Помощничек
Главная | Обратная связь


Археология
Архитектура
Астрономия
Аудит
Биология
Ботаника
Бухгалтерский учёт
Войное дело
Генетика
География
Геология
Дизайн
Искусство
История
Кино
Кулинария
Культура
Литература
Математика
Медицина
Металлургия
Мифология
Музыка
Психология
Религия
Спорт
Строительство
Техника
Транспорт
Туризм
Усадьба
Физика
Фотография
Химия
Экология
Электричество
Электроника
Энергетика

Этапы развития энергетики страны



До революции мощность всех электростанций России едва превышала 1 млн. кВт, а годовое производство электроэнергии – 2 млрд. кВт·ч. Первая тепловая электрическая станция Москвы ГЭС-1 мощностью 3,3 МВт была пущена в 1897 году. Сегодня эта станция, расположенная напротив Кремля на Раужской набережной, имеет рабочую мощность 44 МВт и снабжает теплом центральные районы столицы, в том числе Кремль и Госдуму.

Развитие советской энергетики началось с первых шагов выполнения плана ГОЭЛРО, принятого в декабре 1920 года. Этот план разрабатывался под руководством и при непосредственном участии В.И. Ленина. План предусматривал строительство 30 электростанций общей мощностью 1750 тыс. кВт, причем 1110 тыс. кВт намечалось ввести на ТЭС и 640 тыс. кВт на ГЭС. В плане была обстоятельно разработана перспектива развития отраслей промышленности, сельского хозяйства и транспорта с разделением страны на экономические районы. План ГОЭЛРО – это фактически первый единый государственный план развития народного хозяйства страны. Он был рассчитан на 10–15 лет. В плане ГОЭЛРО определены основные направления хозяйственного строительства: индустриализация страны при опережающем развитии энергетики, использующей местные виды топлива и энергию воды; рациональное размещение по стране промышленности с учетом концентрации производства путем строительства энергопромышленных комбинатов; индустриализация сельскохозяйственного производства с использованием электроэнергии; всемерное развитие и электрификация железнодорожного транспорта. Эти главные направления хозяйственного строительства по плану ГОЭЛРО положены в основу экономической политики государства.

В 20-е годы по всей стране развернулось строительство новых электростанций и линий электропередачи. Задания плана ГОЭЛРО по электрификации были успешно выполнены в 10-летний срок. А к 1935г. план ГОЭЛРО был перевыполнен. Вместо 30 электростанций было построено 43. Их общая мощность достигла 4338 тыс. кВт, что почти в 2,5 раза превысило намеченную планом. В 1935 г. Советский Союз по производству электроэнергии вышел на третье место в мире.

В годы первых пятилеток быстро развивается и энергетика Урала. В ноябре 1927 года состоялась торжественная закладка главного корпуса Челябинской ГРЭС, а в сентябре 1930 г. пускается первый турбогенератор мощностью 24 тыс. кВт. С пуском его вводятся в строй первые линии электропередач 110 кВ общей длиной 174 км (рисунок 7.1).

Сегодня в Челябинской области работают Троицкая ГРЭС (2360 МВт), Южно-Уральская ГРЭС (750 МВт), Южно-Уральская ГРЭС-2 (800 МВт), Аргаяшская ТЭЦ (195 МВт), Челябинсктие ТЭЦ-1 (217 МВт), ТЭЦ-2 (320 МВт), ТЭЦ-3 (585 МВт) и ЧГРЭС (82 МВт), а также ТЭЦ, ЦЭС Магнитогорского металлургического комбината, ТЭЦ ЧМЗ и другие небольшие ТЭЦ предприятий.

 

Рисунок 7.1. Схема сети 110 кВ Челябинской области на начало 1936 г

 

В 30-е годы создавались районные, а затем и межрайонные энергетические системы, росли высококвалифицированные кадры энергетиков и энергостроителей. Были созданы агрегаты ТЭС на прогрессивные тогда средние параметры пара – 3,5 МПа и 425°С, освоено сжигание в промышленных котлах кускового и фрезерного торфа, подмосковного угля и антрацитового штыба в виде пыли. Заводы наладили производство котлов, турбин и электротехнического оборудования, обеспечив развитие советской теплоэнергетики без импорта такого оборудования; был создан прямоточный котел Рамзина производительностью 200 т/ч (первый в мире такой мощности) с параметрами пара 14 МПа, 500°С; на Ленинградском металлическом заводе (ЛМЗ) создана уникальная быстроходная турбина мощностью 100 МВт с частотой вращения 3000 об/мин. Мощность электростанций росла опережающими темпами и к концу 1940 г. достигла 11,2 млн. кВт, а производство электроэнергии увеличилось до 48,3 млрд. кВт·ч в год.

