Создание и развитие электроэнергетики России включает 6 стадий, которые тесно связаны с динамикой объемов производства электроэнергии по годам (см. рис. В.1).

Рис. В.1. Динамика объемов производства электроэнергии по годам

До 1920 г.

Электростанции, под появились не сразу. В 70-х и начале 80-х годов XIX века место производства электроэнергии не было отделено от места потребления.

Электрические станции, обеспечивавшие электроэнергией ограниченное число потребителей, назывались блок-станциями . Нагрузкой для них служили дуговые лампы, лампы накаливания и электродвигатели . На таких электрических блок-станциях в качестве первичных двигателей применялись в основном поршневые паровые машины. В отдельных случаях использовались двигатели внутреннего сгорания, в то время являвшиеся новинкой.

Впервые блок-станции были построены в Париже для освещения улицы Оперы. В России первой блок-станцией явилась станция для освещения Литейного моста в Петербурге, созданная в 1879.

Однако идея централизованного производства электроэнергии была настолько экономически оправданной и настолько соответствовала тенденции концентрации промышленного производства, что первые центральные электростанции (ЦЭС) возникли уже в середине 80-х годов и быстро вытеснили блок-станции. В связи с тем, что в начале 80-х годов массовыми потребителями электроэнергии могли стать только источники света, первые центральные электростанции проектировались как правило для питания осветительной нагрузки и вырабатывали постоянный ток .

В сентябре 1882 г была сдана в эксплуатацию первая в мире центральная электростанция в Нью-Йорке с установленной мощностью 540 кВт. Станция снабжала электроэнергией на постоянном токе обширный по тому времени район площадью 2,5 км 2 .

В России первыми ЦЭС считаютя электростанции, построенные в 1883 г. фирмой "Русские заводы Сименс и Гальске", с помощью которых было организовано освещение Невского проспекта в Петербурге от двух временных станций. Они размещались на баржах, закрепленных у причалов на реках Мойке и Фонтанке. Строители исходили из соображений дешевого водоснабжения, кроме того, при таком решении не нужно было покупать земельные участки, близкие к потребителю.

В 1886 году было созданоакционерное «общество электрического освещения 1886 г.», которое приобрело станции на реках Мойке и Фонтанке и построило еще две: у Казанского собора и на Инженерной площади. Мощность каждой из этих станций едва превышала 200 кВт.Из-за недостатка средств «Учрежденное "Общество электрического освещения 1886 г." занималось разработкой электрических устройств и аппаратуры для применения в промышленности и быту. Общество существовало вплоть до Октябрьской революции и сыграло значительную роль в индустриальном перевооружении России. Финансовая база этого Общества, монополизировавшего электроснабжение в России, располагало в 1890 году капиталом всего в 3 млн. руб. (в США средства фирмы "Дженерал Электрик" и "Вестингауз" составляли 22 млн. руб.).

Первой центральной электростанцией постоянного тока в Москве является Георгиевская мощностью 403кВт, состоящая из 5-ти паровых машин (пущена в 1888 г.).

Одесская (с сентября 1887 г.) с динамо-машинами однофазного переменного тока на 2000 В, с сетью протяженностью 1300 м на столбах с изоляторами;

Царско-Сельская в 1890 году дала однофазный переменный ток напряжением 2400 В. Царское Село (ныне г. Пушкин) - первый город в Европе, который сплошь был освещен электричеством. Протяженность электросети достигала 64 км;

Уже при проектировании первых центральных электростанций столкнулись с трудностями, которые в достаточной степени не были преодолены в течение всего периода господства техники постоянного тока. Радиус электроснабжения определяется допустимыми потерями напряжения в электрической сети, которые для данной сети тем меньше, чем выше напряжение. Именно эти обстоятельства заставляли строить электростанции в центральных районах города, что существенно затрудняло не только обеспечение водой и топливом, но и удорожало стоимость земельных участков для строительства станций, так как земля в центре города была чрезвычайно дорога.

Электростанции - предприятия стремились расширить круг потребителей своего товара - электроэнергии. Этим объясняются настойчивые поиски путей увеличения площади электроснабжения при условии сохранения уже построенных станций постоянного тока. Было найдено несколько путей увеличения радиуса распределения энергии.

Первый состоял в применении трех-, четырех- и пятипроводных система распределения электроэнергии. Второй предполагал сооружение аккумуляторных подстанций . Аккумуляторные батареи были в то время обязательным дополнением каждой электростанции. Они покрывали пики нагрузок. Заряжаясь в дневные и поздние ночные часы, они служили резервом. Аккумуляторные батареи так же, как и на современных электростанциях (где, впрочем, эти батареи выполняют иные функции - питание цепей управления, защиты, автоматики и аварийного освещения), размещались в специальных обширных помещениях.

Для увеличения радиуса электроснабжения аккумуляторные батареи устанавливались на подстанциях в двухпроводных сетях постоянного тока. Эти подстанции сооружались вблизи отдельных потребителей. Группы аккумуляторных батарей, соединенные последовательно, заряжались от центральной станции при двойном напряжении, а при параллельном соединении они питали местную нагрузку.

Сети с аккумуляторными подстанциями получили некоторое распространение. В Москве , например, была построена в 1892 г. аккумуляторная подстанция в Верхних торговых рядах (ныне ГУМ), находившаяся на расстоянии 1385 м от Георгиевской центральной станции. На этой подстанции были установлены аккумуляторы, питавшие около 2000 ламп накаливания.

В последние два десятилетия XIX века было построено много электростанций постоянного тока, и они долгое время давали значительную долю общей выработки электроэнергии. Мощность таких электростанций редко превышала 500 кВт, агрегаты обычно имели мощность до 100 кВт.

Все возможности увеличения радиуса электроснабжения при постоянном токе довольно быстро были исчерпаны, поэтому в конце 80-х и начале 90-х годов начинают сооружаться центральные станции однофазного переменного тока , выгодность которых с точки зрения увеличения радиуса электроснабжения была бесспорной.

Первая такая центральная электростанция построена венгерской фирмой «Ганц и К » в Одессе в 1887 г . Основным потребителем энергии была система электрического освещения нового театра. Эта электростанция представляла собой прогрессивное для своего времени сооружение. Она имела 4 водотрубных котла общей производительностью 5 т пара в час, а также два синхронных генератора общей мощностью 160 кВт при напряжении на зажимах 2 кВ и частоте 50 Гц. От распределительного шита энергия поступала в линию длиной 2,5 км, ведущую к трансформаторной подстанции театра, где напряжение понижалось.

В том же году началась эксплуатация электростанции постоянного тока в Царском Селе (ныне г. Пушкин). Протяженность воздушной сети в Царском Селе уже в 1887 г. была около 64 км, тогда как два года спустя суммарная кабельная сеть «Общества 1886 г.» в Москве и Петербурге, составляла только 115 км. В 1890 г. Царскосельская станция и сеть были реконструированы и переведены на однофазный переменный ток напряжением 2 кВ. По свидетельству современников, Царское Село было первым городом в Европе, который был освещен исключительно электричеством.

Крупнейшей в России электростанцией однофазного тока была станция на Васильевском острове в Петербурге, построенная в 1894 г. Мощность ее составляла 800 кВт и превосходила мощность любой существовавшей в то время станции постоянного тока. В качестве первичных двигателей использовались четыре вертикальные паровые машины мощностью 250 лс. каждая. Применение переменного тока напряжением 2000 В позволило упростить и удешевить электрическую сеть и увеличить радиус электроснабжения (более 2 км при потере до 3 % напряжения в магистральных проводах вместо 17-20 % в сетях постоянного тока).

Таким образом, опыт эксплуатации центральных станций и сетей однофазного тока показал преимущества переменного тока, но вместе с тем, выявил ограниченность его применения. Однофазная система тормозила развитие электропривода, усложняла его. Так, например, при подключении силовой нагрузки к однофазной сети приходилось дополнительно помешать на валу каждого синхронного однофазного двигателя еще разгонный коллекторный двигатель переменного тока. Легко понять, что такое усложнение электропривода делало весьма сомнительной возможность его широкого применения.

По этой причине в начале 90-х годов XIX века появляются первые ЦЭС трехфазного переменного тока:

В 1893-94г.г. была пущена первая в России электростанция трехфазного тока в г. Новороссийск (обслуживала Новороссийский элеватор);

Первая в Росии гидроэлектростанция пущена в 1896 году на реке Большая Охта (на Охтенском заводе) в г. Петербург, причем довольно большой по тем временам мощности – 300 КВт. .Охтенская установка была одной из первых не только в России, но и во всем мире центральной электростанцией трехфазного тока и образцом централизации производства электроэнергии на основе новой техники трехфазного переменного тока;

В 1896 году Управление Владикавказской железной дороги построило и ввело в эксплуатацию ГЭС «Белый уголь» на реке Подкумок, между Кисловодском и Ессентуками, дававшую электроэнергию для освещения курортов.

