По советской схеме: как управляют энергосистемой регионов. Энергосистема россии схемаЕдиная энергетическая система России — WiKi
Единая энергетическая система России (ЕЭС России) — совокупность производственных и иных имущественных объектов электроэнергетики, связанных единым процессом производства (в том числе производства в режиме комбинированной выработки электрической и тепловой энергии) и передачи электрической энергии в условиях централизованного оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике России[1]. ГОСТ 21027-75 дает следующее определение Единой энергосистемы[2]: Единая энергосистема — совокупность объединённых энергосистем (ОЭС), соединённых межсистемными связями, охватывающая значительную часть территории страны при общем режиме работы и имеющая диспетчерское управление ЕЭС России охватывает практически всю обжитую территорию страны и является крупнейшим в мире централизованно управляемым энергообъединением. В настоящее время ЕЭС России включает в себя 70 энергосистем на территории 81 субъектов Российской Федерации[3][4], работающих в составе шести работающих параллельно ОЭС — ОЭС Центра, Юга, Северо-Запада, Средней Волги, Урала и Сибири и ОЭС Востока, работающей изолированно от ЕЭС России. Кроме того, ЕЭС России осуществляет параллельную работу с ОЭС Украины, ОЭС Казахстана, ОЭС Белоруссии, энергосистемами Эстонии, Латвии, Литвы, Грузии и Азербайджана, а также с NORDEL (связь с Финляндией через вставку постоянного тока в Выборге). Энергосистемы Белоруссии, России, Эстонии, Латвии и Литвы образуют так называемое «Электрическое кольцо БРЭЛЛ», работа которого координируется в рамках подписанного в 2001 году Соглашения о параллельной работе энергосистем БРЭЛЛ. Системный оператор выделяет три крупных независимых энергообъединения в Европе — Северную (NORDEL), Западную (UCTE) и Восточную (ЕЭС/ОЭС) синхронные зоны (NORDEL и UCTE в июле 2009 года вошли в состав нового европейского объединения — ENTSO-E). Под ЕЭС/ОЭС понимается ЕЭС России в совокупности с энергосистемами стран СНГ, Прибалтики и Монголии. Преимущества объединения электрических станций и сетей в ЕЭС РоссииПараллельная работа электростанций в масштабе Единой энергосистемы позволяет реализовать следующие преимущества[5]:
Совместная работа электростанций в Единой энергосистеме обеспечивает возможность установки на электростанциях агрегатов наибольшей единичной мощности, которая может быть изготовлена промышленностью, и укрупнения электростанций. Увеличение единичной мощности агрегатов и установленной мощности электростанций имеет значительный экономический эффект. История созданияПринципы централизации выработки электроэнергии и концентрации генерирующих мощностей на крупных районных электростанциях были заложены ещё при реализации плана ГОЭЛРО. Развитие электроэнергетики СССР в 1930-е годы характеризовалось началом формирования энергосистем. В 1926 году в Московской энергосистеме была создана первая в стране центральная диспетчерская служба (ЦДС, в настоящее время ЦДС носят названия Региональных диспетчерских управлений и имеют статус филиалов ОАО «СО ЕЭС»). К 1935 году в стране работало шесть энергосистем, в том числе Московская, Ленинградская, Донецкая и Днепровская. Первые энергосистемы были созданы на основе ЛЭП напряжения 110 кВ, за исключением Днепровской, в которой использовались линии напряжения 154 кВ, принятого для выдачи мощности Днепровской ГЭС. В 1942 году для координации работы трех районных энергетических систем: Свердловской, Пермской и Челябинской было создано первое Объединённое диспетчерское управление — ОДУ Урала. В 1945 году было создано ОДУ Центра. В начале 1950-х годов было начато строительство каскада гидроэлектростанций на Волге. В 1956 году объединение энергосистем Центра и Средней Волги линией электропередачи 400 кВ «Куйбышев — Москва», обеспечивавшей выдачу мощности Куйбышевской ГЭС, обозначило начало формирования Единой энергосистемы СССР. Последовавшее строительство ЛЭП 500 кВ от каскада Волжских ГЭС обеспечило возможность параллельной работы энергосистем Центра, Средней и Нижней Волги и Урала и завершило первый этап создания Единой энергетической системы. В июле 1962 году было подписано соглашение о создании в Праге Центрального