Главная / Кадровый учет

Характеристика еэс россии. Структура электроэнергетики в россии

Структура энергосистемы Российской Федерации.

Наименование параметра	Значение
Тема статьи:	Структура энергосистемы Российской Федерации.
Рубрика (тематическая категория)	Финансы

Энергосистема – это группы электростанций разных типов, объединенные высоковольтными линиями электропередачи (ЛЭП) и управляемые из одного центра. Энергосистемы в электроэнергетике России объединяют производство, передачу и распределение электроэнергии между потребителями. В энергосистеме для каждой электростанции есть возможность выбрать наиболее экономичный режим работы. Причем если в составе энергосистемы высока доля ГЭС, то её маневренные возможности повышаются, а себестоимость электроэнергии относительно ниже; наоборот, в системе, объединяющей только ТЭС, они наиболее ограничены, а себестоимость электроэнергии выше.

Для более экономного использования потенциала электростанций России создана Единая энергетическая система (ЕЭС), в которой входят более 700 крупных электростанций, на которых сосредоточено 84% мощности всех электростанций страны. Создание ЕЭС имеет экономические преимущества. Основная цель создания и развития Единои̌ энергетической системы России состоит в обеспечении надежного и экономичного электроснабжения потребителей на территории России с максимально возможной реализацией преимуществ параллельной работы энергосистем.

Объединение энергосистем в ЕЭС позволяет˸ обеспечить снижение необходимой суммарной установленной мощности электростанций за счёт совмещения максимумов нагрузки энергосистем, которые имеют разницу поясного времени и отличия в графиках нагрузки; сократить требуемую резервную мощность на электростанциях; осуществить наиболее рациональное использование располагаемых первичных энергоресурсов с учетом изменяющейся топливной конъюнктуры; удешевить энергетическое строительство; улучшить экологическую ситуацию.

Более 90 % производственного потенциала электроэнергетики России объединено в Единую энергетическую систему (ЕЭС), которая охватывает всю населенную территорию страны от западных границ до Дальнего Востока и является одной из крупнейших в мире централизованно управляемых энергосистем. Для изолированных энергосистем характерны ограничения системных связей с другими территориями, из которых возможны межрегиональные перетоки электроэнергии.

На 12 января 2013 года общая установленная мощность энергосистемы Российской Федерации составила 218 145,8 МВт. Установленная мощность парка действующих электростанций по типам генерации имеет следующую структуру˸ тепловые электростанции 68,4%, гидравлические – 20,4%, атомные – около 11 %.

В соответствии со схемой и программой развития единои̌ энергетической системы России на 2011 – 2017 годы вводы нового генерирующего оборудования электростанций ЕЭС России в 2011 – 2017 годах предусматриваются в объёме 50,05 млн КВт. В том числе на АЭС – 9,88 млн КВт, на ГЭС – 4,09 млн КВт, на ГАЭС – 0,98 млн КВт, на ТЭС – 34,44 млн КВт и на ВИЭ – 0,66 млн КВт.

Наиболее значительный объём вводов генерирующих объектов и оборудования до 2017 года планируется в ОЭС Центра (9,48млн КВт) и в ОЭС Урала (13,54млн КВт).

Основу системообразующих сетей Единои̌ энергетической системы России составляют линии электропередачи класса напряжения 220 кВ и выше (ЛЭП), и распределительные сети класса напряжения 110 кВ и ниже.

Структура энергосистемы Российской Федерации. - понятие и виды. Классификация и особенности категории "Структура энергосистемы Российской Федерации." 2015, 2017-2018.

Введение

Россия - единственная среди крупных промышленно развитых стран мира, которая не только полностью обеспечена топливно-энергетическими ресурсами, но и в значительных размерах экспортирует топливо и электроэнергию. Велика ее доля в мировом балансе топливно-энергетических ресурсов, например по разведанным запасам нефти - около 10%, природного газа - более 40 % .

Россия находится на первом месте в мире по добыче природного газа, занимает третье место по добыче нефти (после США и Саудовской Аравии).

Энергетика - важнейшее звено в цепи преобразований, вызванных переходом России к рыночной экономике. Свободные цены на энергоносители (приближающиеся к ценам мирового рынка) существенно влияют как на материальное производство, так и на непроизводственную сферу.

Предметом исследования данной работы является энергетическая система России.

С этой целью даётся описание характеристики энергетической системы России, её оперативно-диспетчерское управление, выявляются основные проблемы энергетической системы России.

1. Характеристика структуры Единой энергетической системы России

1 Что такое ЕЭС России

Единая Энергетическая Система России (ЕЭС России) - совокупность производственных и иных имущественных объектов электроэнергетики, связанных единым процессом производства (в том числе производства в режиме комбинированной выработки электрической и тепловой энергии) и передачи электрической энергии в условиях централизованного оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике.

Полное определение Единой энергосистемы дает ГОСТ 21027-75.

Единая энергосистема - это совокупность объединённых энергосистем (ОЭС), соединённых межсистемными связями, охватывающая значительную часть территории страны при общем режиме работы и имеющая диспетчерское управление.

ЕЭС России охватывает практически всю обжитую территорию страны и является крупнейшим в мире централизованно управляемым энергообъединением. В настоящее время ЕЭС России включает в себя 77 энергосистем, работающих в составе шести работающих параллельно ОЭС - ОЭС Центра, Юга, Северо-Запада, Средней Волги, Урала и Сибири и ОЭС Востока, работающей изолированно от ЕЭС России. Кроме того, ЕЭС России осуществляет параллельную работу с ОЭС Украины, ОЭС Казахстана, ОЭС Белоруссии, энергосистемами Эстонии, Латвии, Литвы, Грузии и Азербайджана, а также с NORDEL (связь с Финляндией через вставку постоянного тока в Выборге) (Рис. 1.1.).

Энергосистемы Белоруссии, России, Эстонии Латвии и Литвы образуют так называемое «Электрическое кольцо БРЭЛЛ», работа которого координируется в рамках подписанного в 2001 году Соглашения о параллельной работе энергосистем БРЭЛЛ.

Основная цель создания и развития Единой энергетической системы России состоит в обеспечении надежного и экономичного электроснабжения потребителей на территории России с максимально возможной реализацией преимуществ параллельной работы энергосистем.

В ней работают свыше 700 крупных электростанций, имеющих общую мощность более 250 млн. кВт (84% мощности всех электростанций страны). Управление ЕЭС осуществляется из единого центра.

Единая энергетическая система имеет ряд очевидных экономических преимуществ. Мощные ЛЭП (линии электропередачи) существенно повышают надежность снабжения народного хозяйства электроэнергией. Они выравнивают годовые и суточные графики потребления электроэнергии, улучшают экономические показатели электростанций и создают условия для полной электрификации районов, где ощущается недостаток электроэнергии.

Т.е. ЕЭС позволяет:

Обеспечить снижение необходимой суммарной установленной мощности электростанций за счет совмещения максимумов нагрузки энергосистем, имеющих разницу поясного времени и отличия в графиках нагрузки;

Сократить требуемую резервную мощность на электростанциях;

Осуществить наиболее рациональное использование располагаемых первичных энергоресурсов с учетом изменяющейся топливной конъюнктуры;

Удешевить энергетическое строительство и улучшить экологическую ситуацию.

1.2 Развитие ЕЭС России и его современная структура

Го июля 2001-го года Постановлением Правительства РФ № 526 «О реформировании электроэнергетики Российской Федерации» ЕЭС России признана «общенациональным достоянием и гарантией энергетической безопасности» страны.

По плану реформы, проводимой с 2003 г., электростанции были разделены на три группы. В первую группу входят государственные генерирующие компании, объединяющие все атомные (концерн «Росэнергоатом») и гидростанции (ОАО «Гидро ОГК», с 2008 г. - ОАО «РусГидро»). На долю этих компаний приходится около четверти электроэнергии, поступающей на оптовый рынок.

Вторая группа - территориальные генерирующие компании (ТГК), главный продукт электростанций которых - тепловая, а не электрическая энергия. Эти электростанции сгруппированы по территориальному принципу.

Третья часть - генерирующие компании оптового рынка (ОГК) - включают крупные электростанции страны. Эта группа компаний формирует цены на оптовом рынке, где электроэнергию приобретают крупнейшие потребители. Чтобы избежать монополии на производство электроэнергии в отдельных регионах в состав каждой ОГК включены электростанции, расположенные в разных районах страны.

В 2008 г. закончено формирование целевой структуры всех ОГК и ТГК, в основном завершена организация компании «РусГидро».

Магистральные электрические сети (напряжением 220 кВ и выше) перешли под контроль Федеральной сетевой компании (ФСК), распределительные сети интегрированы в межрегиональные сетевые компании (МРСК). Функции и активы региональных диспетчерских управлений переданы общероссийскому системному оператору.

РАО «ЕЭС России» в целом выполнило поставленные задачи по реформированию отрасли и в 2008 г. прекратило свое существование.