В 1897 году в Москве на Раушской набережной была пущена электростанция мощностью 1470 кВт;

В 1906 г. была пущена Московская трамвайная электростанция мощностью в 9000 кВт;

В 1910-1911 гг. в Харькове была построена электростанция мощностью 10 000 кВт;

В 1914 гг. на торфяных болотах г. Богородск под Москвой (ныне г. Ногинск) была введена в эксплуатацию электростанция «Электропередача» мощностью 15 000 кВт и была осуществлена передача электроэнергии под напряжением 70 кВ на расстояние 70 км.

В начале XX века на электростанциях общественного пользования в России стали применяться паровые турбины .

Технико-эксплуатационные показатели русских станций того времени не уступали зарубежным и соответствовали техническим достижениям того времени.

К 1910 г. в России в 38 городах имелись частные и городские электростанции.

В 1913 году в Петербурге, Москве, Баку, Киеве, Одессе, Ростове-на-Дону, Харькове уже эксплуатировались электростанции, вырабатывавшие трехфазный переменный ток.

Несколько быстрее, нежели в конце XIX века осуществлялся процесс электрификации России в начале XX века, и особенно накануне первой мировой войны. В 1913 году установленная мощность электростанций России составляла 1млн. 100 тыс. кВт (в том числе всех имевшихся ГЭС - 16 тыс. кВт), а выработка электроэнергии около 2 млрд. кВт-час (в Германии - 5, в США - 22,5) - это 8-е место в мире и 6-е в Европе.

Доля России в суммарном мировом производстве электроэнергии не превышала 5%.

Всего в дореволюционной России было несколько мелких гидроэлектростанций на которых вырабатывалось менее 2% от всей выработки электроэнергии. Богатейшие гидроэнергетические ресурсы в дореволюционной России почти не использовались, несмотря на благоприятные природные условия, и в тот период не были даже в достаточной мере учтены. Строительство гидроэлектростанций было в самом зачаточном состоянии.

До 1917 года в России имелись лишь две небольшие энергосистемы. Одна из них кабельная на 20 кВ питалась от бакинских электростанций "Белый город" и "Биби-Эйбат" мощностью соответственно 36,5 и 11 тыс. кВт. Вторая энергосистема - московская - объединяла Московскую городскую электростанцию (МОГЭС-1 Мосэнерго) и торфяную электростанцию "Электропередача".

Созданная в августе 1915 года, московская энергосистема стала обеспечивать 20% всей потребности в электроэнергии Москвы. Это энергообъединение, хотя и работало на общую электрическую сеть, однако входящие в нее электростанции не имели общего плана работ и единого руководства . Создание московской энергосистемы сразу же выявило экономическое преимущество объединения, так как его работа, например, позволила сэкономить на Московской городской электростанции только за 1 месяц 88 тыс. пудов нефти, что было весьма существенно во время войны.

2) 1920 – 1941 гг.

22 декабря 1920 г. принят план ГОЭЛРО (в рамках программы технического перевооружения СССР). В области развития электроэнергетики план ГОЭЛРО предусматривал:

Восстановление и реконструкцию энергетического хозяйства;

Сооружение за 15 лет 30 новых электрических станций общей мощностью 1750 МВт в различных районах страны.

К 1931 г. план был полностью выполнен, а к 1935 г. перевыполнен: вместо запланированных 30 электростанций было построено 40, при этом их единичная мощность была выше первоначально запланированной.

СССР стал занимать по производству электроэнергии к 1935 г. 3 место в мире (впереди были США и Германия).

К началу Великой отечественной войны Россия почти в 24 раза увеличила годовое производство электроэнергии. К этому времени появились ЛЭП напряжением 220 кВ.

3) 1941 – 1945 гг.

В первый год войны вышли из строя свыше 60 крупных электростанций общей мощностью 5800 МВт или более половины всех мощностей в стране.

Производство электроэнергии снизилось на 40 %. Не смотря на это, за годы войны на востоке страны было введено в действие 3400 МВт новых мощностей.

4) 1945 – 1960 гг.

Основные направления политики развития электроэнергетики:

а) восстановление разрушенного электроэнергетического хозяйства;

б) подъем его уровня до уровня ведущих держав за счет развития конденсационных (КЭС) и гидроэлектростанций (ГЭС).

К 1946 г. общая мощность электростанций и производство электроэнергии достигло уровня 1941 г.

В 1954 году была введена в действие первая в мире атомная электростанция (АЭС) мощностью 5 МВт (г. Обнинск).

5) 1960 – 1990 г.

5.1). Характерные признаки этого периода:

Мощное развитие атомной энергетики;

Создание и развитие сетей сверхвысокого напряжения (330 кВ и выше);

Укрупнение электроэнергетических систем и формирование единой энергосистемы (ЕЭС) СССР.

5.2). История создания в стране электрических сетей сверхвысокого напряжения. Формирование ЕЭС СССР.

Начало 50-х годов - появление линий электропередач (ЛЭП) 330 кВ;

1959 г. – появление первой воздушной ЛЭП 500 кВ;

1967 г. – появление опытно-промышленной ЛЭП 750 кВ, на базе опыта эксплуатации которой создана:

1972 г. – первая промышленная линия 750 кВ (Донбасс – Днепр);

1985 г. – появление опытно-промышленной ЛЭП 1150 кВ (после развала СССР перестала функционировать).

Такое развитие электрических сетей позволило перейти к созданию на базе районных энергосистем (РЭС) объединенных энергосистем (ОЭС), а затем к образованию Единой энергосистемы европейской части СССР (ЕЕЭС), а далее и ЕЭС СССР.

К концу 60-х годов в ЕЕЭС входило 7 ОЭС: ОЭС «Северо-запад», ОЭС «Центр», ОЭС «Средняя Волга», ОЭС «Урал», ОЭС «Северный Кавказ», ОЭС «Закавказье», ОЭС «Юг».

В 1972 г. к ЕЕЭС присоединена ОЭС «Казахстан» и начато формирование единой энергосистемы страны (ЕЭС).

1978 г. – к ЕЭС СССР была присоединена ОЭС «Сибирь».

К 1990 г. на территории СССР действовало 95 РЭС, которые при помощи ЛЭП сверхвысокого напряжения были объединены в 11 ОЭС, 9 из них были связаны между собой, образуя ЕЭС СССР. Сюда входило около 900 электростанций с общей мощностью 250 ГВт, что составляло 84,2 % общей мощности всех энергосистем страны. ОЭС «Дальний Восток» и «Средняя Азия» работали изолировано.

ЕЭС СССР в 1978 году подключилась на параллельную работу с ОЭС Европейских стран. Энергосистема страны была также связана с энергосистемами Монголии, Финляндии, Норвегии и Турции.

6) Электроэнергетика страны 1990 – 2003 гг.

После распада СССР большая часть электроэнергетики России вошла в состав образованного в 1992 г. РАО "ЕЭС России", который являлся основным монополистом в этой отрасли. В стране функционировало более 700 ТЭС и ГЭС и 10 АЭС. В составе Единой энергосистемы России параллельно работало 6 ОЭС: ОЭС «Северо-запад», ОЭС «Центр», ОЭС «Средняя Волга», ОЭС «Урал», ОЭС «Северный Кавказ», ОЭС «Сибирь». Энергосистема «Янтарьэнерго» была отделена от России территорией государств Балтики. ОЭС «Дальнего Востока» работала изолировано. В результате распада СССР потеряны ОЭС «Юг», ОЭС «Закавказье» и ОЭС «Средняя Азия».

Россия к 2002 году занимала второе место в мире по общему производству электроэнергии и третье место по производству электроэнергии на душу населения.

Несмотря на это в 90-х годах в России наступил кризис в электроэнергетике. Основные черты спада:

1. Снижение выработки электроэнергии, причем главным образом, за счет снижения выработки на ТЭС (см. рис.В.2).

Рис. В.2. Динамика объемов производства электроэнергии различными видами электростанций по годам

2. Увеличение степени износа основного оборудования ЭС (см. Табл В.1 и рис. В.3):

Табл.В.1.

Рис. В.3. Возраст ТЭС и ГЭС РАО «ЕЭС России» на конец 1998 г.

Необходимо было реформировать электроэнергетику с целью создание условий для ее развития на основе стимулирования инвестиций. Реформы были произведены в период с 2003 по 2008 гг.

7) Электроэнергетика страны 2003 – 2008 гг.

В ходе реформы меняется структура отрасли (см. рис. В.4): осуществляется разделение естественно-монопольных (передача электроэнергии, оперативно-диспетчерское управление) и потенциально конкурентных(производство и сбыт электроэнергии, ремонт и сервис) функций, и вместо прежних вертикально-интегрированных компаний, таких как РАО "ЕЭС России", выполнявших все эти функции, создаются структуры, специализирующиеся на отдельных видах деятельности.

Генерирующие, сбытовые и ремонтные компании стали преимущественно частными и являются конкурентами. В естественно-монопольных сферах, напротив, произошло усиление государственного контроля.

