Электоэнергетические системы

                         Содержание 

1. Классификация электроэнергетических систем………..3

1.1 Состав электроэнергетических  систем………………………………….3

1.2 Классификация……………………………………………………………5

2. Определение потребности  в энергии на  предприятии……………….8

3. Организация работы по экономии энергоресурсов

     в промышленности ……………………………………………………..13

3.1 Виды вторичных  энергетических ресурсов…………………………….19

Используемые  источники и литература……………………21 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

1. Классификация электроэнергетических систем. 

1.1 Состав электроэнергетических систем 

      Энергетическая система состоит из многочисленных энергетических объектов, включающих:

— электрические станции;

— электрические и тепловые сети (сетевые предприятия);

— систему оперативно-диспетчерского управления, представляющую собой производственно-управленческую иерархию: Центральное диспетчерское управление (ЦДУ), региональные объединенные диспетчерские управления (ОДУ), местные диспетчерские пункты в энергосистемах и на энергетических предприятиях (ДУ);

— энергоремонтные предприятия, производящие централизованный ремонт энергетического оборудования;

— строительные организации, обслуживающие периодическую реконструкцию и новое строительство энергетических объектов;

— систему технико-экономического управления: от Российского (РАО «ЕЭС») до региональных (местных) энергетических управлений (АО «Энерго»), в составе которых особенно важны сбытовые подразделения (энергосбыты) и организации энергетического контроля (Энергонадзор);

— вспомогательные предприятия и организации (автомобильные и железнодорожные хозяйства, подсобные службы и т.п.). 

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

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

Межсистемные линии электропередачи выполняют функцию транспорта энергии между энергосистемами и отдельными предприятиями. Это обычно линии высокого напряжения — 750 кВ, 500 кВ, 330 кВ, 220 кВ, редко—110 кВ.

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

      Обслуживанием линий электропередачи и подстанций занимаются предприятия электрических сетей (ПЭС). Предприятия электрических сетей, обслуживающие магистральные сети, выделены в самостоятельное крупное объединение Магистральных электросетей (МЭС). Электрические подстанции представляют собой довольно сложный комплекс оборудования, требующий квалифицированного обслуживания. Здесь установлены электрические трансформаторы разного напряжения и мощности — от десятков до сотен киловольт-ампер (кВА), высоковольтные выключатели, реакторы (аппараты, компенсирующие токи короткого замыкания), разъединители и др. 

       Для эксплуатации распределительных сетей создается несколько типов предприятий: предприятия электросетей (ПЭС), входящие в состав энергосистем; предприятия-перепродавцы, находящиеся на полном хозрасчете; предприятия электросетей — перепродавцы, обслуживающие

небольшие города и населенные пункты и покупающие энергию у энергосистем. В ведении этих предприятий находятся также трансформаторные подстанции (ТП) и распределительные устройства (РП). Они трансформируют электроэнергию с высокого (110, 35,6—10 кВ) на низкое, потребительское, напряжение (220—380 В) и распределяют ее в районах и микрорайонах города для жилых и общественных зданий. 

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

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

  

1.2 Классификация 

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

     Энергосистемы по мощности можно классифицировать по трем группам: свыше 5 млн. кВт, от 1 до 5 млн. кВт и до 1 млн. кВт. В изолированно работающих энергосистемах второй и в особенности третьей групп возможности использования крупных агрегатов и станций, гибкого маневрирования рабочими мощностями и резервами, наиболее эффективного использования различных ТЭР ограниченное. Эти и ряд других преимуществ крупных энергосистем явились определяющими факторами создания и развития ОЭС. Мощность ОЭС Центра, Урала, Сибири превысила 30 — 40 млн. кВт. 

По структуре мощностей различают энергосистемы:

преимущественно гидроэнергетические, в которых удельный вес ГЭС составляет 50% и более (например, энергосистемы Средневолжская, Кольская);

преимущественно теплофикационные, в которых в балансе мощностей системы преобладают ТЭЦ (например, Московская и Уфимская энергосистемы); системы, в которых преобладают мощные ГРЭС и АЭС; системы с приблизительно одинаковым соотношением мощностей электростанций различных типов. Структура энергосистем по мере их развития претерпевает изменения. Эти изменения происходят в зависимости от соотношения масштабов ввода новой мощности на ГРЭС, ТЭЦ, АЭС. Одной из важнейших задач экономики энергетики является обоснование оптимальной перспективной структуры генерирующих мощностей энергосистем в динамике их развития. 

По территориальному охвату различают следующие шсргосистемы: районные (РЭУ и ПЭО), например Мосэнерго, Тула-энерго; объединенные, например ОЭС Центра, Сибири, и единую энергосистему РФ.

В развитии энергетической базы страны можно выделить четыре этапа: 1-й — 1920 — 1940 гг.; 2-й — 1941 — 1950 гг.; 3-й — 1951 — 1965 гг.; 1966—1990 гг.; 4-й—1991 г. по настоящее время.

     На первом этапе, начиная со второй пятилетки, в европейской части СССР и на Урале было создано несколько десятков энергосистем, на долю которых перед Великой Отечественной войной приходилось примерно 80 % выработки электроэнергии в стране. В этот период было положено начало созданию ряда объединенных энергосистем. В частности, были созданы ОЭС Центра и Юга.