АО-энерго сохраняются только в изолированно работающих энергосистемах страны (Сахалинэнерго, Камчатскэнерго и др.).

На конец 2010 г. в составе ЕЭС России параллельно работали шесть объединенных энергосистем - Северо-Запада, Центра, Средней Волги, Урала, Юга, Сибири. ОЭС Востока, включающая 4 региональные энергосистемы Дальнего Востока, работает раздельно от ОЭС Сибири. Точки раздела между этими объединенными энергосистемами находятся на транзитной высоковольтной линии (ВЛ) 220 кВ «Читаэнерго» - «Амурэнерго» и устанавливаются оперативно в зависимости от складывающегося баланса обоих энергообъединений.

Опыт более чем 40 летней работы ЕЭС России показал, что создание целостной единой системы, несмотря на относительную слабость сетевых связей Европейская часть России - Сибирь и Сибирь - Дальний Восток, дает ощутимую экономию затрат на производство электроэнергии за счет эффективного управления перетоками электрической энергии и способствует надежному энергоснабжению страны.

ОЭС Северо-Запада.

В составе ОЭС Северо-Запада работают энергообъекты, расположенные на территориях г. Санкт-Петербурга, Мурманской, Калининградской, Ленинградской, Новгородской, Псковской, Архангельской областей, республик Карелия и Коми. ОЭС обеспечивает синхронную параллельную работу ЕЭС России с энергосистемами стран Балтии и Белоруссии, а также несинхронную параллельную работу (через конвертор) с энергосистемой Финляндии и экспорт электроэнергии в страны, входящие в объединение энергосистем Скандинавии НОРДЕЛ (Дания, Финляндия, Норвегия, Швеция).

Отличительными особенностями ОЭС Северо-Запада являются:

· протяженные (до 1000 км) одноцепные транзитные ВЛ 220 кВ (Вологда - Архангельск - Воркута) и 330 кВ (Санкт-Петербург - Карелия - Мурманск);

· большая доля электростанций, работающих в базовом режиме (крупные АЭС и ТЭС), обеспечивающие около 90% суммарной выработки электроэнергии в ОЭС. В связи с чем регулирование неравномерности суточного и сезонного суммарных графиков электропотребления ОЭС происходит, в основном, за счет межсистемных перетоков мощности. Это приводит к реверсивной загрузке внутри и межсистемных транзитных линий 220-750 кВ практически до максимально допустимых величин.

ОЭС Центра.

ОЭС Центра является наиболее крупной (по сосредоточенному в ней производственному потенциалу) объединенной энергосистемой в ЕЭС России. В составе ОЭС Центра работают энергообъекты, расположенные на территориях г. Москвы, Ярославской, Тверской, Смоленской, Московской, Ивановской, Владимирской, Вологодской, Костромской, Нижегородской, Рязанской, Тамбовской, Брянской, Калужской, Тульской, Орловской, Курской, Белгородской, Воронежской и Липецкой областей, а генерирующие мощности электростанций объединения составляют около 25% от суммарной генерирующей мощности ЕЭС России.

Отличительными особенностями ОЭС Центра являются:

· ее расположение на стыке нескольких ОЭС (Северо-Запада, Средней Волги, Урала и Юга), а также энергосистем Украины и Белоруссии;

· самая высокая в ЕЭС удельная доля атомных электростанций в структуре генерирующей мощности;

· большое количество крупных узлов электропотребления, связанных с предприятиями черной металлургии, а также крупных промышленных городских центров (Вологодско-Череповецкий, Белгородский, Липецкий, Нижегородский);

· наличие крупнейшей в России Московской энергосистемы, которая предъявляет повышенные требования к обеспечению надежности режимов энергоснабжения и отличается в настоящее время высокими темпами и большой величиной прироста электропотребления;

ОЭС Средней Волги.

В составе ОЭС Средней Волги работают энергообъекты, расположенные на территориях Пензенской, Самарской, Саратовской, Ульяновской областей, Мордовской, Татарской, Чувашской и Марийской республик.

ОЭС располагается в Центральной части ЕЭС России и граничит с ОЭС Центра и Урала, а также с энергосистемой Казахстана. ОЭС обеспечивает транзитную передачу мощности - до 4300 МВт с востока на запад и до 3800 МВт с запада на восток, что позволяет наиболее эффективно использовать в течение суток генерирующие мощности как самого объединения, так и ОЭС Центра, Урала и Сибири.

Отличительной особенностью ОЭС Средней Волги является значительная доля гидрогенерирующих мощностей (ГЭС Волжско-Камского каскада), что позволяет оперативно изменять генерацию в широком диапазоне до 4880 МВт, обеспечивая как регулирование частоты в ЕЭС России, так и поддержание величины транзитных перетоков с ОЭС Центра, Урала и Сибири в заданных пределах.

ОЭС Урала.

ОЭС Урала образована из энергообъектов, расположенных на территориях Свердловской, Челябинской, Пермской, Оренбургской, Тюменской, Кировской, Курганской областей, Удмуртской и Башкирской республик. Их объединяет более 106 тысяч километров линий электропередачи (четверть суммарной протяженности ВЛ ЕЭС России) напряжением 500-110 киловольт, расположенных на территории площадью почти 2,4 миллиона квадратных километров. В составе ОЭС Урала работают 106 электростанций, суммарная установленная мощность которых составляет свыше 42 тыс. МВт или 21,4% от суммарной установленной мощности электростанций ЕЭС России. ОЭС расположена в центре страны, на стыке ОЭС Сибири, Центра, Средней Волги и Казахстана.

Отличительными особенностями ОЭС Урала являются:

· сложная многокольцевая сеть 500 кВ, в которой ежедневно от двух до восьми ВЛ 500 кВ отключены для планового или аварийного ремонта, а также резерв по напряжению;

· значительные суточные колебания величины электропотребления с вечерним спадом (скорость до 1200 МВт ∙час) и утренним ростом (скорость до 1400 МВт∙ час), вызванные высокой долей промышленности в потреблении Урала;

· большая доля высокоманевренного блочного оборудования ТЭС (58% от установленной мощности), которое позволяет ежедневно изменять суммарную загрузку электростанций ОЭС Урала в диапазоне от 5000 до 7000 МВт и отключать в резерв на выходные дни и в праздники от двух до десяти энергоблоков суммарной мощностью от 500 до 2000 МВт. Это позволяет регулировать межсистемные перетоки с ОЭС Центра, Средней Волги, Сибири и Казахстана и обеспечивать надежное электроснабжение потребителей Урала.

В составе ОЭС Юга работают энергообъекты, расположенные на территории Краснодарского, Ставропольского краёв, Волгоградской, Астраханской, Ростовской областей, Чеченской, Ингушской, Дагестанской, Кабардино-Балкарской, Калмыкской, Северо-Осетинской и Карачаево-Черкесской республик. ОЭС обеспечивает параллельную работу ЕЭС России с энергосистемами Украины, Азербайджана и Грузии.

Отличительными особенностями ОЭС Юга являются:

· исторически сложившаяся схема электрической сети на базе ВЛ 330-500 кВ, протянувшихся с северо-запада на юго-восток вдоль Кавказского хребта по районам с интенсивным гололедообразованием, особенно в предгорьях;

· неравномерность стока рек Северного Кавказа (Дон, Кубань, Терек, Сулак), которая оказывает существенное влияние на баланс электроэнергии, приводя к дефициту электроэнергии зимой, с соответствующей загрузкой электрической сети в направлении запад-восток, и профициту в летний период, с загрузкой в обратном направлении;

· самая большая (по сравнению с другими ОЭС) доля коммунально-бытовой нагрузки в структуре электропотребления, что приводит к резким скачкам потребления электроэнергии при температурных изменениях.

ОЭС Сибири.

ОЭС Сибири - наиболее территориально протяженное объединение в ЕЭС России, охватывающее территорию от Омской области в Западной Сибири до Читинской области в Восточной Сибири. В составе ОЭС работают энергообъекты, расположенные на территориях Алтайского, Красноярского краёв, Омской, Томской, Новосибирской, Кемеровской, Иркутской, Читинской областей, республик Хакасия, Бурятия и Тыва. «Таймырэнерго» работает изолированно. В ОЭС объединены около 87 тыс. километров ВЛ напряжением 1150 -110 киловольт и более 46 ГВт генерирующих мощностей электростанций, более 50% из которых составляют мощности ГЭС.

ОЭС Сибири было образовано с нуля за короткий исторический срок. Одновременно с сооружением мощных и эффективных каскадов ГЭС и строительством крупных ГРЭС на базе дешёвых бурых углей открытой добычи создавались крупные территориально-промышленные комплексы (Братский, Усть-Илимский, Саянский, Канско-Ачинский топливно-энергетический комплекс - КАТЭК). Следующим шагом стало сооружение высоковольтных линий электропередач, создание районных энергетических систем за счет объединения электросетями мощных электростанций, а затем образование ОЭС Сибири.