Таким образом, были созданы условия для развития конкурентного рынка электроэнергии, цены которого не регулируются государством, а формируются на основе спроса и предложения, а его участники конкурируют, снижая свои издержки.

Сформированные в ходе реформы компании представляют собой предприятия, специализированные на определенных видах деятельности (генерация, передача электроэнергии и другие) и контролирующие соответствующие профильные активы. По масштабу профильной деятельности созданные компании превосходят прежние монополии регионального уровня: новые компании объединяют профильные предприятия нескольких регионов, либо являются общероссийскими.

Так, магистральные сети (преимущественно сети 220 кВ и выше) перешли под контроль Федеральной сетевой компании (ФСК), в состав которой вошли 8 филиалов – магистральных электрических сетей («МЭС Центра», «МЭС Северо-запада», «МЭС Волги», «Юга», «Урала», «МЭС Западной Сибири», «МЭС Сибири» и «МЭС Востока»), которые в свою очередь включают 41 предприятие магистральных электрических сетей (ПМЭС). Распределительные сети (сети ниже 220 кВ) были интегрированы в 13 межрегиональных распределительных сетевых компаниях (МРСК), функции и активы региональных диспетчерских управлений переданы общероссийскому Системному оператору. На 2011 год существовали: ОАО «МРСК Волги »; ОАО « МРСК Северного Кавказа »; ОАО « МРСК Северо-Запада »; ОАО « МРСК Сибири »; ОАО « МРСК Урала »; ОАО « МРСК Центра »; ОАО « МРСК Центра и Приволжья »; ОАО « МРСК Юга »; ОАО «МОЭСК», ОАО «Кубаньэнерго», ОАО « Тюменьэнерго »; ОАО « Ленэнерго »; ОАО « Янтарьэнерго ».

Активы генерации также объединяются в межрегиональные компании, причем двух видов: генерирующие компании оптового рынка (оптовые генерирующие компании – ОГК) и территориальные генерирующие компании (ТГК) . ОГК объединяют электростанции, специализированные на производстве почти исключительно электрической энергии. В ТГК (их всего 14) входят теплоэлектроцентрали (ТЭЦ), которые производят как электрическую, так и тепловую энергию, а также ГРЭС средней и малой мощности. Ивановские ТЭЦ и Ивановская ГРЭС (г. Комсомольск) входят в состав ТГК-6. Шесть из семи ОГК формируются на базе тепловых электростанций, а одна ("РусГидро") – на основе гидрогенерирующих активов. Тепловые ОГК построены по экстерриториальному принципу, в то время как ТГК объединяют станции соседних регионов.

8) Перспективы развития электроэнергетики России

Наиболее актуальными задачами до 2015 гг. являются:

а) техническое перевооружение существующих электростанций;

б) ввод новых мощностей;

в) развитие основной электрической сети ЕЭС России.

На действующих газо-мазутных электростанциях основным направлением стали замена паросиловых установок на парогазовые (ПГУ) и газотурбинные установки (ГТУ).

Сооружение новых ТЭС на газе предполагается осуществлять с надстройками ПГУ и ГТУ.

Изменение перспективной структуры установленных мощностей произойдет в направление роста доли АЭС и угольных ТЭС. На данный момент структура следующая: установленная мощность АЭС составляет примерно 10 %; ТЭС – 70 %; ГЭС – 20 %; станций, работающих на альтернативных источниках энергии –0.25 %.

Основная энергетическая сеть ЕЭС России сформирована с использованием двух систем номинальных напряжений: в центральной и восточной части страны – 220,500 кВ; в западных районах – 150,330,750 кВ. На рассматриваемую перспективу высшим останется напряжение 750 кВ. По мере развития сетей 750 кВ сети 330 кВ поменяют свои функции: из системообразующих они перейдут в разряд районных. Увеличение масштабов экспорта электроэнергии предполагается в направление стран СНГ и Европы.

3.4. РАННИЕ ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ

Электростанции, под которыми понимают фабрики по производству электрической энергии, подлежащей распределению между различными производителями, появились не сразу. В 70-х и начале 80-х годов XIX в. место производства электроэнергии не было отделено от места потребления.

Электрические станции, обеспечивавшие электроэнергией ограниченное количество потребителей, назывались блок-станциями (не путать с современным понятием блок-станций, под которым некоторые авторы понимают фабрично-заводские теплоэлектроцентрали). Такие станции иногда называли «домовыми».

Развитие первых электростанций было сопряжено с преодолением трудностей не только научно-технического характера. Так, городские власти запрещали сооружение воздушных линий, не желая портить внешний вид города. Конкурирующие газовые компании всячески подчеркивали действительные и мнимые недостатки нового вида освещения.

На блок-станциях в качестве первичных двигателей применялись в основном поршневые паровые машины и в отдельных случаях двигатели внутреннего сгорания (в то время являвшиеся новинкой), широко использовались локомобили. От первичного двигателя к электрическому генератору делалась ременная передача. Обычно один паровой двигатель приводил в действие один-три генератора; поэтому на крупных блок-станциях устанавливались несколько паровых машин или локомобилей. Для регулировки натяжения ремней электрические генераторы монтировались на салазках. На рис. 3.7 показан вид электростанции для освещения одного дома.

Впервые блок-станции были построены в Париже для освещения улицы Оперы. В России первой установкой такого рода явилась станция для освещения Литейного моста в Петербурге, созданная в 1879 г. при участии П.Н. Яблочкова.

Рис. 3.7. Блок-станция - электростанция с двумя генераторами (внизу справа) и локомобилем (слева) для освещения одного дома

Однако идея централизованного производства электроэнергии была настолько экономически оправданной и настолько соответствовала тенденции концентрации промышленного производства, что первые центральные электростанции возникли уже в середине 80-х годов XIX в. и быстро вытеснили блок-станции. В связи с тем что в начале 80-х годов массовыми потребителями электроэнергии могли стать только источники света, первые центральные электростанции проектировались, как правило, для питания осветительной нагрузки и вырабатывали постоянный ток.

В 1881 г. несколько предприимчивых американских финансистов под впечатлением успеха, которым сопровождалась демонстрация ламп накаливания, заключили соглашение с Т.А. Эдисоном и приступили к сооружению первой в мире центральной электростанции (на Пирльстрит в Нью-Йорке). В сентябре 1882 г. эта электростанция была сдана в эксплуатацию. В машинном зале станции было установлено шесть генераторов Т.А. Эдисона, мощность каждого составляла около 90 кВт, а общая мощность электростанции превышала 500 кВт. Здание станции и ее оборудование были спроектированы весьма целесообразно, так что в дальнейшем при строительстве новых электростанций развивались многие из тех принципов, которые были предложены Т.А. Эдисоном. Так, генераторы станций имели искусственное охлаждение и соединялись непосредственно с двигателем. Напряжение регулировалось автоматически. На станции осуществлялись механическая подача топлива в котельную и автоматическое удаление золы и шлака. Защита оборудования от токов короткого замыкания осуществлялась плавкими предохранителями, а магистральные линии были кабельными. Станция снабжала электроэнергией обширный по тому времени район площадью 2,5 км.

Вскоре в Нью-Йорке было построено еще несколько станций. В 1887 г. работали уже 57 центральных электростанций системы Т.А. Эдисона.

Исходное напряжение первых электростанций, от которого впоследствии были произведены другие, образующие известную шкалу напряжений, сложилось исторически. Дело в том, что в период исключительного распространения дугового электрического освещения эмпирически было установлено, что наиболее подходящим для горения дуги является напряжение 45 В. Чтобы уменьшить токи короткого замыкания, которые возникали в момент зажигания ламп (при соприкосновении углей), и для более устойчивого горения дуги включали последовательно с дуговой лампой балластный резистор.

Также эмпирически было найдено, что сопротивление балластного резистора должно быть таким, чтобы падение напряжения на нем при нормальной работе составляло примерно 20 В. Таким образом, общее напряжение в установках постоянного тока сначала составляло 65 В, и это напряжение применялось долгое время. Однако часто в одну цепь включали две другие лампы, для работы которых требовалось 2x45 = 90 В, а если к этому напряжению прибавить еще 20 В, приходящиеся на сопротивление балластного резистора, то получится напряжение 110 В. Это напряжение почти повсеместно было принято в качестве стандартного.

Уже при проектировании первых центральных электростанций столкнулись с трудностями, которые в достаточной степени не были преодолены в течение всего периода господства техники постоянного тока. Радиус электроснабжения определяется допустимыми потерями напряжения в электрической сети, которые для данной сети тем меньше, чем выше напряжение. Именно это обстоятельство заставило строить электростанции в центральных районах города, что существенно затрудняло не только обеспечение водой и топливом, но и удорожало стоимость земельных участков для строительства электростанций, так как земля в центре города была чрезвычайно дорога. Этим, в частности, и объясняется необычный вид нью-йоркских электростанций, на которых оборудование располагалось на многих этажах. Положение осложнялось еще тем, что на первых электростанциях приходилось размещать большое количество котлов, паропроизводительность которых не соответствовала новым требованиям, предъявленным электроэнергетикой.

Не менее удивился бы наш современник, увидев первые петербургские электростанции, которые обслуживали район Невского проспекта. В начале 80-х годов XIX в. они размещались на баржах, закрепленных у причалов на реках Мойке и Фонтанке (рис. 3.8). Строители исходили из соображений дешевого водоснабжения, кроме того, при таком решении не нужно было покупать земельные участки, близкие к потребителю.

В 1886 г. в Петербурге было учреждено акционерное «Общество электрического освещения 1886 г.»: (сокращенно называлось «Общество 1886 г.»), которое приобрело электростанции на реках Мойке и Фонтанке и построило еще две: у Казанского собора и на Инженерной площади. Мощность каждой из этих электростанций едва превышала 200 кВт.

Рис. 3.8. Электростанция на р. Фонтанке в Петербурге

В Москве первая центральная электростанция (Георгиевская) была построена в 1886 г. тоже в центре города, на углу Большой Дмитровки и Георгиевского переулка. Ее энергия использовалась для освещения прилегающего района. Мощность электростанции составляла 400 кВт.

Ограниченные возможности расширения радиуса электроснабжения привели к тому, что удовлетворить спрос на электроэнергию со временем становилось все труднее. Так, в Петербурге и Москве к середине 90-х годов возможности присоединения новой нагрузки к существующим электростанциям были исчерпаны и встал вопрос об изменении схем сети или даже об изменении рода тока.

Рост потребностей в электроэнергии эффективно стимулировал повышение производительности и экономичности тепловой части электрических станций. Прежде всего следует отметить решительный поворот от поршневых паровых машин к паровым турбинам. Первая турбина на электростанциях России была установлена в 1891 г. в Петербурге (станция на р. Фонтанке). За год до этого испытание турбины было проведено на станции, расположенной на р. Мойке. Выше уже отмечался наиболее существенный недостаток электроснабжения постоянным током - слишком малая площадь района, которая может обслуживаться центральной электростанцией. Удаленность нагрузки не превышала нескольких сотен метров. Электростанции стремились расширить круг потребителей своего товара - электроэнергии. Этим объясняются настойчивые поиски путей увеличения площади электроснабжения при условии сохранения уже построенных станций постоянного тока. Было предложено несколько идей, как увеличить радиус распределения энергии.

Первая идея, не получившая заметного распространения, касалась понижения напряжения электрических ламп, подключавшихся в конце линии. Однако расчеты показали, что при протяженности сети более 1,5 км экономически выгоднее было построить новую электростанцию.

Другое решение, которое могло во многих случаях удовлетворить потребность, состояло в изменении схемы сети: переходе от двухпроводных сетей к многопроводным, т.е. фактически к повышению напряжения

Трехпроводная система распределения электроэнергии была предложена в 1882 г. Дж. Гопкинсоном и независимо от него Т. Эдисоном. При этой системе генераторы на электростанции соединялись последовательно и от общей точки шел нейтральный, или компенсационный провод. При этом обычные лампы сохранялись. Они включались, как правило, между рабочими и нейтральным проводами, а двигатели для сохранения симметрии нагрузки можно было включать на повышенное напряжение (220 В).

Практическими результатами введения трехпроводной системы явилось, во-первых, увеличение радиуса электроснабжения примерно до 1200 м, во-вторых, относительная экономия меди (при всех прочих одинаковых условиях расход меди при трехпроводной системе был практически вдвое меньше, чем при двухпроводной).

Для регулирования напряжения в ветвях трехпроводной сети применялись различные устройства: регулировочные дополнительные генераторы, делители напряжения, в частности получившие значительное распространение делители напряжения Михаила Осиповича Доливо-Добровольского, аккумуляторные батареи. Трехпроводная система широко применялась как в России, так и за рубежом. Она сохранилась вплоть до 20-х годов XX в., а в отдельных случаях применялась и позднее.

Максимальный вариант многопроводных систем пятипроводная сеть постоянного тока, в которой применялись четыре последовательно включенных генератора и напряжение, увеличивалось вчетверо. Радиус электроснабжения возрастал всего до 1500 м. Однако эта система не получила широкого применения.

Третий путь увеличения радиуса электроснабжения предполагал сооружение аккумуляторных подстанций. Аккумуляторные батареи были в то время обязательным дополнением каждой электростанции. Они покрывали пики нагрузок. Заряжаясь в дневные и поздние ночные часы, они служили резервом.

Сети с аккумуляторными подстанциями получили некоторое распространение. В Москве, например, в 1892 г. была построена аккумуляторная подстанция в Верхних торговых рядах (ныне ГУМ), находившаяся на расстоянии 1385 м от Георгиевской центральной станции. На этой подстанции были установлены аккумуляторы, питавшие около 2000 ламп накаливания.

В последние два десятилетия XIX в. было построено много электростанций постоянного тока, и они долгое время давали значительную долю общей выработки электроэнергии. Мощность таких электростанций редко превышала 500 кВт, агрегаты обычно имели мощность до 100 кВт.

Все возможности увеличения радиуса электроснабжения при постоянном токе довольно быстро были исчерпаны, особенно в крупных городах.

В 80-х годах XIX в. начинают сооружаться электростанции переменного тока, выгодность которых для увеличения радиуса электроснабжения была бесспорной. Если не считать блок-станций переменного тока, построенных в Англии в 1882–1883 гг., то, по-видимому, первой постоянно действовавшей электростанцией переменного тока можно считать электростанцию Гровнерской галереи (Лондон). На этой станции, пущенной в эксплуатацию в 1884 г., были установлены два генератора переменного тока В. Сименса, которые через последовательно включенные трансформаторы Дж.Д. Голяра и Л. Гиббса работали на освещение галереи. Недостатки последовательного включения трансформаторов и, в частности, трудности поддержания постоянства тока были выявлены довольно быстро, и в 1886 г. эта станция была реконструирована по проекту С.Ц. Ферранти. Генераторы В. Сименса были заменены машинами конструкции С.Ц. Ферранти мощностью 1000 кВт каждая с напряжением на зажимах 2,5 кВ. Трансформаторы, изготовленные по проекту С.Ц. Ферранти, включались в цепь параллельно и служили для снижения напряжения в непосредственной близости от потребителей.

В 1889–1890 гг. С.Ц. Ферранти вновь вернулся к проблеме электроснабжения Лондона с целью обеспечения электроэнергией района лондонского Сити. В связи с высокой стоимостью земельного участка в центре города было решено построить электростанцию в одном из предместий Лондона, в Дептфорде, находящемся в 12 км от Сити. Очевидно, на таком большом расстоянии от места потребления электроэнергии электростанция должна была вырабатывать переменный ток. При сооружении этой установки были применены мощные по тому времени генераторы высокого напряжения (10 кВ) мощностью по 1000 л.с. Общая мощность Дептфордской электростанции составляла около 3000 кВт. На четырех городских подстанциях, питавшихся по четырем магистральным кабельным линиям, напряжение понижалось до 2400 В, а затем уже у потребителей (в домах) - до 100 В.

Примером крупной гидростанции, питавшей осветительную нагрузку в однофазной цепи, может служить станция, построенная в 1889 г. на водопаде вблизи г. Портленда (США). На этой станции гидравлические двигатели приводили в действие восемь однофазных генераторов общей мощностью 720 кВт. Кроме того, на электростанции были установлены 11 генераторов, предназначенных специально для питания дуговых ламп (по 100 ламп на каждый генератор). Энергия этой станции передавалась на расстояние 14 миль в г. Портленд.

Характерная особенность первых электростанций переменного тока - изолированная работа отдельных машин. Синхронизация генераторов еще не производилась, и от каждой машины шла отдельная цепь к потребителям. Легко понять, насколько неэкономичными при таких условиях оказались электрические сети, на сооружение которых расходовались колоссальные количества меди и изоляторов.

В России крупнейшие станции переменного тока были сооружены в конце 80-х и начале 90-х годов XIX в. Первая центральная электростанция построена венгерской фирмой «Ганц и К?» в г. Одессе в 1887 г. Основным потребителем энергии была однофазная система электрического освещения нового театра. Эта электростанция представляла собой для своего времени прогрессивное сооружение. Она имела четыре водотрубных котла общей производительностью 5 т пара в час, а также два синхронных генератора общей мощностью 160 кВт при напряжении на зажимах 2 кВ и частоте 50 Гц. От распределительного щита энергия поступала в линию длиной 2,5 км, ведущую к трансформаторной подстанции театра, где напряжение понижалось до 65 В (на которое были рассчитаны лампы накаливания). Оборудование электростанции было столь совершенным для своего времени, что, несмотря на то что топливом служил привозной английский уголь, стоимость электроэнергии была ниже, чем на более поздних петербургских и московских электростанциях. Расход топлива составлял 3,4 кг/(кВт?ч) [на петербургских электростанциях 3,9–5,4 кг/(кВт?ч)].