Получила развитие теплофикация на основе комбинированной выработки электрической и тепловой энергии, что обеспечивало значительную экономию топлива и сократило численность обслуживающего персонала.

В годы войны энергетическому хозяйству СССР был нанесён тяжелый ущерб. В индустриальных районах европейской части страны, подвергшейся фашистской оккупации, было разрушено 60 крупных электростанций общей мощностью около 6 млн. кВт. Однако во время войны быстрыми темпами наращивалась мощность электростанций на Урале, в Сибири, Средней Азии, а затем стремительно восстанавливались электростанции в освобождаемых районах. В 1945 г. мощность электростанций почти достигла довоенного уровня, а производство электроэнергии составило 90% довоенного.

В первые послевоенные годы на тепловых электростанциях были внедрены энергоблоки на высокие параметры пара 9 МПа и 535 °С. Такие параметры пара имели серийные агрегаты мощностью 50 и 100 МВт. Типовым агрегатом для новых ТЭС в конце 40-х годов стал турбогенератор мощностью 100 МВт.

Особо ускоренным развитием электроэнергетики выделяется 1960–1970 гг. Мощность электростанций за десятилетие выросла в 2,5 раза с 66,7 до 166,2 млн. кВт, а производство электроэнергии увеличилось более чем в 2,5 раза с 292,3 до 740,9 млрд. кВт·ч.. В 1963 г. были введены в действие блоки мощностью по 300 МВт на сверхкритические параметры пара 24 МПа и 565/565°С, а в 1967 г. смонтированы опытные блоки 500 МВт и двухвальный блок 800 МВт. В конце 1970 г. работало уже 69 блоков по 300 МВт, 82 блока по 200 МВт, 82 блока по 150–160 МВт и в процессе наладки и испытаний находилось по одному блоку 500 и 800 МВт. К 1970 г. 30 ТЭС достигли мощности 1 млн. кВт , из них 5 имели мощность по 2,4 млн. кВт. Введены в строй Братская ГЭС мощностью 4,5 млн. кВт с гидротурбинами 250 МВт и Красноярская ГЭС мощностью 6 млн. кВт с турбинами по 500 МВт.

Технический прогресс в развитии тепловых электростанций, широкое использование газа и мазута обеспечили значительное снижение удельного расхода топлива на ТЭС с 488 до 367 г у.т./(кВт·ч). За 10-летие 1970–1980 гг. мощность электростанций выросла еще на 100 млн. кВт (со 166,2 до 266,7), а производство электроэнергии – на 554 млрд. кВт·ч (с 740,9 до 1293,9). Таким образом, в эти годы уровень производства электроэнергии в Советском Союзе превысил 1 трлн (1000 млрд.) кВт·ч. На конец 1980 г. в СССР находились в эксплуатации 72 электростанции мощностью 1 млн. кВт и выше, из них 33 – мощностью 2 млн. кВт и выше, 10 – 3 млн. кВт и выше. Число мощных блоков на тепловых электростанций увеличилось до 392, а их общая мощность составила около 110 млн. кВт, или 70% всей мощности тепловых электростанций.

Основное направление развития энергетического хозяйства страны в 1970–1980 гг. – это совершенствование структуры топливно-энергетического баланса, т.е. сокращение доли мазута в производстве электроэнергии, широкое использование гидроэнергии, в европейской части страны – атомной энергии, а на Востоке – дешевых углей открытой добычи. В Европейской части СССР в эти годы сооружались атомные электростанции с реакторами мощностью 1– 1,5 млн.кВт. В конце 1980 г. мощность всех АЭС достигла 12,5 млн. кВт, а выработка электроэнергии на них – почти 73 млрд. кВт·ч.

