Электроэнергетика

Электроэнергетика
Электроэнергетика – базовая отрасль российской экономики
Российская электроэнергетика и ее место в мире
Основные этапы развития отечественной электроэнергетики
Структурная перестройка электроэнергетики России в 1990-е годы
Реформирование электроэнергетики в 1998—2008 гг.
Реформирование электроэнергетики в 1998—2008 гг.
Техническая база российской электроэнергетики
Электропередача
Оперативно-диспетчерское управление
Примеры рынков электроэнергии
Особенности розничного рынка электроэнергии США
Уроки, вытекающие из обобщения опыта и функционирования рынков электроэнергии
Синхронная зона ЕЭС/ОЭС
Торгово-экономическое сотрудничество российской электроэнергетики
Реформа электроэнергетики в России
Организация реформирования электроэнергетики
Переход к конкурентным рынкам
Организационно-экономическая структура отрасли электроэнергетики
Операционная деятельность
Применение модели товарно-денежных потоков
Основные субъекты рынка электроэнергии
Распределительные сетевые компании
Организации коммерческой инфраструктуры
АО-энерго - энергосистемы изолированных регионов
Задачи реформирования энергосистем Дальнего Востока
Система государственного регулирования в электроэнергетике
Сфера и методы тарифного регулирования в современной электроэнергетике
Стимулирующее регулирование
Система регулируемых тарифов в российской электроэнергетике
Тарифы на услуги по передаче электрической энергии
Недискриминационный доступ к услугам естественных монополий
Антимонопольное регулирование рынка электроэнергии
Методы антимонопольного регулирования
Прогнозирование и проектирование развития электроэнергетики
Системное проектирование электроэнергетики
Система рынков в электроэнергетике
Основы построения оптового и розничных рынков
Узловое ценообразование
Балансирующий рынок
Рынок мощности
Рынок системных услуг
Финансовые права на передачу
Розничный рынок электрической энергии
Особенности оптового рынка в российской электроэнергетике
Особенности российского розничного рынка электроэнергии
Рынки сервисов
Рынок тепловой энергии и его взаимосвязь с рынком электроэнергии
Особенности рынков тепловой энергии в России
Управление надежностью в электроэнергетике
Обеспечение надежности Механизмы управления надежностью
Рынок системных услуг и основные направления повышения надежности
Атомная энергетика
Атомная энергетика занимает важное место в энергетике России.
Экологические проблемы эксплуатации АЭС
Концепция экологической безопасности АЭС
Природоохранные технологии на АЭС
Отработаное ядерное топливо
Демонтаж АЭС по окончании ее нормальной эксплуатации
Геотермальная энергетика
Электромашиностроение и электротехника
Особенности экологических проблем ТЭС и ГЭС, пути их решения
Проблема эмиссии парниковых газов

Электромашиностроение и электротехника

Большую часть производимой на российских электростанциях электроэнергии вырабатывают турбогенераторы ТЭС и АЭС. В настоящее время установленная мощность действующего парка турбогенераторов мощностью 25—1200 МВт на тепловых электростанциях России составляет около 120 тыс. МВт. В эксплуатации находится около 1200 турбогенераторов; из них мощностью 25—50 МВт — около 350; 60—1200 МВт около 850. Более 50 % общего числа турбогенераторов, установленных на электростанциях России, отработали устанавливаемый стандартами минимальный срок службы. Их суммарная мощность превышает 60 тыс. МВт.

В России разработаны и выпускаются серии ТВВ и ТЗВ турбогенераторов с водородным и полностью водяным охлаждением на весь требуемый диапазон мощностей. Созданы головные образцы турбогенераторов мощностью до 160 МВт с воздушным охлаждением, разрабатываются подобные турбогенераторы мощностью до 350 МВт. По предельным мощностям, КПД, удельной материалоемкости, гарантированной надежности отечественные генераторы последних конструкций находятся на уровне мировых достижений.

Зарубежные фирмы опередили отечественное электромашиностроение по предельным мощностям турбогенераторов с полностью воздушным охлаждением. Освоено производство таких генераторов мощностью до 350 МВт, создана головная машина мощностью около 500 МВт. Наблюдается отставание российской энергетики от передового зарубежного опыта в области практического применения автоматизированных систем диагностики.

Компанией АВВ созданы генераторы с обмоткой кабельного типа, работающие непосредственно на сеть без повышающего трансформатора, в том числе турбогенератор рабочим напряжением 136 кВ. Японские фирмы проводят успешные эксперименты со сверхпроводниковыми турбогенераторами (три образца мощностью по 70 МВæА).

Важнейшим перспективным, опережающим мировой уровень достижением отечественной электроэнергетики является разработка и освоение производства асинхронизированных турбогенераторов (АСТГ), обладающих значительно лучшими, чем традиционные синхронные турбогенераторы возможностями положительного воздействия на режим работы энергосистем, по их управляемости, устойчивости, диапазону выработки, особенно потреблению из сети реактивной мощности. Два самые мощные в мире АСТГ мощностью 200 МВт, изготовленные заводом «Электротяжмаш» (г. Харьков), более 20 лет эксплуатируется на Бурштынской ГРЭС (Украина). Ныне ОАО «Электросила» (г. С. Петербург) разработана серия АСТГ 110—220—320 МВт. Головной образец АСТГ мощностью 110 МВт с 2003 г. успешно эксплуатируется на ТЭЦ-22 ОАО «Мосэнерго».

Применение АСТГ в составе «легкого» агрегата паротурбинной установки (ПТУ) позволяет повысить динамическую устойчивость энергетической установки. ПТУ с АСТГ способны работать в широком диапазоне регулирования мощности от выдачи до глубокого потребления, т.е. являются маневренными энергоблоками в отношении активной и реактивной мощности. При этом может быть повышен КПД ПТУ в целом за счет оптимизации загрузки по реактивной мощности синхронных турбогенераторов и АСТГ. Данное техническое решение по применению АСТГ в составе ПТУ не имеет мировых аналогов и может найти достойное применение в программах по созданию и применению ПТУ в энергосистемах России.

На ГЭС России установлено 256 гидрогенераторов мощностью 50 МВт и более, причем около 60% из них проработали без коренной реконструкции 25 лет и более. Отечественные гидрогенераторы по максимальной мощности машин находятся на передовом мировом уровне, агрегаты Саяно-Шушенской ГЭС имеют мощность по 640 МВт. За рубежом изготовляются гидрогенераторы мощностью до 700 МВт.

Отставание по сравнению с зарубежным уровнем наблюдается в использовании крупных двигатель-генераторов для ГАЭС. В России эксплуатируются лишь машины Загорской ГАЭС мощностью по 200 МВт. За рубежом освоены и в большом количестве эксплуатируются обратимые машины мощностью 250—300 МВт. Японские фирмы производят обратимые двигатель-генераторы на базе асинхронизированных машин, способные работать с регулируемой частотой вращения, что существенно повышает эффективность работы ГАЭС. Компания АВВ разработала гидрогенераторы с обмоткой кабельного типа, работающие непосредственно на сеть высокого напряжения.

Электродвигатели систем собственных нужд ТЭС и АЭС. Электропривод механизмов собственных нужд ТЭС осуществляется асинхронными короткозамкнутыми электродвигателями мощностью от 200 до 8000 кВт, с частотой вращения 300—3000 об/мин, напряжением от 0,4 до 6 кВ. Особенность парка двигателей электростанций России в том, что до конца 80-х гг. энергоблоки комплектовались асинхронными двигателями общепромышленного назначения, с конца 70-х гг. уже не соответствовавшими изменившимся условиям работы (маневренные режимы, частые пуски, повышенные моменты инерции новых механизмов). Двигатели этих серий недостаточно надежны. В начале 90-х гг. начат выпуск двигателей новых серий, отвечающих специально разработанным требованиям для асинхронных двигателей собственных нужд ТЭС и имеющих более высокую надежность. Новые серии по своим техническим данным соответствуют лучшим мировым образцам. В настоящее время на электростанциях России в системе собственных нужд энергоблоков продолжает находиться в эксплуатации большое количество электродвигателей, отработавших свой ресурс, физически и морально устаревших.

Существенно важное направление — развитие регулируемого электропривода механизмов собственных нужд. За рубежом такой привод нашел широкое применение. Регулируемый электропривод обеспечивает снижение расхода электроэнергии на 25—40 %, повышает ресурс работы оборудования благодаря исключению пусковых токов и моментов. Применяются для питательных насосов специальные высокооборотные двигатели (600 об/мин и выше) в сочетании с преобразователями частоты.

В России объем внедрения регулируемых электроприводов на ТЭС и АЭС существенно ниже, чем за рубежом. Исключение составляет ОАО «Мосэнерго», на ТЭС и насосно-перекачивающих станциях которого еще в течение 1991—2000 гг. осуществлено массовое внедрение (около 30 комплексов) регулируемых электроприводов мощностью от 630 до 4000 кВт.

