Состав и структура топливно-энергетического комплекса

1. Повышается надежность электроснабжения потребителей за счет более гибкого маневрирования резервами, сосредоточенными на отдельных электростанциях; сокращается суммарный потребный резерв мощностей; повышается качество энергии.
2. Обеспечивается экономическая целесообразность концентрации производства электроэнергии путем увеличения единичной мощности электростанций и установки на них более мощных блоков, поскольку ослабляется ограничивающее влияние ряда внешних факторов, в том числе условий резервирования.
3. Снижается общий (совмещенный) максимум нагрузки вследствие несовпадения суточных максимумов нагрузки отдельных районов, что приводит к снижению необходимой генерирующей мощности объединенной энергосистемы.
4. Облегчается возможность задавать наиболее выгодные режимы работы для различных типов станций и агрегатов. В частности, создаются условия для использования мощных высокоэкономичных ГРЭС и АЭС в базе суточных графиков нагрузки энергосистемы.
5. 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 низкосортного топлива, 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.

Все 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.

Энергосистемы классифицируются по мощности, структуре  генерирующих мощностей и территориальному охвату.

Преимущества  крупных энергосистем:

• возможность использования крупных агрегатов и станций;
• гибкое маневрирование рабочими мощностями и резервами;
• наиболее эффективное использование различных топливно-энергетических ресурсов (ТЭР). 

Эти и  ряд других преимуществ явились  определяющими факторами создания и развития ОЭС (Центра, Урала, Сибири).

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, Тулаэнерго;
• объединенные, например ОЭС Центра, Сибири;
• единую энергосистему РФ.

В развитии энергетической базы страны можно выделить 5 этапов: 

1-й – 1920–1940 гг. 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 созданию ряда объединенных энергосистем. В частности, были созданы ОЭС Центра и Юга.

2-й – 1941–1950 гг.

3-й – 1951–1965 гг. Второй и третий этапы характеризуются дальнейшим укрупнением и объединением действующих энергосистем, созданием новых систем, началом формирования ЕЭС СССР и ОЭС Сибири. 

4-й – 1966–1990 гг. Характеризуется дальнейшим развертыванием работ по формированию ЕЭС СССР, укрупнению ОЭС и созданием межсистемных линий электропередачи. Уже к концу 1975 г. в состав ЕЭС СССР входило восемь ОЭС.

К началу 1983 г. ЕЭС СССР охватывала территорию площадью 10 млн км². В ее составе работало более 700 крупных электростанций. Основную часть генерирующих мощностей ЕЭС СССР составляли мощные ГРЭС. Из 95 энергосистем страны к началу 1983 г. 79 работали в составе ЕЭС СССР.

5-й – 1991 г. по настоящее время. В 1991 г. 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.

В связи  с совпадением во времени производства и потребления электроэнергии возникает  задача резервирования выхода из строя  мощностей в энергетике. 

Основной  проблемой резервирования в энергетике является обеспечение максимальной надежности и бесперебойности энергоснабжения, а также стабильности качественных параметров электроэнергии и теплоты как при аварийном выходе из строя агрегатов, так и при проведении плановых капитальных и текущих ремонтов оборудования. Нарушение электроснабжения приводит к экономическому ущербу у потребителей, в большинстве случаев во много раз превышающему потери энергосистем от недовыработки электроэнергии. Поэтому к резервированию в энергетике предъявляются особенно высокие требования. Надежность электроснабжения достигается за счет наличия общесистемного резерва.

Потери  отраслей народного хозяйства и  промышленности от недоотпуска энергии зависят:

• от вида выпускаемой продукции;
• технологических особенностей производства;
• себестоимости производства;
• мощности предприятия;
• продолжительности перерыва энергоснабжения. 

В общем  случае потери складываются из потерь:

• от недовыпуска;
• ухудшения качества продукции;
• повышения стоимости продукции;
• затрат на наладку и ремонт технологического оборудования;
• накладных расходов за период простоя цеха или предприятия. 

При этом простои технологического оборудования обычно бывают значительно продолжительнее, чем длительность перерывов энергоснабжения. Перерыв в электроснабжении приводит к особенно значительному ухудшению качества продукции и даже аварийной остановке производства.

В энергетике различают следующие виды системного резерва генерирующих мощностей: 

• ремонтный резерв – служит для обеспечения проведения плановых (текущих, средних и капитальных) ремонтов основного оборудования электростанций без отключений потребителей и снижения надежности энергоснабжения;
• аварийный резерв – служит для покрытия нагрузки при аварийном выходе из строя основного оборудования электростанций. 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; 
• народно-хозяйственный резерв – служит для покрытия нагрузки, возникшей сверх запланированной в текущем году и в расчете на ближайшую перспективу. Создается за счет опережающего ввода генерирующих мощностей.

Все эти  виды резервной мощности находятся  в непосредственном ведении диспетчерских  служб энергосистем и их объединений.

При обосновании  величины и размещения резервной  мощности в энергосистемах принимаются во внимание задаваемые уровни надежности электроснабжения потребителей и расчетной аварийности агрегатов электростанций, входящих в данную энергосистему.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Литература

1. Организация и планирование производства : учеб. пособие для вузов; под ред. А.Н. Ильченко, И.Д. Кузнецовой. – М.: Академия, 2008.
2. Максимов Б.К., Молодюк В.В. Теоретические и практические основы рынка электроэнергии: учеб. пособие.- М.: Изд. дом МЭИ, 2008.
3. Экономика и управление предприятиями энергетического комплекса : учеб. пособие по специальности 080502 Экономика и упр. на предприятии (по отраслям) / Г. М. Берегова [и др.]. - Иркутск : Изд-во ИрГТУ, 2008.
4. Самсонов В.С. Экономика предприятий энергетического комплекса: учеб. для вузов.- М.: Высш. шк., 2003.
5. Иванов И.Н. Организация производства на промышленных предприятиях: Учебник. – М.: Инфра-М, 2008.