Отличительными особенностями ОЭС Сибири являются:

· уникальная структура генерирующей мощности, более 50% которой составляют гидроэлектростанции с водохранилищами многолетнего регулирования и запасами порядка 30 млрд кВт∙ч на период длительного маловодья. При этом ГЭС Сибири производят почти 10% объема выработки электроэнергии всеми электростанциями ЕЭС России;

· значительные естественные колебания годового стока рек Ангаро-Енисейского бассейна, энергетический потенциал которого составляет от 70 до 120 млрд кВт∙ч, при плохой прогнозируемости водности рек даже в краткосрочной перспективе;

· использование пиковой мощности ГЭС Сибири в регулировании нагрузки Европейской части ОЭС и регулирование годовой неравномерности энергоотдачи ГЭС по водотоку резервами ТЭС Урала и Центра.

С этой целью было осуществлено строительство ВЛ 500 кВ и 1150 кВ по транзиту Сибирь - Казахстан - Урал - Средняя Волга - Центр с планируемым реверсом мощности до 3-6 млн. кВт.

ОЭС Дальнего Востока.

На территории Дальнего Востока и Крайнего Севера работают энергообъекты, расположенные в Приморском, Хабаровском краях, Амурской, Камчатской, Магаданской, Сахалинской областях и Республике Саха (Якутия). Из них энергообъекты, расположенные на территориях Амурской области, Хабаровского и Приморского краев и Южно-Якутского энергорайона Республики Саха (Якутия) объединены межсистемными линиями электропередачи 500 и 220 кВ, имеют единый режим работы и образуют ОЭС Востока.

· преобладание в структуре генерирующих мощностей тепловых электростанций (более 70% от установленной мощности), имеющих ограниченный диапазон регулирования;

· ограниченные возможности использования регулировочных диапазонов Зейской и Бурейской ГЭС из-за необходимости обеспечения судоходства на реках Зея и Амур;

· размещение основных генерирующих источников в северо-западной части, а основных районов потребления - на юго-востоке ОЭС;

· одна из самых высоких в ЕЭС России (почти 21%) доля коммунально-бытовой нагрузки в электропотреблении;

· протяженные линии электропередачи.

качество энергосистема зарубежный диспетчерский

1.3 Связи ЕЭС России с энергосистемами зарубежных стран

На конец 2010 года параллельно с ЕЭС России работали энергосистемы Белоруссии, Эстонии, Латвии, Литвы, Грузии, Азербайджана, Казахстана, Украины, Молдавии и Монголии. Через энергосистему Казахстана параллельно с ЕЭС России работали энергосистемы Центральной Азии - Узбекистана, Киргизии и Таджикистана.

Параллельная работа ЕЭС России с энергосистемами соседних стран дает реальные преимущества, связанные с совмещением графиков электрической нагрузки и резервов мощности, и позволяет осуществлять взаимный обмен (экспорт/импорт) электроэнергии между этими энергосистемами. Кроме того, совместно с ЕЭС России через устройства Выборгского преобразовательного комплекса работала энергосистема Финляндии, входящая в объединение энергосистем Скандинавии. От электрических сетей России осуществлялось также электроснабжение выделенных районов Норвегии и Китая.

Рис. 1. Внутренние и внешние связи ЕЭС России

2. ОПЕРАТИВНО-ДИСПЕТЧЕРСКОЕ УПРАВЛЕНИЕ В ЕЭС РОССИИ.

1 ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС»

Управление таким большим синхронно работающим объединением, каким является ЕЭС России, представляет собой сложнейшую инженерную задачу, не имеющую аналогов в мире.

Для ее решения в России создана многоуровневая иерархическая система оперативно-диспетчерского управления, включающая: Системный оператор - Центральное диспетчерское управление (далее также СО-ЦДУ ЕЭС); семь территориальных объединенных диспетчерских управлений (ОДУ или СО-ОДУ)- в каждой из семи ОЭС; региональные диспетчерские управления (РДУ или СО-РДУ); пункты управления электростанций и предприятий электрических сетей; оперативно-выездные бригады.

ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС» осуществляет централизованное оперативно-технологическое управление Единой энергетической системой России.

Основными задачами ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС» являются:

· обеспечение системной надежности в условиях развивающихся конкурентных отношений в электроэнергетике;

· обеспечение соблюдения установленных технологических параметров функционирования электроэнергетики и стандартных показателей качества электрической энергии;

· создание условий для эффективного функционирования рынка электроэнергии (мощности) и обеспечения исполнения обязательств субъектов электроэнергетики по договорам, заключаемым на оптовом рынке электрической энергии и розничных рынках. ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС» выполняет в рамках ЕЭС России следующие функции:

· прогнозирование и обеспечение сбалансированности производства и потребления электроэнергии;

· планирование и принятие мер по обеспечению необходимого резерва мощности на загрузку и разгрузку электростанций;

· оперативное управление текущими режимами, осуществляемое диспетчерским персоналом;

· использование автоматического управления нормальными и аварийными режимами.

2.2 Стратегические задачи по оптимизации режимов работы ЕЭС России

Кроме того, органами диспетчерского управления с участием других инфраструктурных организаций электроэнергетики решаются стратегические задачи по оптимизации режимов работы ЕЭС России в среднесрочном и долгосрочном периодах, включая:

· прогнозирование потребления мощности и электроэнергии и разработка балансов мощности и электроэнергии;

· определение пропускных способностей сечений электрической сети ЕЭС;

· оптимизация использования энергоресурсов и проведения капитальных ремонтов генерирующего оборудования;

· обеспечение выполнения расчетов электрических режимов, статической и динамической устойчивости;

· централизованное управление технологическими режимами работы устройств и систем релейной защиты, автоматики и противоаварийной автоматики межсистемных и основных системообразующих линий электропередачи, шин, трансформаторов и автотрансформаторов связи основных классов напряжений (выполнение расчетов токов короткого замыкания, выбор параметров настройки устройств релейной защиты и автоматики (РЗА) и противоаварийной автоматики (ПА));

· распределение функций оперативно-диспетчерского управления оборудованием и линиями электропередачи, подготовку оперативно-технической документации;

· разработка схем и режимов для характерных периодов года (осенне-зимний максимум, период паводка и др.), а также в связи с вводом новых объектов и расширением состава параллельно работающих энергосистем;

· согласование графиков ремонтов основного оборудования электростанций, линий электропередачи, оборудования подстанций, устройств РЗ и ПА;

· решение всего комплекса вопросов обеспечения надежности электроснабжения и качества электроэнергии, внедрения и совершенствования средств диспетчерского управления и систем автоматического управления режимами.

2.3 Автоматизированная система диспетчерского управления

Для решения задач планирования, оперативного и автоматического управления используется развитая компьютерная автоматизированная система диспетчерского управления (АСДУ), представляющая иерархическую сеть диспетчерских центров обработки данных СО-ЦДУ, СО ОДУ и СО-РДУ, связанных между собой и с энергообъектами (электростанциями, подстанциями) каналами телемеханики и связи. Каждый диспетчерский центр оснащен мощной компьютерной системой, обеспечивающей в реальном времени автоматический сбор, обработку и отображение оперативной информации о параметрах режима работы ЕЭС России, состояния электрической сети и основного энергооборудования, позволяющей диспетчерскому персоналу соответствующего уровня управления осуществлять оперативный контроль и управление работой ЕЭС России, а также решение задач планирования и анализа режимов, мониторинга участия электростанций в первичном и вторичном регулировании частоты электрического тока.

Важнейшим средством поддержания надежности и живучести ЕЭС России является многоуровневая система противоаварийной автоматики, не имеющая аналогов в зарубежных электрообъединениях. Эта система предотвращает и локализует развитие системных аварий путем:

· автоматического предотвращения нарушения устойчивости;

· автоматической ликвидации асинхронного режима;

· автоматического ограничения снижения и повышения частоты;

· автоматического ограничения снижения и повышения напряжения;

· автоматической разгрузки оборудования.

Устройства противоаварийной и режимной автоматики размещаются на энергообъектах (локальные комплексы) и на диспетчерских центрах ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС» (централизованные системы противоаварийной автоматики, обеспечивающие координацию работы локальных комплексов).

3. ОСНОВНЫЕ ПРОБЛЕМЫ И ДИСПРОПОРЦИИ В РАЗВИТИИ ЕЭС РОССИИ.

3.1 Основные проблемы ЕЭС России

Наличие в Европейской части ЕЭС большой доли ТЭЦ и АЭС с низкими маневренными возможностями, сосредоточение маневренных ТЭС и гидростанций в ОЭС Урала, Средней Волги и Сибири обуславливает значительный диапазон изменения перетоков мощности на связях Центр - Средняя Волга - Урал при покрытии графиков потребления. Повышение пропускной способности транзита Центр - Средняя Волга - Урал за счет строительство ряда линий системообразующей сети 500 кВ позволит сократить ограничения по передаче мощности по основным контролируемым сечениям, повысить надежность параллельной работы Европейской и Уральской частей ЕЭС России.

Актуальна задача повышения надежности работы Саратовско-Балаковского энергоузла и усиление схемы выдачи мощности Балаковской АЭС за счет усиления транзита ОЭС Средней Волги - ОЭС Юга.

Строительство новых линий транзита Урал - Средняя Волга позволит повысить надежность энергоснабжения Южного Урала и выдачи мощности Балаковской АЭС. Необходимо также усиление транзитов в Северо-Западном регионе ЕЭС России и его связи с ОЭС Центра на напряжении 750 кВ. Сетевые решения увеличат пропускную способность сечения Северо-Запад - Центр и ликвидируют запертую мощность в Кольской энергосистеме.

Заключение

Единая энергетическая система России является на данный момент крупнейшим централизованно управляемым объединением, не имеющим аналогов в мире. Электрические сети охватывают огромную территорию страны - шесть часовых поясов с востока на запад. В составе ЕЭС России 440 электростанций суммарной установленной мощностью около 200 ГВт; более 120 подстанций напряжением 330 кВ и выше; ЛЭП общей протяженностью 3018 тыс. км; единая система диспетчерского регулирования, объединяющая практически все энергетические объекты в работу с единой частотой электрического тока 50 Гц; более 300 организаций, обслуживающих основной технологический процесс и развитие ЕЭС России.

Действующая система диспетчерского и автоматического управления ЕЭС России и ОЭС показала высокую эффективность, что подтверждается следующими фактами. В течение последних 50 лет в России не было глобальных системных аварий, подобных тем, которые произошли в США и Канаде (14 случаев за последние 33 года), а также Японии, Франции, Швеции и других странах Европы.

Согласно разрабатываемой энергетической стратегии производство электроэнергии в 2010 году должно составить 1020 млрд кВт∙ч, а установленная мощность - 229 млн кВт.

Для осуществления этих задач потребуется ввод новых генерирующих мощностей и техническое перевооружение электрических станций и сетей, что предусматривает максимальный демонтаж выработавшего свой ресурс оборудования и замену его новым.

Список используемой литературы

1. ГОСТ 21027-75 «Системы энергетические. Термины и определения».

Кучеров Ю.Н. «Состояние российской энергетики и перспективы ее развития на период до 2010 г.

Дьяков, А. Ф. «Единая энергетическая система России

в период рыночных преобразований».

Л.Д. Рожкова, Л.К. Карнеева, Т.В. Чиркова «Электрооборудование электрических станций и подстанций».

Единая национальная (общероссийская) электрическая сеть. Единая национальная (общероссийская) электрическая сеть - комплекс электрических сетей и иных объектов электросетевого хозяйства, обеспечивающих устойчивое снабжение электрической энергией потребителей, функционирование оптового рынка, а также параллельную работу российской электроэнергетической системы и электроэнергетических систем иностранных государств.

В соответствии с критериями, утвержденными Постановлением Правительства РФ от 26.01.2006 №41 к объектам единой национальной (общероссийской) электрической сети относятся:

1. Линии электропередачи (воздушные и кабельные), проектный номинальный класс напряжения которых составляет 330 киловольт и выше.

2. Линии электропередачи (воздушные и кабельные), проектный номинальный класс напряжения которых составляет 220 киловольт:

обеспечивающие выдачу в сеть энергетической мощности электрических станций, общая установленная мощность каждой из которых составляет не менее 200 мегаватт;

обеспечивающие соединение и параллельную работу энергетических систем различных субъектов Российской Федерации;

обеспечивающие выдачу энергетической мощности в узлы электрической нагрузки с присоединенной трансформаторной мощностью не менее 125 мегавольт-ампер;

непосредственно обеспечивающие соединение указанных линий электропередачи, включая магистральные линии электропередачи с подстанциями, внесенными в уставный фонд Российского открытого акционерного общества энергетики и электрификации "ЕЭС России".

3. Линии электропередачи, пересекающие государственную границу Российской Федерации.

4. Линии электропередачи (воздушные и кабельные), проектный номинальный класс напряжения которых составляет 110 (150) киловольт и вывод из работы которых приводит к технологическим ограничениям перетока электрической энергии (мощности) по сетям более высокого класса напряжения.

5. Трансформаторные и иные подстанции, проектный номинальный класс напряжения которых составляет 220 киловольт и выше, соединенные с линиями электропередачи, указанными в пунктах 1 - 3 указанного Постановления, а также технологическое оборудование, расположенное на этих подстанциях, за исключением распределительных устройств электрических станций, входящих в имущественный комплекс генерирующих энергообъектов.

6. Оборудование распределительных устройств напряжением 110 (150) киловольт и связанное с ним вспомогательное оборудование на трансформаторных и иных подстанциях, проектный номинальный класс напряжения которых составляет 110 (150) киловольт, обеспечивающие транзитные перетоки электрической энергии по линиям электропередачи напряжением 110 (150) киловольт, указанным в пункте 4 указанного Постановления.

7. Комплекс оборудования и производственно-технологических объектов, предназначенных для технического обслуживания и эксплуатации указанных объектов электросетевого хозяйства.

8. Системы и средства управления указанными объектами электросетевого хозяйства.

Единая энергетическая система России (ЕЭС России). Единая энергетическая система России (ЕЭС России) - совокупность производственных и иных имущественных объектов электроэнергетики, связанных единым процессом производства (в том числе производства в режиме комбинированной выработки электрической и тепловой энергии) и передачи электрической энергии в условиях централизованного оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике.

ГОСТ 21027-75 дает следующее определение Единой энергосистемы:

Единая энергосистема - совокупность объединённых энергосистем (ОЭС), соединённых межсистемными связями, охватывающая значительную часть территории страны при общем режиме работы и имеющая диспетчерское управление

ЕЭС России охватывает практически всю обжитую территорию страны и является крупнейшим в мире централизованно управляемым энергообъединением. В настоящее время ЕЭС России включает в себя 69 энергосистем на территории 79 субъектов российской Федерации, работающих в составе шести работающих параллельно ОЭС - ОЭС Центра, Юга, Северо-Запада, Средней Волги, Урала и Сибири и ОЭС Востока, работающей изолированно от ЕЭС России. Кроме того, ЕЭС России осуществляет параллельную работу с ОЭС Украины, ОЭС Казахстана, ОЭС Белоруссии, энергосистемами Эстонии, Латвии, Литвы, Грузии и Азербайджана, а также с NORDEL (связь с Финляндией через вставку постоянного тока в Выборге). Энергосистемы Белоруссии, России, Эстонии, Латвии и Литвы образуют так называемое «Электрическое кольцо БРЭЛЛ», работа которого координируется в рамках подписанного в 2001 году Соглашения о параллельной работе энергосистем БРЭЛЛ.

Единая энергосистема. Совокупность объединенных энергосистем, соединенных межсистемными связями, охватывающая значительную часть территории страны при общем режиме работы и имеющая диспетчерское управление [ГОСТ 21027-75]

В последнее время Российское акционерное общество "Единая энергетическая система России" (РАО "ЕЭС России") особенно часто упоминается в средствах массовой информации в связи с разного рода неплатежами пользователей, отключениями упорных неплательщиков и иными невеселыми событиями. В результате создается впечатление о ЕЭС, как о большой конторе с бухгалтерскими книгами и рубильниками. В то же время российская Единая энергетическая система - это прежде всего огромных масштабов творение науки, техники и технологии, это объявший всю страну, от Калининграда до Владивостока, индустриальный гигант, снабжающий наши дома, предприятия и заводы электричеством и теплом. Что представляет собой Единая энергетическая система России как объект техники? Как она работает? На вопросы отвечает руководитель Департамента научно-технической политики и развития РАО "ЕЭС России", доктор технических наук Ю. Н. КУЧЕРОВ.

Руководитель Департамента научно-технической политики и развития РАО "ЕЭС России" Юрий Николаевич Кучеров.

- Позвольте попросить вас, Юрий Николаевич, для начала привести несколько главных цифр, которые помогли бы представить себе масштабы российской энергетики...

Начну с того, что сегодня на карте России нет "электрических белых пятен", электричество доставляется во все районы огромной страны, всем ее жителям. Основная масса потребителей получает его от мощных электростанций, объединившихся в огромные сети, и лишь 1,5% пользователей, например в далеких таежных поселках или на зимовках, получают электричество от небольших местных электрогенераторов. Примерно 40% всей вырабатываемой в стране электроэнергии потребляет промышленность, 7% - транспорт и связь, 12% идет на бытовые нужды населения. В структуре российской промышленной продукции на долю электроэнергетики приходится примерно 9%; если считать в рублях, получится более 300 млрд рублей, или более 10 млрд долларов. Это довольно много. Но, думаю, и без дополнительных цифр ясно, что вся остальная промышленность, да и вообще все народное хозяйство, может функционировать только при крупномасштабном производстве и потреблении электричества. В любой высокоразвитой индустриальной стране без электрического изобилия вообще невозможно существовать, не говоря уже о том, чтобы получать все те блага, которые оно для нас создает. Объем потребления электроэнергии во всем мире неуклонно растет, и это характеризует рост уровня благосостояния человека.