     Второй и особенно третий этапы характеризуются дальнейшим укрупнением и объединением действующих энергосистем, созданием новых систем, началом формирования ЕЭС СССР и ОЭС Сибири. В 1965 г. в составе Единой энергосистемы параллельно работали по электросетям 500 кВ объединенные энергосистемы Центра, Средней Волги и Урала; электропередачей постоянного тока напряжением 800 кВ с ними были связаны ОЭС Юга и ОЭС Северного Кавказа. Единая энергосистема охватывала территорию площадью 4,9 млн. км, имела установленную мощность электростанций 53,8 млн. кВт и выработку электроэнергии 292 млрд. кВт-ч. К этому времени объединенные энергетические системы были на Северо-Западе, в Закавказье, Сибири и Средней Азии. 

    Четвертый этап развития энергетики характеризуется дальнейшим развертыванием работ по формированию ЕЭС СССР, укрупнению ОЭС и созданием межсистемных линий электропередачи 500 и 750 кВ. Начата подготовка к созданию в восточных районах страны межсистемных связей 1150 кВ переменного тока и 1500 кВ постоянного тока. Применение Этих напряжений позволит повысить пропускную способность одной цепи до 3—5 млн. кВт при дальности передачи 1,5 — 2 тыс. км. Уже к концу 1975 г. в состав ЕЭС СССР входило восемь ОЭС: Центра, Юга, Северо-Запада, Средней Волги, Северного Кавказа, Закавказья, Урала и Казахстана. Раздельно работали ОЭС Сибири, Средней Азии и Востока. Всего же в составе 11 ОЭС страны работают более 80 из 95 районных энергосистем. Выработка электроэнергии энергосистемами, входящими в ОЭС, достигла 97% общего ее производства в стране и более 93 % генерирующих мощностей. Важнейшим этапом на пути к завершению формирования ЕЭС СССР явилось присоединение к ней в 1978 г. ОЭС Сибири и ОЭС Казахстана после ввода в строй линии электропередачи 500 кВ Урал — Казахстан — Сибирь. 

2. Определение потребности  в энергии на  предприятии 

   Для реализации подцели сбалансированности энергосбережения энергетики предприятия должны планировать свою работу, причем это планирование в основном соответствует по своему содержанию плановой работе на любом энергетическом объекте. При этом особенно ярко проявляется энергетическая специфика, когда, во-первых, необходимо рассчитывать на перспективу два показателя — годовую потребность и 
максимальные нагрузки, в том числе по часам суток, дням недели, сезонам года. И, во-вторых, эти цифры могут быть только ориентировочными, расчетными, на них нельзя жестко строить производственно-хозяйственную деятельность, поскольку должно быть произведено ровно столько, сколько будет потребляться подразделениями предприятия. Иными словами, по выполнению или невыполнению плановых заданий нельзя судить о хорошей или плохой работе энергетиков. 

   Для балансирования возможного изменения нагрузок и объемов в энергохозяйстве всегда должны иметься энергетические резервы, по мощности и по объемам. На практике это требует наличия резервов мощности электрических трансформаторов на приемных (понизительных) подстанциях, резервов производительности производственно-отопительных котельных, компрессорных, холодильных и других станций, резервов топлива на складах (твердого и жидкого) и тп.

   Расчетное количество энергетических ресурсов, которое требуется предприятию, определяется с помощью методов планирования. Величина производственного потребления планируется, кик правило, нормативным методом, нагрузки и объемы энергопотребления на санитарно-технические нужды — методом аналогии, по данным прошлых периодов или расчетным путем с коррективами на прогнозируемые погодные (температурные) условия отопительного сезона.

   Для расчета  производственного потребления (Э_∑. ед. энергии/год) необходимо знать плановый объем производства по всем видам продукции (П_i„ ед продукции/год) и соответствующие нормы энергозатрат по каждому j-тому виду продукции и по каждому j-тому виду потребляемых энергетических ресурсов (bij. ед. энергии на ед. продукции): 

                                   Э_∑=∑_i ∑_j П_i · b_ij (ед. энергии/год).                       (1) 

   Однако  часто на предприятиях и в практике проектных расчетов годовое энергопотребление вычисляется по максимальным часовым нагрузкам в течение года (Р_p. ед. мощности или производительности) и по времени работы — календарному (τ_лал, ч)или фактическому (τ_ф, ч). Нагрузки определяются по установленной мощности энергоприемников технологического оборудования (N_у, ед. мощности или производительности) и коэффициентам его загрузки (k_з)  или использования (k_исп): 

                       Р_р = N_у • k_з  (ед. мощности или производительности).      (2) 

   Тогда годовое энергопотребление (по каждому виду энергии иди энергоносителя) может рассчитываться: 

                                   Э_год= ∑ N_у • k_з • τ_ф (ед. энергии/год)                           (3) 

Или

                     Э_год= ∑ N_у • k_исп • τ_кал (ед. энергии/год)                      (4) 

   Следует четко различать принципиально важные показатели: