Электротехнический-портал.рф

...для студентов ВУЗов электротехнических специальностей и инженеров

  • Увеличить размер шрифта
  • Размер шрифта по умолчанию
  • Уменьшить размер шрифта

1.4. Техническая база российской электроэнергетики

E-mail Печать PDF
(2 голоса, среднее 5.00 из 5)

Устойчивый рост потребления электрической и тепловой энергии, стремительный рост цен на энергоносители, повышение экологических требований требуют особенно тщательно оценивать существующие производственные возможности предприятий отрасли, их способность надежно и эффективно обеспечивать растущий спрос на электроэнергию и тепло. Только на этой основе следует определять реальные масштабы необходимого развития электроэнергетики.

1.4.1. Генерация

Суммарная установленная мощность электростанций России составила в 2006 году 221,4 млн.кВт, из которых на ТЭС установлено 151,5 млн.кВт, на ГЭС и ГАЭС – 46,1 млн.кВт, на АЭС – 23,7 млн.кВт, а ее структура показана на рис. 1.4.1.

Структура установленной мощности электростанций России (построено по данным официального издания "Российский статистический ежегодник", М., Росстат, 2007, стр. 441)

Рис. 1.4.1. Структура установленной мощности электростанций России (построено по данным официального издания "Российский статистический ежегодник", М., Росстат, 2007, стр. 441)

Рассматривая техническую политику в теплоэнергетике, следует выделить генерацию на основе природного газа и генерацию на основе жидкого и твердого топлива.

Генерацией на основе природного газа будем называть производство электроэнергии на тепловых электростанциях, в качестве топлива использующих природный газ. В России природный газ сжигают в котлах КЭС и ТЭЦ с использованием традиционных морально, а зачастую и физически устаревших паросиловых установок. Несмотря на определенный прогресс в строительстве парогазовых установок (ПГУ), доля выработки электроэнергии на них в России находится на уровне менее 1 %.

Эффективность использования природного газа в упомянутых паросиловых установках крайне низка по сравнению с достигнутым мировым уровнем. Лучшие конденсационные энергоблоки ТЭС России на сверхкритические параметры пара 23,5 МПа/540 /540 °С, использующие природный газ в качестве топлива, имеют КПД всего 40—41 %, а среднее его значение на конденсационных блоках составляет 37—38 %.

Кардинальный метод решения энергетической проблемы для европейской части России, где в основном используется природный газ, — внедрение парогазовых технологий. В зарубежной теплоэнергетике, использующей природный или сжиженный газ (например, в Японии), 20—25 лет назад начался планомерный переход к освоению и использованию парогазовых технологий. В настоящее время в США, Германии, Великобритании, Дании, Японии, в развивающихся странах природный газ, за редким исключением, используют только для парогазовых установок, имеющих КПД на уровне 52—58 %.

В табл. 1.4.1 представлены данные по современным газотурбинным установкам (ГТУ), предлагаемым зарубежными производителями для их использования в составе ПГУ. В настоящее время полностью освоенными за рубежом можно считать ГТУ поколения F и ее продвинутые варианты (ГТУ поколений FA и FB). На ее основе строят самые мощные и современные ГТУ и ПГУ четыре зарубежных производителя: Дженерал Электрик, Сименс, Мицубиси и Альстом. Среди них по достигнутому техническому уровню, по части референций, и по перспективным разработкам впереди Дженерал Электрик. Как видно из таблицы, КПД газовых турбин этого поколения составляет 38—38,5 %, а электрическая мощность 255—280 МВт. В большинстве этих ГТУ используется простой термодинамический цикл, а высокий уровень экономичности достигнут за счет повышения начальной температуры газов до 1400 °С (перед проточной частью газовой турбины) с обеспечивающей допустимые вредные выбросы оксидов азота. Исключение составляет газовая турбина GT26 фирмы Альстом, в которой существенное повышение экономичности достигнуто усложнением термодинамического цикла – введением промежуточного подвода теплоты. Высокая начальная температура и близкая к оптимальной степень сжатия воздуха в компрессоре рассматриваемых ГТУ позволили обеспечить высокую температуру уходящих газов, составляющую 580 – 610ºС. Это дало возможность реализовать паротурбинный цикл с промежуточным перегревом, по температурам, практически не отличающийся от температур традиционного паротурбинного цикла с докритическим давлением, что способствовало созданию экономичной паротурбинной установки для работы в составе ПГУ.

Таблица 1.4.1

Основные технико-экономические показатели современных ГТУ и одновальных ПГУ-КЭС на их базе (частота вращения 50 об/с)

Показатель

Сименс

Мицубиси

Дженерал Электрик

Альстом

SGT5-4000F

M701F

M701G2

MS9001FA

MS9001FB

MS9001H

GT-26

Газотурбинная установка

 

 

 

 

 

 

 

Электрическая мощность, МВт

278

270

334

255,6

~268,4

320

240

Электрический КПД, %

38,5

38,2

39,5

36,9

~37,9

 

37,8

Расход воздуха через компрессор, кг/с

671

651

737

624

 

685

 

Степень сжатия компрессора

15,7

17

21

15,4

 

23

30

Температура уходящих газов, °С

582

586

587

609

 

 

610

Вредные выбросы, ppm

< 25

< 25

< 25

< 25

< 25

9

 

Число изготовленных (заказанных) ГТУ

66 (26)

66

1 (7)

 

 

 

 

Парогазовая установка

 

 

 

 

 

 

 

Электрическая мощность, МВт

406

398

489

390,8

412,9

480

365

Электрический КПД, %

57,7

57,0

58,7

56,7

58,0

60

58,5

Газовые турбины поколения F перечисленных производителей хорошо освоены и проверены практикой эксплуатации. В России не производятся ГТУ рассмотренного класса мощности и экономичности. Газовая турбина ГТЭ-160 ЛМЗ мощностью 160 МВт, выпускаемая ЛМЗ по лицензии фирмы Сименс (единственная ГТУ, которая сегодня может производиться в России серийно), имеет начальную температуру на уровне 1060 °С и КПД на уровне 34,5%. ГТУ-110 «Сатурн», проект которой разработан КБ «Машпроект» (Украина, г. Николаев), после длительных испытаний и доработок запущена в производство, и первые два ее экземпляра будут установлены в составе конденсационного дубль-блока ПГУ-325 на Ивановской ГРЭС.

Отсутствие в России производства мощных и экономичных ГТУ вовсе не означает, что для газовых турбин ГТЭ-160 и ГТЭ-110 нет своей области использования. Эти турбины должны использоваться при строительстве ПГУ-ТЭЦ, особенно в холодных районах России. Большую часть года они будут работать в теплофикационном режиме, при котором реализуется комбинированная выработка электрической и тепловой энергии, основной показатель которой — коэффициент полезного использования теплоты топлива, достигающий в таких установках 82—85 %. Даже при работе в конденсационном режиме они будут иметь КПД на уровне 52 %, что, конечно, ниже, чем экономичность зарубежных аналогов, но существенно выше КПД работающих паросиловых энергоблоков России. К тому же выработка электроэнергии на тепловом потреблении у них примерно вдвое выше, чем у традиционных ТЭЦ.

Вторая область использования этих газовых турбин — создание простых дешевых одновальных маневренных ПГУ для покрытия суточной неравномерности графиков электрической нагрузки. Создаваемые генерирующие компании используют на своих ТЭС изношенное и устаревшее оборудование. Значительное число АЭС и ТЭЦ в европейской части России испытывают все большие трудности в покрытии переменной части графика. Поэтому такие установки будут достаточно рентабельными, тем более что цены на пиковую электроэнергию будут неизбежно выше, чем на электроэнергию, вырабатываемую базовыми энергоблоками.