Повсеместное проникновение электричества в нашу жизнь произошло невероятно быстро, первые электрические лампочки появились всего 120 лет назад...

Совсем, казалось бы, недавно, чуть больше ста лет назад, главная московская электростанция имела всего 800 абонентов, а остальные жилища в столице, как и во всей стране, освещались свечами и керосиновыми лампами. Примерно в то же время в Москве появился первый трамвайный вагон. Об этом полезно вспомнить сегодня, взяв для сравнения, к примеру, нынешнюю схему московского метро или расписание пригородных электричек. Прогресс нашей электроэнергетики огромен, и это при том, что дважды она не просто останавливалась в своем развитии, а резко откатывалась назад - во времена Гражданской войны (вспомните уэллсовское "Россия во мгле") и в результате чудовищных разрушений во время Великой Отечественной. Принятый еще в 1920 году План ГОЭЛРО сделал создание мощной электроэнергетики национальной задачей. К разработке этого плана были привлечены лучшие научные и инженерные силы, в трудные для страны годы он стал абсолютным приоритетом при распределении финансовых ресурсов, в том числе валютных, закупке лучших образцов зарубежного энергетического оборудования, разворачивании отечественного энергомашиностроения. И вот результат: уже к 1932 году, то есть всего через 12 лет, производство электроэнергии в России выросло в 53 раза! В прошлом году электроэнергии произведено еще в 65 раз больше - 890 млрд кВт.ч, и почти столько же получили российские потребители. Добавлю несколько, как вы их назвали, главных цифр: в стране работает более 600 электростанций с общей установленной мощностью 215 млн кВт, в том числе 56 крупных - по 1000 МВт и более. Почти 80% всех этих станций входит в систему РАО "ЕЭС России".

Первая на Енисее Красноярская ГЭС с бетонной плотиной длиной 1100 м и высотой 120 м начала работать на полную мощность (6000 МВт) в 1971 году. Ее 12 гидроагрегатов вырабатывают в год в среднем 20,4 млрд кВт. ч электроэнергии.

Схема справа: Структура производства электроэнергии на электростанциях России в 2000 году:
ТЭС - 67%; 582,4 ГВт. ч;
ГЭС - 19%; 164,4 ГВт. ч;
АЭС - 15%; 128,9 ГВт. ч.

- До сих пор мне казалось, что Единая система объединяет все электростанции страны, по крайней мере крупные...

Это действительно так. Но есть довольно мощные станции, которые в систему входят, а принадлежат большим промышленным предприятиям, таким, скажем, как Волжский автозавод или Магнитогорский металлургический комбинат. Кроме того, около 10% общей установленной мощности приходится на долю атомных электростанций, они, как производители электроэнергии, тоже входят в Единую систему, но в силу своих специфических особенностей находятся в ведении Министерства по атомной энергии, которое занимается атомной энергетикой. Примерно 70% всей мощности обеспечивают тепловые электростанции, первичную энергию им дает органическое топливо - газ, уголь и нефтепродукты. Остальные 20% установленной мощности приходятся на гидроэлектростанции, их генераторы вращает падающая вода рек, поднятая плотинами на многометровую высоту.

Вы сказали, что производство и потребление электроэнергии в стране примерно одинаково. Почему "примерно"? Разве потребляется не столько же, сколько производится?

Во-первых, какую-то часть электричества, пока небольшую - 18 млрд кВт.ч (около 2% от электропотребления), мы экспортируем, продаем в ближнее и дальнее зарубежье. Во-вторых, 3-4% уходит на неизбежные потери при производстве энергии и еще 13% - на потери при транспортировке. Хотелось бы пояснить слово "неизбежные". Энергия теряется не потому, что кто-то что-то проморгал или украл, многие процессы, такие, например, как движение тока в проводах или вращение осей в подшипниках, по своей физической природе сопровождаются потерями (нагрев, трение, работа вспомогательного оборудования и др.). У энергетиков с давних времен существует самый настоящий культ борьбы с потерями, на это брошены мощные силы ученых, конструкторов, технологов. победой считается снижение потерь даже на малые доли процента.

А как выглядит наша электроэнергетика в сравнении с другими странами? И по каким показателям обычно проводится такое сравнение?

Важнейшие показатели - годовое производство и потребление электроэнергии на душу населения. В этой части мы в целом занимаем неплохое место: на каждого россиянина приходится 6000 кВт.ч. В других странах СНГ удельное потребление электроэнергии, к сожалению, заметно ниже.

Получается, что каждый россиянин потребляет 500 кВт.ч электричества в месяц... Согласно показаниям домашнего счетчика, я потребляю раз в пять меньше.

Счетчик показывает, сколько электроэнергии истратили вы лично, а есть еще промышленность, у нее аппетиты совсем иные. Один прокатный стан, например, за смену потребляет электроэнергии больше, чем вся ваша квартира за 100 лет. В расчете на душу населения Северная Америка потребляет 10 тыс. кВт.ч электричества в год, Южная - 1,7, Океания - 9,3, Европа - 5,4, Азия - 0,97, Африка - 0,5. В среднем в мире потребление электроэнергии составляет 2000 кВт.ч на человека в год. Так что в этом списке наши 6000 кВт.ч выглядят вроде бы неплохо.

- А почему с оговоркой, почему "вроде бы"?

Потому, что кроме удельного энергопотребления есть и другие важные показатели человеческого достатка, в том числе энергетического. Основа одного из таких показателей - внутренний валовой продукт, сокращенно ВВП, определяющий стоимость всего, что произведено в стране за год, и обычно тоже в расчете на одного ее жителя. Можно сопоставить ВВП с потребляемой электроэнергией и получить электроемкость ВВП (сколько киловатт-часов затрачивается на производство одной единицы ВВП в долларовом эквиваленте). Электроемкость позволяет сделать вывод о том, насколько эффективно используется электроэнергия. Одно дело, если на изготовление мясорубки или банки мороженого уходит 10 кВт.ч электричества, и совсем другое, если 1 кВт.ч. Так вот, пока на каждый доллар, вложенный в производство продукции, в нашей стране тратится в 3 раза больше электроэнергии, чем в США, и примерно в 5 раз больше, чем в Германии, во Франции или в Японии. Это чрезвычайно важные цифры, они могут говорить о многом: о техническом состоянии промышленности, об организации дела, уровне технологий. После 1990 года удельные энергозатраты в стране заметно возросли (почти на 30%), а сейчас потихоньку снижаются. При этом явно растут масштабы производства, увеличивается суммарный ВВП, и это видно по спросу на электроэнергию: в 1990 году ее выработка достигла 1074 млрд кВт.ч, за последующие восемь лет она снизилась до 809 млрд кВт.ч и вот теперь вновь поднялась до 890 млрд кВт.ч.

Такой подъем вполне объясним: страна пережила, видимо, худшие времена и теперь развивается уже на иной, на рыночной основе. Специалисты считают, что процесс этот будет набирать темпы, так что вскоре промышленности понадобится значительно больше электричества. Вы готовы к этому?

Можно ответить: "Да, готовы", но с некоторыми важными комментариями. Во-первых, энергетика способна остановить любой экономический прогресс, если будет ждать, когда у пользователей появятся новые потребности. Энергетика должна предвидеть растущий спрос, готовиться к нему и развиваться опережающими темпами. В свое время именно эта стратегия позволила за несколько десятилетий вывести нашу страну из разрухи в число ведущих индустриальных держав мира. Что такое опережающие темпы, станет понятнее, если напомнить, что строительство крупной электростанции сегодня обходится в несколько миллиардов долларов и строится станция 5-8 лет, а с учетом согласования участка, проектирования и подготовительных работ - все 10-15.

С пуском Колымской ГЭС мощностью 720 МВт с годовым производством электроэнергии 3,3 млрд кВт. ч значительно повысилась надежность и экономичность энергоснабжения Магаданской области.

Во-вторых, и это исключительно важно, мы готовимся к дальнейшему росту производства, а значит, и к повышению спроса на электроэнергию. Но, скажу прямо, вряд ли удастся удовлетворить спрос, если будет продолжаться разбазаривание энергии, если не повысится эффективность ее использования, прежде всего в промышленности. Напомню: пока на каждый доллар, затраченный на производство своей продукции, мы расходуем в 3-5 раз больше электроэнергии, чем передовые промышленные страны.

Сейчас в РАО "ЕЭС России" разработаны основные положения программы устойчивого развития российской энергетики вплоть до 2020 года. К этому времени годовое производство электроэнергии практически удвоится и подойдет к уровню 1620 млрд кВт.ч, а установленная мощность электростанций увеличится примерно на 50% и достигнет 320 млн кВт (320 тыс. МВт). За этими скучными вроде бы цифрами стоит огромный объем работ, в том числе удвоение мощности АЭС, строительство тепловых угольных электростанций (что существенно увеличит потребление угля), а также крупных гидроэлектростанций в Сибири, на Дальнем Востоке и на Северном Кавказе. В частности, изучается возможность строительства Туруханской ГЭС мощностью 12 млн кВт (почти вдвое больше, чем дает нынешний рекордсмен - Саяно-Шушенская ГЭС), которая войдет в тройку крупнейших гидростанций мира.

