Единая энергетическая система

Возникновение науки о передаче электроэнергии на большие расстояния относятся к 1880 году, когда Д.А.Лачинов дал первое теоретическое обоснование этого вопроса в статье «Электромеханическая работа», опубликованной в журнале «Электричество». В 1882 г. М.Депре спроектировал и построил одну из первых в мире линию электропередачи постоянного тока (электрический ток, не изменяющийся во времени) Мисбах - Мюнхен протяжённостью 57 км. По этой линии передавалась мощность немного более 2 кВт при напряжении (разность электрических потенциалов) 1,5-2 кВ (киловольт).

Передача большой мощности была связана с необходимостью повышать напряжение электропередачи, что могло быть достигнуто лишь увеличением числа последовательно включенных генераторов. Кроме того, отсутствие средств для снижения напряжения у приемников делало невозможным использование электрической энергии для освещения, для питания мелких промышленных установок и для других нужд.

В 1882 г. Н.Ф.Усагин на Всероссийской промышленной выставке применил трансформатор (электромагнитное устройство - аппарат, преобразующий переменный ток одного напряжения в переменный ток другого напряжения) для питания свечей П.Н.Яблочкова.

После этого передачу и распределение электроэнергии от электростанций стали осуществлять однофазным переменным током (электрический ток, изменяющийся во времени).

Однако, однофазный ток не получил широкого распространения из-за трудностей, связанных с пуском однофазных электродвигателей.

Более подробно понятия и термины из области электричества приведены в главе 6.

Новый путь в развитии передачи электрической энергии открыл М.О.Доливо-Добровольский, который в 1888 г. изобрёл трёхфазный генератор переменного тока и асинхронный трёхфазный электродвигатель. В 1891 г. им была осуществлена первая электропередача трёхфазного тока Лауфен-Франкфурт протяженностью 175 км, по которой передавалась мощность 230 кВ-А (киловольтампер) при напряжении сначала 15, а затем 28 кВ. После этого развитие техники передачи электроэнергии по линиям трёхфазного тока характеризовалось непрерывным ростом напряжений, передаваемых мощностей и дальности передачи. Этот процесс происходил и в России, на рис. 1.15 представлена двухэтажная трансформаторная подстанция, применявшаяся в дореволюционное время в городских кабельных сетях страны.

Выдвинутый в плане ГОЭЛРО принцип концентрации производства электроэнергии на мощных государственных районных тепловых электростанциях (ГРЭС), а также районных ГЭС, и централизация электроснабжения от общей электрической сети - стали основными направлениями развития электроэнергетики в стране. На начальном этапе создавались районные энергосистемы, а затем они стали соединяться мощными линиями электропередачи в крупные энергетические объединения (ОЭС). Термин энергетическая система обозначает систему, обеспечивающую потребителя и электрической и тепловой энергией.

Вначале место строительства ГЭС, так же как и ГРЭС, выбиралось поблизости от потребителя. Волховская ГЭС находится достаточно близко от С-Петербурга, Днепрогэс - от Донбасса, Ереванская и Ленинаканская в Армении, Земоавчальская и Рионская в Грузии, Кондопожская в Карелии и ряд других ГЭС - первенцев плана ГОЭЛРО - построены вблизи крупных промышленных потребителей. Все они относятся к числу районных.

С развитием промышленности и необходимостью освоения новых регионов все больше проявлялась неравномерность распределения энергетических ресурсов и потребности их использования. Напомним, что электроэнергетика как отрасль промышленности, имеет следующие основные существенные отличия от всех других отраслей:

- непрерывность процессов производства, распределения передачи и потребления электроэнергии и обусловленное этим строгое соответствие генерации и потребления в каждый момент времени;

- жёсткое взаимодействие в едином производственном процессе большого количества энергетических объектов, размещенных на обширной территории.

Эти особенности, а также сверхвысокие скорости протекания нестационарных и аварийных процессов в энергосистемах потребовали высокого уровня автоматизации и весьма ответственной роли оперативно-диспетчерского управления в энергосистемах. Роль единого оперативного управления очень сильно возросла по мере соединения энергосистем и объединений в Единую энергетическую систему России (ЕЭС России). Она является высшей формой организации энергетического хозяйства страны.

Началу ЕЭС России положил ввод в строй двухцепной ЛЭП 400 кВ в 1956-58 гг. Волжская ГЭС им. В.И.Ленина (г. Жигулёвск) - Москва, а затем в 1959 г. НЭП 400 кВ от этой же ГЭС до г. Свердловска. В последующем, на основе построенных ЛЭП 330-500 кВ были образованы крупные ОЭС в разных частях страны и в 1966-70 гг. было закончено объединение всех энергосистем в единую Европейскую энергетическую систему (ЕЕЭС). Уже в то время ЕЕЭС была самой крупной энергосистемой в мире с генерируемой мощностью более 120 млн. кВт.

