Реферат По дисциплине Общая энергетика
 Скачать 65.09 Kb.
|
|
МИНОБРНАУКИ РОССИИ Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования «Рыбинский государственный авиационный технический университет имени П.А.Соловьева» Кафедра «ЭПЭ» Реферат По дисциплине «Общая энергетика» Тема: Характерные особенности единой энергетической системе России (ЕЭС) Студент группы ВЭБ-20 Р.П. Салаш (Шифр группы) (Подпись, дата) (Фамилия И. О.) Доцент кафедры ЭПЭ О.В. Гусев (Уч. степень, звание) (Подпись, дата) (Фамилия И. О.) Рыбинск 2021 г Оглавление1 Введение 3 2 Структура 4 2.1 Ценовые зоны 5 3 Преимущества объединения электрических станций и сетей в ЕЭС России 6 3.1 История создания 6 4 Планы объединения 2-х энергосистем России 8 5 Административно-хозяйственное управление ЕЭС 10 6 Особенности ЕЭС 12 6.1 Структура генерирующих мощностей 12 6.2 Регулирование частоты в энергосистеме 13 6.2.1 Регулирование частоты в энергосистеме 13 6.2.2 Первичное регулирование частоты 15 15 где -требуемая первичная мощность, МВт 15 -номинальная мощность генерирующего оборудования, МВт 15 -номинальная частота в ЕЭС 16 -величина отклонения частоты, превышающая зону нечувствительности (величина отклонения частоты от ближайшей границы «мертвой полосы»), Гц 16 -при отклонениях частоты, не превышающих зону нечувствительности ( при нахождении частоты в пределах « мертвой полосы» первичного регулирования); в остальных случаях {\displaystyle \Delta f_{\text{р}}>0}при повышении частоты и {\displaystyle \Delta f_{\text{р}}<0}при понижении частоты. 16 -статизм первичного регулирования генерирующего оборудования, % 16 -коэффициент, учитывающий динамику выдачи первичной мощности, нормированную требованиями для разного типа генерирующего оборудования 16 6.2.3 Общее первичное регулирование частоты (ОПРЧ) 16 6.2.4 Нормированное первичное регулирование частоты (НПРЧ 17 Нормированное первичное регулирование частоты (НПРЧ) — организованная часть первичного регулирования, осуществляемая выбранными для этих целей электростанциями, на которых размещены первичные резервы, подтвердившими свою готовность к участию в НПРЧ процедурой добровольной сертификации и прошедшими ценовой отбор в рамках рынка системных услуг. Нормированное первичное регулирование регламентируется группой стандартов СО ЕЭС 17 6.2.5 Вторичное регулирование частоты (АВРЧМ) 17 6.2.6 Третичное регулирование частоты 18 Третичное регулирование используется для восстановления резервов первичного и вторичного регулирования и для оказания взаимопомощи энергосистемам при неспособности отдельных энергосистем в составе ОЭС самостоятельно обеспечить вторичное регулирование 18 6.2.7 Мониторинг участия электростанций и отдельных энергоблоков в регулировании частоты 18 6.2.8 Мониторинг ОПРЧ 18 6.2.9 Мониторинг НПРЧ 19 6.2.10 Мониторинг АВРЧМ 20 7 Технические проблемы функционирования ЕЭС 20 8 Перспективы развития ЕЭС 20 9 Список использованной литературы 21 1 ВведениеЕдиная энергетическая система России - это комплекс электростанций и электрических сетей, которые объединены общим режимом работы, и которые имеют единое централизованное диспетчерское управление. Организация системы в единый комплекс обеспечивает разумное использование энергетических ресурсов, что повышает экономичность и надежность электрического снабжения объектов экономики и населения страны. На сегодняшний день, единая энергетическая система России состоит из 69 региональных энергосистем, которые, в свою очередь, образуют 7 объединенных энергетических систем: Востока, Сибири, Средней Волги, Юга, Центра и Северо-запада. Все энергосистемы соединены межсистемными высоковольтными линиями электропередачи напряжением 220-500 кВ и выше и работают в синхронном режиме. В современном мире мы не можем представить нашу жизнь без электричества. Зависимость нашего темпа жизни от электроэнергии просто колоссальна. Уже сегодня единая энергетическая система охватывает все отрасли производства. Развитие этой системы напрямую влияет не только на развитие других отраслей, но и на развитие общества в целом. Поэтому предметом исследования данной работы является ЕЭС РФ. 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. 