Общая мощность установленных силовых трансформаторов на подстанциях 35—750 кВ энергосистем России составляет в настоящее время 573,7 ГВ×А (в том числе на подстанциях 35—110 кВ — 269,9 ГВ×А). Эксплуатируются силовые трансформаторы на напряжение от 6 до 1150 кВ и номинальной мощностью от 5 кВ·А до 1200 МВ·А.

По предельным мощностям отечественные силовые трансформаторы находятся на мировом уровне. Опережение в части освоения 1150 кВ имеет место в разработке и кратковременной опытной эксплуатации таких трансформаторов и шунтирующих реакторов. Технический уровень наших силовых трансформаторов значительно ниже зарубежного по эксплуатационным характеристикам из-за отставания в части материалов с необходимыми параметрами. Значительная часть аварий происходит из-за низкой надежности вводов. Отрицательная особенность наших трансформаторов — повышенные потери. Ряд типов трансформаторов большой мощности не имеют достаточной динамической стойкости к воздействию КЗ.

Крупнейшими производителями трансформаторов в мире являются компании General Electric и Westinghouse. На их долю приходится около одной трети всей трансформаторной продукции в мире. Ежегодно эти фирмы производят трансформаторы общей мощностью около 100 млн. кВ×А на сумму примерно 3 млрд долл. Далее по объему производства следуют японские фирмы (Hitachi, Toshiba, Fuji, Mitsubishi). Япония производит трансформаторов больше, чем любая европейская страна.

Крупнейшие производители трансформаторов в Европе — концерн ASEA-Brown Boveri, фирмы Trafo-Union, General Electric-Alstom, Jeumont-Schneider, Ansaldo, ACEC, NEI, Hawker Siddeley. Крупнейший завод в Европе — в Нюрнберге, фирмы Trafo-Union (Siemens). Он может производить в год трансформаторы общей мощностью более 40 млн кВ×А. Примерно такими же производственными возможностями обладает ПО «Запорожтрансформатор» (Украина). Зарубежными фирмами выпускаются силовые трансформаторы на напряжения до 765 кВ. В Японии изготовлены и испытаны на месте установки три фазы по 1000 МВ×А группы 1050/525 кВ силового трансформатора для ВЛ 1000 кВ.

Весьма актуальным является снижение потерь в современных трансформаторах. Введенное за рубежом в последние 10—15 лет понятие «капитализированные потери» — стоимость электроэнергии, расходуемой на потери в трансформаторе за все время срока его службы — используется для оценки экономичности трансформатора. Трансформатор считают неэкономичным, если капитализированные потери превышают его стоимость. Борьба с потерями в первую очередь относится к потерям холостого хода. Используются электротехнические стали с пониженными потерями, оптимизируется конструкция сердечника и технология его сборки. Стремление к снижению потерь стимулирует применение сердечников из аморфных сплавов. Так, для трансформаторов мощностью 300 кВ×А и 2 МВ×А фирмы Hitachi с сердечниками Metglas потери холостого хода на 20 % меньше обычных. Наиболее широкое распространение такие трансформаторы получили в США и Великобритании. Быстро развивается трансформаторостроение с использованием элегазовой изоляции, что решает многие вопросы экологии. Следует ожидать применения элегазовой изоляции на трансформаторах мощностью более 100 МВ×А и на напряжения вплоть до самых высших классов. Уже шесть лет работает трансформатор фирмы Mitsubishi с изоляцией элегаз + перфлуорокарбон и жидкостным охлаждением мощностью 300 МВ×А на напряжение 275 кВ.

Трансформаторы меньшей мощности за рубежом применяются довольно широко, особенно для глубокого ввода высоких напряжений в крупные города. Высокая стоимость таких трансформаторов пока ограничивает их применение. Перспективы развития сверхпроводниковых трансформаторов достаточно широки, однако нынешние затраты на создание прототипов чрезвычайно велики. Разработки таких трансформаторов ведутся уже около 25 лет. Созданы действующие образцы (прототипы) на высокотемпературных сверхпроводниках мощностью до 10 МВ·А, существуют проекты сверхпроводниковых трансформаторов мощностью до 1000 МВ×А.

Новая разработка концерна АББ — взрыво- и пожаробезопасные трансформаторы без масла с обмоткой, выполненной кабелем с полиэтиленовой изоляцией и воздушным охлаждением. Изготовлены прототипы таких трансформаторов мощностью 10 МВ×А на напряжение 52/17 кВ, 16 МВ×А 78/11 кВ и 20 МВ×А 140/6,6 кВ, работающие на подстанциях в Швеции.