Изменится и сама структура производства электричества: удельный вес атомных станций увеличится с 15 до 20%, а гидроэнергетики - снизится с 20 до 15%. При этом суммарная доля электростанций, не использующих органическое топливо, не должна снизиться. Заметно улучшатся характеристики ряда тепловых электростанций, появятся новые технологии, в их числе повышение параметров пара до суперсверхкритических, переход от классических паровых турбин к парогазовому циклу, использование мощных газовых турбин. В результате уже в обозримом будущем средний коэффициент полезного действия тепловых электростанций может подняться с "классических" 34% до 45% и даже выше, а за этим стоит огромная экономия топлива: на сэкономленном за год в масштабах страны топливе можно было бы 8-9 лет "кормить" электричеством такой город, как Москва.

Пока речь шла о позитивных слагаемых будущего нашей энергетики, но, как говорится, из песни слова не выкинешь, придется говорить и о неприятных моментах. Главное - неотвратимое старение и износ ныне действующего оборудования. На гидроэлектростанциях половину мощности получают от машин, которые уже выработали свой ресурс, а на тепловых электростанциях к 2020 году в таком положении окажется 70% оборудования.

- Не страшно работать с машинами, которые уже свое отслужили?

Проблема не в том, страшно или не страшно. Прежде всего специалисты думают о том, чтобы машины эти еще поработали и, главное, как своевременно определить, что они приблизились к опасному порогу. Оборудование тщательно обследуют и в случае необходимости переводят на облегченный режим работы, смирившись с некоторой потерей эффективности и экономичности. Специалисты скрупулезно исследуют физические механизмы старения, ищут способы детальной диагностики и непрерывного контроля агрегатов.

И, наконец, главное средство - замена или радикальный ремонт оборудования. Наряду с программой ввода новых мощностей и освоения новых технологий в РАО "ЕЭС России" существует не менее сложный и дорогой план массовой реконструкции или восстановления действующей техники. О масштабах этой работы можно судить хотя бы по тому, что за год в среднем будут реконструированы паровые котлы общей производительностью 1000 тонн пара в час, а также турбогенераторы суммарной электрической мощностью 1500 МВт. В связи с этим нелишне напомнить, что генератор средней мощности, который нужно разобрать для замены или восстановительного ремонта основных узлов, имеет длину 6-8 метров, диаметр 2-3 метра, и весит он 20-30 тонн. Рабочее колесо гидротурбины - это деталь диаметром 10-12 метров и весом 30-50 тонн. Короче говоря, ремонтники имеют дело с весьма масштабными машинами и системами.

Кстати о масштабах. Перед нашей встречей я побывал на одной из московских электростанций и был просто потрясен размерами этого, как говорят, среднего по мощности предприятия. Огромный машинный зал, конца не видно, по всей его длине два ряда крупных спаренных агрегатов - паровая турбина-электрогенератор. Где-то очень высоко, под самой крышей, мостовые краны. А спускаешься на нижний уровень и оказываешься в окружении бессчетного числа трубопроводов и каких-то гудящих вертикальных цилиндров большого диаметра - это паровые котлы; слышно, как в многоярусной системе больших форсунок сгорает газ, у каждой паровой турбины свой котельный комплекс. А еще есть непростое оборудование водоподготовки, конденсации отработавшего пара, извлечения твердых частиц из дыма, принудительного водяного охлаждения генераторов, повышения их выходного напряжения мощными трансформаторами и т. д. К сожалению, фотографии, которые до этого приходилось видеть, не дают представления об истинных размерах и сложности современной электростанции, этого гигантского завода, выпускающего электричество.

Вы были на газовой электростанции, угольная наверняка произвела бы еще более сильное впечатление своим огромным хозяйством подготовки топлива. Это механизированная разгрузка железнодорожных составов, например опрокидыватели вагонов, система транспортировки и мельницы для измельчения угля, который затем эффективно сжигается в топках котлов в виде воздушно-пылевой смеси. Средняя электростанция потребляет за сутки 100-200 вагонов угля. Сегодня в топливном балансе электроэнергетики первое место (54%) занимает газ - с учетом того, что в России находится 38% его мировых запасов. На долю угля приходится 31%, в 2020 году будет 37%, а мощность угольных тепловых электростанций возрастет еще заметнее.

- Почему такое внимание углю? Ведь газ и нефтепродукты - топливо более удобное, более чистое...

Во-первых, мировые запасы газа и нефти весьма ограничены; по серьезным прогнозам, их хватит на два-три десятилетия, и цены на них неуклонно повышаются. А уголь будет кормить мир энергией еще лет восемьсот. Я не оговорился - не 80, а именно 800. Во-вторых, большая наука не оставляет уголь без внимания, и уже есть несколько технологических решений, резко повышающих его ценность. Разрабатывается новая стратегия комплексного использования угля, в частности за счет газификации и получения жидких топлив. Расширяется сфера применения угля в качестве сырья для химической промышленности, и даже шлакам, с которыми у нас сегодня немало хлопот, находится полезное применение в строительной индустрии. Кроме того, начинают применяться такие интересные технологии, как сжигание и газификация угля в шлаковом расплаве, сжигание угля в кипящем слое (КС) и в циркулирующем кипящем слое (ЦКС), они заметно повышают параметры эффективности использования углей, в том числе самых низкосортных, и обеспечивают минимальные выбросы загрязняющих веществ.

- В чем сущность этих технологий? Что конкретно они дают?

Об этом нужно рассказывать отдельно, но две последние технологии, предельно упростив картину, попробую все же представить. В топке котла создают восходящий воздушный поток, и уголь, сгорая, как бы зависает в воздухе (технология КС) или, зависая, вовлекается в круговое движение (технология ЦКС). В результате уголь сгорает активнее, в том числе и низкосортный, низкокалорийный. Появляется возможность уменьшить теплообменные элементы самого котла, а также эффективно удалять из кипящего слоя вредные выбросы. В технологии ЦКС уголь сгорает при сравнительно низкой температуре, без шлакообразования.

- И в какой стадии эти новые технологии? Это идеи? Лабораторные эксперименты? Опытные установки?

В Европе уже имеется 275 котлов, работающих по технологии ЦКС, в Соединенных Штатах - 155 котлов, в Японии - 28, в Китае - 25, а в странах Азии в целом - 126. В среднем тепловая мощность котлов нового типа - до 200 МВт, этого достаточно для электрогенератора мощностью примерно 70 МВт. Самый крупный котел, работающий с использованием технологии ЦКС, был построен во Франции лет восемь назад для энергоблока с электрической мощностью 250 МВт, котел работает на углях очень низкого качества. И у нас внедрение технологий КС и ЦКС - одно из важных слагаемых технической политики.

Раз уж речь зашла о технической политике, поясните, пожалуйста, упомянутое чуть раньше: что стоит за словами парогазовый цикл и использование мощных газовых турбин?

С газовыми турбинами все просто - в отличие от паровых, их приводит в движение не пар, а газы высокого давления, представляющие собой продукты сгорания топлива. В самолетных двигателях, например, это продукты сгорания керосина, сжигаемого на входе турбины. Для энергетики газовая турбина привлекательна тем, что у нее, во-первых, высокий кпд, вплоть до 36% и, во-вторых, ее можно быстро запустить или остановить, в зависимости от изменения электрической нагрузки. Долгое время турбин достаточно высокой мощности просто не было, но сейчас на электростанциях, в том числе и у нас, появляются газовые турбины мощностью 110-150 МВт - это уже вполне ощутимая величина для большой энергетики. К созданию мощных газовых турбин подключаются лидеры российской авиационной промышленности - заводы "Пермские моторы" и "Рыбинские моторы", думаю, энергетики вскоре это почувствуют.

На территории России уже работают около десяти газотурбинных установок. Одна из них - ГТУ-4П действует на блочно-контейнерной теплоэлектростанции ГТЭС-4 "Урал" в г. Сысерти Свердловской области.

Мощные газовые турбины принесли в энергетику высокий кпд, быстрое включение при большой нагрузке и, главное, позволили значительно улучшить параметры ТЭС за счет парогазового цикла. На фото справа: газотурбинная энергетическая установка ГТЭ-160, предназначенная для привода электрического генератора с частотой вращения 3000 об/мин, может работать как в автономном режиме, вырабатывая электрический ток, так и в составе парогазовой установки, дающей и электричество и тепло. На сегодняшний день в производственном объединении "Ленинградский металлический завод" собрано 15 таких установок, в том числе 5 - для России. Половину деталей и узлов для них изготавливают в Санкт-Петербурге, половину получают с фирмы "Сименс" из Германии.