Третья область использования ПГУ с этими энергоблоками — удаленные районы с умеренным электропотреблением и слабыми линиями связи с единой энергосистемой. Строительство и обслуживание ЛЭП здесь менее целесообразно, чем сооружение дешевых, хотя относительно и менее экономичных ПГУ. По-видимому, в ближайшие 15—20 лет одновальные ПГУ мощность 170 и 230 МВт, построенные соответственно на базе ГТЭ-110 и ГТЭ-160, будут востребованы для средних городов России, особенно при строительстве ПГУ-ТЭЦ. К сожалению, несмотря на то, что необходимость в одновальных ПГУ-230 и ПГУ-170 очевидна, в России отсутствуют полноценные конструктивные проработки основного оборудования этих энергоблоков: паровых турбин и котлов-утилизаторов.

Основное направление развития теплоэнергетики, базирующейся на использовании твердых топлив, — разработка и строительство мощных пылеугольных энергоблоков на суперсверхкритические параметры пара.

За рубежом работают демонстрационные энергетические установки с различными методами газификации и последующего использования полученного газообразного топлива в парогазовых циклах. Но расчеты и опыт их эксплуатации показывают, что принципиально их экономичность не может быть сравнимой с экономичностью парогазового цикла на природном газе. В среднем КПД нетто таких ТЭС может быть оценен в 41—45 %. Стоимость 1 кВт установленной мощности оказывается в 1,5—2 раза выше, чем его стоимость на традиционной ТЭС. Работы по рациональному использованию твердых топлив на основе технологий газификации, прямого сжигания в кипящем слое под давлением с использованием продуктов сгорания в газовой турбине после соответствующей очистки, безусловно, важны для далекой перспективы. Однако наиболее целесообразный способ использования твердых топлив энергетике — создание мощных энергоблоков на суперсверхкритических параметрах пара (ССКПП).

В Японии и Западной Европе (в первую очередь в Германии и Дании) вводятся пылеугольные энергоблоки мощностью 400—1100 МВт на начальное давление пара 25—27 МПа и температуру свежего и вторично перегретого пара 580—610 °С. Их КПД нетто, несмотря на все проблемы сжигания твердых топлив, необходимость в сероочистке и повышенных затратах электроэнергии на собственные нужды, достигает 45,0—45,5 %.

В рамках Евросоюза поставлена задача в течение 10 лет выполнить разработку профиля энергоблока на давление 37,5 МПа. КПД такого энергоблока в зависимости от типа топлива и климатических условий должен составлять 52—55 % (большие значения относятся к природному газу и более низкой температуре охлаждающей воды). Реализация этого проекта требует решения многих сложных проблем. Масштабы затрат и научные силы, направленные на его реализацию, говорят о том, что освоение ССКПП в настоящее время — это основной метод освоения твердых топлив энергетике.

Главная причина серьезного отставания в освоении ССКПП в России лежит в плоскости экономики. Использование ССКПП рентабельно только при достаточно дорогом топливе, когда затраты на их освоение и строительство реального энергоблока на ССКПП смогут достаточно быстро окупиться экономией затрат на топливо при эксплуатации. Это объясняет почему интерес к развитию пылеугольных ТЭС на ССКПП в Европе гораздо больше, чем в США, где твердое топливо дешевле. В России до последнего времени топливо всегда было сравнительно дешевым. Однако его удорожание, дефицит ресурсов газообразного топлива приведут к необходимости освоения ССКПП на пылеугольных ТЭС.

Генерация на основе жидкого топлива (мазута) используется либо на удаленных ТЭС и ТЭЦ (для них доставка жидкого топлива наиболее рентабельна), либо как резервное топливо при ограничении газоснабжения, например, в холодное зимнее время.

Атомная энергетика занимает важное место в энергетике России. За исключением Билибинской АЭС, состоящей из четырех энергоблоков с турбинами мощностью по 12 МВт, и Белоярской АЭС, состоящей из одного энергоблока на быстрых нейтронах БН-600, реактор которого питает 3 одинаковых турбины перегретого пара К-200-12,8 ЛМЗ, АЭС России оборудованы 30 мощными энергоблоками всего трех типов, среди них:

  • 6 энергоблоков с водоводяными корпусными реакторами ВВЭР-400, каждый из которых питает паром по два быстроходных турбоагрегата мощностью 220 МВт (Нововоронежская и Кольская АЭС);
  • 11 энергоблоков с канальными реакторами РБМК-1000, каждый из которых подает пар на два быстроходных агрегата мощностью по 500 МВт (Ленинградская, Смоленская и Курская АЭС);
  • 8 энергоблоков с водоводяными корпусными реакторами ВВЭР-1000; все энергоблоки, кроме одного на Нововоронежской АЭС (также с двумя турбоагрегатами по 500 МВт), выполнены по схеме моноблока (Балаковская, Калининская и Волгодонская АЭС).

Все оборудование АЭС (реакторы, сепараторы-пароперегреватели, конденсаторы, вспомогательное оборудование), кроме паровых турбин, изготовлено российскими производителями. Все паровые турбины для АЭС с реакторами ВВЭР-440, ВВЭР-1000 и РБМК-1000 изготовлены Харьковским турбинным заводом (исключение составляет быстроходная паровая турбина К-1000-5,9/50 3-го энергоблока Калининской АЭС, введенного в эксплуатацию в декабре 2004 г.). Относительная однородность оборудования создает хорошие условия для его совершенствования, модернизации оборудования и эксплуатации, однако, этот процесс для энергетики страны серьезно затрудняется тем, что изготовителем турбин является Украина.

Из 30 работающих энергоблоков только 5 достигли проектного срока службы в 30 лет (2 энергоблока Нововоронежской АЭС и по одному энергоблоку Кольской, Ленинградской и Билибинской АЭС). После анализа результатов их эксплуатации и технического состояния срок службы этих энергоблоков был продлен. Таким образом, оборудование АЭС существенно «моложе» оборудования ТЭС, работающего на органическом топливе.

Главные технические особенности АЭС вытекают из особенностей их паропроизводящих установок — ядерных реакторов. По целому ряду физических и технических причин современные ядерные реакторы не могут генерировать пар высоких параметров. В них также весьма затруднительно организовать даже начальный и промежуточный перегрев пара, что необходимо для создания экономичной и надежной паротурбинной установки. Сегодня ядерные реакторы АЭС России для паровой турбины генерируют практически сухой насыщенный, температура которого вдвое меньше, чем на традиционных паросиловых энергоблоках. Следствием этого является низкий КПД термодинамического цикла турбоустановки АЭС. На АЭС только 1/3 теплоты, поступающей из реактора, превращается в электрическую мощность, а остальная теплота уносится охлаждающей водой конденсатора и рассеивается в окружающей среде. Несмотря на столь неэкономичное использование теплоты реактора, стоимость электроэнергии, отпускаемой АЭС существенно ниже, чем на ТЭС, так как доля топливной составляющей в стоимости электроэнергии на АЭС существенно меньше.

