Состав и структура топливно-энергетического комплекса (ТЭК)

1. Состав и структура топливно-энергетического комплекса (ТЭК).

Топливно-энергетический комплекс (ТЭК) представляет собой сложную  и развитую систему добычи природных  энергетических ресурсов , их обогащения, преобразования в мобильные виды энергии и энергоносителей, передачи и распределения, потребления и  использования во всех отраслях национального  хозяйства. Объединение таких разнородных  частей в единый национально-хозяйственный  комплекс объясняется их технологическим  единством, организационными взаимосвязями  и экономической взаимозавис  имостью.

Неразрывная цепь добычи - преобразования - передачи - распределения - потребления - использования энергоресурсов определяет технологическое единство топливно-энергетического комплекса.

Организационно комплекс разделяется на отрасли, системы  и предприятия ТЭК:

• добывающие : угледобыча, нефтедобыча, газодобыча, добыча торфа и сланцев, добыча урана и других ядерных материалов;
• преобразующие (перерабатывающие) : углепереработка, нефтепереработка, газопереработка, переработка торфа и сланцев, электроэнергетика, атомная энергетика, котельные, получение местных энергоносителей - сжатого воздуха и газов, холода и т.п.;
• передающие и распределяющие : перевозка угля, торфа и сланцев, нефтепроводы и другие способы транспорта нефти нефтепродуктов, газопроводы, транспорт газовых баллонов, электрические сети, включая высоковольтные линии электропередачи (ЛЭП) и низковольтные распределительные электросети, паро- и теплопроводы, трубопроводы местных энергоносителей, газобаллонное хозяйство;
• потребление и использование : во всех отраслях национального хозяйства на технологические, санитарно-технические и коммунальнобытовые нужды, объединяемые понятием «Энергетика отраслей национального хозяйства», разделяемой на промышленную энергетику, энергетику транспорта, энергетику сельского хозяйства, коммунальную энергетику и т. п.

Как видим, организационного единства топливно-энергетического комплекса нет, хотя руководит значительным количеством его отраслей Министерство топлива и энергетики. В современных условиях произошло еще большее организационное обособление отдельных частей ТЭК с образованием локальных хозяйственных единиц, как правило, акционерных обществ (АО) с участием государственного капитала и капитала вышестоящих административно-производственных структур.

Например, самостоятельными акционерными обществами стали некоторые  электростанции с участием районных энергетических объединений (РАО),

РАО ЕЭС (единой энергетической системы) России. Тем не менее технологическое  единство производства и потребления  топливно- энергетических ресурсов приводит к необходимости очень тесных информационных связей между различными частями ТЭК, особенно в электроэнергетике. Здесь существует единая система  оперативного управления, объединяющая все электроэнергетические объекты  независимо от уровня управления (станции, сети, системы, Единая энергосистема  страны) и формы собственности (государственная, акционерная, коллективная, частная).

Различные отрасли и составные  части ТЭК экономически объединяются на российском и мировом энергетическом рынке (по прямым договорам, через товарно-сырьевые биржи, по государственным заказам и квотам на экспорт и т.п.), будучи хозяйственно самостоятельными субъектами рынка. В то же время технологическое единство ТЭК делает субъектов энергетического рынка взаимозависимыми. А в такой целостной отрасли как электроэнергетика и при теплоснабжении от ТЭЦ и котельных, когда потребители в полном смысле слова привязаны к электрическим и тепловым сетям, возникает естественная монополия производителей.