Далее в 1971-75 гг. к ЕЕЭС были присоединены энергообъединения Северного Казахстана, отдельные энергорайоны Западной Сибири и Кольская энергосистема. В 1978 г. к ЕЕЭС было присоединено ОЭС Сибири, и этот этап можно считать рождением ЕЭС России.

В связи с распадом СССР часть связей внутри ЕЭС была нарушена: от Единой энергетической системы СССР отделились части, соответствующие новым государствам. Однако экономическая целесообразность объединения ОЭС государств ближнего зарубежья всё больше находит понимание, и интеграция энергосистем, по-видимому, произойдёт в ближайшие годы.

Благодаря созданию ЕЭС России в результате использования разновременности наступления максимальных нагрузок в разных энергосистемах и взаимопомощи энергосистем при авариях, в периоды проведения ремонтов, освоения нового оборудования и т.д. обеспечено снижение суммарной мощности электростанций. Была обеспечена возможность работы ЕЭС России с меньшим резервом мощности по сравнению с изолированной работой, входящих в неё энергосистем. (К 1990 г. в ЕЭС СССР эта цифра составляла около 12 млн. кВт).

В ЕЭС России наиболее рационально используются все топливно-энергетические ресурсы страны и обеспечивается оперативное маневрирование ими с оптимальным перераспределением выработки электроэнергии между различными электростанциями.

Для своевременного перераспределения транспортных потоков топлива ЕЭС России оперативно взаимодействует с системой газоснабжения, железнодорожным транспортом по перевозке топлива, системой нефтепроводов и нефтеперерабатывающих заводов.

В ЕЭС России полностью используются гидроресурсы в период многоводья (за редким исключением), компенсируется недовыработка ГЭС в маловодные годы.

За счёт оптимальной загрузки параллельно работающих электростанций различных типов и увеличения выработки электроэнергии на наиболее совершенном оборудовании повышается экономичность работы ЕЭС в целом.

Мощности самого крупного агрегата и крупнейших электростанций составляют незначительную долю общей мощности ЕЭС России, поэтому в ЕЭС облегчаются условия резервирования. Это позволяет переходить на более простые технологические схемы тепловой электростанции по так называемой, блочной схеме (котёл - турбина - генератор - повысительный трансформатор) и вводить агрегаты предельной мощности, что даёт значительную экономию.

В ЕЭС России к 2001 году входят 7 ОЭС: Востока, Сибири, Урала, Волги, Юга, Центра, Северо-запада. В эти ОЭС входят 74 энергосистемы.

Режим электропотребления характеризуется суточными, недельными и годовыми графиками нагрузки. Все эти графики для большинства современных энергосистем отличаются значительной неравномерностью.

На суточных графиках нагрузки ОЭС Сибири и ЕЕЭС видны утренний и вечерний пики нагрузки и представлена ведущая роль ГЭС в покрытии пиков графика нагрузки.

Определённая неравномерность свойственна также недельным и годовым графикам нагрузки. Следствием неравномерности недельного графика нагрузки является необходимость останова блочных турбоагрегатов в выходные и праздничные дни и соответствующего пуска их в ночь на ближайший рабочий день. Усугубляется это положение снижением нагрузки ГЭС в крайне маловодные годы, поэтому необходимо увеличивать число ГЭС, ГАЭС в энергосистемах, т.е. их долю в общей мощности там, где позволяют гидроресурсы. Этим, в обозримом будущем, будет обеспечиваться живучесть энергосистем.

Основная трудность повышения маневренности оборудования ТЭС заключается в том, что рост мощности энергосистем происходил за счёт ввода крупных турбоагрегатов 300, 500, 800 МВт и более, работающих на паре сверхкритических параметров (температура 545°С, давление 25,5 МПа). Режим частых циклических колебаний температурных и механических напряжений резко увеличивает аварийность и сокращает срок службы таких блоков. Для АЭС-атомных электростанций, работа в переменном режиме по условиям надёжности и экономичности недопустима.

За рубежом из-за дефицита мощности ГЭС широкое развитие получили специальные газотурбинные и парогазовые установки, которые обладают повышенной маневренностью (период пуска значительно короче чем других ТЭС), но небольшой мощностью, либо специальные турбоагрегаты с котлами, работающими на паре с докритическими параметрами. Работы в этой области начаты и в России. Но в ближайшем будущем эти установки не могут заместить гидростанции, маневренные способности большой мощности которых пока не превзойдены.