2 СтруктураЕЭС России охватывает практически всю обжитую территорию страны и является крупнейшим в мире централизованно управляемым энергообъединением. ЕЭС России включает в себя 69 энергосистем на территории 79 субъектов российской Федерации, работающих в составе шести работающих параллельно ОЭС: ОЭС Центра, ОЭС Юга, ОЭС Северо-Запада, ОЭС Средней Волги, ОЭС Урала 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. 2.1 Ценовые зоныПо состоянию на июль 2012 года российская энергосистема разделена на две ценовые зоны: первая включает в себя европейские, уральские, южные и северо-западные территории России, вторая — Сибирь. В этих зонах, по сути, два отдельных энергорынка. Разделение историческое — они не соединены высоковольтными сетями. По той же причине ценовые зоны, в свою очередь, разделены на 27 зон свободного перетока. Внутри них нет ограничений по передаче энергии. 3 Преимущества объединения электрических станций и сетей в ЕЭС РоссииПараллельная работа электростанций в масштабе Единой энергосистемы позволяет реализовать следующие преимущества: снижение суммарного максимума нагрузки ЕЭС России на 5 ГВт; сокращение потребности в установленной мощности электростанций на 10-12 ГВт; оптимизация распределения нагрузки между электростанциями в целях сокращения расхода топлива; применение высокоэффективного крупноблочного генерирующего оборудования; поддержание высокого уровня надёжности и живучести энергетических объединений. Совместная работа электростанций в Единой энергосистеме обеспечивает возможность установки на электростанциях агрегатов наибольшей единичной мощности, которая может быть изготовлена промышленностью, и укрупнения электростанций. Увеличение единичной мощности агрегатов и установленной мощности электростанций имеет значительный экономический эффект. 3.1 История созданияПринципы централизации выработки электроэнергии и концентрации генерирующих мощностей на крупных районных электростанциях были заложены ещё при реализации плана ГОЭЛРО. Развитие электроэнергетики СССР в 1930-е годы характеризовалось началом формирования энергосистем. В 1926 году в Московской энергосистеме была создана первая в стране центральная диспетчерская служба (ЦДС, в настоящее время ЦДС носят названия Региональных диспетчерских управлений и имеют статус филиалов ОАО «СО ЕЭС»). К 1935 году в стране работало шесть энергосистем, в том числе Московская, Ленинградская, Донецкая и Днепровская. Первые энергосистемы были созданы на основе ЛЭП напряжения 110 кВ, за исключением Днепровской, в которой использовались линии напряжения 154 кВ, принятого для выдачи мощности Днепровской ГЭС. В 1942 году для координации работы трех районных энергетических систем: Свердловской, Пермской и Челябинской было создано первое Объединённое диспетчерское управление — ОДУ Урала. В 1945 году было создано ОДУ Центра. В начале 1950-х годов было начато строительство каскада гидроэлектростанций на Волге. В 1956 году объединение энергосистем Центра и Средней Волги линией электропередачи 400 кВ «Куйбышев — Москва», обеспечивавшей выдачу мощности Куйбышеской ГЭС, обозначило начало формирования Единой энергосистемы СССР. Последовавшее строительство ЛЭП 500 кВ от каскада Волжских ГЭС обеспечило возможность параллельной работы энергосистем Центра, Средней и Нижней Волги и Урала и завершило первый этап создания Единой энергетической системы. В июле 1962 году было подписано соглашение о создании в Праге Центрального диспетчерского управления (ЦДУ) энергосистем Болгарии, Венгрии, ГДР, Польши, СССР, Румынии и Чехословакии. Это соглашение привело к созданию крупнейшей на планете энергосистемы «Мир» (установленная мощность электростанций более 400 ГВт). В 1967 году на базе ОДУ Центра было создано Центральное диспетчерское управление (ЦДУ) ЕЭС СССР, принявшее на себя также функции диспетчерского управления параллельной работой энергосистем ОЭС Центра. В 1970 году к ЕЭС была присоединена ОЭС Закавказья, а в 1972 году — ОЭС Казахстана и отдельные районы Западной Сибири. В 1978 году ОЭС Сибири была присоединена к ЕЭС СССР. К 1990 году в состав ЕЭС СССР входили 9 из 11 энергообъединений страны, охватывая 2/3 территории СССР, на которых проживало более 90 % населения. В ноябре 1993 г. из-за