МОРОЗОВ Ф. Я., инж., МОГИРЕВ В. В., ПОРТНОЙ М. Г., кандидаты техн. наук, ЦДУ ЕЭС СССР
Общая концепция развития электроэнергетики. Единая энергетическая система (ЕЭС) СССР является важнейшей частью топливно-энергетической базы и представляет собой централизованно развивающийся комплекс электростанций и сетей, объединенных общим технологическим режимом с единым оперативным управлением в масштабе страны.
Специфические особенности ЕЭС СССР характеризуются:
непрерывностью процессов производства, распределения и потребления электроэнергии;
строгим соответствием (балансом) генерации и потребления электроэнергии в каждый момент времени;
резкой неравномерностью потребления электрической энергии в суточном, недельном и сезонном интервалах;
жестким взаимодействием в едином производственном процессе большого числа энергетических объектов, размещенных на огромной территории;
необходимость координированного иерархического управления нормальными и аварийными режимами;
повышенными требованиями к обеспечению устойчивости и «живучести».
Эти особенности требуют специального подхода к планированию развития ЕЭС СССР и обеспечению ее надежной работы
Перестройка экономических отношений в нашей стране, внедрение регионального хозрасчета и экономической самостоятельности республик и областей, повышение требований к безопасности и экологической чистоте энергетических объектов приводят к необходимости существенной корректировки основных принципов и направлений развития ЕЭС СССР,
Главной в настоящее время становится проблема энергосбережения за счет структурных изменений в промышленности, применения энергосберегающих технологий, рационального использования энергоресурсов. Вместе с тем ускоренное развитие обслуживающих отраслей, сельского хозяйства, сферы быта, где потребность в электроэнергии далека от насыщения, требует сохранения достаточно высоких темпов прироста электропотребления (в целом по стране не менее 3—4 % в год). Это должно привести в ближайшие 15—17 лет практически к удвоению потребности в электроэнергии. Обеспечение необходимого ввода энергомощностей в ЕЭС СССР по условиям топливно-энергетического баланса страны может быть достигнуто за счет дальнейшего развития ядерной энергетики в европейской части ЕЭС, на Урале и Дальнем Востоке, создания и расширения крупных энергетических комплексов на базе экибастузского и канско-ачинского углей и тюменского газа, развития высокоэкономичных ТЭЦ и парогазовых установок на природном газе, дальнейшего использования возобновляемых гидроресурсов горных районов Сибири, Средней Азии и Кавказа.
Следует отметить, что дальнейшее освоение равнинных рек, особенно европейской части СССР, может быть рекомендовано лишь путем развития «малых ГЭС» без сооружения крупных водохранилищ. Замедление в развитии гидроэнергетики в европейской части СССР, отказ от сооружения ряда гидрокомплексов, входящих в состав АЭС, перевод в «щадящий» (более экологический) режим ряда существующих ГЭС сохраняют остроту проблемы маневренности электростанций в суточном цикле управления даже при сниженных темпах развития ядерной энергетики. Поэтому по-прежнему остается актуальной задача ввода в европейской части ЕЭС СССР гидроаккумулирующих электростанций, газотурбинных и парогазовых установок.
Концентрация энергомощностей. Принцип такой концентрации путем увеличения единичной мощности энергоблоков и электростанций всегда является основополагающим в развитии ЕЭС СССР, поскольку позволяет априорно определять лучшие экономические показатели энергоустановок.
Однако в настоящее время повышение требований к безопасности энергетических объектов (особенно АЭС), ужесточение их по экологии и необходимость энергетической сбалансированности районов в условиях регионального хозрасчета вносят существенные ограничения в реализацию этого принципа. В связи с этим мощность отдельных электростанций в ближайшие годы вряд ли превысит 6 млн. кВт на АЭС (Запорожская) и 6,4 млн. кВт на ТЭС (Сургутская, Нижневартовская, Березовская).
Проблема энергетической сбалансированности регионов также требует коррекции в условиях появления крупных топливно-энергетических комплексов и перехода на региональный хозрасчет, так как сбалансировать каждую энергосистему практически невозможно и экономически нецелесообразно.