Компенсировать уменьшение работоспособности пара в турбоустановках АЭС для обеспечения такой же мощности можно только увеличением расхода пара. А это приводит к увеличению капиталовложений, которые растут медленнее, чем повышается мощность АЭС. Отсюда следует необходимость в максимально возможном увеличении мощности паросиловых установок АЭС, но тогда возникает сложнейшая и многозначная проблема пропуска громадного объемного расхода влажного пара с низкими скоростями выхода через последние ступени паровых турбин. Собственно история развития паротурбинной техники для АЭС — это история создания цилиндра низкого давления (ЦНД) максимальной пропускной способности.

К сожалению, ЛМЗ — единственный производитель турбин для АЭС в России — не может производить мощные тихоходные турбины для АЭС.

Другая важная техническая особенность ядерных реакторов — ограниченность регулировочного диапазона. Оболочки тепловыделяющих элементов (ТВЭЛ) способны выдержать без нарушения плотности только ограниченное число циклов изменения тепловыделения. Отсюда неспособность энергоблоков АЭС к реализации систематических изменений нагрузки, требуемых графиками потребления. По-видимому, в сложившейся ситуации проще одновременно со строительством АЭС вводить маневренные упрощенные ПГУ (о них шла речь выше), которые будут покрывать переменную часть графика электрической нагрузки.

Кроме своего прямого назначения — производства электроэнергии — гидроэнергетика решает дополнительно важнейшие для общества и государства задачи. Прямая выгода от них заключается в создании систем питьевого и промышленного водоснабжения; развитии судоходства; создании ирригационных систем в интересах сельского хозяйства; рыборазведении; регулировании стока рек, позволяющем осуществлять борьбу с паводками и наводнениями, обеспечивая безопасность населения.

Гидроэнергетика — ключевой элемент обеспечения системной надежности ЕЭС страны, так как располагает более чем 90 % резерва регулировочной мощности. Из всех существующих типов электростанций именно ГЭС наиболее маневренны и способны при необходимости существенно увеличить объемы выработки энергии в считанные минуты, покрывая пиковые нагрузки. Для тепловых станций этот показатель измеряется часами, а для атомных — сутками.

Важнейший элемент повышения надежности работы энергетических систем — развитие гидроаккумулирующих электростанций (ГАЭС). Графики потребления электроэнергии современных энергообъединений отличаются высокой степенью неравномерности, что создает трудности как с покрытием пиков, так и в еще большей степени с прохождением ночных провалов суточных графиков электрической нагрузки. Особенно актуальна эта проблема для энергосистем европейской части России, где преобладают низкоманевренные блоки ТЭС, ТЭЦ и АЭС. В этой ситуации ГАЭС обладают максимальными маневренными преимуществами. В отличие от других типов маневренных электростанций, способных покрывать только пиковые нагрузки, ГАЭС могут работать и в насосном режиме в период провала графика электрической нагрузки, обеспечивая более благоприятный базисный режим для ТЭС и АЭС. Дополнительно к основным функциям ГАЭС могут использоваться для регулирования частоты и напряжения в электрической сети, а при необходимости и к несению функций быстро вводимого аварийного резерва. Высокая маневренность ГАЭС определяется малым временем включения в работу, набора и сброса нагрузки. Так, пуск обратимых агрегатов ГАЭС из нерабочего состояния в турбинный режим с набором полной нагрузки занимает 2—3 мин. Время пуска этих агрегатов в насосный режим из нерабочего состояния в зависимости от мощности машин и способа пуска колеблется в пределах 5—6 мин, перевода из турбинного режима в насосный — 8—10 мин.

Зарубежный опыт эксплуатации ГАЭС и прошедший период эксплуатации единственной в России Загорской ГАЭС показал актуальность использования ГАЭС в крупных современных энергосистемах.

Особое значение имеет генерация на основе возобновляемых источников энергии (ВИЭ). Возобновляемая энергия — это энергия естественных природных процессов, происходящих на нашей планете постоянно или периодически. Солнечная энергия — первопричина и источник для таких видов ВИЭ, как энергия ветра, водных потоков, волн, энергия биомассы и рассеянного тепла окружающей среды. Геотермальная энергия — следствие процессов, происходящих в ядре Земли, а приливная — гравитационных явлений. Разные виды ВИЭ имеют существенно различную физическую сущность и характеристики. Однако многие из них обладают общими чертами. Так, естественная природная плотность (удельная мощность) потоков возобновляемой энергии невелика, что заставляет применять большие площади установок на ВИЭ для «перехвата» этих потоков (приемные поверхности солнечных установок, площадь, ометаемая ветроколесом, поле скважин геотермальной электростанции и т.п.). Например, плотность потока солнечной радиации у земной поверхности не превышает 1 кВт/м2; плотность энергии ветрового потока при скорости 10 и 5 м/сек соответственно 0,61 и 0,08 кВт/м2. Большая площадь установок на ВИЭ приводит к повышенной материалоемкости и соответственно стоимости установленной мощности по сравнению с традиционными топливными энергоустановками. С другой стороны, отсутствие топливной составляющей существенно снижает эксплуатационные затраты. Другая особенность многих видов ВИЭ — их изменчивость во времени. Это либо закономерные изменения мощности потока энергии данного вида ВИЭ (приливная энергия), либо в основном случайные (ветер), либо закономерные изменения с наложением на них случайного фактора (солнечная энергия). Применительно к электроэнергетике это означает: ветровые, солнечные и в значительной мере приливные электростанции, замещая выработку электроэнергии на традиционных электростанциях, не замещают мощности и поэтому не участвуют в балансе мощностей. Указанного недостатка лишены геотермальные электростанции (ГеоТЭС), участвующие в балансе мощностей и могущие быть системообразующими. Энергоустановки на биомассе также могут работать стабильно, если поступление исходного сырья не носит сезонного характера.

Общее свойство всех видов ВИЭ — их существенно более благоприятные экологические характеристики по сравнению с топливом для традиционных энергоустановок. Поскольку физическая природа и соответственно технологии преобразования различных видов ВИЭ существенно различны, целесообразно рассматривать их раздельно.

Ресурсы солнечной энергии превышают мировое энергопотребление в 104 раз. Они существенно больше, чем ресурсы всех других видов ВИЭ вместе взятых. Солнечная энергия обладает абсолютной экологической чистотой. Этот источник энергии потенциально способен решить для человечества на сколь угодно долгую перспективу задачи обеспечения энергией, пищей, а также сохранения на нашей планете естественной природной среды. Преобразование солнечной энергии в теплоту осуществляется с высоким КПД (50—60 %) и с помощью относительно простых технических средств. Использование солнечного излучения для производства тепла (главным образом для нагрева воды) получило в мировой практике наибольшее распространение. Однако в настоящее время использование солнечной энергии имеет ограниченные масштабы. Годовое производство тепла за счет солнечной энергии в мире составляет 77·109 кВт·ч (тепловых).