В одиннадцатой пятилетке (1981–1985 гг.) энергетика решала большие и сложные задачи. Осуществлялось строительство и освоение мощных атомных энергоблоков. В области гидроэнергетики также имелись успехи: был завершен ввод на проектную мощность 6,4 млн.кВт Саяно-Шушенской ГЭС с агрегатами по 640 МВт. Развернулось строительство Богучанской ГЭС на р. Ангаре мощностью 4000 тыс.кВт и на Дальнем Востоке Бурейской ГЭС мощностью 1700 тыс.кВт. Продолжалось строительство Загорской ГАЭС мощностью 1200 и Кайшядорской ГАЭС мощностью 1600 тыс.кВт.

В 1985 г. электростанциями страны было выработано 1545 млрд. кВт·ч электроэнергии. При этом производство электроэнергии на АЭС и ГЭС развивалось опережающими темпами и доля их в общем объеме производства увеличивалась при некотором снижении доли ТЭС.

Период с 1992 года характеризуется процессами реструктуризации энергетики через приватизацию энергетических объектов и введение конкурентного рынка электроэнергии с целью снижения тарифов для конечных потребителей и повышение конкурентоспособности производимой продукции на мировом рынке. Но эти ожидания во многом не оправдались.

За последние годы заметно обновляется техническая база. Например, в 2014 г. было введено 7300 МВт новых мощностей на электростанциях, в том числе на ТЭС в современных ПГУ, блок №3 1000МВт на Ростовской АЭС, 3 блока на Богучанской ГЭС. Построено несколько тысяч км новых линий электропередач. Продолжилась модернизация автоматизированной системы диспетчерского управления.

Основные понятия об электрической системе

Энергетической системой называют совокупность установок и устройств, предназначенных для выработки, преобразования, распределения и потребления тепловой и электрической энергии, связанных единым режимом работы. Основными элементами энергосистемы являются электрические станции, тепловые сети, линии электропередач, преобразовательные установки, электрические подстанции, предназначенные для изменения параметров электроэнергии и распределения её по различным участкам электрической сети, нагрузки электрической системы, потребляющие электроэнергию и преобразующие её в другие, определяемые технологией, виды энергии.

Электрическая часть энергосистемы называется электрической системой. Самым ответственным силовым элементом электрической системы являются электрические станции, на которых различные виды первичных энергоресурсов преобразуются в электрическую энергию. На рисунке 7.2. приведена схема электрической системы, в которой две электростанции осуществляют питание электроэнергией нескольких подстанций. Электрические станции связаны с потребителем электрической сетью, которая во многом обеспечивает надёжность и экономичность работы системы.

Передача электроэнергии осуществляется по линиям электропередач на напряжении, значительно превышающем напряжение синхронных генераторов. Для преобразования электроэнергии одного напряжения в электроэнергию другого напряжения используются трансформаторные подстанции с повышающими и понижающими трансформаторами.

Объединение электростанций на параллельную работу в составе энергосистемы обеспечивает целый ряд преимуществ, важнейшими из которых являются:

· повышение надёжности электроснабжения за счёт взаимного резервирования в аварийных режимах;

· повышение экономичности за счёт загрузки в первую очередь блоков с малыми удельными расходами топлива и передачи мощности по сети;

· снижение аварийного резерва мощности;

· возможность использования блоков с более высокой единичной мощностью;

· снижение установленной мощности электростанций объединённых систем за счёт смещения суточных максимумов нагрузки по часовым поясам.

 

Рисунок 7.2. Схема электрической системы

 

Таким образом, объединение электрических станций позволяет снабжать потребителей от разных станций и осуществлять перераспределение потоков электроэнергии между объектами энергосистемы.

Рост объёмов потребления электроэнергии приводит к увеличению установленных мощностей электрических станций и перетоков по линиям электропередач. Обеспечить экономичность передачи электроэнергии в этих условиях можно путём освоения всё более высоких уровней напряжения. Напряжения, при которых обеспечивается длительная нормальная работа электроустановок, называют номинальными. Уровни номинальных напряжений определяются соответствующим ГОСТ и правилами устройства электроустановок (ПУЭ). В России применяется следующая шкала стандартных номинальных междуфазных напряжений трёхфазного тока частотой 50 Гц:

0,4; 6; 10; 20; 35; 110; 150; 220; 330; 500; 750 и 1150 кВ.

Как известно из электротехники, повышение напряжения при передаче одинаковой мощности обеспечивает пропорциональное снижение тока, что позволяет снизить сечение проводов ЛЭП и уменьшить затраты на цветной металл линий.