Однако с позиций надежности и «живучести» ЕЭС СССР в целом разбаланс (несоответствие генерации и потребления электрической энергии) отдельных крупных регионов не должен превышать 5—7 %. Вместе с тем дефицит мощности отдельных энергоузлов и небольших энергосистем, покрываемый за счет передачи электрической энергии по сетям, может быть значительно большим.
Расширение магистральных сетей высших классов напряжения является важнейшим направлением развития ЕЭС СССР. Для обеспечения выдачи мощности крупных энергокомплексов, реализации эффектов параллельной работы и взаиморезервирования энергосистем, рационального использования пиковых мощностей пропускная способность электросети любого сечения, входящей в ЕЭС СССР, даже при самобалансе отдельных регионов должна быть не менее 5—7 % мощности, наименьшей из ее частей, разделяемых этим сечением.
Для достижения такой пропускной способности необходимо развивать сеть 750 кВ в западных районах ЕЭС СССР и строить взаиморезервирующие «широтные» линии электропередачи 1150 кВ переменного и 1500 кВ постоянного тока от Сибири до центральных районов страны.
Появление в структуре электрических сетей ЕЭС СССР кольцевых связей между удаленными ОЭС и недостаточная управляемость внешними перетоками могут сделать экономически эффективным применение в этих случаях специальных управляющих устройств для принудительного потокораспределения (вставок постоянного тока, асинхронизированных электромеханических преобразователей частоты, фазоповоротных устройств и т. п.).
Главные задачи развития ЕЭС СССР и ее регионов в тринадцатой пятилетке. В последние годы текущей пятилетки из-за значительного снижения темпов прироста электропотребления и относительно высоких зимних температур в период прохождения годового максимума нагрузок величина оперативного резерва мощности в ЕЭС СССР достигала 2—3 %, что обеспечивало поддержание частоты электрического тока в строгом соответствии с требованиями ГОСТа и удовлетворительное (по надежности) электроснабжение народного хозяйства страны.
В связи с резким сокращением капитальных вложений в новое строительство намечаемый в тринадцатой пятилетке ввод мощности на электростанциях значительно сократится по сравнению с предыдущими пятилетками.
Согласно принятым решениям по переориентации народного хозяйства на ускоренное развитие сельского хозяйства и сферы обслуживания, потребление электроэнергии в указанных областях будет возрастать в первую очередь. В этих условиях энергобалансы ЕЭС СССР в тринадцатой пятилетке будут сводиться при значительном ограничении прироста промышленного потребления. Поэтому одной из главных задач для надежного электроснабжения потребителей народного хозяйства в рассматриваемый период является сохранение достигнутого стабильного уровня частоты за счет поддержания величины оперативного резерва на уровне не менее 2—3 % (при среднегодовых температурах).
Наиболее сокращен ввод мощности на АЭС, что резко ухудшает балансы европейских регионов ЕЭС СССР и требует принятия специальных мер для снижения остроты дефицита в отдельных частях ЕЭС за счет взаимопомощи регионов.
Так, в ОЭС Северо-Запада из-за отказа от дополнительных вводов мощности на Игналинской АЭС, а также прекращения строительства Минской АТЭЦ возникает дефицит мощности, который достигнет к концу пятилетки 2,5—3 млн. кВт. Поскольку указанный дефицит в основном сосредоточен в Белоруссии, важнейшей задачей тринадцатой пятилетки для данного региона является ввод новых мощностей на ТЭЦ и сооружение ВЛ 750 кВ Смоленская АЭС — подстанция Белорусская.
Однако полностью скомпенсировать в ближайшие годы отсутствие вводов дополнительных мощностей на АЭС за счет указанных мероприятий, по-видимому, не удастся.
В результате остановки строительства Крымской АЭС и уменьшения вводов дополнительных мощностей в Южно-Украинском комплексе в ОЭС Украины и Молдавии дефицит мощности будет достигать 3—4 млн. кВт. В связи с этим необходимо существенно усилить связь ОЭС Украины с ОЭС Центра путем сооружения еще одной ВЛ 750 кВ. Учитывая экспортные обязательства СССР, оптимальным вариантом сооружения такой связи является ВЛ 750 кВ Смоленская АЭС — подстанция Киевская.
Для выдачи мощности Запорожской АЭС и формирования основной электросети восточной части ОЭС необходимо в 1991—92-е гг. завершить сооружение ВЛ 750 кВ Запорожская АЭС — подстанция Южнодонбасская — Донбасс. Для частичной компенсации недостающих мощностей и увеличения внешних перетоков в Крым следует построить ВЛ 750 кВ Запорожская АЭС — подстанция Каховская.