Основной вид оборудования для установок и систем солнечного теплоснабжения и горячего водоснабжения — плоский солнечный коллектор, использующий поток солнечного излучения естественной плотности, эффективный при нагреве теплоносителя до 50—60 °С. Для получения более высоких температур используются оптические устройства в виде зеркал или линз, фокусирующих прямую солнечную радиацию на приемнике излучения. Наибольшую концентрацию солнечного излучения (до 10 тыс. раз) можно получить с помощью зеркальных концентраторов в виде параболоида вращения или круглых линз. Нагревая теплоноситель до высокой температуры, можно использовать паротурбинный цикл для производства энергии, как это делается на обычных электростанциях, работающих на органическом топливе. В солнечных паротурбинных электростанциях используются главным образом две схемы. По первой из них зеркала — гелиостаты, располагаемые на земле, фокусируют отраженные от них лучи на паровом котле, устанавливаемом на башне. Солнечные электростанции башенного типа мощностью от 1 до 10 МВт созданы в ряде стран, в том числе в бывшем СССР мощностью 5 МВт. Однако их технико-экономические показатели были неудовлетворительными. Лучшие характеристики имеют солнечные паротурбинные электростанции модульного типа. По этой схеме солнечная электростанция состоит из большого числа одинаковых модулей. Каждый из них содержит параболоцилиндрический отражатель, фокусирующий прямую солнечную радиацию в линию, вдоль которой расположен трубчатый приемник концентрированного излучения для нагрева теплоносителя. По данной схеме в Калифорнии (США) построено несколько солнечных электростанций суммарной мощностью 354 МВт. Однако и эти установки не достигли порога конкурентоспособности по сравнению с традиционными ТЭС. Более перспективным является производство электроэнергии за счет солнечного излучения с помощью полупроводниковых фотоэлектрических преобразователей (солнечных элементов), в которых происходит прямое преобразование световых квантов в электроэнергию. Первые более или менее эффективные солнечные элементы (КПД 6—8 %) на основе кремния созданы около полувека назад и сразу нашли применение в космической технике. Позднее началось и их наземное применение. В настоящее время КПД монокристаллических кремниевых элементов составляет 14—18 % при стоимости 4—6 долл./Вт. Суммарное мировое годовое производство солнечных элементов разных типов, среди которых кремниевые элементы составляют не менее 90 %, достигает 1,2·106 кВт. Ежегодный прирост объема производства выражается десятками процентов. Сегодня в мире суммарная установленная мощность энергоустановок на основе фотопреобразователей составляет 4·106 кВт, из них автономные установки имеют мощность  2,2·106 кВт,  сетевые — 1,8·106 кВт.

Солнечная энергетика наиболее эффективна в районах с наиболее благоприятным «солнечным климатом», к которым относятся страны тропического и субтропического поясов. Россия в целом вследствие своего общего северного географического положения к ним не относится. Тем не менее в нашей стране имеются обширные регионы, в которых среднее годовое поступление солнечной радиации к земной поверхности превышает 1400 кВт·ч/м2, что весьма благоприятно для использования солнечной энергии. К таким районам относятся Южный федеральный округ, южное Забайкалье, юг Хабаровского края, Приморье и некоторые другие районы. Помимо климатических Россия имеет и научно-технические, и производственные предпосылки для развития солнечной энергетики. В стране налажено промышленное производство основных видов оборудования для использования солнечной энергии — фотоэлектрических преобразователей и солнечных коллекторов.

Энергия ветра (воздушного потока) пропорциональна третьей степени его скорости. Так, мощность ветроустановки при скорости ветра 20 м/с в 64 раза больше, чем ее мощность при скорости ветра 5 м/с. Современные ветроэнергетические установки (ВЭУ) мощностью более 100 кВт работают в диапазоне скоростей ветра от 5—6 до 20—25 м/с. Номинальная мощность ветроустановки обеспечивается при 10—14 м/с. Ветроустановка не может полностью использовать всю энергию ветрового потока. Теоретически предел составляет 0,59. Современные ветроустановки имеют коэффициент использования энергии ветрового потока 0,4—0,45. Ветровая энергия распределена по поверхности земли неравномерно. Естественно, что наиболее эффективно ветроустановки могут быть использованы в районах с достаточно высокими значениями скорости ветра. Районами, благоприятными для их применения, являются те, где среднегодовая скорость ветра превышает 5—6 м/с. Но и в этих районах использование установленной мощности не превышает 2500 кВт в год и лишь в некоторых пунктах достигает 3000 кВт в год. Иными словами, коэффициент использования установленной мощности составляет от 0,23 до 0,33.

Ветер наиболее непостоянный источник энергии среди всех других видов ВИЭ. Тем не менее, ветровая энергия лидирует по сравнению с другими видами ВИЭ в применении с целью получения электроэнергии. В настоящее время в мире установленная мощность ветроэлектрических установок и станций составляет 48•106 кВт. В зарубежной практике применяются в основном сетевые ВЭУ, т.е. ВЭУ, интегрированные в энергосистему. При этом энергосистема демпфирует колебания мощности подсоединенных к ней ВЭУ. При доле мощности ВЭУ выше 10—15 % от суммарной мощности энергосистемы резкие колебания мощности ВЭУ могут вызвать нестабильность параметров в энергосистеме, прежде всего частоты.

Современные сетевые ВЭУ — крупные ветроагрегаты единичной мощностью 1—5 МВт. Диаметр ветроколеса ВЭУ мощностью 4 МВт составляет около 100 м, а высота башни, на которой крепится гондола и ветроколесо — не менее 80 м. Наряду с крупными сетевыми ВЭУ используются и более мелкие установки мощностью от сотен ватт до десятков киловатт. Они применяются для энергоснабжения отдельных автономных потребителей в сочетании либо с электрическими аккумуляторами, либо с дизель-генераторами, чтобы обеспечить постоянное энергоснабжение.

Несмотря на колебания скорости ветра (ветровой энергии), широкое применение ветроустановок объясняется относительно невысокими удельными капитальными затратами на их создание, порядка 1000 долл./кВт, что ниже, чем при создании энергоустановок на любом другом ВИЭ, за исключением биомассы. Применение ветроустановок не связано с какими-либо выбросами в окружающую среду. Однако их экологичность — предмет дискуссий. Опасения вызывают акустические воздействия и опасность для птиц. Чтобы избежать этих опасений ВЭУ устанавливают в удалении от жилья и вдали от путей массового перелета птиц. В России к наиболее благоприятным районам для применения ветроустановок со среднегодовой скоростью ветра 6-8 м/с относятся побережья северных морей и Тихого океана. В континентальных районах страны, за некоторыми исключениями, среднегодовая скорость ветра составляет 3—4 м/с. Ветроэнергетика в России не имеет такого масштабного развития, как во многих зарубежных странах. Суммарная установленная мощность российских сетевых ВЭУ около 10 МВт. Тем не менее, Россия имеет все потенциальные возможности для развития ветроэнергетики, которые состоят в наличии достаточного потенциала ветровой энергии и освоенного промышленного производства ветроустановок мощностью от единиц кВт до 1 МВт.

Технологические приоритеты в ветроэнергетике состоят в повышении технико-экономических показателей ветроэлектрических установок и станций до уровня полной конкурентоспособности по сравнению с топливными энергоустановками, разработке и практическом применении автоматизированных комбинированных ветро-дизельных энергоустановок для энергоснабжения автономных потребителей.

Геотермальная энергетика использует подземное тепло, содержащееся на глубине, доступной буровой технике сегодняшнего дня. В целом использование геотермальной энергии возможно и целесообразно в районах, где гидротермальные ресурсы расположены на относительно небольшой глубине, особенно в районах вулканической активности, в которых имеются парогидротермальные источники. Поэтому геотермальная энергетика локализована по указанным месторождениям и не может быть повсеместной.

В настоящее время в мире суммарная установленная мощность ГеоТЭС около 9•106 кВт. Они работают главным образом на парогидротермальных месторождениях.