В том же году началась эксплуатация электростанции постоянного тока в Царском Селе (ныне г. Пушкин). Протяженность воздушной сети в Царском Селе уже в 1887 г. была около 64 км, тогда как два года спустя суммарная кабельная сеть «Общества 1886 г.» в Москве и Петербурге, составляла только 115 км. В 1890 г. Царскосельская электростанция и сеть были реконструированы и переведены на однофазную систему переменного тока напряжением 2 кВ. По свидетельству современников, Царское Село было первым городом в Европе, который был освещен исключительно электричеством.

Крупнейшей в России электростанцией для снабжения однофазной системы переменного тока была станция на Васильевском острове в Петербурге, построенная в 1894 г. инженером Н.В. Смирновым. Мощность ее составляла 800 кВт и превосходила мощность любой существовавшей в то время станции постоянного тока. В качестве первичных двигателей использовались четыре вертикальные паровые машины мощностью 250 л.с. каждая. Применение переменного напряжения 2000 В позволило упростить и удешевить электрическую сеть и увеличить радиус электроснабжения (более 2 км при потере до 3% напряжения в магистральных проводах вместо 17–20% в сетях постоянного тока). Таким образом, опыт эксплуатации центральных станций и однофазных сетей показал преимущества переменного тока, но вместе с тем, как уже отмечалось, выявил ограниченность его применения. Однофазная система тормозила развитие электропривода, усложняла его. Так, например, при подключении силовой нагрузки к сети Дептфордской станции приходилось дополнительно помещать на валу каждого синхронного однофазного двигателя еще разгонный коллекторный двигатель переменного тока. Легко понять, что такое усложнение электропривода делало весьма сомнительной возможность его широкого применения.

ЭЛЕКТРИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ

Концентрация производства электроэнергии. Первые электростанции (блок‑станции) появились как установки для питания электроосветительной сети в конце 70‑х годов XIX столетия.

Блок‑станции вырабатывали исключительно постоянный ток и могли обеспечить электроэнергией районы, расположенные на расстоянии до 1 км. Поэтому постоянный ток в то время быстро исчерпал свои возможности.

Применение постоянного тока в большой энергетике в определенной мере нашло место в передаче электроэнергии на большие расстояния, но и в этой области вопрос не решен однозначно: на практике основные потоки электроэнергии передаются во всем мире именно переменным током. Весьма энергичные попытки выработки электроэнергии постоянного тока в больших количествах предпринимались на основе МГД‑преобразования в 60–70‑х годах XX в., но они не привели к успеху.

Трехфазная система как основа производства, передачи и распределения электроэнергии оказалась жизнеспособной не только потому, что синхронные генераторы допускают невиданный в технике рост мощностей от 10 кВт в начале развития до 1 ГВт к 80‑м годам XX столетия. Целый ряд технических особенностей трехфазного переменного тока определил его широкое применение.

Это прежде всего преобразование с помощью трансформаторов электроэнергии, вырабатываемой генераторами, в электроэнергию более высокого напряжения для передачи ее на большие расстояния и электроэнергию более низкого напряжения для обеспечения местных потребителей и собственных нужд станции; создание простых, дешевых электродвигателей от самых малых до очень мощных 10 МВт и более; достаточно простое решение задачи коммутации больших токов; применение переменного тока в сочетании с управляемыми тиристорными установками для систем возбуждения синхронных машин (возбудители переменного тока и т.п.). Можно сказать, что трехфазный ток обладает исключительно высокими свойствами преобразуемости и управляемости.

Технические особенности переменного тока определили на все последнее столетие структуру электростанции:

выработка электроэнергии синхронными генераторами на напряжение 6–20 кВ (меньшее значение соответствует ранним маломощным

синхронным генераторам, большее – современным, сверхмощным);

распределение электроэнергии на генераторном напряжении для питания близко расположенных электроприемников;

трансформация электроэнергии на более низкое напряжение для питания электроприемников собственных нужд станции;

трансформация электроэнергии на более высокое напряжение для питания электроприемников, удаленных от станции.

Соответственно на электростанции сооружаются несколько распределительных устройств на разных ступенях напряжения. Тем самым станция на современном этапе развития в силу гигантской концентрации производства электроэнергии является мощным узлом распределения электроэнергии, основным звеном современных электроэнергетических систем. Открытие и внедрение трехфазной системы переменного тока было фундаментальным достижением европейской цивилизации.

Если первые электростанции сооружались на основе агрегатов мощностью порядка 100 кВт, то в 80‑е годы XX столетия были освоены агрегаты мощностью 1,2 МВт – рост за столетие в 10 000 раз. Сам по себе рост мощностей вытекает из закона роста производительных сил общества. Поражает то, что такой рост был достигнут на основе применения синхронных генераторов и практически при неизменной структуры станции.

В силу изложенного основным законом развития электростанций, определяющим технические решения по оборудованию, системам контроля и управления, является рост мощностей агрегатов станции, повышение мощностей самих станций, концентрация производства электроэнергии.

В последнее время станция, по существу, срастается с энергосистемой. Это находит свое выражение, в частности, и в том, что главная схема станции на современном этапе уже не может проектироваться без учета структуры электрической сети энергосистемы, в которой она работает. Этот процесс, не осмысленный пока в полной мере, будет развиваться и дальше.

Перспективы дальнейшего роста мощностей синхронных генераторов, по крайней мере, в два‑три раза, вполне реальны, но первичные источники энергии электростанций будущего – сложнейшая проблема современности, обсуждение которой выходит за рамки данной книги.

Последним достижением дореволюционной России было сооружение под руководством Р.Э. Классона в 1914 г. крупнейшей в то время электростанции на торфе вблизи г. Богородска и электропередачи напряжением 70 кВ до Москвы. На станции были установлены два турбогенератора мощностью 7500 л.с. частотой вращения 1500 об/мин напряжением 6600 кВ. В Москве линия приходила на Измайловскую подстанцию, где электроэнергия распределялась по городской кабельной сети. Эта электростанция сыграла большую роль в обеспечении электроэнергией Москвы во время первой мировой войны, революции и гражданской войны. После гражданской войны электроэнергетика стала основным стержнем восстановления и развития промышленности страны. Первые электростанции в России сооружались исключительно на зарубежном оборудовании. Но уже начиная с 1931 г. практически все станции оснащались отечественным оборудованием серийного производства, а в 1937 г. на заводе «Электросила» был построен турбогенератор мощностью 100 МВт Т2–100–2 – крупнейшая в то время электрическая машина с частотой вращения 3000 об/мин. Появление этой машины явилось для большинства зарубежных электротехников полной неожиданностью.

Головные блоки мощностью 800 МВт на электростанциях были освоены в СССР к началу 1968 г., а еще через 10 лет – блоки 1000 МВт.

Для того чтобы представить изменение уровня технологии на станциях с блоками 800 МВт, напомним, что номинальный ток статора турбогенератора ТГВ‑800 составляет 22,65 кА, а номинальный ток возбуждения – 6720 А. При таких токах канализация, коммутация электроэнергии, управление режимами, контроль за состоянием и автоматика требуют решения совокупности сложнейших технических задач не только при создании соответствующего оборудования, но и при разработке схем выдачи энергии в систему.

Многообразие электрических станций. Закон концентрации производства электроэнергии был бы неполон без отражения всего многообразия видов электростанций. Рост этого многообразия в связи с развитием электроэнергетики имеет не только иллюстративное значение, но может служить и эвристическим принципом в дальнейших разработках проблемы.

Тепловые и гидравлические электростанции возникли одновременно. Но если ГЭС развивались в основном в направлении роста мощностей, то ТЭС почти сразу разделились на два подвида, заметно отличающиеся как по схемам электрических соединений, так и по тепловой части: конденсационные (КЭС) и теплоэлектроцентрали (ТЭЦ). Первые предназначены исключительно для выработки электроэнергии, вторые – для комбинированной выработки электроэнергии и теплоты. Экономическая целесообразность последних определяется тем, что при расположении ТЭС в непосредственной близости от потребителей теплоты весьма выгодно одновременно с отпуском потребителям электроэнергии поставлять им и пар для технологических нужд (а таких технологий много) и отопления зданий – теплофикации. В СССР началом теплофикации принято считать 25 декабря 1924 г. – пуск теплопровода от 3‑й Ленинградской государственной районной электростанции. Этим было положено начало развитию ТЭЦ.

Следующий шаг в развитии электрификации был сделан через 30 лет. 27 июня 1954 г. в г. Обнинске (Российская Федерация) была пущена в опытную эксплуатацию первая в мире атомная станция (АЭС). Это рассматривалось в те времена как начало новой эры энергетики. И действительно, энергетика вступила на новый, неизведанный путь, и только 30 лет спустя по‑настоящему было осознано, насколько сложным и труднопредсказуемым оказался этот путь.

А первые годы были полны исключительно оптимистических публикаций, докладов, монографий. Большое число ученых вплоть до 1986 г. связывали будущее энергетики с АЭС. До конца 60‑х годов шли интенсивные поиски приемлемых форм использования энергии ядерного распада, и в этом большую роль сыграла Обнинская АЭС. К концу 60‑х годов первый этап поиска рациональных решений по ядерному реактору был закончен и наступил период широкого строительства АЭС на тепловых нейтронах как в СССР, так и за рубежом. Так, к 1986 г. в 38 странах мира было построено 360 АЭС общей мощностью 260 тыс. МВт (для сравнения 267 тыс. МВт – установленная мощность всех электростанций Минэнерго СССР в 1980 г.). Погоня за удешевлением АЭС и недооценка неизученности процессов в ядерных реакторах в СССР привели к крупнейшей катастрофе XX в. – чернобыльской аварии 26 апреля 1986 г.

Несмотря на все ужасные последствия чернобыльской аварии, и в настоящее время полагают, что альтернативы атомной энергетике не существует. Наступает следующий период развития АЭС – разработка АЭС с реакторами нового типа, безопасных и конкурентоспособных с КЭС, а также с реакторами на быстрых нейтронах.

Концентрация производства электроэнергии на мощных агрегатах имеет и свои отрицательные стороны – прежде всего это малая маневренность мощных блоков, особенно на АЭС. К этому фактору добавилось и другое явление – рост неравномерности потребления электроэнергии в течение суток, недели, года. В связи с этим возникла в отдельных случаях острая необходимость создания агрегатов, обладающих высокой скоростью набора нагрузки – высокими маневренными свойствами. Такими в энергосистемах являются агрегаты ГЭС, если в водохранилищах имеется запас воды для снятия больших колебаний нагрузки. Но как раз в большинстве энергосистем таких запасов либо вообще нет, либо их явно недостаточно. Для решения задачи регулирования графика нагрузки в его переменной части появились газотурбинные агрегаты и гидроаккумулирующие электростанции, что расширило спектр энергоагрегатов в современной энергетике.

Рассматривая этапы развития электростанций, нельзя обойти стороной большой объем работ, выполненных как в России, так и за рубежом по внедрению в практическую энергетику МГД (магнитогидродинамического)‑преобразования тепловой энергии в электрическую и соответственно созданию МГД‑электростанций.

Привлекательность этого направления состоит прежде всего в том, что МГД‑преобразование дает возможность, минуя стадию преобразования теплоты в механическую энергию, сразу получать электроэнергию – прямое преобразование теплоты в электричество. К тому же начальные температуры рабочего тела при МГД‑преобразовании весьма высоки, откуда возникает надежда на достижение высокого КПД.

Основные схемы энергетических МГД‑установок были запатентованы еще в начале века. Углубленное изучение их с проработкой проектов и создание опытных установок начинается в начале 60‑х годов в ряде стран: США, СССР, Японии, Китае и др.

Разработано довольно большое количество разных типов МГД‑генераторов. Всего в мире было построено около 20 опытных МГД‑установок. Наиболее широкие исследования были проведены в СССР.

В 1964 г. в Институте высоких температур АН СССР (МВТ АН СССР) была построена первая в мире комплексная МГД‑установка У‑02 мощностью 200 кВт. На основе опыта ее работы, а также исследований, проведенных ИВТ, Энергетическим институтом им. Г.М. Кржижановского, Институтом электродинамики АН УССР и др., в 1971 г. была сооружена промышленная электростанция с опытным МГД‑генератором мощностью 25 МВт. На основе опыта работы этой станции было принято решение о проектировании МГД‑электростанции мощностью 500 МВт.

Однако дальнейшие работы были свернуты как по социально‑экономическим условиям в стране, так и по ряду причин технического и технологического характера. Прежде всего ожидания высокого КПД не оправдались: снижение потерь теплоты в громадном канале оказалось технически сложным. Заметными были и потери теплового потенциала вследствие инжекции ионизирующих присадок. Главное, не удалось создать канал – основной элемент МГД‑генератора с приемлемым сроком службы: несмотря на все усилия, срок службы канала до выхода из строя оказался не более 1100–1200 ч. Это примерно в 5 раз меньше, чем требуется для промышленной установки.

Поэтому некоторые специалисты считали возможным работу МГД‑электростанций в пиковом режиме (для снятия пиковых нагрузок в энергосистеме), т.е. с числом часов работы в году примерно 1000. После года работы канал необходимо было бы демонтировать и ставить новый. Это, конечно, дорого и неудобно в эксплуатации.

Газотурбинные агрегаты, решают проблему снятия пиков нагрузки без указанных затруднений. А получившие в 80–90‑х годах на Западе широкое развитие парогазовые установки показали возможность достижения КПД 60% и без МГД‑электростанций. Проекту МГД‑электростанций 500 МВт не дано было свершиться, хотя дальнейшие работы в этом направлении продолжаются, но не в прежних масштабах.

Вот уже более 40 лет будущее энергетики связывается с управляемым термоядерным синтезом (УТС) и электростанциями, главной частью которых по предполагаемым проектам будут реакторы, в которых протекает управляемая реакция синтеза ядер легких изотопов.

Начало исследований по управляемому термоядерному синтезу имело место в СССР еще до реализации неуправляемого синтеза – испытания водородной бомбы (начало 50‑х годов XX столетия). Возглавлял исследования академик Л.А. Арцимович. Исследования по УТС интенсивно вели в то же время и американские ядерщики. Позже к таким исследованиям подключились и физики Западной Европы. Проблема чрезвычайно сложная и, как и в МГД‑преобразовании, упирается в необходимость создания высоких плотностей энергии с применением сильных магнитных полей. Удержать же горячую плазму до возникновения реакции чрезвычайно трудно, хотя и можно. Какие воздействия требуются – грубо, но достаточно образно можно представить по взрыву водородной бомбы. Вся история работ по УТС состоит в погоне за повышением параметров плазмы и времени ее удержания.

Предложен довольно широкий набор различных реакторов (в которых возможна реакция синтеза), отличающихся способами создания плазмы, ее нагрева и удержания. Одним из наиболее перспективных реакторов представляется, по современным воззрениям, реактор с тороидальной магнитной камерой – ТОКАМАК, предложенный впервые в СССР в Институте атомной энергии им. И.В. Курчатова и детально разрабатывавшийся под руководством академика Л.А. Арцимовича. Этот тип реактора принят международным сообществом для совместной разработки.

На первых порах разработки по УТС в разных странах велись независимо, но уже к концу 70‑х годов термоядерщики стали объединяться, так как была в полном масштабе осознана фундаментальность и сложность проблемы, невозможность ее решения в рамках отдельно взятой страны. Основой такого сотрудничества кроме широкой взаимной информации стала идея разработки интернационального концептуального проекта термоядерного реактора и всех сопряженных с ним научно‑технических проблем.

Совокупность таких проблем получила название инженерных проблем термоядерного синтеза. Один из последних концептуальных проектов реактора УТС разработан странами Евроатома, США, России и Японии в 1989 г.

Наиболее сложная и дорогая часть сооружения – электромагнитная система. Доказано, что приемлемая система может быть создана только с применением сверхпроводников. Общая масса сверхпроводника в реакторе превышает 720 т. Однако, по мнению академика В.А. Глухих, проведенные в России исследования свидетельствуют о возможности создания электромагнитной системы реактора такого масштаба.

Рассмотренные выше новые виды электростанций (МГД‑преобразование, УТС) имеют характерные особенности: широкое применение в них электромагнитных устройств, являющихся ключевыми для их функционирования. Это вполне соответствует современным представлениям об электромагнитной структуре материи и способах управления большими потоками энергий. По‑видимому, в электростанциях будущего роль электрической части будет все больше и больше возрастать.

В заключение необходимо отметить, что в последней четверти XX столетия наряду с развитием электростанций мощностью в несколько гигаватт стала развиваться малая энергетика: ветровые, солнечные, геотермальные, приливные, волновые электростанции и др. Однако решающей роли они не играют и, по‑видимому, никогда не будут играть, что не умаляет их практического значения как для улучшения экологии, так и для обеспечения электроэнергией удаленных мелких потребителей.

Главные схемы электростанций. Первые электростанции сооружались с малым числом генераторов и работали по схеме генератор – трансформатор – линия (Лауфенская электростанция) или по схеме с одной системой шин, секционированной выключателем. Известно, что такая схема не обладает достаточной надежностью. Поэтому с укрупнением электроагрегатов с целью повышения надежности выдачи мощности, а также облегчения коммутаций рабочих и аварийных токов развитие главной схемы шло в двух направлениях: секционирование системы рабочих шин и применение токоограничивающих устройств.

Секционирование одной системы шин вплоть до варианта подключения к одной секции одного присоединения естественным образом привело к созданию кольцевых схем, а недостатки схем с двумя рабочими системами шин – к наиболее эффективным схемам 3/2 и 4/3: с тремя выключателями на два присоединения и четырьмя выключателями на три присоединения. Логика такого развития рассматривается ниже.

Но прежде надо отметить следующее. При малых мощностях генераторов (до 100 МВт) электростанции сооружались, как правило, с наличием электрических связей между генераторами на генераторном напряжении. С ростом мощностей в силу роста рабочих токов, и особенно токов коротких замыканий, распределительное устройство генераторного напряжения становится чрезмерно громоздким. Технически обеспечить канализацию рабочих токов и надежное отключение токов короткого замыкания (КЗ) чрезвычайно трудно. Поэтому с ростом мощностей генераторов от распределительного устройства и соответственно от непосредственных электрических связей между генераторами пришлось отказаться. На рис. 5.1 приведена главная схема электрических соединений одной из ГРЭС, сооружавшихся в СССР в 30‑х годах.

Рис. 5.1. Главная схема электрических соединений Зуевской ГРЭС Донбассэнерго

Это в полной мере относится к современным мощным КЭС, ГЭС и АЭС. Но на ТЭЦ с агрегатами менее 100 МВт распредустройство генераторного напряжения сохранилось прежде всего потому, что от него питаются местная нагрузка и трансформаторы собственных нужд станции. При этом для ограничения токов КЗ широко применяются токоограничивающие реакторы, а шины генераторного напряжения многократно секционируются (в отдельных случаях замыкаются в кольцо). Надо отметить, что широко распространенные токоограничивающие реакторы были созданы еще в 30‑е годы XX в. и до последнего времени служат основным средством, обеспечивающим устойчивую работу оборудования электростанций при КЗ.

Неоднократно предпринимались попытки внедрить токоограничивающие устройства иного вида (нелинейные, резонансные схемы и т.п.) или создать выключатели, способные отключать КЗ до достижения токами КЗ опасных значений

– в самом начале аварийного переходного процесса. Однако до сих пор такие устройства не нашли широкого применения либо по причине их недостаточной технической эффективности, либо из‑за большой стоимости. В свою очередь токоограничивающие реакторы в последнее время вызвали в России интерес в связи с применением магнитного бетона – магнитного диэлектрика

– для повышения индуктивности реактора. Но внедрение таких реакторов пока находится в самом начале, и лишь практика покажет, насколько они эффективны.

На мощных электростанциях перспективной оказалась схема блока генератор – трансформатор с подключением на генераторном напряжении трансформатора собственных нужд блока.

Уже несколько десятилетий широко применяется подключение двух генераторов к одному трансформатору с расщепленными обмотками низшего напряжения, если это допускает мощность повышающего трансформатора (схема весьма распространенная на ГЭС).

Развитие схем распределительных устройств на повышенном напряжении определялось следующими факторами:

сохранение блока генератор – трансформатор при повреждении выключателя или системы шин;

возможность вывода в ремонт выключателя без потери блока;

надежность работы в ремонтных режимах;

возможность маневрировать выдачей мощности.

Наконец, далеко не последняя по значимости совместная структура электрической сети системы, в которую выдает мощность электростанция: число линий, их связь с разными потребителями и узловыми подстанциями и другие факторы, определяющие режимы системы, наличие в ней резервов мощности и способность обеспечить аварийное покрытие потребности как по мощности, так и по пропускной способности сети.

Для сохранения блока при повреждении выключателя в США на ранних этапах развивалась схема подключения трансформатора блока к двойной системе шин через развилку из двух выключателей (эту схему так и называют американской). Другое, хотя и не эквивалентное этому решение дает схема с двумя рабочими и третьей обходной системами шин и с одним обходным выключателем (рис. 5.2). Это решение оказалось весьма жизнеспособным. При повреждении выключателя блок отключается на короткий промежуток времени, необходимый для включения обходной электрической цепи через обходную систему шин.

Проблема кратковременной потери блоков при аварии на одной системе шин решается за счет резервирования по электрической сети: крупные потребители электроэнергии (в том числе и крупные распределительные подстанции) питаются по двум линиям электропередачи, подключенным к разным системам шин либо к разным секциям секционированной системы шин. Схема выдачи мощности через распредустройство с двумя рабочими и одной обходной системами шин нашла весьма широкое распространение в СССР.

Рис. 5.2. Схема с двумя рабочими и обходной системами шин

Рис. 5.3. Кольцевая схема

Наличие двух систем рабочих шин придает станции повышенную маневренность: можно группировать присоединения линий и блоков в зависимости от режима работы, внешней схемы энергосистемы (в том числе ремонтных вариантов схем) и необходимого уровня надежности электроснабжения.

Однако эти решения не устранили существенного недостатка рассматриваемой схемы: при отказе одного из выключателей в действие запускается устройство резервирования отказа выключателя, которое отключает все выключатели, присоединенные к данной системе шин. На крупных станциях таких присоединений может быть много, и отказ выключателя приводит к весьма тяжелым последствиям. Ослабить этот фактор позволяет секционирование системы шин, хотя и оно не решает проблемы в полном объеме. Другой недостаток – сложности, возникающие при ремонте одной системы шин.

Избежать этих недостатков позволяют кольцевые схемы, в которых вообще нет сборных шин. При отказе одного выключателя работают только два смежных, возможен вывод выключателя в ремонт без перерыва работы блока. Однако здесь частота работы выключателей в два раза больше, так как каждое присоединение отключается двумя выключателями, а в ремонтных режимах возникают проблемы: при аварийных отключениях присоединений схема распадается на несвязные части, в которых могут возникнуть большие дисбалансы. Недостатком кольцевых схем по сравнению с двумя рабочими и обходной системами шин является отсутствие маневренности.

Кольцевые схемы нашли применение при числе узлов не более шести. Для большего числа узлов иногда применяют связные кольцевые схемы (рис. 5.3).

Рис. 5.4. Схема с тремя выключателями на два присоединения

Рис. 5.5. Схема с четырьмя выключателями на три присоединения

Решением, объединяющим преимущества кольцевых схем и схем с двумя рабочими системами шин, явились схемы с тремя выключателями на два присоединения (схема 3/2) и с четырьмя выключателями на три присоединения (схема 4/3) (рис. 5.4, 5.5). Эти схемы имеют две рабочие системы шин, связанные цепочками из трех или четырех выключателей. Между выключателями подключаются трансформаторы блоков и линии электропередачи (автотрансформаторы связи с другими распредустройствами). Такие схемы могут работать даже при ремонте двух систем шин при соответствующей группировке присоединений. Эти схемы нашли применение на мощных электростанциях.

Однако в связи с внедрением сверхвысоких и ультравысоких напряжений четко выявилась тенденция к применению схем с одним выключателем на присоединение, в том числе и в США, что определяется очень высокой стоимостью выключателей сверхвысокого и ультравысокого напряжения.

Электрические системы западноевропейских стран имеют значительно более высокую плотность размещения электростанций, малую протяженность линий электропередачи, высокую плотность электрической нагрузки. При этом проблемы электромагнитной совместимости, в том числе и ограничения токов КЗ, оказываются особо сложными. Поэтому в Германии и других западноевропейских странах нашли применение схемы с тремя и более системами рабочих шин (рис. 5.6). Это дает простор для маневров с присоединением генерирующих блоков и линий электропередачи, для обеспечения требуемой надежности и снижения уровней токов КЗ. Такие схемы некоторые авторы называют продольным секционированием.

Рис. 5.6. Схемы соединений РУ 380 кВ АЭС (ФРГ)

а – Филиппсбург (1‑я очередь); б – Брунсбюттель

Заявляемое техническое решение относится к монтажу систем трубопроводного транспорта и кольцевых стыков емкостей, а именно, к соединительным деталям трубопроводов, составленных из труб с металлизационным покрытием на концах. Подкладное кольцо защиты сварного шва на основе металлизационного покрытия, выполнено, например, из листового металла, по наружному диаметру кольца выполнена канавка, в которую вставлена расплавляемая вставка, выполненная из сварочной проволоки, при этом как минимум, на одну поверхность кольца нанесено металлизационное покрытие. Конструкция заявляемого подкладного кольца защиты сварного шва на основе металлизационного покрытия проста в исполнении. К тому же учитывая мобильность металлизационных установок возможно нанесение защитных покрытий в полевых условиях

Заявляемое техническое решение относится к монтажу систем трубопроводного транспорта и кольцевых стыков емкостей, а именно, к соединительным деталям трубопроводов, составленных из труб с металлизационным покрытием на концах

Известно: http://tsk-uts.ru/tehnologii.html «Повышение долговечности стальных нефтегазопромысловых трубопроводов на основе применения внутренних антикоррозионных покрытий, на сегодняшний день является наиболее перспективным направлением. Однако при монтаже таких труб путем сварки, зона сварного стыка остается незащищенной от воздействия перекачиваемого продукта и это сводит на нет весь положительный эффект от применения таких труб. Данную проблему решают по частям и разными методами. В настоящее время применяются следующие методы защиты сварных стыков, выполняемых в полевых условиях: установка подкладных колец; металлизация концов труб коррозионностойкими металлами и сплавами; установка защитной втулки.