Вместе с тем дополнительным сооружением электрических сетей невозможно полностью заменить вводы мощностей на АЭС, поэтому на Украине и в ОЭС Северо-Запада требуется ускорить ввод собственных энергоисточников.
Вследствие остановки Армянской АЭС, задержки вводов на Ростовской АЭС (в балансе 1995 г. будут участвовать не более двух энергоблоков) даже при условии устойчивой работы замещающих энергоблоков на Азербайджанской, Тбилисской и Разданской ГРЭС дефицит мощности в ОЭС Северного Кавказа и Закавказья сохранится в течение всей пятилетки на уровне 1—2 млн. кВт.
Большое значение для этого региона имеет своевременный ввод ВЛ 500 кВ Ростовская АЭС — Буденовск и Ростовская АЭС — Невинномысск и ускорение сооружения второй ВЛ 500 кв из ОЭС Украины по направлению подстанция Южнодонбасская — Ростов.
Отказ от ввода четвертого энергоблока на Смоленской АЭС и шестого энергоблока на Курской АЭС увеличивает дефицит мощности в ОЭС Центра до 4—5 млн. кВт, что с учетом дефицитов в соседних регионах приведет к значительным ограничениям в электроэнергии потребителей в часы максимальных нагрузок. Для ликвидации наиболее «узких» мест в ОЭС Центра и в целом ЕЭС СССР важными являются вводы новых энергомощностей, а также ВЛ 500 кВ Липецк— Тамбов — Пенза и ВЛ 750 кВ Владимир —Михайлов.
В восточных регионах европейской части ЕЭС СССР — ОЭС Средней Волги и Урала обеспечится самобалансирование, если будет введена мощность 2—3 млн. кВт на Балаковской и Татарской АЭС. Главным для ОЭС Урала является ввод энергоблоков 800 МВт на Пермской, Сургутской и Нижневартовской ГРЭС.
Для выдачи планируемой мощности Балаковской АЭС необходимо ввести ВЛ 500 кВ Балаковская АЭС — Пенза и закончить сооружение транзита 500 кВ Балаковская АЭС — Уральск — Карачаганак — Оренбург.
С достижением полной проектной мощности Балаковской АЭС и вводом первых блоков на Татарской АЭС потребуется сооружение ВЛ 1150 кВ Урал — Средняя Волга — Центр, которая вместе с строящейся линией электропередачи 1150 кВ Сибирь— Казахстан—Урал станет основным объектом, обеспечивающим выполнение перечисленных принципов развития ЕЭС СССР.
Намечаемые вводы энергомощностей на Экибастузской ГРЭС-2 и ряде ТЭЦ обеспечивают в тринадцатой пятилетке самобаланс в ОЭС Казахстана, охватывающей в основном его северные районы. Однако для покрытия возрастающих нагрузок Карагандаэнерго и южных районов Казахстана необходим ввод В Л 500 кВ Экибастуз—Агадырь, сооружаемой в габаритах ВЛ напряжением 1150 кВ.
Указанная ВЛ позволит также обеспечить подключение ОЭС Средней Азии на параллельную работу с ЕЭС СССР, что явится крупным шагом в развитии ЕЭС СССР и повысит надежность электроснабжения южных энергосистем Казахстана.
Наличие в структуре энергомощностей ОЭС Средней Азии большой доли ГЭС, выработка которых существенно зависит от природных условий, приводит к тому, что в годы с небольшой наполненностью рек водой энергобаланс объединения становится остродефицитным, в противоположном случае — возможны временные избытки мощности. Поэтому главной задачей региона является ввод мощности на Талимарджанской ГРЭС.
Наличие избыточной пиковой мощности на ГЭС Сибири и намечаемые вводы мощности на электростанциях КАТЭК обеспечивают большую устойчивость энергобалансов ОЭС Сибири в тринадцатой пятилетке по сравнению с энергобалансами в других регионах.
Фактические избытки пиковой мощности (с учетом недоиспользования мощности Красноярской ГЭС) составляют около 4 млн. кВт, а с вводом Богучанской ГЭС — могут быть и больше. Вводы базовой мощности на Березовской ГРЭС и ТЭЦ позволяют (при соответствующем выделении топлива) выработать на электростанциях до 8—10 млрд. кВт-ч. избыточной электроэнергии.