На рисунке представлены атомные электростанции на территории России при реализации стратегии их развития до 2020 года. Сегодня в России действуют 29 ядерных энергоблоков общей установленной мощностью 21,2 ГВт. В их числе 13 энергоблоков с реакторами типа ВВЭР (водо-водяные), 11 энергоблоков с реакторами типа РБМК (канальные большой мощности), четыре энергоблока типа ЭГП с канальными водографитовыми реакторами (на Билибинской АТЭЦ) и один энергоблок на быстрых нейтронах БН-600. Кроме того, достраиваются еще пять энергоблоков: четыре с реакторами ВВЭР-1000 (на Ростовской, Калининской и Балаковской АЭС) и один с реактором РБМК-1000 (на Курской АЭС).

Мощные газовые турбины - основной элемент парогазовых систем, применение которых уже в недалеком будущем позволит существенно - на 15-20%! - снизить потребление топлива при производстве электроэнергии на тепловых электростанциях. Если не вдаваться в детали, то парогазовую систему можно описать так: в нее входят мощная газовая турбина с электрогенератором и паровая турбина, тоже с электрогенератором и, естественно, со своим паровым котлом. Отработавшие в газовой турбине продукты сгорания, сохранившие высокую температуру, подаются в топку парового котла и там отдают всю энергию, какая у них осталась. В итоге кпд системы повышается до 55%, в то время как у паросиловой установки он, напомню, составляет 34%. Переход к парогазовым установкам едва ли не главное направление технического прогресса в энергетике. В соответствии с энергетической стратегией России в период с 2001 по 2020 годы намечается ввести около 80 млн кВт генерирующих мощностей на основе новых технологий, использующих парогазовые и газотурбинные установки (ПГУ и ГТУ).

- И сколько таких систем появится на наших электростанциях, скажем, в ближайшие десять лет?

За этот срок намечается ввести более 16 млн кВт, вырабатываемых ПГУ и ГТУ. В целом, когда речь идет о технической модернизации электростанций, так же, кстати, как и о капитальном ремонте отслужившего свой срок оборудования, полезно вспомнить, что на тепловой электростанции работает до двух десятков агрегатов "паровой котел - турбина - электрогенератор". Это могут быть самые разные агрегаты, в частности, с установлен ной мощностью электрогенератора от 50 тыс. кВт (их хватит, чтобы "накормить" электриче ством небольшой город) до 1,2 млн кВт. Всего на тепловых электростанциях Единой энергетической системы действует около двух тысяч вырабатывающих электрическую энергию агрегатов, о состоянии и судьбе которых приходится думать.

ЛЭП-500 - линия электропередачи напряжением 500 кВ Саяно-Шушенской ГЭС (фото справа).

Беседу вел специальный корреспондент журнала "Наука и жизнь" Р. Сворень.

Словарик

ТЭС
теплоэлектростанция с классическими паровыми турбинами и котлами;
ТЭЦ
теплоэлектроцентраль, тепловая электростанция, поставляющая одновременно электричество и тепло (горячую воду) для отопления и бытовых нужд;
КЭС
конденсационная электростанция (данная ТЭС не выдает потребителю тепло, отработавший пар конденсируется и возвращается в котел);
ГРЭС
государственная районная электростанция (очень крупная ТЭС или ТЭЦ, снабжающая электроэнергией большой регион и поставляющая ее далеким потребителям);
АЭС
атомная электростанция с паровыми турбинами и котлами, получающими тепло от атомного реактора;
АТЭЦ
атомный аналог ТЭЦ, наряду с электричеством поставляет тепло;
ГЭС
гидроэлектростанция, ротор генератора вращает гидротурбина, ее приводит в движение падающая вода;
ПЭС
приливная электростанция, гидротурбину вращают потоки воды во время морских приливов и отливов;
ВЭС
ветроэлектростанция, использует энергию воздушных потоков;
ГеоЭС
геотермальная станция, ее паровой котел получает тепло от теплообменников, расположен ных на большой глубине, обычно в районах вулканической активности;
СЭС
солнечная электростанция, использует панели фотоэлементов (либо классическую схему ТЭС, где паровой котел нагревают собранные с большой поверхности солнечное лучи);
ГАЭС
гидроаккумулирующая станция, работающая в комплексе с ГЭС (при избытке электроэнергии мощные насосы закачивают воду в водохранилище, с появлением нагрузки вода вращает турбины гидростанции).

*Мощность - показатель работоспособности, силы, активности действий. В электроэнергетике мощность - это энергия, которую генератор выдает, а потребитель использует за одну секунду. Единицы мощности - ватт (Вт), более крупные - киловатт (1 кВт = 1000 Вт), мегаватт (1 МВт = 1000 кВт = 106 Вт), гигаватт (1 ГВт = 1000 МВт = 109 Вт). Чтобы почувствовать, что стоит за этими цифрами, напомним: довольно яркая лампочка потребляет мощность 100 Вт, домашняя электроплита 2-3 кВт, электродвигатель трамвая или троллейбуса - примерно 100 кВт, поезд метро - 300-500 кВт. Крупному промышленному предприятию в среднем нужна мощность 50-100 МВт, а жилые районы такого города, как Москва, в вечерние часы потребляют никак не меньше, чем 2-3 тыс. МВт. Одна из основных характеристик, которыми пользуются энергетики, - установленная мощность электростанции или отдельного генератора. Это, по сути, то, что они должны отдавать в идеальном случае. Реальная, или, как ее называют, действующая мощность, как правило, немного меньше установленной.

*Общее количество энергии. Произведенная электростанцией или полученная потребителем энергия - это суммарное, итоговое ее количество, как правило, за длительный период. Единица произведенной (полученной) энергии - джоуль (Дж) - количество энергии, которое отдает источник мощностью 1 ватт за 1 секунду (1 Дж = 1 Вт. 1 с). У энергетиков в ходу более крупная единица - киловатт-час (1 кВт.ч = 3,6. 106 Дж); появляется это соотношение очень просто: 1 киловатт = =103 ватт, а 1 час = 3,6.103 секунды. Полезно вспомнить, что, согласно показаниям счетчика ваша, квартира потребляет примерно 100-200 кВт.ч электроэнергии в месяц, то есть около двух тысяч в год. Крупная электростанция вырабатывает порядка миллиарда киловатт-часов в год, в целом по России годовое производство электроэнергии приближается к триллиону киловатт-часов.

Единая энергетическая система России – основной объект электроэнергетики страны – представляет собой комплекс электростанций и электрических сетей, объединенных общим режимом и единым централизованным диспетчерским управлением. Переход к такой форме организации электроэнергетического хозяйства обеспечил возможность наиболее рационального использования энергетических ресурсов, повышения экономичности и надежности электроснабжения объектов национальной экономики и населения страны.

К началу ХХI столетия в составе ЕЭС России параллельно работали пять объединенных энергосистем – Центра, Средней Волги, Урала, Северо-Запада, Северного Кавказа и локальная энергосистема Янтарьэнерго. ОЭС Сибири с 1996 года переведена на раздельную работу с ЕЭС России из-за несбалансированности режимов работы ОЭС Казахстана. Энергосистема Янтарьэнерго (Калининградская обл.) отделена от России территорией государств Балтии. ОЭС Востока работает изолированно от ЕЭС. Территории объединенных энергосистем России показаны на рисунке 4.1.

Помимо объединенных энергосистем, на территории России изолированно функционируют энергосистемы Якутии, Магадана, Сахалина, Камчатки, Норильска, Колымы и Дагестана. В целом энергоснабжение потребителей Российской Федерации обеспечивают 66 энергосистем, охватывающих всю обжитую территорию страны от западных границ до Дальнего Востока.

Параллельно с ЕЭС России работают энергосистемы стран Балтии, Беларуси и ОЭС Украины. Совместно с ЕЭС России, через вставку постоянного тока, работает энергосистема Финляндии, входящая в объединение энергосистем стран Северной Европы. От сетей ЕЭС России осуществляется приграничная торговля электроэнергией с Норвегией, Монголией, Китаем. Взаимные выгоды, получаемые всеми этими странами от параллельной работы энергосистем, очевидны. Повысилась надежность энергоснабжения потребителей (в свете аварий в США и странах Западной Европы в 2003 году это имеет большое значение), снизилось количество резервных мощностей, необходимых каждой из стран на случай сбоев в энергетике, и созданы условия для взаимовыгодного экспорта и импорта электроэнергии.

К концу ХХ столетия установленная мощность всех электростанций Российской Федерации составляла 214 ГВт. Более 90% этой мощности сосредоточено в ЕЭС России. Производство электроэнергии России (включая ОЭС Востока) в 2000 году составило 820,8 млрд. кВт·ч, в том числе на ГЭС произведено 149,8 млрд. кВт·ч (18,3%), на АЭС – 128,7 млрд. кВт·ч (15,7%) и на ТЭС – 542, млрд. кВт·ч (66%).

В электроэнергетике России эксплуатируется 2,7 млн. км линий электропередачи всех классов номинальных напряжений, в том числе 154 тыс. км электрических сетей напряжением от 220 до 1150 кВ.

