, комбинат, сельхозпредприятие и т.п.). Напряжение этих сетей составляет 6…20 кВ.

Районные электрические сети предназначены для транспорта и распределения электроэнергии на территории некоторого промышленного, сельскохозяйственного, нефтегазодобывающего и (или) т.п. района. Эти сети в зависимости от местных особенностей конкретной энергосистемы имеют номинальное напряжение 35…110 кВ.

Системообразующие электрические сети с магистральными линиями электропередачи на напряжениях 220…750 (1150) кВ обеспечивают мощные связи между крупными узлами энергосистемы, а в объединенной энергосистеме – связи между энергосистемами и энергообъединениями.