Уже к 1990 г. в ЕЭС ощущалась недостаточная доля ГЭС из-за резкого увеличения мощности энергосистем за счет крупного, но неманевренного оборудования ТЭС и АЭС. К 1990 г. в часы ночного провала разгрузка энергоблоков ТЭС увеличилась в 2-4 раза (для турбоагрегатов мощностью 300 МВт - на 20-25%; 200 МВт - 25-30%; 150 МВт - 35-50%). Кроме такой глубокой разгрузки часть блоков полностью останавливалась на ночь. При этом экономичность турбоагрегатов при разгрузке их на 50% ухудшается на 4-6%, а на 60% - на 7-8%, потеря топлива на пуск одного турбоагрегата составляет в среднем 150 т условного топлива. Кроме того, после пуска турбоагрегатов установившиеся физические процессы в блоке наступают лишь через 2-3 суток, т.е. при ежесуточном режиме остановок и пусков такой агрегат всегда будет работать в нестационарном режиме, что ни по надёжности, ни по экономическим показателям делать не следует.

Ведущая роль ГЭС в покрытии пиков графиков нагрузки подтверждена всем имеющимся опытом эксплуатации ЕЭС. Благодаря этой роли повышается экономичность энергосистем не только из-за низкой себестоимости электроэнергии ГЭС (она в несколько раз ниже, чем на ТЭС), но и за счёт снижения удельного расхода топлива на ТЭС.

Иначе обстоит дело в энергосистемах, где запасы гидроресурсов уже исчерпаны, а наращивание мощности необходимо. В этом случае ничего не остается, как использовать тепловые электростанции в пиковом режиме работы. Тепловые пиковые электростанции в той или иной мере маневренностью обладают, хотя некоторые из них (например, газотурбинные) требуют использования дорогого и дефицитного топлива. Трудность прохождения ночного провала нагрузки в таких энергосистемах заключается в том, что в ночное время в интервале, обычно не превышающем 6 часов, суммарная величина технического минимума тепловых блочных агрегатов по тепловому режиму нередко превосходит величину ночной нагрузки энергосистем, а полный останов на это время блоков нецелесообразен. В настоящее время признано, что наиболее эффективным способом выравнивания графика нагрузки является аккумулирование энергии в периоды минимума нагрузки и отдача накопленной энергии в периоды повышенного спроса на неё. Наиболее перспективным для энергосистем с ограниченными запасами водотоков является способ гидроаккумулирования, т.е. решением проблемы может быть строительство гидроаккумулирующих электростанций (ГАЭС).

ГАЭС - это электростанция, которая может быть построена вблизи любого водотока, где есть возможность расположить на местности два водоёма на разной высоте (верхний и нижний). Между этими водоёмами (водохранилищами) и встраивается электростанция, обладающая гидротурбинами - насосами, так называемыми, обратимыми гидротурбинами.

Работая в провал нагрузки в насосном режиме, потребляя электроэнергию ночью по более дешевой цене, ГАЭС перекачивает воду из нижнего водохранилища в верхний резервуар. В утренний и вечерний максимумы ГАЭС работает в турбинном режиме: сбрасывает воду из верхнего резервуара в нижний и снимает пик нагрузки.

ГЭС и ГАЭС обеспечивают автоматическое регулирование частоты тока и напряжения в опорных точках ЕЭС. На ГЭС и ГАЭС имеются остановленные резервные агрегаты, которые при снижении частоты тока ниже определённого предела, задаваемого диспетчером ОДУ (объединенного диспетчерского управления ОЭС) или диспетчером ЦДУ (центрального диспетчерского управления ЕЭС), автоматически включаются в работу и набирают нагрузку в течение 1,5-2 минут от состояния покоя. На растопку котла турбоагрегата необходимо не менее 6 ч.

Благодаря описанным выше свойствам ГЭС и ГАЭС, а также разработанным мероприятиям, обеспечивается устойчивость и живучесть ЮС, что является основой надёжности её работы.

Устойчивость энергосистемы - это способность сохранить параллельную (синхронную) работу электростанций при внезапных увеличениях или снижениях нагрузки.

Живучесть - это способность не допускать при повреждениях в системе электроснабжения лавинного развития аварий с распространением отключений на значительные территории с массовым нарушением питания потребителей.

Маневренные мощности ГЭС и ГАЭС позволили выстроить систему ввода автоматических противоаварийных устройств, автоматически контролирующих синхронную работу, величину перетоков электроэнергии, частоту тока, напряжение во всех узлах ЕЭС, определяющих её устойчивость и живучесть. Высокие скорости протекания нестационарных процессов в ЕЭС предопределили появление автоматизированной системы диспетчерского управления (АСДУ) и соответствующих иерархическому принципу построения противоаварийной автоматики и автоматизированных систем на ГЭС и ГАЭС (АСУ ТП). Таким образом, ГЭС и ГАЭС является основным маневренным элементом ЕЭС и пока единственным оперативным резервом центрального диспетчерского управления ЦДУ и играют очень важную роль в управлении режимом ЕЭС.

В.И. Брызгалов, Л.А. Гордон, "Гидроэлектростанции", Красноярск, 2002г.