Основная электрическая сеть объединенных энергосистем ЕЭС России сформирована с использованием двух систем номинальных напряжений: в ОЭС Северо-Запада и частично ОЭС Центра – 330–750 кВ, в центральных и восточных энергообъединениях – 220–500 кВ.

Электрические сети напряжением 500 и 750 кВ выполняют роль системообразующих и межсистемных связей и обладают высокой пропускной способностью. На напряжении 750 кВ осуществляется выдача мощности от АЭС: Ленинградской (ОЭС Северо-Запада), Калининской, Смоленской, Курской (ОЭС Центра). На этом же напряжении формируется межсистемная связь между ОЭС СевероЗапада и ОЭС Центра.

Электрические сети напряжением 500 кВ ЕЭС России выполнены сложнозамкнутыми. На этом напряжении организована выдача мощности от крупнейших ТЭС России: Конаковской, Костромской, Рязанской, Каширской, Рефтинской, Пермской, Березовской, комплекса Сургутских ТЭС; Балаковской АЭС; Чебоксарской, Волжской, Саратовской, Нижнекамской, Саяно-Шушенской, Красноярской, Братской, Усть-Илимской ГЭС. Завершено формирование межсистемного транзита Урал–Средняя Волга–Центр на напряжении 500 кВ.

Межсистемные связи в ОЭС России выполнены в основном на напряжениях 220, 330, 500 и 750 кВ.

На территории России построены три участка линий электропередачи напряжением 1150 кВ: Итат–Барнаул, Барнаул– Экибастуз и Кустанай–Челябинск, которые функционально являются частью электропередачи 1150 кВ, связывающей ОЭС Сибири с европейской частью страны через территорию Казахстана. Указанные участки электропередачи временно эксплуатируются на напряжении 500 кВ. Готовится перевод на проектное напряжение 1150 кВ участка линии электропередачи Итат–Барнаул.

ЕЭС России связана с внешними энергосистемами: Финляндии, Норвегии (энергообъединение NORDEL), Украины, Беларуси, Грузии, Азербайджана, Казахстана, Эстонии, Латвии, Литвы, Монголии и двумя приграничными районами Китая. Через энергосистему Казахстана параллельно с ЕЭС России работают энергосистемы Центральной Азии – Узбекистана, Киргизии и Таджикистана.

Структура внутренних и внешних связей ЕЭС России и объем перетоков электроэнергии представлены на рис. 4.2.

Пропускная способность существующих связей ЕЭС России с энергсистемами СНГ составляет примерно 8000–9000 МВт; с ОЭС Балтии – 1000 МВт; с Финляндией–1065 МВт (ограничение по мощности преобразовательной подстанции).

Экспорт электрической энергии из России составляет около 20 млрд. кВт·ч в год.

В разработанной стратегии развития электроэнергетики России на период до 2010 года рассмотрены несколько вариантов, базирующихся на различных концепциях развития экономики страны на период до 2010 года.

Максимальный вариант спроса на электроэнергию (примерно 1120–1130 млрд.кВт·ч в 2010 году) предполагает достижение к 2008 году обьемов электропотребления страны на уровне 1990 года (в отдельных вариантах с меньшим спросом на электроэнергию – за пределами 2010 года). Рассмотрен также вариант максимального демонтажа устаревшего оборудования на ТЭС и АЭС (до 60 ГВт мощности на ТЭС и 8,3 ГВт – на АЭС).

Объемы ввода генерирующих мощностей в период до 2010 года оцениваются от 10 ГВт в минимальном уровне электропотребления до 32 ГВт в варианте максимального демонтажа и замены энергосилового оборудования, отработавшего свой ресурс.

Рекомендованы вводы новых конденсационных мощностей на следующих крупных ТЭС: Псковской, Каширской, ГРЭС-4, Шатурской ГРЭС-5, Конаковской ГРЭС (замена блоков), Щекинской и Ивановской ГРЭС (расширение); новых – Петровской, Нижневолжской, Мордовской, Краснодарской (на газе), Заинской, Нижневартовской, Пермской, Березовской, Харанорской, Гусиноозерской, Красноярской ГРЭС-2 и Беловской.

К 2010 году предусматривается значительное расширение масштабов использования ПГУ и ГТУ до 20 ГВт установленной мощности.

Основным направлением развития гидроэлектроэнергетики России является окончание строительства уже начатых ГЭС и техническое перевооружение действующих. К таким ГЭС, имеющим значительный строительный задел, относятся Ирганайская, Зарамагская, каскад Зеленчукских, Богучанская, Бурейская и Нижне-Бурейская, Вилюйская и Усть-Среднеканская.

Ввод мощностей на АЭС в период до 2010 года в основном связан с заменой демонтируемых энергоблоков и завершением строительства начатых АЭС. Это Ленинградская, Кольская, Курская, Нововоронежская и Белоярская АЭС (демонтаж блоков); Курская, Тверская АЭС (ввод новых блоков), Приморская АЭС на Дальнем Востоке (первый блок).

Намечено развитие электрической сети напряжением 750 кВ в европейской части ЕЭС России для повышения надежности выдачи мощности АЭС и ОЭС Северо-Запада и Центра, а также усиления межсистемных связей России с Беларусью. Электрические сети напряжением 500 кВ будут использованы для присоединения ОЭС Востока к ЕЭС России и усиления основных связей с ОЭС Северного Кавказа, Центра, Средней Волги, Урала, Сибири и Востока (рис. 4.3). Таким образом, электрические сети России напряжением 330 кВ постепенно переходят в разряд распределительных сетей.

В перспективный период до 2015 года планируется сооружение следующих основных электросетевых объектов:

создание прямой сильной электрической связи между восточной и европейской частями ЕЭС России путем сооружения линий передачи напряжением 500 и 1150 кВ, проходящих по территории России. При этом сооружение первого участка линии напряжением 1150 кВ Сибирь–Урал намечено выполнить по трассе Алтай – Карасук – Омск – Курган – Челябинск;
сооружение вставки постоянного тока для усиления межсистемного транзита 500 кВ ОЭС Средней Волги – ОЭС Центра – ОЭС Северного Кавказа (за счет строительства линии 500 кВ Балаковская АЭС – Курдюм – Фролово – Шахты);
усиление системообразующих связей 500 кВ между ОЭС Урала и Средней Волги (за счет строительства линии 500 кВ направлением Северная–Вятка и Газовая–Преображенская–Красноармейская);
сооружение линии 500 кВ в ОЭС Сибири направлением Заря – Барабинск – Таврическая и Гусиноозерская ГРЭС – Чита;
сооружение линии 500 кВ в ОЭС Востока направлением Бурейская ГЭС – Хабаровская, Приморская ГРЭС – Дальневосточная – Владивосток;
сооружение линии 500 кВ направлением Чита – Могоча – Зейская ГЭС, позволяющей существенно увеличить обмены мощностью и электроэнергией между ОЭС Сибири и Дальнего Востока.

Для обеспечения надежного и устойчивого функционирования ЕЭС России объемы ввода электросетевых объектов напряжением 330 кВ и выше в период до 2015 года должны составлять не менее 12–20 тыс. км линий электропередачи и 47,5–80 ГВА мощности подстанций в зависимости от реализуемого варианта стратегии.

До настоящего времени в Российской Федерации находится в эксплуатации ряд изолированных энергосистем, обеспечивающих электроснабжение отдаленных от объединенных энергосистем территориальных районов (Камчатка, Сахалин, Магадан, Якутск и др.). С развитием объединенных энергосистем и расширением охвата электрическими сетями новых районов число изолированных энергосистем, несомненно, будет постепенно сокращаться.

Проблемы электроснабжения Байкало-Амурской магистрали и освоение прилегающих районов страны резко активизируют необходимость решения задач присоединения к ЕЭС России также ОЭС Востока. Это событие полностью завершит территориальное формирование ЕЭС России.

Единая энергетическая система России является крупнейшим в мире энергетическим образованием мирового класса, обеспечивающим производство, передачу, распределение электроэнергии и централизованное оперативно-технологическое управление этими процессами. Управление гигантским синхронно работающим объединением энергосистем на территории, достигающей с запада на восток 7000 км, а с севера на юг более 3000 км, представляет собой сложнейшую инженерную задачу, не имеющую аналогов в мире. Вместе с тем за 40 лет функционирования ЕЭС СССР, а затем ЕЭС России накоплен огромный опыт надежного и экономнчного снабжения потребителей качественной электроэнергией. Свидетельством тому является тот факт, что 99,9% календарного времени работы ЕЭС обеспечено стандартной частотой переменного тока 50 Гц.

Высокая степень и глубина централизации оперативного управления ЕЭС подобны таким же параметрам управления, которые осуществляются обычно в рамках объединенных энергосистем, однако в ЕЭС они представлены на более масштабном и ответственном уровне. В значительной мере это связано с тем, что объекты ЕЭС России расположены на территории одного государства, действуют в едином законодательном поле и находятся под существенным контролем государства.