Снижение тока при сохранении сечения провода и его сопротивления R приводит к уменьшению потерь в ЛЭП, которые пропорциональны квадрату тока, и повышению КПД передачи. Правда, при повышении номинального напряжения как правило увеличиваются габариты электроустановок и возрастают затраты на обеспечение надёжной изоляции. Поэтому рациональные уровни напряжения определяются на основе технико-экономических расчётов, в которых учитываются все составляющие затрат.

В истории освоения высоких напряжений в России можно отметить следующие этапы:

· 1902 год, ЛЭП 70 кВ на нефтепромыслах в районе Баку;

· 1922 год, передача 110 кВ от Каширы до Москвы;

· 1932 год, передача 154 кВ от Днепровской ГЭС;

· 1933 год, передача 220 кВ от Нижне-Свирской ГЭС в г. Ленинград;

· 1956-1959 гг., ввод ЛЭП 400 кВ (позже переведены на 500 кВ);

· 1978 год, объединение ЕЭС СССР и ОЭС стран СЭВ линией 750 кВ;

· 1985 год, ЛЭП 1150 кВ Сибирь-Казахстан-Урал.

Основной особенностью работы электрических систем является одновременность процесса производства и потребления электрической энергии. Источники электроэнергии – вращающиеся системы, состоящие из первичных двигателей (турбин) и синхронных генераторов, для которых должен соблюдаться баланс между энергией, развиваемой турбиной и энергией, отдаваемой в систему генератором. Нарушение этого баланса приводит к изменению скорости вращения и частоты, т.е. к нарушению синхронизма и расстройству работы энергосистемы.

Для правильного планирования и ведения режима работы энергосистемы необходимо знать графики потребления мощности отдельными потребителями, узлами нагрузки и всей системой. Ежегодные наблюдения позволяют на основе статистических данных прогнозировать объёмы и характер потребления нагрузки в системе и планировать распределение нагрузки между электростанциями. На рисунке 7.3-а показан график зимних суток небольшой энергосистемы. Наибольшую мощность по суточному графику называют суточным максимумом мощности Рмакс. Площадь, ограниченная суточным графиком, определяет электроэнергию за сутки

.

Среднесуточная мощность будет представлять собой

.

Важным показателем графика является продолжительность использования максимальной нагрузки, определяемая как время работы с наибольшей нагрузкой, в течение которого обеспечивается тот же объём электроэнергии

.

 

Рисунок 7.3. Суточный график нагрузки системы:

a) – показатели графика; б) – распределение нагрузки между электростанциями.

 

Степень неравномерности графика определяется коэффициентом заполнения графика

.

Изменение мощности потребителей приводит к необходимости распределять эту мощность между станциями системы по критерию наименьших затрат на топливо. Возможность экономичного распределения обеспечивается совместной параллельной работой электростанций разного типа на общую сеть, что является одним из самых важных достоинств объединения их в систему.

На рисунке 7.3,б показан пример условного распределения нагрузки между электростанциями. В базовой части графика 1 работают с постоянной нагрузкой АЭС и мощные КЭС. Часть 2 графика может заполняться ТЭЦ, работающими по вынужденному графику, определяемому тепловым потреблением. Участок 3 графика распределяется между блоками малых и средних КЭС, а пиковые зоны 4 и 5 выделяются для ГЭС, которые имеют водохранилища с суточным циклом регулирования.

Структура электрической системы и состав основных силовых объектов её определяются схемами электрических соединений. Схемы выполняются в соответствии с требованиями единой системы конструкторской документации (ЕСКД) с применением условных обозначений, нормируемыми соответствующими ГОСТ. На рис. 7.4 в качестве примера приведены условные обозначения для некоторых элементов электрических систем.

Завершая изучение темы отметим еще раз преимущества энергетических систем. Объединение всех потребителей электроэнергии в единую электрическую систему приводит к выравниванию графика нагрузки, что даёт возможность более полно использовать оборудование электрической системы, установленную мощность электростанций, которая должна быть рассчитана на максимальную мощность нагрузки. Объединение всех электростанций в систему позволяет обеспечить быструю, маневренную взаимопомощь между разными станциями при изменении нагрузки системы, а также при аварийных повреждениях её элементов

Рисунок 7.4 Условные обозначения некоторых элементов системы:

1–синхронный генератор; 2– трансформатор; 3–шины; 4–воздушная ЛЭП; 5– кабельная ЛЭП; 6–выключатель; 7– разъединитель.