Принцип работы втулки заключается в следующем: втулка устанавливается внутри трубы в зоне сварного шва и прихватывается сваркой по упорам. В процессе установки втулки в трубу резиновые манжеты формируют герметичный валик из предварительно нанесенной специальной мастики. Далее трубы свариваются. В результате образуется кольцевой сварной шов, полностью защищенный от контакта с транспортируемой средой. Очевидно, что втулка увеличивает гидравлическое сопротивление трубопровода.

Установка подкладных колец также является простым и дешевым способом защиты сварных стыков трубопроводов с покрытием. Кольца небольшой длины могут быть изготовлены из обычной углеродистой стали, обычной углеродистой стали с внутренним полимерным покрытием, обычной углеродистой стали с плакировкой нержавеющей сталью, нержавеющей стали. При выполнении кольцевого стыка подкладное кольцо устанавливается в зоне сварного шва и прихватывается сваркой к внутренней поверхности свариваемых труб» Конец цитаты.

Недостатки выше описанных средств защиты внутренних сварных швов трубопровода:

Недостатки защиты сварного шва с использованием втулок - существенное заужение проходного диаметра особенно на малых диаметрах

Недостатком подкладных колец, указанных в представленном тексте является невозможность центрирования их в процессе сварки. http://www.spramet.com/ «Основными причинами применения именно металл изационных покрытий являются:

Долговечность;

Высокая антикоррозионная стойкость металлизационных покрытий;

Отсутствие деформации изделий при нанесении;

Мобильность металлизационных установок и возможность нанесения защитных покрытий в полевых условиях;

Высокая производительность процесса;

Высокая адгезионная прочность металлизационных покрытий (в сравнении лакокрасочными покрытиями);

Высокие пластические характеристики металлизационных покрытий.

Все вышеперечисленное позволяет эффективно применять металлизационные покрытия для защиты стальных конструкций емкостей, топливных резервуаров, трубопроводов, оборудования используемого в тепловых сетях, нефтяной и химической промышленности, шельфовых буровых платформ»

Покрытие наносится в комплексе с внутренним антикоррозионным покрытием на основе эпоксидных материалов с высоким сухим остатком по ТУ 1390-002-91907504-2011.

Например, ООО «Трубопромышленная Компания» выпускает трубы с металлизационным покрытием на концах труб.

Теоретически считается, что при сварке труб металлизационное покрытие расплавляется и легирует поверхностный слой корневого шва, и образуют нержавеющий металлический слой.

Однако практика показывает, что при сварке капли расплавленного металла стекают в вертикальном положении и «стаскивают» металлизацию, открывая узел для коррозии.

Без применения дополнительных средств для защиты сварного шва от коррозии процесс металлизации концов труб не достигает поставленной цели.

Известно (RU 128913) Взятое за прототип, Подкладное разрезное кольцо с расплавляемой вставкой, выполненное, например, из трубы или из полосы, при этом торцы разрезного кольца имеют -образную форму, верхняя и нижняя полки которых установлены с перекрытием одной полки другой, а по наружному диаметру разрезного кольца выполнена канавка, в которую вставлена расплавляемая вставка, выполненная из сварочной проволоки.

Недостатком известного устройства является отсутствие защитного покрытия и элемента герметизации защитного шва.

Задачей заявляемого технического решения является обеспечение надежной защиты сварного шва труб с металлизационным покрытием на концах, фиксация центрирующего кольца в трубопроводе, центрирование трубы при монтаже.

Поставленная задача решается следующим образом: Подкладное кольцо с расплавляемой вставкой защиты сварного шва на основе металлизационного покрытия, выполнено, например, из листового металла, по наружному диаметру кольца выполнена канавка, в которую вставлена расплавляемая вставка, выполненная из сварочной проволоки, при этом на поверхности подкладного кольца нанесено металлизационное покрытие.

Заявляемое Подкладное кольцо с расплавляемой вставкой защиты сварного шва на основе металлизационного покрытия представлено на Фиг.

Подкладное кольцо с расплавляемой вставкой защиты сварного шва на основе металлизационного покрытия на Фиг. представлено схематично внутри сварного соединения, где: 1 - трубы, 2 - подкладное кольцо, 3 - расплавляемая вставка, 5 - кольцевая канавка, 4 - металлизационное покрытие.

Подкладное кольцо 2 выполнено из листовой стали, по его наружной поверхности выполнена кольцевая канавка 5, в которой закреплена плавкая вставка, выполненная из сварочной проволоки, по поверхности подкладного кольца нанесено металлизационное покрытие.

Заявляемое устройство используют следующим образом:

Подкладное кольцо 2 вставляют в конец одной трубы 1, плотно подгоняют его, производят прихватку к торцу трубы 1, на свободную выступающую половину кольца надевают и прихватывают конец второй трубы 1, при этом плавкая вставка 3 задает положение сварного шва. Далее элементы трубопровода сваривают между собой. При сварке слой метализации сплавляется со слоем на концах трубы надежно защищая узел. Т.е. кольцо с метализацией закрывает самый уязвимый участок. Позволяет расплавленному металлу сплавиться повышая надежность узла.

Достигнутый эффект: обеспечение надежной защиты сварного шва труб с металлизированным покрытием на концах, фиксация центрирующего кольца в трубопроводе, центрирование трубы при монтаже, повышается надежность конструкции узла сварного соединения трубопровода.

Конструкция заявляемого подкладного кольца защиты сварного шва на основе металлизационного покрытия проста в исполнении. К тому же учитывая мобильность металлизационных установок возможно нанесение защитных покрытий в полевых условиях.

Подкладное кольцо с расплавляемой вставкой защиты сварного шва на основе металлизационного покрытия, выполненное, например, из листового металла, по наружной поверхности кольца выполнена кольцевая канавка, в которую вставлена расплавляемая вставка, выполненная из сварочной проволоки, отличающееся тем, что на поверхности кольца нанесено металлизационное покрытие.

Cтраница 1

Металлизационное алюминиевое покрытие допускается применять при отсутствии краски В-ЖС-41, использование которой значительно дешевле металлизационного покрытия, в качестве временной защиты баков при их размещении в местах, где обеспечивается подвод пара для создания паровой подушки.  

Состояние опоры, защищенной на берегу металлизационным алюминиевым покрытием газопламенного нанесения, в зоне периодического смачивания в течение более чем 11 лет хорошее, и коррозия стали под покрытием не происходит. Рекомендуют применять металлизацисшное алюминиево-лакокрасочное покрытие при строительстве глубоководных стационарных платформ из труб большого диаметра. С 1982 г. подобные покрытия применяют только для защиты сварных швов в надводной части опорного блока стационарных платформ, изготавливаемых из труб диаметром 720 мм и более.  

Исследовательскими работами фирмы Металлизация (Дублин) установлено, что металлизационные алюминиевые покрытия являются более атмосфероустойчивыми, чем цинковые; поэтому металлизации алюминием следует придать большее значение, чем металлизации цинком. По соображениям экономичности (дефицитность цинка) также следует отдать предпочтение металлизации алюминием.  

Вторым эффективным способом защиты опор в зоне периодического смачивания строящихся морских нефтегазовых сооружений (МНГС) является металлизационное алюминиевое покрытие. Результаты долголетних натурных и экспериментальных исследований показали, что скорость коррозии этого покрытия газопламенного нанесения в вышеупомянутой зоне не превышает 4 мкм / год.  

Средняя толщина горячего металлизационного алюминиевого покрытия, наносимого на конструктивные металлические материалы (сталь, алюминий), составляет обычно 102 мкм; для работы в условиях погружения толщина металлизационного алюминиевого покрытия может быть принята равной 203 мкм.  

Вследствие окисления распыляемых частичек алюминия электродный потенциал алюминиевых метал-лизационных покрытий значительно облагораживается по сравнению с алюминием и может стать в напыленном состоянии близким к потенциалу стали или даже выше него. Это обстоятельство ограничивает возможность применения металлизационных алюминиевых покрытий для защиты стали в электролитах. Однако в морской воде алюминиевые покрытия депассивируются и потенциал приобретает отрицательное значение, при котором сталь защищается электрохимически.  

Эксплуатация бака-аккумулятора без антикоррозионной защиты внутренней поверхности не допускается. В качестве антикоррозионной защиты баков могут применяться герметики, катодная защита, металлизационное алюминиевое покрытие, эпоксидные составы, краски и эмали, отвечающие требованиям действующих нормативно-технических документов.  

Для труб с внутренней изоляцией для защиты сварных соединений от коррозии с внутренней стороны в последние годы разработаны различные конструкции втулок и протекторов. Фирма Tuboscope Vetco (США) производит высокоэффективные стальные втулки, изолированные полимерцементным покрытием, которое может выдержать температуру до 1500 С. Широкое внедрение этих втулок ограничивается их высокой стоимостью. Статистика по срокам службы таких конструкций отсутствует. Поэтому трудно их рекомендовать для широкого внедрения, так как существует практический отрицательный опыт протекторной защиты стыковых зон с помощью кольцевой полосы металлизационного алюминиевого покрытия, напыленного на приконцевой участок труб с внутренней полимерной изоляцией.  

Страницы:      1