В России месторождения парогидротерм имеются только на Камчатке и Курильских островах. На Камчатке (в дополнение к Паужетской ГеоТЭС, введенной еще в 1967 г.) в последние годы построены Верхне-Мутновская (12 МВт) и Мутновская ГеоТЭС (50 МВт), что составляет существенную часть энергетики полуострова. Более распространенными являются месторождения термальных вод с температурой около и более 100 °С. В России они имеются главным образом на Северном Кавказе, в Западной и Восточной Сибири. Геотермальный флюид с указанной температурой может быть использован в двухконтурных геотермальных энергоустановках с низкокипящим рабочим телом во втором контуре. Турбины на таких рабочих телах могут быть применены и на парогидротермальных ГеоТЭС для утилизации тепла отработавшего флюида и дополнительной выработки электроэнергии. Применение геотермальных энергоустановок на низкокипящих рабочих телах позволит существенно расширить географию геотермальной энергетики. Наряду с производством электроэнергии геотермальные ресурсы широко применяются для теплоснабжения. Суммарное годовое производство тепла на этой основе в мире составляет 13•109 кВт•ч (тепловых).

Приоритетные технологические направления в геотермальной энергетике: освоение и широкое применение двухконтурных ГеоТЭС на низкокипящих рабочих телах, что существенно расширит область ее применения, а также позволит значительно повысить КПД парогидротермальных ГеоТЭС; повышение экологичности ГеоТЭС и систем геотермального теплоснабжения, поскольку добываемый геотермальный флюид может содержать вредные вещества, в том числе в виде растворенных газов. Последние могут выделяться из флюида в технологическом цикле ГеоТЭС. Поэтому отработавший флюид должен закачиваться обратно в пласт. Предварительно в нем должны быть растворены выделившиеся газы, если они представляют опасность для окружающей среды. Эта технология реализована в России на Мутновской ГеоТЭС, являющейся полностью экологически чистой. Подавляющая часть оборудования Мутновской ГеоТЭС сделана в России. Значительная часть капитальных затрат приходится на бурение и обустройство геотермальных скважин, а также на разведочное бурение. Эта проблема — общая и для нефтяной и газовой промышленности — гораздо масштабнее, чем геотермальная энергетика. Все технологические достижения в области бурения в нефтяной и газовой промышленности могут быть и должны использоваться и в геотермальной энергетике.

Малую гидроэнергетику относят к нетрадиционной энергетике, тем не менее она отличается от «большой» только уровнем мощности. Принято считать, что к малым относятся ГЭС, установленная мощность которых не превышает 30 МВт при мощности единичного агрегата не более 10 МВт. В малой гидроэнергетике выделяют также категорию микроГЭС, мощность которых колеблется от сотен ватт до десятков киловатт.

В бывшем СССР малые ГЭС имели достаточно широкое распространение. В 50-е гг. прошлого века их число превышало 6,6 тыс. при суммарной установленной мощности 332 МВт. В последующем их число резко снизилось. Тенденция к сокращению числа малых ГЭС в этот период наблюдалась во многих странах. В последнее время эта тенденция сменилась на обратную. В настоящее время в мире суммарная установленная мощность малых ГЭС 61•106 кВт. Малая гидроэнергетика — бурно развивающееся направление. Мощность малых ГЭС невелика, поэтому они, по сравнению с крупными ГЭС, оказывают минимальное негативное влияние на окружающую среду или вообще экологически безопасны. В России потенциал малой энергетики весьма велик. Наибольшая его часть приходится на Дальневосточный и Восточно-Сибирский регионы.

Приоритетные технологические направления в малой гидроэнергетике состоят в унификации и стандартизации оборудования, на высоком уровне его заводской сборки с целью его удешевления, доведении автоматизации оборудования до уровня, не требующего присутствия на ГЭС обслуживающего персонала.

Приливные электростанции (ПЭС) пока еще не получили широкого распространении. Однако сегодня, после 40 лет успешной эксплуатации пионерных в мире ПЭС РАНС во Франции и Кислогубской ПЭС в России, можно с уверенностью сказать, что приливные электростанции устойчиво работают в совре­менных энергосистемах, выдавая гарантированно постоянную в течение месяца, возобновляемую и  экологически чистую электроэнергию.

В настоящее время в мире разведано более 100 створов ПЭС с экономически целесообразным энергопотенциалом 4000 ГВт и возможной выдачей электроэнергии более 200 ГВт ч. В России по результатам проведенных в последнее время НИР и ПИР в ближайшее время представляется целесообразным создание Северной ПЭС (15 мВт) и мощных Мезенской (8 ГВт) и Тугурской (4 ГВт) ПЭС. В более отдаленной перспективе рассматривается строительство Пенженской ПЭС (80 ГВт).

Приоритетные технологические направления в использовании энергии приливов:

  • Использование наплавного способа возведения ПЭС с созданием наплавных блоков в заводских условиях, транспортировке их по морю и посадке блоков в створ ПЭС. Использование наплавной технологии снижает затраты на строительство ПЭС практически вдвое.
  • Применение на ПЭС новых ортогональных гидротурбин (ось вращения расположена поперек потока), которые за счет снижения материалоемкости и технологической простоты изготовления позволяют снизить стоимость гидросилового оборудования более чем в два раза по сравнению с традиционными осевыми гидротурбинами.
  • Сглаживание характерной для ПЭС неравномерности выдачи мощности (периодичность приливов и отливов) за счет использования высокотехнологичных технологий аккумуляции электроэнергии (производство водорода, использование инерционных накопителей энергии, эффективных прибрежных ГАЭС).

Для реализации перечисленных технологий в створе Кислогубской ПЭС сооружен типовой наплавной блок-модуль ПЭС Мезенской ПЭС с ортогональным гидроагрегатом, который послужит прямым прототипом для строительства мощных ПЭС.

В проектируемой в настоящее время Северной ПЭС предусматривается создание экспериментального модуля по промышленному производству водорода.

Проведенные в последнее время на блок-модуле Мезенской ПЭС исследования подтвердили эффективность предлагаемых технологических направлений использования энергии приливов.

Непосредственное использование рассеянного тепла окружающей среды (грунта, воды, воздуха) возможно, если в данной среде имеется естественный природный градиент температуры. Например, в водоемах верхний слой воды, нагреваемый солнцем, теплее нижележащих, более глубоких слоев. В некоторых местах в силу местных климатических и гидрологических особенностей такой градиент в водных слоях достигает значений, при которых возможно применение тепловой машины. На этом принципе созданы экспериментальные энергоустановки, которые, однако, не были эффективны в силу низкого термодинамического КПД. Использование рассеянного температурно однородного тепла невозможно без затраты энергии извне. Устройствами, позволяющими использовать ресурсы низкопотенциального тепла различных природных сред, являются тепловые насосы. Теплонасосная установка (ТНУ) реализует по существу цикл холодильной машины. Затрачивая на работу компрессора единицу энергии и используя низкотемпературное тепло какой-либо из природных сред при температуре (например, 0—20 °С), ТНУ способна отдать потребителю тепловую энергию на температурном уровне 50—60 °С в количестве, которое в 3—5 раз превышает затраты энергии на привод компрессора. Таким образом, коэффициент трансформации энергии в ТНУ в данном примере 3—5. Если на привод компрессора расходуется электроэнергия, полученная на топливной электростанции с КПД, например, 0,35, то при коэффициенте трансформации энергии, равном трем, экономии первичного топлива мы не получим. Если же этот коэффициент выше, можно говорить об экономии первичного топлива. Коэффициент трансформации энергии возрастает при уменьшении разности температур. Поэтому с помощью ТНУ выгодно использовать сбросное тепло промышленных предприятий (стоки теплой воды, вентиляционные выбросы воздуха из обогреваемых помещений, канализационные стоки и т.п.) или термальную воду. Если применение ТНУ позволяет отказаться от прямого использования электроэнергии для теплоснабжения, то достигается значительная экономия энергии. ТНУ, применяемые для теплоснабжения и горячего водоснабжения в коммунальной сфере, выгодно отличаются от топливных котельных экологической чистотой. ТНУ находят в мире широкое применение. Их число составляет миллионы. В России имеются организации и фирмы как производящие оборудование, так и осуществляющие проектирование, монтаж и наладку ТНУ.