 

. Работа электрических станций на общую сеть, а не на отдельных потребителей электроэнергии, даёт возможность концентрировать производство электроэнергии, внедрять мощные наиболее экономичные энергетические агрегаты, облегчает управление работой системы, её автоматизацию и кибернетизацию.

Централизованное распределение электроэнергии и концентрированное её производство снижают капитальные затраты на единицу установленной мощности, эксплуатационные расходы и себестоимость электроэнергии.

Изучение всего многообразия оборудования и процессов, происходящих в электрических системах, составляют основу инженерной подготовки по специальностям «Электроэнергетические системы и сети» и «Электрические станции». Все проблемы, которые в этой теме были лишь намечены, станут предметом детального изучения в следующих семестрах.

Контрольный тест

1. Важнейший показатель экономичности ТЭС?

а) установленная мощность; б) выработка электроэнергии;

в) расход топлива; г) удельный расход топлива.

2. Значение удельного расхода топлива ТЭС, достигнутого в СССР к 1980 г. в кг у.т./кВт·ч?

а) 330; б) 0,328; в) 370; г) 0,28.

3. Какой праздник совпадает с днём принятия плана ГОЭЛРО?

а) день конституции; б) день энергетика; в) рождество.

4. План ввода мощностей на ТЭС в МВт по плану ГОЭЛРО?

а) 1,75; б) 1110; в) 640; г) 1750.

5. Какая электростанция введена в Челябинске по плану ГОЭЛРО? а) ТЭЦ-1; б) ЧГРЭС; в) ТЭЦ-2.

6. Какое номинальное напряжение имели ЛЭП горно-заводской зоны Челябинской области?

а) 220 кВ; б) 110 кВ; в) 35 кВ.

7. Самая мощная ТЭС в Челябинской области?

а) Челябинская ТЭЦ-3; б) Троицкая ГРЭС;

в) Южно-Уральская ГРЭС.

8. ЛЭП 220 кВ, работающая на напряжении 110 кВ, переведена на напряжение 220 кВ. Как изменится ток по линии при передаче той же мощности?

а) не изменится; б) уменьшится в 4 раза; в) возрастёт в 2 раза;

г) уменьшится в 2 раза.

9. Как при этом изменятся потери в ЛЭП?

а) снизятся в 2 раза; б) возрастут в 2 раза; в) снизятся в 4 раза;

г) не изменятся.

10. Суточный график имеет 4 одинаковых по времени ступени продолжительностью по 6 часов с нагрузкой 50, 125, 200 и 75 МВт для ступеней. Чему равна электроэнергия за сутки в МВт·ч?

а) 2400; б) 2700; в) 3000; г) 2500.

11. Чему равна среднесуточная нагрузка для этого графика?

а) 150; б) 120; в) 112,5; г) 175.

12. Чему равна продолжительность использования максимальной нагрузки?

а) 13,5; б) 6; в) 12; г) 24.

13. Чему равен коэффициент неравномерности графика?

а) 0,8; б) 0,5; в) 0,56.

14. По какому критерию распределяется нагрузка между электростанциями в системе?

а) по наименьшему расходу топлива; б) по минимальному расходу

воды на ГЭС; в) по минимуму затрат на топливо.

15. В какой части суточного графика можно использовать ГЭС, не имеющие водохранилища?

а) в базовой; б) в пиковой; в) в полупиковой.

16. Как повлияет на коэффициент заполнения суточного графика выработки электроэнергии электростанциями системы ввод ГАЭС?

а) не изменит; б) снизит; в) повысит.

17. Как повлияет снижение удельного расхода топлива ТЭС на себестоимость вырабатываемой электроэнергии?

а) не изменит; б) снизит; в) повысит.

18. Как изменится скорость вращения турбогенератора при увеличении впуска пара в турбину?

а) возрастёт; б) не изменится; в) уменьшится.

19. Как изменится частота в системе в момент подключения мощной нагрузки?

а) возрастёт; б) не изменится; в) уменьшится.




©2015 studopedya.ru Все права принадлежат авторам размещенных материалов.