Парк трансформаторного оборудования ЕЭС России имеет большую долю оборудования, отработавшего установленный стандартами минимальный срок службы. К 2005 г. около половины трансформаторов имело срок службы более 25 лет. Опыт показывает, что продление службы до 30—40 лет возможно при условии грамотного обслуживания, наблюдения за состоянием трансформатора и своевременного устранения развивающихся дефектов. Срок службы 45—50 лет — критический.

Ситуация со старением парка силовых трансформаторов в мире аналогична. По данным организации Newton-Evans Research Company, в мире из почти 100 тыс. трансформаторов в магистральных сетях 25 % считаются «критическим оборудованием» (большая наработка, признаки дефектов, особая роль в системе). Для наблюдения за состоянием этих трансформаторов 13 % из них оснащены системами мониторинга, в ближайшие годы предполагается довести эту цифру до 36 %.

Сегодня актуальными являются следующие направления в эксплуатации трансформаторов:

определение широкого круга дефектов трансформаторов с помощью газохроматографического анализа проб масла, измерения интенсивности частичных разрядов электрическими и акустическими методами;

выявление старения твердой изоляции с помощью анализа фуранов в пробе масла без вскрытия трансформатора;

определение температуры наиболее нагретых точек с помощью точечных и распределенных оптических датчиков;

внедрение методики оценки увлажнения изоляции.

Количество измерительных трансформаторов 110—750 кВ, установленных в энергосистемах, примерно на порядок превосходит количество крупных силовых трансформаторов. Срок службы измерительных трансформаторов, установленных на подстанциях России, примерно соответствует срокам службы силового оборудования. Трансформаторы тока типа ТФЗМ 110—500 кВ имеют существенный изъян — недостаточную защиты от атмосферной влаги, причем трансформаторы напряжения, забракованные по показателям увлажнения изоляции или повышения напряжения на вторичной стороне, подлежит замене. Восстановление их невозможно.

В настоящее время Раменским электротехническим заводом выпускаются антирезонансные индуктивные трансформаторы напряжения 110—220—330 кВ, имеющие по сравнению с емкостными трансформаторами напряжения лучшую стабильность в наивысших классах точности, меньшие погрешности в переходных процессах, большую нагрузочную способность и более выгодное соотношение стоимость-качество. Однако с ростом номинального напряжения конструкция трансформаторов этой серии сильно усложняется. Поэтому эта серия антирезонансных трансформаторов напряжения ограничивается классом напряжения 330 кВ включительно.

Зарубежные фирмы широко используют на практике измерительные трансформаторы тока (ТТ) с элегазовой изоляцией. Их преимущества таковы:

низкая пожароопасность из-за отсутствия масла;

наличие мембранного предохранительного устройства для предотвращения разрушения и пожара при коротком замыкании внутри ТТ;

ТТ, заполненный элегазом, имеет меньшую массу;

обслуживание ТТ в эксплуатации сводится к мониторингу давления элегаза в ТТ;

контроль качества элегаза методом взятия проб не требуется;

правильно выбранные и изготовленные уплотнения в конструкции ТТ обеспечивают его эксплуатацию без подпитки элегазом 15—20 лет.

В последние годы применяются также измерительные преобразователи на оптоволоконной технике, отличающиеся высокой точностью измерений.

За пределами 2010—2015 гг. можно ожидать применение сверхпроводниковых трансформаторов, с более высоким КПД, пожаробезопасностью, меньшими габаритами.

Для эффективного функционирования электрических сетей и энергосистем большое значение имеет коммутационная аппаратура. В электрических сетях Российской Федерации в эксплуатации находится около 4000 воздушных выключателей напряжением 110—750 кВ и 10 тыс. масляных выключателей, в том числе 2000 малообъемных, напряжением 110—220 кВ. Имеется небольшое количество элегазовых выключателей отечественного и зарубежного производства. Но большая доля коммутационной аппаратуры морально и физически устарела. Отставание от зарубежного уровня весьма значительно, в том числе по массогабаритным показателям, коммутационной способности и особенно ресурсу работы. За рубежом широкое распространение получили элегазовые и вакуумные выключатели, обладающие гораздо более высокими показателями, чем масляные и воздушные, применяемые в наших энергосистемах. Генераторные выключатели отечественного производства на большие мощности не выпускались, что приводило к использованию основных схем электростанций, имеющих невысокую надежность. Все сказанное выше о выключателях относится и к разъединителям морально устаревших конструкций, применяемых в наших сетях и на электростанциях. Значительная часть (около 40 %) масляных и воздушных выключателей, эксплуатируемых в ЕЭС России, прежде всего на напряжения 110 и 220 кВ, отработала установленный нормативными документами срок службы. Отработали свой нормативный ресурс 90 % выключателей МКП-110, 40 % выключателей У-110, 30 % выключателей, ВВН-110, 40 % выключателей ВВН-220.