2. Электроэнергетическая  система (ЭС)

2.1. Состав электроэнергетических  систем

Энергетическая система  состоит из многочисленных энергетических объектов, включающих:

• электрические станции;
• электрические и тепловые сети (сетевые предприятия);
• систему оперативно-диспетчерского управления, представляющую собой производственно- управленческую иерархию: Центральное диспетчерское управление (ЦДУ), региональные объединенные диспетчерские управления (ОДУ), местные диспетчерские пункты в энергосистемах и на энергетических предприятиях (ДУ);
• энергоремонтные предприятия, производящие централизованный ремонт энергетического оборудования;
• строительные организации, обслуживающие периодическую реконструкцию и новое строительство энергетических объектов;
• систему технико-экономического управления: от Российского (РАО «ЕЭС») до региональных (местных) энергетических управлений (АО «Энерго»), в составе которых особенно важны сбытовые подразделения (энергосбыты) и организации энергетического контроля ( Энергонадзор);
• вспомогательные предприятия и организации (автомобильные и железнодорожные хозяйства, подсобные службы и т.п.).

Кроме электростанций весьма важным элементом электроэнергетических  систем являются энергетические коммуникации, прежде всего электрические сети, включая мощные линии электропередачи (НЭП).

По функциональному назначению линии электропередачи можно  разделить на две большие группы: межсистемные и распределительные.

Межсистемные  линии электропередачи выполняют функцию транспорта энергии между энергосистемами и отдельными предприятиями. Это обычно линии высокого напряжения — 750 кВ,

500 кВ, 330 кВ, 220 кВ, редко —  110 кВ.

Распределительные линии доводят энергию до потребителей. Это обычно линии 6-10 кВ, 35 кВ, реже 110 кВ, если потребителями являются предприятия промышленности, транспорта, сельского хозяйства и т.д. Для коммунально-бытовых потребителей распределительные линии бывают напряжением 220 В 380 В, 6-10 кВ.

Обслуживанием линий электропередачи  и подстанций занимаются предприятия электрических сетей (ПЗС). Предприятия электрических сетей, обслуживающие магистральные сети, выделены в самостоятельное крупное объединение Магистральных электросетей (МЭС).

Электрические подстанции представляют собой довольно сложный комплекс оборудования, требующий квалифицированного обслуживания.

Здесь установлены электрические  трансформаторы разного напряжения и мощности — от десятков до сотен  киловольт-ампер (кВА), высоковольтные выключатели, реакторы (аппараты, компенсирующие токи короткого замыкания), разъединители  и др.

Для эксплуатации распределительных сетей создается несколько типов предприятий: предприятия электросетей (ПЭС), входящие в состав энергосистем; предприятия-перепродавцы, находящиеся на полном хозрасчете; предприятия электросетей - перепродавцы, обслуживающие небольшие города и населенные пункты и покупающие энергию у энергосистем. В ведении этих предприятий находятся также трансформаторные подстанции (ТП) и распределительные устройства (РП). Они трансформируют (преобразуют) электроэнергию с высокого (110, 35, 6-10 кВ) на низкое, потребительское, напряжение (220 - 380 В) и распределяют ее в районах и микрорайонах города для жилых и общественных зданий.

Предприятия тепловых сетей (ПТС) также эксплуатируют магистральные и распределительные паро- и теплопроводы в городах и населенных пунктах. Как правило, крупные ПТС, входящие в состав энергосистем, покупают тепло у городских ТЭЦ и крупных отопительных котельных и продают его местным (муниципальным) предприятиям и другим подразделениям городского хозяйства. При муниципалитетах часто создаются свои энергетические учреждения -- Дирекции городских котельных, занимающиеся эксплуатацией как источников теплоснабжения (котельных, редко — ТЭЦ), так и тепловых распределительных сетей.

Другие подразделения  энергосистем занимаются обслуживанием  электростанций и сетевых предприятий, а также управляют процессами производства, передачи, распределения  и потребления энергии.

2,2 Назначеиие электроэнергетических систем.