Когда говорят об энергии биомассы, то под термином «биомасса» понимается органическое вещество растительного и животного происхождения. Это органическое вещество используют для получения энергии. Биомасса может быть отнесена к возобновляемым источникам энергии только в случае, если ее потребление, например, в годичном цикле не превышает ее естественного прироста в этом цикле. На протяжении истории человечества, когда использовалось только растительное топливо, этот баланс не соблюдался. В результате лесов на земле значительно поубавилось.

Биомасса обладает всеми характеристиками, присущими ископаемому топливу: ее можно запасать и транспортировать, использовать для получения тепла и электроэнергии. К биомассе относятся древесина и отходы лесозаготовок и лесопереработки, отходы сельского хозяйства, в том числе животноводства, бытовые отходы в городах и населенных пунктах. Биомасса может быть использована термической или биологической конверсией. Термическая конверсия путем прямого сжигания издавна использовалась человечеством. Но это наименее эффективный способ использования биомассы. Более прогрессивный способ — пиролиз и газификация, в процессе которых могут быть получены более калорийные и удобные для использования виды газообразного и жидкого, в том числе моторного топлива. При биологической конверсии осуществляется анаэробное метановое сбраживание биомассы с получением биогаза, основной компонент которого метан. Продуктом биологической конверсии отходов сельского хозяйства (помимо биогаза) являются также высококачественные экологически чистые удобрения.

Основной вид используемой биомассы — древесина и отходы деревообработки. Россия обладает лесными ресурсами, составляющими 24 % мировых. Годовой прирост древесины достигает 1æ109 м3, возможная ежегодная добыча 38 млн. т у.т. Качество древесины как топлива делает ее пригодной для использования в энергоустановках относительно малой мощности. Газогенераторная установка, работающая на древесине, в восточных лесных районах страны вполне конкурентоспособна с дизель-электрической установкой сопоставимой мощности. В России выпускается оборудование для таких газогенераторных установок, а также комплектное оборудование различной производительности для биологической конверсии биомассы. Экологическое значение использования биомассы в виде различных отходов сельскохозяйственного и бытового происхождения трудно переоценить.

Приоритетная технология в использовании биомассы — повышение эффективности процессов получения моторного и другого более удобного для применения и более калорийного топлива по сравнению с исходным материалом.

Водород как энергоноситель не относится к возобновляемым источникам энергии, но водородная энергетика вполне соответствует понятию «нетрадиционная» энергетика. Главное преимущество водорода — экологическая чистота, так как продукт его прямого сгорания или применения в электрохимических генераторах (топливных элементах) вода.

Основная трудность в реализации водородной энергетики (в том числе и при использовании водорода как топлива для транспортных средств) в том, что в природе водород как таковой отсутствует, он находится в химическом соединении с другими элементами, главным образом с кислородом (вода) и углеродом (углеводороды). Таким образом, прежде чем использовать водород, его надо получить. Для этого требуется затратить энергию. Один из основных способов получения водорода — электролиз воды. Далее полученный водород можно сжигать в паротурбинном цикле для получения электроэнергии либо использовать с той же целью в топливных элементах. Их КПД достигает 70 %. КПД электролизера не превышает 0,8—0,9, поэтому суммарный КПД системы электролизер—топливный элемент около 0,6. Чтобы получить на выходе системы единицу электроэнергии нужно затратить в электролизере 1,6—1,7 единиц энергии.

При конверсии углеводородов с получением водорода затрачивается меньше энергии, чем при электролизе воды. Однако углеводороды сами по себе качественные виды топлива, в том числе моторного.

По энергоемкости на единицу массы водород существенно превосходит любые другие энергоносители, но уступает им всем по объемному показателю, т.е. по энергоемкости на единицу объема. Поэтому хранение водорода, в том числе на борту транспортного средства, достаточно серьезная проблема.

Проблема водородной энергетики активно разрабатывается, обсуждается в научной печати и на многочисленных конференциях вот уже более тридцати лет, тем не менее эта проблема содержит больше вопросов, чем ответов. Можно лишь обозначить приоритетные задачи в области водородной энергетики: повышение эффективности реформинга углеводородного топлива с получением водорода, в том числе на борту транспортного средства; повышение эффективности паровой конверсии угля с выделением водорода из получаемого синтез-газа; исследование возможностей получения водорода из биомассы с помощью биологической конверсии; повышение объемной энергоемкости при хранении водорода путем применения наноразмерных структур вместо металлогидридов. Водородная энергетика в начале долгого пути, который ей предстоит пройти.

1.4.2. Электропередача

Сетевое хозяйство Российской Федерации чрезвычайно разнообразно. Общая протяженность воздушных линий электропередач, входящих в состав ЕЭС России, напряжением 0,38—1150 кВ на 1 января 2007 г. составляла свыше 3 млн. км в одноцепном исчислении, в том числе по классам напряжений:

0,38 кВ — 1250 тыс. км;

3—6 кВ — 90 тыс. км;

10 кВ — 1110 тыс. км;

15—20 кВ — 6 тыс. км;

36—60 кВ — 160 тыс. км;

110—154 кВ — 296 тыс. км;

220 кВ — 102 тыс. км;

330 кВ — 10,5 тыс. км;

400 кВ — 0,1 тыс. км;

500 кВ — 37,1 тыс. км;

750 кВ — 3 тыс. км;

800 кВ — 0,2 тыс. км;

1150 кВ — 0,8 тыс. км.

В обозримом будущем высшим классом напряжения в ЕЭС России останется 1150 кВ для сетей переменного тока и 1500 кВ для передачи постоянного тока.

Сеть 750 кВ будет развиваться в европейской части ЕЭС России для усиления связей между ОЭС Северо-Запада и Центра, повышения надежности выдачи мощности АЭС, находящихся в этой зоне.

Сети 500 кВ будут использованы для присоединения ОЭС Востока к ЕЭС России, усиления основных связей в ОЭС Северного Кавказа, Центра, Поволжья, Урала, Сибири а также для развития межсистемных связей между ОЭС России.

Сеть 330 кВ продолжит выполнять системообразующие функции в ряде энергосистем и ОЭС европейской части России и обеспечивать выдачу мощности крупных электростанций.

Протяженность вводимых электрических сетей напряжением 330 кВ и выше до 2015 г. в высоком, базовом и низком вариантах роста уровня электро- и теплопотребления оценивается соответственно 25, 20 и 15 тыс. км.

Основные тенденции в развитии сетей 220 кВ: усиление распределительных функций; сокращение длины участков; повышение плотности электрических сетей. В ряде энергосистем Дальнего Востока (Сахалинэнерго, Магаданэнерго, Камчатэнерго), а также европейской части страны (Архэнерго) эти сети останутся основными. Минимальная протяженность линий электропередачи 220 кВ, которые предполагается ввести до 2015 г., оценивается в 15 тыс. км.

Сети 110 кВ получили большое развитие во всех энергосистемах и изолированно работающих энергоузлах России. Основное направление в развитии сети 110 кВ — дальнейший охват ими территории России с целью повышения надежности электроснабжения потребителей. Минимальная протяженность вводимых линий электропередачи 110 кВ до 2015 г. оценивается в 55 тыс. км.

