Состав и структура топливно-энергетического комплекса (ТЭК)

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

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

По структуре мощностей  различают энергосистемы:

• преимущественно гидроэнергетические, в которых удельный вес ГЭС составляет 50% и более (например, энергосистемы Средневолжская, Кольская);
• преимущественно теплофикационные, в которых в балансе мощностей системы преобладают ТЭЦ (например, Московская и Уфимская энергосистемы); системы, в которых преобладают мощные ГРЭС и АЭС;
• системы с приблизительно одинаковым соотношением мощностей электростанций различных типов.

Структура энергосистем по мере их развития претерпевает изменения. Эти изменения происходят в зависимости  от соотношения масштабов ввода  новой мощности на ГРЭС, ТЭЦ, АЭС.

Одной из важнейших задач  экономики энергетики является обоснование  оптимальной перспективной структуры  генерирующих мощностей энергосистем в динамике их развития.

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

• Этапы развития энергосистем России.

В развитии энергетической базы страны можно выделить четыре этапа: 1-й этап: 1920 - 1940 гг.; 2-й этап: — 1941 - 1950 гг.; 3-й — 1951 - 1965 гг.; 4-й этап: 1991 г. по настоящее время.

На первом этапе, начиная  со второй пятилетки, в европейской  части СССР и на Урале было создано  несколько десятков энергосистем, на долю которых перед Великой Отечественной  войной приходилось примерно 80% выработки  электроэнергии в стране. В этот период было положено начало создания ряда объединенных энергосистем. В  частности, были созданы ОЭС Центра и Юга.

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

Четвертый этап развития энергетики характеризуется дальнейшим развертыванием работ по формированию ЕЭС СССР, укрупнению ОЭС и созданием межсистемных линий электропередачи 500 и 750 кВ. Начата подготовка к созданию в восточных  районах страны межсистемных связей 1150 кВ переменного тока и 1500 кВ постоянного  тока. Применение этих напряжений позволит повысить пропускную способность одной  цепи до 3

5. 5 млн. кВт при дальности передачи 1,5 — 2 тыс. км. Уже к концу 1975 г. в состав ЕЭС СССР входило восемь ОЭС: Центра, Юга, Северо-Запада, Средней Волги, Северного Кавказа, Закавказья, Урала и Казахстана. Раздельно работали ОЭС Сибири, Средней Азии и Востока. Всего в составе

• ОЭС страны работают более 80 из 95 районных энергосистем.

Выработка электроэнергии энергосистемами, входящими в ОЭС, достигла 97% общего ее производства в стране и более 93% генерирующих мощностей. Важнейшим  этапом на пути к завершению формирования ЕЭС СССР явилось присоединение  к ней в 1978 г. ОЭС Сибири и ОЭС  Казахстана после ввода в строй  линии электропередачи 500 кВ Урал - Казахстан - Сибирь.

Основной эффект от включения на параллельную работу ОЭС Сибири и ОЭС Казахстана с ЕЭС СССР заключается в использовании ОЭС западных районов страны свободных мощностей сибирских ГРЭС и ГЭС в дальнейшем повышении  надежности электроснабжения, создании условий

для экономии высококачественных кузнецких углей.

Одновременно  в 1978г, реализован важный этап развития связей ЕЭС СССР с энергообъединениями стран - членов СЭВ путем ввода ме жгосударственной линии 750 кВ СССР - ВНР( Венгрия).

К началу 1983г. ГЭС СССР охватывала территорию площадью 10 млн. кв.км. В ее составе работало более 700 крупных электростанций общей мощностью превышающей 230 млн. кВт. Основную часть генерирующих мощностей ЕЭС СССР составляли мощные ГРЭС с блоками 200 - 800 Mвт.

Из 95 энергосистем страны к началу 1983г. 79 работал  в составе ГЭС СССР.

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

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

3. Виды резервов  генерирующих мощностей в энергосистемах

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

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

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

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

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

По степени мобильности  включения под нагрузку помимо вращающегося различают горячий и холодный виды резервов мощностей.

Если вращающийся резерв сосредоточен на недогруженных работающих агрегатах, то в качестве горячего резерва  используются агрегаты, работающие на холостом ходу. Сроки ввода горячего резерва, сосредоточенного на ТЭС, в  несколько раз больше, чем сроки  ввода вращающегося резерва. Поэтому  горячий резерв обычно используется для покрытия плановой пиковой нагрузки энергосистемы.

Холодный резерв размещается  на выведенных из работы энергетических агрегатах. Время ввода в строй  этого вида резерва в зависимости  от типов мощности турбин и котлов, вида топлива и степени автоматизации  оборудования колеблется от десятков минут до нескольких часов.

Холодный резерв используется для резервирования выводимого в  плановый ремонт оборудования и в  качестве аварийного резерва второй очереди. В качестве холодного резерва  нередко используются малоэкономичные  конденсационные и теплофикационные турбины с отопительным отбором, останавливаемые на лето. Вращающийся, горячий и холодный резервы вместе составляют системный резерв, находящийся в распоряжении диспетчера, для целей аварийного и ремонтного резервирования и поддержания частоты.