большого дефицита мощности на Украине был осуществлён вынужденный переход на раздельную работу ЕЭС России и ОЭС Украины, что привело к раздельной работе ЕЭС России с остальными энергосистемами, входящими в состав энергосистемы «Мир». В дальнейшем параллельная работа энергосистем, входящих в состав «Мира», с центральным диспетчерским управлением в Праге не возобновлялась. После распада СССР электрические связи между некоторыми энергообъединениями в составе ЕЭС России стали проходить по территории независимых государств и электроснабжение части регионов оказалось зависимым от этих государств (связи 500—1150 кВ между ОЭС Урала и Сибири, проходящие по территории Казахстана, связи ОЭС Юга и Центра, частично проходящие по территории Украины, связи ОЭС Северо-Запада с Калининградской энергосистемой, проходящие по территории стран Балтии). В 1995 году ОДУ Центра выведено из состава ЦДУ ЕЭС России в качестве Дирекции оперативно-диспетчерского управления объединенной энергетической системы Центра «Центрэнерго» (филиал РАО «ЕЭС России»). 4 Планы объединения 2-х энергосистем РоссииВ июле 2012 года вице-премьер Правительства России Аркадий Дворкович поручил Минэнерго, Минэкономразвития, «Совету рынка», «Системному оператору» и ФСК проработать целесообразность строительства сетей для объединения первой и второй ценовых зон оптового энергорынка. Об этом говорится в протоколе правительственной комиссии по вопросам развития электроэнергетики, которую возглавляет Дворкович. Срок исполнения поручения в документе не указан. Самый обсуждаемый вариант — линии электропередачи и подстанции, передающие энергию из Сибири через Казахстан на Урал и в центр, рассказали два источника, близких к комиссии. Строительством должна заняться ФСК. Построить нужно около 2500 км сетевой инфраструктуры, подсчитал директор Фонда энергетического развития Сергей Пикин. По его словам, стоимость строительства превысит $4 млрд. Плюс в случае объединения зон нужны будут новые электростанции совокупной мощностью 6 ГВт. Это обойдется еще примерно в $15 млрд, говорит Пикин. По данным из предыдущей генеральной схемы развития электроэнергетики (проект в итоге был исключен оттуда), строительство только 1500 км сетей обошлось бы в 300-350 млрд руб. Объединение двух зон было бы выгодно потребителям европейской части России. В Сибири электроэнергии с избытком и она меньше стоит. Эту энергию можно будет поставлять в европейскую часть России, снижая общую цену, считает Пикин. Энергосистема станет устойчивее: колебаний мощности и потерь в сетях будет меньше, резервов — больше, добавил представитель «Системного оператора». Объединение ценовых зон увеличит конкуренцию между генерирующими компаниями, отмечает начальник профильного управления Федеральной антимонопольной службы Виталий Королев. Следом должна снизиться и цена электричества, объяснил он. Королев считает, что в случае такого объединения впоследствии можно будет отменить «прайскэпы» — предельные уровни цен на мощность, которые сейчас есть на большей части территории России. Идея правильная, отмечает глава «Совета рынка» Вячеслав Кравченко. Но из-за высоких затрат на проект можно не добиться главной цели — снижения стоимости электроэнергии в европейской части России и при этом получить рост цен в Сибири. Ведь тарифы ФСК неизбежно вырастут, указывает Кравченко. Председатель наблюдательного совета НП «Сообщество покупателей рынков электроэнергии» Александр Старченко советует в таком случае скорректировать инвестпрограмму ФСК, убрав из нее менее важные проекты. Аналитик «ВТБ капитала» Михаил Расстригин предлагает другой вариант. По его мнению, основную финансовую нагрузку по строительству новых сетей должно взять на себя государство, чтобы не пошатнуть деятельность ФСК этим «проектом века». Представитель ФСК сказал, что для начала нужно выполнить технико-экономическое обоснование проекта с оценкой его экономической эффективности. Спешить с реализацией проекта чиновники не собираются. Сотрудник Минэкономразвития отмечает, что вопрос объединения зон напрямую увязан с инвестпрограммой ФСК. Поэтому, прежде чем принимать окончательное решение, нужно подсчитать стоимость проекта. Чиновник считает, что объединение зон — «вопрос не сегодняшнего дня», ведь «очевидно, что проект дорогой, а у ФСК есть ограничения по тарифам». 