В распределительных сетях в качестве основной сохранится существующая система напряжений: НО-35-10(6)-0,4 кВ. Их развитие будет осуществляться путем приоритетного развития сетей ПО кВ и перевода линий электропередачи на более высокое напряжение (с 6 на 10 кВ и с 35 на 110 кВ).

Основные направления развития распределительных электрических сетей: опережающее развитие сетей 35—110 кВ; взаиморезервирование сетей 10 кВ; автоматизация и телемеханизация электросетевых объектов; разукрупнение центров питания; широкое внедрение изолированных проводов; внедрение автономных энергоисточников. Необходимый ввод линий электропередачи сельскохозяйственного назначения оценивается протяженностью порядка 2400 тыс. км. Реализация основных направлений развития распределительных электрических сетей требует участия государства в финансировании соответствующих работ.

Наряду с формированием ЕЭС России на обжитой территории страны, до 2015 г. может потребоваться решение сложной технико-экономической задачи формирования и объединения энергосистем и энергоузлов в малообжитых, удаленных от основных энергетических центров районов Восточной Сибири и Дальнего Востока. Характерными для этой зоны являются: большая удаленность друг от друга промышленных и энергетических узлов; высокая стоимость добычи топлива и его доставки к местам использования. Для объединения этих энергоузлов и энергосистем и присоединения их к ЕЭС России наряду с линиями электропередачи переменного тока можно рассматривать возможность использования электропередачи постоянного тока.

В период до 2020 г. предстоит решить ряд других актуальных задач. Одна из них — повышение управляемости электрических сетей за счет широкого применения различных управляемых элементов, в том числе управляемых реакторов, статических тиристорных компенсаторов, фазоповоротных трансформаторов, более современных устройств РПН для трансформаторов и автотрансформаторов, вставок постоянного тока и т.д. Применение этих средств управления повысит пропускную способность электрической сети, улучшит качество электрической энергии, повысит надежность и экономичность работы электрических сетей.

Важная задача — повышение степени компенсации реактивной мощности в электрических сетях 750 и 500 кВ, уровень которой в сетях 750 кВ в настоящее время оценивается 80 %, в сетях 500 кВ — 35 %. Целесообразно степень компенсации реактивной мощности в сетях 750 кВ довести до 100 %, а в сетях 500 кВ — до 80—100 %.

 

Требуемая высокая надежность электроснабжения заставляет искать различные пути усиления сетей при наличии жестких экономических ограничений. За рубежом в последние годы наблюдается существенное продвижение в этом направлении. Кроме прокладки новых линий в широких масштабах проводится реконструкция воздушных линий (BЛ) с применением новых типов проводов и опор для повышения нагрузочной способности при минимальном отчуждении земель под коридоры линий электропередач (ЛЭП).

Наиболее эффективный метод повышения пропускной способности ВЛ (без какой-либо реконструкции опор) — замена типа провода. Новые типы проводов с высокой термостойкостью (до 212 °С) и малым провесом позволяют повысить пропускную способность более чем вдвое. В разных странах мира разработано много типов проводов, позволяющих существенно повысить нагрузку высоковольтных линий (ВЛ). В качестве примера можно привести их применение в энергокомпании National Grid (Великобритания). Анализ показал, что наиболее эффективным в отношении возможности повышения температуры при допустимом провесе является провод из циркониевого сплава и высокотемпературного алюминия, усиленный стальной сердцевиной с зазором относительно провода (GZTACSR). Однако более экономично применение сталеалюминиевого провода с трапецеидальной формой жил (ACSSTW), который сравнительно немного дороже обычного сталеалюминиевого провода ACSR, но дешевле, чем другие провода. Пример другого решения — увеличение сечения провода с соответствующим усилением опор либо замена проводов ACSR на провода TACFR с полимерным сердечником из эпоксидной смолы, армированной высокопрочными углеродными волокнами.

В связи с необходимостью усиления сетей в России следует разработать и широко внедрять такие провода. За рубежом активно применяются провода, совмещенные с волоконно-оптическими линиями связи. Это технически и экономически целесообразное решение в России также применяется при строительстве новых и реконструкции старых ЛЭП (провода с оптико-волоконными каналами типа OPGW).

Протяженность подземных кабельных сетей исчисляется сотнями тысяч километров. Только в Москве находится в эксплуатации около 20 тыс. км силовых кабелей низкого напряжения 0,4 кВ, 36 тыс. км кабелей среднего напряжения 10 кВ и около 760 км кабелей высокого напряжения 110, 220 и 500 кВ. Бóльшая часть силовых кабелей, находящихся в эксплуатации, — это кабели старых конструкций с пропитанной бумажной изоляцией в свинцовых и алюминиевых оболочках (доля последних около 50 %). Сроки эксплуатации кабельных линий (КЛ) высокие — 40 лет и более. Соответственно кабели имеют высокие показатели удельной повреждаемости. Поэтому задача организации производства новых высоконадежных кабелей является крайне актуальной. Такими кабелями являются кабели последнего поколения с изоляцией из СПЭ, стойкого к развитию в изоляции водных триингов, рассчитанные на длительный срок эксплуатации, в том числе в неблагоприятных условиях подземной прокладки (химически агрессивные и обводненные грунты). Помимо высокой надежности, СПЭ-кабели имеют ряд эксплуатационных преимуществ перед кабелями с пропитанной бумажной изоляцией: повышенная на (17—25 %) пропускная мощность; низкая трудоемкость при монтажах и обслуживании; прокладка без ограничения разности уровней на трассах.

Другая важная проблема, связанная с кабельной техникой, — повышение пожаробезопасности кабелей и проводов. В настоящее время в России кабели пожаробезопасного исполнения получили широкое распространение пока на объектах атомной энергетики, их применение рекомендуется и для других потребителей.

Проблема повышения передаваемой мощности и минимизации потерь энергии в силовых кабелях имеет давнюю историю. В кабелях на основе традиционных материалов (медь, алюминий) существенный прогресс всегда был связан с использованием новых изоляционных композиций за счет повышения класса электрического напряжения. Сверхпроводящие кабели (СПК) позволяют увеличить передачу энергии до единиц-десятков гигавольт-ампер за счет повышения плотности тока при снижении потерь энергии и без изменения или при снижении класса напряжения.

Прогресс в области разработки высокотемпературных сверхпроводников возродил интерес к созданию СПК на основе высокотемпературной сверхпроводимости. В США, Японии к настоящему времени достаточно продвинуты работы по созданию СПК. Интерес к ним связан еще и с тем, что либерализация рынка сбыта электроэнергии в западных странах заставляет энергетические компании и сети заботиться об увеличении пропускной способности передающих линий. Основные преимущества СПК перед традиционными:

  • увеличение единичной передаваемой мощности на линиях тех же габаритов;
  • повышение эффективности передачи в связи с малыми потерями энергии и повышение качества электроэнергии;
  • увеличение срока жизни кабеля;
  • увеличение критической длины кабеля;
  • экологическая чистота и пожаробезопасность;
  • возможность передачи большей мощности при пониженном напряжении.

По оценкам различных специалистов, СПК на основе высокотемпературной сверхпроводимости становятся экономически конкурентоспособными в сравнении с обычными при уровне передаваемой мощности 0,3—0,5 ГВ·А.