Энергетические системы  и их объединения в современных  условиях являются основой развития энергетики России. Только на базе создания и развития энергосистем практически  можно обеспечить высокие темпы  технического прогресса в энергетике на основе развития принципов концентрации, централизации и комбинирования производства электроэнергии и тепла. В связи с демонополизацией энергетического  хозяйства страны, акционированием  энергосистем, предприятий электрических  сетей, крупных ГРЭС и т.д. в энергетике сложилась парадоксальная ситуация, когда с точки зрения технологии энергетика едина, а с точки зрения хозяйственной каждый крупный энергетический объект имеет своего хозяина. Электростанции производят электроэнергию, с помощью  электрических сетей осуществляется транспорт электроэнергии до потребителей, все вместе электростанции и сети представляют единую технологическую  цепочку, осуществляющую электроснабжение потребителей. В энергетике появилось  много хозяйственно самостоятельных  объектов, связанных единой технологической  цепочкой. Наличие большого числа  хозяйственно самостоятельных субъектов  привело к большим сложностям при осуществлении экономически оптимальной загрузки электростанций по условиям режима. Каждая самостоятельная  электростанция стремится к максимальной загрузке, что дает ей наибольшую прибыль, но это может противоречить оптимальному режиму работы электростанций и минимизации  общих по энергетике расходов топлива  на выработку электроэнергии и соответственно минимальным затратам по энергетике. Оптимум по энергетике в целом  не совпадает с суммой оптимумов  затрат по электростанциям. Хозяйственная  раздробленность энергопредприятий  привела к увеличению затрат на производство энергии, как следствие, росту тарифов на энергию и увеличению затрат на энергию в себестоимости промышленной продукции.

Энергетическая система  представляет собой совокупность объединенных для параллельной работы электрических станций, линий электропередачи, подстанций и тепловых сетей, имеющую общий резерв мощности и централизованное оперативно-диспетчерское управление для координации работы станций и сетей по единому диспетчерскому графику.

Основной задачей  энергосистем является централизованное снабжение электроэнергией соответствующих  районов при оперативно-диспетчерском  регулировании единого процесса производства, передачи и распределения энергии. В ряде энергосистем получили значительное развитие ТЭЦ. Такие системы наряду с централизованным электроснабжением осуществляют и централизованное теплоснабжение промышленных центров и городов.

2.3. Технико-экономическое  преимущество электроэнергетических  систем.

Развитие энергетики на базе создания, укрупнения и объединения

энергетических систем имеет  ряд технико-экономических преимуществ.

Перечислим основные из них:

• Повышается надежность электроснабжения потребителей за счет более гибкого маневрирования резервами, сосредоточенными на отдельных электростанциях; сокращается суммарный потребный резерв мощностей; повышается качество энергии.
• Обеспечивается экономическая целесообразность концентрации производства электроэнергии путем увеличения единичной мощности электростанций и установки на них более мощных блоков, поскольку ослабляется ограничивающие влияние ряда внешних факторов, в том числе условий резервирования.
• Снижается общий (совмещенный) максимум нагрузки вследствие несовпадения суточных максимумов нагрузки отдельных районов, что приводит к снижению необходимой генерирующей мощности объединенной энергосистемы.
• Облегчается возможность задавать наиболее выгодные режимы работы для различных типов станций и агрегатов. В частности, создаются условия для использования мощных высокоэкономичных ГЭС и АЭС в базе суточных графиков нагрузки энергосистемы.
• Повышается эффективность использования различных энергетических ресурсов, сокращаются железнодорожные перевозки топлива, с большим экономическим эффектом используются гидроэнергетические ресурсы, даже значительно удаленные от потребителей энергии. Наличие магистральных линий электропередачи в крупных энергосистемах и их объединениях обеспечивает наиболее эффективное использование низкосортных топлив, экономически не выдерживающих дальних перевозок.

. 6. Создается техническая  возможность для ликвидации и  предотвращения нового строительства  мелких неэкономичных изолированно  работающих станций и котельных.

7. Коренным образом  улучшаются условия и экономические  показатели ТЭЦ за счет обеспечения  возможности их работы в основном  по теплофикационному режиму.

• Вce перечисленные преимущества создают условия для достижения максимально возможной экономии капиталовложений и топлива, повышения производительности труда, снижения себестоимости энергии, увеличения прибыли и повышения рентабельности энергетического производства.

4. Классификация энергосистем

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.