Программа технического перевооружения и реконструкции Единой национальной электрической сети предусматривает замену выключателей, отработавших свой ресурс. Прежде всего должна производиться замена воздушных и масляных выключателей. При замене должны использоваться элегазовые выключатели, имеющие высокую надежность, высокие механический и коммутационный ресурсы, обеспечивающие надежную коммутацию индуктивных и емкостных нагрузок, позволяющие организовать их эксплуатацию при минимальных эксплуатационных издержках без воздухоприготовительных установок и маслохозяйств.

По данным СИГРЭ, в зарубежных сетях парк элегазовых выключателей для различных классов напряжения составляет: 110 кВ — 52 %; 220 кВ — 55 %; 330 кВ — 69 %; 500 кВ — 66 %; 750 кВ — 92 %. Среди выключателей, установленных за последние 10 лет, доля элегазовых составляет 93 %.

Сейчас за рубежом ведущие фирмы практически полностью перешли на выпуск комплектных распределительных устройств с элегазовой изоляцией (КРУЭ) и элегазовых выключателей для открытых распределительных устройств (ОРУ) на классы напряжения 110 кВ и выше, а также вакуумных выключателей на напряжение 6—35 кВ (с некоторой долей элегазовых выключателей и КРУЭ).

Комплектные распределительные устройства с элегазовой изоляцией (КРУЭ) — это совокупность коммутационных, измерительных и других аппаратов и устройств, заключенных в герметичную металлическую оболочку, заполненную элегазом. КРУЭ изготавливается либо как комплекс различных функциональных единиц (ячеек), каждая из которых выполняет функцию какой-либо электрической схемы распределительного устройства (РУ), либо как комплекс всех необходимых элементов в соответствии с заданной схемой. В последнее время в отечественной и мировой практике конкретизировались области применения КРУЭ:

·  это крупные города, где из-за большой плотности застройки, высокой стоимости земли и необходимости ввода напряжения, в основном прокладки кабельных линий в центральные районы, альтернативы КРУЭ просто не существует. Строительство подстанций возможно как в виде отдельных зданий из сборных блоков, так и в виде подвальных подземных сооружений;

· труднодоступные районы, особенно районы вечной мерзлоты с полностью автоматизированными подстанциями;

·  объекты металлургии и химии, а также ТЭЦ при сильно загрязненной атмосфере;

·  береговые районы с солевыми туманами;

·  гидростанции в скальном грунте с ограниченными или трудно осваиваемыми площадями под подстанциями;

· подстанции с ультравысоким напряжением 750 кВ и выше, где эксплуатация традиционного оборудования сильно затруднена, в том числе по соображениям экологии, а само оборудование не может быть выполнено с необходимыми характеристиками надежности.

Наряду с минимизацией размеров оборудования применение элегаза ввиду его специфических физико-химических свойств и герметизированной конструкции оборудования придает КРУЭ и входящим в его состав элементам еще ряд преимуществ. Это защита обслуживающего персонала от воздействия электрических и магнитных полей; повышенная безопасность обслуживания; отсутствие атмосферных воздействий на работу изоляции, контактных и конструкционных элементов и пр.

Комплексность конструкции КРУЭ облегчает проектные работы, сокращает трудоемкость и сроки их выполнения. В то же время компактность и малогабаритность КРУЭ, а также высокая заводская готовность их элементов, поступающих на монтаж, позволяют сократить сроки, трудоемкость и стоимость строительства РУ и ввода в эксплуатацию подстанций (ПС).

Эти же факторы дают возможность оптимального выбора местоположения ПС и достижения экономии средств у потребителя и изготовителя оборудования; экономии материалов при строительстве РУ за счет экономии производственных площадей, необходимых для выпуска всего комплекса аппаратуры РУ и материалов при изготовлении КРУЭ, а также внедрения диагностики в систему управления коммутационного оборудования, увеличения межремонтных периодов, снижения затрат на обслуживание и, наконец, возможность эксплуатации без постоянного обслуживающего персонала.

Атомная и традиционная энергетикаю Экологические проблемы