Учитывая дефицитность баланса европейской части ЕЭС СССР, выдача избытков мощности ОЭС Сибири в западные районы является важной задачей развития основной сети ЕЭС СССР.
С этой целью в тринадцатой пятилетке предусмотрены ввод ВЛ 1150 кВ Барнаул — Итат, перевод всего транзита Сибирь — Казахстан — Урал на напряжение 1150 кВ и пуск первой очереди электропередачи постоянного тока (ППТ) напряжением 1500 кВ Экибастуз — Тамбов. В дальнейшем ППТ 1500 кВ должна быть продлена до Итата, что позволит максимально использовать возможность как транзита ВЛ 1150 кВ, так и ППТ 1500 кВ и обеспечит их взаимное резервирование.
Внутри ОЭС Сибири для передачи избытков мощности в Итат необходимо построить ВЛ 1150 кВ Итат — Канск (в дальнейшем продлив ее до Братска) и ВЛ 500 кВ для выдачи мощности Богучанской ГЭС.
При благополучном энергобалансе ОЭС Сибири в целом балансы ее восточных районов (Бурятии и Читы) складываются по годам тринадцатой пятилетки со значительными дефицитами, поэтому особое значение для электроснабжения потребителей этих районов имеет ввод мощности на Харанорской ГРЭС и сооружение ВЛ 500 кВ Иркутск — Гусиноозерск — Чита и Сковородино—Могоча.
Недостаточность пропускных способностей тяговых транзитов 220 кВ по БАМ и транссибирской магистрали и несвоевременный пуск Харанорской ГРЭС сдерживают развитие электрификации БАМ и не позволяют присоединить в тринадцатой пятилетке ОЭС Востока к ЕЭС СССР. В связи с этим уровень электропотребления в регионе будет определяться только возможностями электростанций ОЭС. Ограниченность топливно-энергетических ресурсов в крае делает необходимым ввод в этой зоне атомной электростанции.
Управление режимами работы ЕЭС СССР. Основным отличием управления ЕЭС СССР от зарубежных энергообъединений является высокая степень диспетчерской централизации, при которой команды диспетчера ЦДУ ЕЭС СССР, изменяющие или ограничивающие загрузку электростанций и отключающие потребители, обязательны для персонала всех ОДУ и энергосистем, входящих в ЕЭС СССР.
Такое положение обеспечивает высокую надежность работы энергосистем в условиях дефицита мощности как в отдельных регионах, так и в ЕЭС СССР в целом, предельного использования пропускной способности межсистемных связей, дефицита гидроресурсов или топлива и т. п.
При переходе на региональный хозрасчет перед системой диспетчерского управления возникает новая задача: как экономически подкрепить действия диспетчера, которые наносят ущерб какой-либо одной энергосистеме в интересах объединения в целом.
Некоторый опыт в этом отношении накоплен в ОЭС стран — членов СЭВ. В течение нескольких лет экономическая система была такой, что при дефиците мощности в отдельных энергосистемах было выгодно нарушать согласованный диспетчерский график. Это приводило к частым срабатываниям делительной автоматики (до 60—80 раз в год). После введения экономической защиты диспетчерского графика в последние два года произошло лишь несколько действий этой автоматики.
По-видимому, такой же принцип целесообразно использовать при переходе на региональный хозрасчет энергосистем, входящих в ЕЭС СССР.
Оптимизация энергетических режимов в настоящее время выполняется по минимуму расхода топлива на электростанциях с учетом потерь электроэнергии в электрических сетях. Переход к оптимизации по минимуму затрат на топливо пока еще нецелесообразен, так как цены на топливо не отражают его экономической ценности.
Намечаемое развитие электростанций и основных электрических сетей ЕЭС СССР ставит новые задачи в области противоаварийного управления, имеющие особое значение. Для обеспечения устойчивости ЕЭС СССР при аварийных отключениях больших мощностей (энергоблоков 1000— 1500 МВт, ВЛ 1150 кВ и ППТ 1500 кВ с перетоками 2000—3000 МВт и т. п.) объемы воздействий противоаварийной автоматики должны быть значительно увеличены.