5 Административно-хозяйственное управление ЕЭСДо 1 июля 2008 года высшим уровнем в административно-хозяйственной структуре управления электроэнергетической отраслью являлось ОАО «РАО ЕЭС России». Диспетчерско-технологическое управление работой ЕЭС России осуществляет ОАО «СО ЕЭС». Постановлением Правительства РФ от 11.07.2001 № 526 «О реформировании электроэнергетики Российской Федерации» Единая энергетическая система России признана «общенациональным достоянием и гарантией энергетической безопасности» государства. Основной её частью «является единая национальная энергетическая сеть, включающая в себя систему магистральных линий электропередачи, объединяющих большинство регионов страны и представляющая собой один из элементов гарантии целостности государства». Для ее «сохранения и укрепления, обеспечения единства технологического управления и реализации государственной политики в электроэнергетике» было предусмотрено создание ОАО «ФСК ЕЭС». В постановлении Правительства Российской Федерации от 26.01.2006 № 41 были утверждены критерии отнесения к Единой национальной (общероссийской) электрической сети (ЕНЭС) магистральных линий электропередачи и объектов электросетевого хозяйства. Следует отметить, что в других нормативных документах аббревиатура ЕНЭС расшифровывается как «Единая национальная электрическая сеть», что является более правильным с технической точки зрения. Большинство тепловых электростанций России находятся в собственности семи ОГК (оптовые генерирующие компании) и четырнадцати ТГК (территориальные генерирующие компании). Большая часть производственных мощностей гидроэнергетики сосредоточена в руках компании «РусГидро». Эксплуатирующей организацией АЭС России является ОАО «Концерн Росэнергоатом». Реформирование электроэнергетики подразумевало создание в России оптового и розничных рынков электрической энергии. Деятельность по обеспечению функционирования коммерческой инфраструктуры оптового рынка, эффективной взаимосвязи оптового и розничных рынков, формированию благоприятных условий для привлечения инвестиций в электроэнергетику, организации на основе саморегулирования эффективной системы оптовой и розничной торговли электрической энергией и мощностью осуществляет некоммерческое партнёрство «Совет рынка». Деятельность по организации торговли на оптовом рынке, связанная с заключением и организацией исполнения сделок по обращению электрической энергии, мощности и иных объектов торговли, обращение которых допускается на оптовом рынке, осуществляет коммерческий оператор оптового рынка — ОАО «Администратор торговой системы оптового рынка электроэнергии» 6 Особенности ЕЭСЕЭС России располагается на территории, охватывающей 8 часовых поясов. Необходимостью электроснабжения столь протяжённой территории обусловлено широкое применение дальних электропередач высокого и сверхвысокого напряжения. Системообразующая электрическая сеть ЕЭС (ЕНЭС) состоит из линий электропередачи напряжения 220, 330, 500 и 750 кВ. В электрических сетях большинства энергосистем России используется шкала напряжений 110—220 — 500—1150 кВ. В ОЭС Северо-Запада и частично в ОЭС Центра используется шкала напряжений 110—330 — 750 кВ. Наличие сетей напряжения 330 и 750 кВ в ОЭС Центра связано с тем, что сети указанных классов напряжения используются для выдачи мощности Калининской, Смоленской и Курской АЭС, расположенных на границе использования двух шкал напряжений. В ОЭС Северного Кавказа определённое распространение имеют сети напряжения 330 кВ. 6.1 Структура генерирующих мощностейОЭС, входящие в состав ЕЭС России, имеют различную структуру генерирующих мощностей, значительная часть энергосистем не сбалансирована по мощности и электроэнергии. Основу российской электроэнергетики составляют около 600 электростанций суммарной мощностью 210 ГВт, работающих в составе ЕЭС России. Две трети генерирующих мощностей приходится на тепловые электростанции. Около 55% мощностей ТЭС составляют теплоэлектроцентрали (ТЭЦ), а 45% — конденсационные электростанции (КЭС). Мощность гидравлических (ГЭС), в том числе гидроаккумулирующих (ГАЭС) электростанций составляет 21% установленной мощности электростанций России. Мощность атомных электростанций составляет 11% установленной мощности электростанций страны. Для ЕЭС России характерна высокая степень концентрации мощностей на электростанциях. На тепловых электростанциях эксплуатируются серийные энергоблоки единичной мощностью 500 и 800 МВт и один блок мощностью 1200 МВт на Костромской ГРЭС. Единичная мощность энергоблоков действующих АЭС достигает 1000 МВт. 6.2 Регулирование частоты в энергосистеме6.2.1 Регулирование частоты в энергосистеме Процесс поддержания частоты переменного тока в энергосистеме в допустимых пределах. Частота является одним из важнейших показателей качества электрической энергии и важнейшим параметром режима энергосистемы. Частота в энергосистеме определяется балансом вырабатываемой и потребляемой активной мощности. При нарушении баланса мощности частота изменяется. Если частота в энергосистеме снижается, то необходимо увеличить вырабатываемую на электростанциях активную мощность для восстановления нормального значения частоты. В соответствии с ГОСТ 32144-2013 частота должна находиться в пределах 50,0±0,2 Гц не менее 95 % времени суток, не выходя за предельно допустимые 50,0±0,4 Гц. Утвержденные Электроэнергетическим советом СНГ в 2007г. «Правила и рекомендации по регулированию частоты и перетоков» устанавливают более жесткие нормы и более высокие требования к качеству регулирования частоты и перетоков активной мощности энергосистемами. В частности, должно обеспечиваться удержание текущей частоты в пределах 50±0,05 Гц (нормальный уровень) и в пределах 50±0,2 Гц (допустимый уровень) с восстановлением нормального уровня частоты и заданных суммарных внешних перетоков мощности областей регулирования за время не более 15 минут для согласования отклонений частоты с планируемыми запасами пропускной способности транзитных сетей единой энергосистемы (ЕЭС) в нормальных условиях. Таким образом, требования к регулированию частоты в первой синхронной зоне в настоящее время соответствуют стандартам UCTE. Выделяют три взаимосвязанных вида регулирования частоты: первичное регулирование частоты, которое, в свою очередь, подразделяется на: общее первичное регулирование частоты нормированное первичное регулирование частоты вторичное регулирование частоты третичное регулирование частоты. В целом за регулирование частоты в ЕЭС России отвечает Системный Оператор ЕЭС (СО ЕЭС). Системный оператор допускает участие энергоблоков и электростанций одновременно во всех видах регулирования при условии выполнения требований по каждому виду регулирования независимо от одновременности участия в других видах регулирования. Мощность различных электроприёмников по-разному зависит от частоты. Если мощность, потребляемая активной нагрузкой (лампы накаливания и т. д.), от частоты практически не зависит, то мощность реактивной нагрузки существенно зависит от частоты. В целом мощность комплексной нагрузки в энергосистеме уменьшается при снижении частоты, что облегчает задачу регулирования. Нормированное первичное регулирование частоты и автоматическое вторичное регулирование частоты и перетоков мощности являются разновидностями услуг по обеспечению системной надежности на рынке системных услуг в электроэнергетике. 6.2.2 Первичное регулирование частотыПервичное регулирование частоты осуществляется автоматическими регуляторами частоты вращения (АРЧВ) турбин (в некоторых источниках используется термин «автоматический регулятор скорости» (АРС)). При изменении частоты вращения турбины такие регуляторы осуществляют воздействие на регулирующие органы турбины (регулирующие клапаны у паровой турбины или направляющий аппарат у гидротурбины), изменяя подачу энергоносителя. При повышении частоты вращения регулятор уменьшает впуск энергоносителя в турбину, а при снижении частоты — увеличивает. Назначение первичного регулирования заключается в удержании частоты в допустимых пределах при нарушении баланса активной мощности. При этом частота до номинального значения не восстанавливается, что обусловлено статизмом регуляторов. Первичное регулирование осуществляется по пропорциональному закону в соответствии с формулой |
-
-
-
-
-
-