Решению проблем надежного функционирования ЕЭС и увеличения пропускной способности системообразующих связей, оперативного регулирования реактивной мощности способствует развитие управляемых систем электропередачи переменного тока (FACTS).

Устройства FACTS фактически превращают электрические сети из пассивных транспортных средств передачи электроэнергии из одного пункта в другой в «активные» устройства, которые позволяют изменять параметры электрической сети в зависимости от режимных условий с требуемым быстродействием. В последнее время к статическим устройствам FACTS стали относить также разнообразные типы управляемых шунтирующих реакторов (УШР), обеспечивающих регулирование напряжения в электрических сетях при значениях активной мощности в границах от нуля до так называемой натуральной мощности. Электромашинные устройства FACTS представляют собой комплексы, состоящие из асинхронизированных машин, генераторов, компенсаторов для объединения электроэнергетических систем.

Во всем мире применению технологии и устройств FACTS в электроэнергетических системах уделяется большое внимание. Статические устройства и технологии FACTS создаются всеми ведущими мировыми производителями оборудования: АВВ, Сименс, Арева и др. В нашей стране наблюдается отставание в области их производства и освоения в эксплуатации. В области же электромашинных устройств FACTS Россия занимает лидирующее положение в мире.

1.4.3. Оперативно-диспетчерское управление

Основой для осуществления оперативного и автоматического управления является телеинформация, поступающая от энергообъектов в диспетчерские центры РДУ, ОДУ и ЦДУ. Однако объем, качество и надежность передаваемой телеинформации пока еще не в полной мерее соответствуют современным требованиям. Так, объем телеинформации, используемой на зарубежных диспетчерских пунктах, в среднем на порядок больше, чем на отечественных.

Устройства телемеханики, датчики телеизмерений, применяемые в отечественной электроэнергетике, в своей основной массе устарели и не обеспечивают необходимой надежности и точности. Сеть связи на объектах нижнего уровня ограничивает скорость передачи телеинформации в пределах 50—200 бит/с (за рубежом 2400—9600 бит/с).

За последние годы удалось значительно обновить парк счетчиков электроэнергии. Практически на 80 % присоединений 220—500 кВ установлены электронные счетчики класса точности 0,2—0,5 как отечественного производства, так и импортные. Оснащение указанными устройствами позволяет обеспечить длительное автономное хранение информации в памяти счетчиков и создавать более гибкие структуры сбора информации от энергообъектов.

Кроме того, во всех вводимых в эксплуатацию автоматизированных системах коммерческого учета электроэнергии (АСКУЭ) организована регистрация средних получасовых значений мощности (электроэнергии) по каждому присоединению и накопительных значений потребленной электроэнергии за каждые сутки, неделю, месяц на основе данных, получаемых от счетчиков с импульсным или цифровым выходом.

Таким образом, существенно повышается объем телеинформации от генерирующих источников, следующим шагом является расширение объема телеинформации от подстанций разного уровня.

Наличие достаточного объема телеинформации в режиме реального времени позволяет повысить эффективность автоматизированных систем диспетчерского управления (АСДУ) ЕЭС России. АСДУ играли, играют и будут играть исключительно важную роль в обеспечении диспетчера необходимой достоверной информацией, поддержке его решений, во многом определяя соблюдение требований надежности, качества и экономичности электроснабжения.

Помимо развития систем АСДУ необходимо постоянно совершенствовать систему противоаварийного управления ЭЭС, которая обеспечивает координацию работы устройств противоаварийной автоматики. Главная задача этой системы — предотвращение аварии, а в случае ее возникновения - прерывание каскадного развития аварии и переход к установившемуся послеаварийному режиму.

В ближайшем будущем следует ожидать внедрения в рассматриваемую систему новой элементной базы и современных информационных технологий для повышения ее адаптивности, надежности и эффективности работы. Особое значение имеет дальнейшее развитие важнейших составляющих этой системы — советчиков диспетчера по восстановлению ЭЭС, работа над созданием которых находится в начальной стадии.

Противоаварийная автоматика в ближайшие годы будет развиваться в направлении создания верхних уровней иерархии, обеспечивающих координацию региональных и локальных устройств автоматической дозировки управляющих воздействий.

Совершенствование системы телепередачи должно обеспечить повышение скорости, надежности и объема информации, необходимых для решения задач координации.

Локальные устройства дозировки, а также пусковые и исполнительные устройства на энергообъектах будут переведены на микропроцессорную базу и связаны информационно с локальными сетями АСУ ТП подстанций и электрической части станций.

Быстродействующая и надежная передача команд противоаварийной автоматики требует совершенствования технологической связи и телемеханики. Основное направление технического перевооружения и развития средств связи — внедрение цифровых систем передачи и коммутации с переходом к широкополосным цифровым сетям и к интеллектуальным сетям. Переход к цифровой первичной сети связи будет осуществляться преимущественно путем широкого внедрения ВОЛС с подвеской оптических кабелей на линиях электропередачи и прокладкой кабелей для организации выходов на узлы связи Министерства связи и других ведомств.

Развитие систем противоаварийного управления требует не только совершенствования координации работы устройств, но и совершенствования самих систем автоматики.

Развитие отрасли потребует модернизации систем регулирования паровых турбин и технического перевооружения АСУ ТП блоков с целью повышения маневренности тепловых электростанций и участия их в первичном регулировании частоты за свет развития систем автоматического регулирования частоты и мощности (АРЧМ).

Техническое перевооружение АРЧМ должно обеспечить поддержание качества электроэнергии по частоте, предотвращение перегрузки связей, экономию затрат на топливо в целом по ЕЭС.

Особое внимание в связи с утяжелением режимов работы ЭЭС будет уделяться совершенствованию систем автоматического регулирования напряжения (АРН) и реактивной мощности. АРН требует развития производства управляемых средств компенсации реактивной мощности и FACTS: статических тиристорных преобразователей (СТК), управляемых шунтирующих реакторов (УШР), асинхронизированных синхронных генераторов (АСГ) и др.

На электростанциях необходимо внедрение групповых систем регулирования возбуждения генераторов (ГУВ).

Регулирование напряжения в узловых точках сети во многих случаях является локальной проблемой. Однако в отдельных регионах потребуется создание централизованных систем, обеспечивающих оптимизацию распределения реактивной мощности между отдельными ее источниками с целью снижения потерь электроэнергии в сетях.

Произошедший за последние годы в мире скачок в техническом совершенствовании автоматики релейной защиты, выразившийся в появлении микропроцессорных  устройств, определяет необходимость ориентации на их широкое внедрение в практику проектирования и эксплуатации. Использование такой техники позволит перейти к качественно новому поколению устройств, которые в отличие от электромеханических и статических (полупроводниковых и микроэлектронных) устройств дадут возможность реализовать более сложные и совершенные алгоритмы, они обладают свойством расширенной самодиагностики и практически неограниченными возможностями интеграции с АСУ ТП энергообъектов.

Вместе с тем микропроцессорные  устройства вносят новые качества как в идеологию автоматики релейной защиты, так и в практику ее эксплуатации. Требуется решение сложных и важных проблем, связанных с помехоустойчивостью и электромагнитной совместимостью, сигнализацией, управлением коммутационной аппаратурой, обеспечением дальнего резервирования, согласованием уставок дистанционных защит от замыканий на землю и т.п.

1.4.4. 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.


Обновлено 30.08.2013 14:34  
Интересная статья? Поделись ей с другими:

Основное меню

Авторизация


© 2016 Электротехнический портал. Все права защищены.

Яндекс.Метрика