Решение задач противоаварийного управления будет осуществляться в основном за счет дальнейшего развития успешно используемого в настоящее время принципа сбалансированных управляющих воздействий, т. е. отключения или разгрузки генераторов в передающих частях ЕЭС и автоматического отключения потребителей в ее приемных частях.
Однако применение этого принципа ограничивается требованиями надежности работы потребителей и электростанций. Ряд этих требований входит в действующие нормативы. Так, по нормам технологического проектирования АЭС необходимо, чтобы в нормальной схеме при отключении любой из отходящих линий обеспечивалась устойчивость без действия противоаварийной автоматики.
В международной практике, а также в первых выпусках норм технологического проектирования энергосистем предусматривается, что в нормальных режимах отключение каких-либо элементов электросети не должно приводить к действию автоматики (правило «JV—1»), Кроме того, к САОН (специальной автоматике отключения нагрузки) могут подключаться только те потребители, которые допускают перерыв питания на время восстановления режима (20 мин). В последние годы эти требования учитываются не в полной мере.
Важнейшим направлением развития основной электрической сети ЕЭС СССР должно быть ее усиление с тем, чтобы в нормальных схемах и режимах выполнялось правило «N—1».. Техническую реализацию новых устройств автоматики в первую очередь предполагается осуществлять с помощью цифровых комплексов, устанавливаемых в ОДУ и на крупных электростанциях.
В настоящее время с помощью таких комплексов производится централизованное сбалансированное управление. Однако по условиям уменьшения отключения потребителей и генераторов и повышения надежности действия автоматики перспективным является переход к координированному управлению, которое позволяет увеличивать небаланс в управляющих воздействиях в зависимости от режима ЕЭС СССР в целом. Первое координирующее устройство КСПА в течение нескольких лет успешно эксплуатируется в ЦДУ ЕЭС СССР.
В тринадцатой пятилетке будут продолжены работы по совершенствованию системы оперативно-диспетчерского управления и автоматизации с целью повышения надежности и экономичности энергообъединений и ЕЭС СССР в целом. Основными направлениями этих работ являются:
дальнейшее развитие систем автоматического управления нормальными и аварийными режимами, широкое использование для этих целей управляющих микро- и миниЭВМ;
завершение создания во всех ОДУ и в большинстве энергосистем многомашинных комплексов, обеспечивающих работу в реальном времени с развитыми диалоговыми системами;
широкое внедрение персональных
ЭВМ и их подключение к системе многомашинных комплексов;
освоение систем телеобработки, внедрение абонентских пунктов для решения задач планирования режимов и оперативного управления при разделении времени;
организация единой информационной сети ЕЭС СССР, существенное повышение объема, надежности передачи и достоверности телеинформации;
дальнейшее развитие сети связи, увеличение протяженности, повышение надежности кабельных и радиорелейных линий связи, завершение автоматизации телефонных станций;
совершенствование систем оптимизации энергетического режима на основе комплекса взаимосвязанных программ, охватывающих все временные уровни управления;
создание систем обучения и тренировки оперативного персонала на базе ЭВМ.
Вывод
Основной задачей электроэнергетики в ближайшие 5—10 лет является сохранение достигнутого уровня надежности работы энергосистем и электроснабжения потребителей. С этой целью необходимо:
ежегодно вводить дополнительную мощность в «дефицитных» регионах ЕЭС СССР на ТЭС и АЭС величиной не менее 5—7 млн. кВт;
обеспечить сооружение ВЛ 750 и 500 кВ для надежной выдачи мощности АЭС;
построить важнейшие межсистемные линии 1150, 750 и 500 кВ переменного тока и ввести первую очередь ППТ 1500 кВ для наиболее полного маневра резервными мощностями;
усовершенствовать систему хозрасчета в направлении экономической защиты диспетчерского графика;
разработать юридическую, нормативную и экономическую основы сочетания централизованного диспетчерского управления с региональным хозрасчетом;
расширить использование централизованных и координированных комплексов противоаварийного управления для повышения пропускной способности основной электрической сети ЕЭС СССР и обеспечения надежной ее работы;
исходить (при проектировании развития электрической сети) из необходимости обеспечения устойчивой выдачи мощности АЭС и системообразующих линий электропередачи в основных планируемых режимах без действия противоаварийной автоматики.