диспетчерского управления (ЦДУ) энергосистем Болгарии, Венгрии, ГДР, Польши, СССР, Румынии и Чехословакии. Это соглашение привело к созданию крупнейшей на планете энергосистемы «Мир» (установленная мощность электростанций более 400 ГВт). В 1967 году на базе ОДУ Центра было создано Центральное диспетчерское управление (ЦДУ) ЕЭС СССР, принявшее на себя также функции диспетчерского управления параллельной работой энергосистем ОЭС Центра. В 1970 году к ЕЭС была присоединена ОЭС Закавказья, а в 1972 году — ОЭС Казахстана и отдельные районы Западной Сибири. В 1978 году ОЭС Сибири была присоединена к ЕЭС СССР. К 1990 году в состав ЕЭС СССР входили 9 из 11 энергообъединений страны, охватывая 2/3 территории СССР, на которых проживало более 90 % населения. В ноябре 1993 г. из-за большого дефицита мощности на Украине был осуществлён вынужденный переход на раздельную работу ЕЭС России и ОЭС Украины, что привело к раздельной работе ЕЭС России с остальными энергосистемами, входящими в состав энергосистемы «Мир». В дальнейшем параллельная работа энергосистем, входящих в состав «Мира», с центральным диспетчерским управлением в Праге не возобновлялась. После распада СССР электрические связи между некоторыми энергообъединениями в составе ЕЭС России стали проходить по территории независимых государств и электроснабжение части регионов оказалось зависимым от этих государств (связи 500—1150 кВ между ОЭС Урала и Сибири, проходящие по территории Казахстана, связи ОЭС Юга и Центра, частично проходящие по территории Украины, связи ОЭС Северо-Запада с Калининградской энергосистемой, проходящие по территории стран Балтии). Административно-хозяйственное управление ЕЭСДо 1 июля 2008 года высшим уровнем в административно-хозяйственной структуре управления электроэнергетической отраслью являлось ОАО «РАО ЕЭС России». Диспетчерско-технологическое управление работой ЕЭС России осуществляет АО «СО ЕЭС». Постановлением Правительства РФ от 11.07.2001 № 526 «О реформировании электроэнергетики Российской Федерации» Единая энергетическая система России признана «общенациональным достоянием и гарантией энергетической безопасности» государства. Основной её частью «является единая национальная энергетическая сеть, включающая в себя систему магистральных линий электропередачи, объединяющих большинство регионов страны и представляющая собой один из элементов гарантии целостности государства». Для её «сохранения и укрепления, обеспечения единства технологического управления и реализации государственной политики в электроэнергетике» было предусмотрено создание ОАО «ФСК ЕЭС». В постановлении Правительства Российской Федерации от 26.01.2006 № 41 были утверждены критерии отнесения к ЕНЭС магистральных линий электропередачи и объектов электросетевого хозяйства. Следует отметить, что в других нормативных документах аббревиатура ЕНЭС расшифровывается как «Единая национальная электрическая сеть», что является более правильным с технической точки зрения. Большинство тепловых электростанций России находятся в собственности семи ОГК (оптовые генерирующие компании) и четырнадцати ТГК (территориальные генерирующие компании). Большая часть производственных мощностей гидроэнергетики сосредоточена в руках компании ПАО «РусГидро». Эксплуатирующей организацией АЭС России является АО «Концерн Росэнергоатом». Реформирование электроэнергетики подразумевало создание в России оптового и розничных рынков электрической энергии. Деятельность по обеспечению функционирования коммерческой инфраструктуры оптового рынка, эффективной взаимосвязи оптового и розничных рынков, формированию благоприятных условий для привлечения инвестиций в электроэнергетику, организации на основе саморегулирования эффективной системы оптовой и розничной торговли электрической энергией и мощностью осуществляет некоммерческое партнёрство «Совет рынка». Деятельность по организации торговли на оптовом рынке, связанная с заключением и организацией исполнения сделок по обращению электрической энергии, мощности и иных объектов торговли, обращение которых допускается на оптовом рынке, осуществляет коммерческий оператор оптового рынка — АО «Администратор торговой системы оптового рынка электроэнергии» (АО «АТС»). Особенности ЕЭСЕЭС России располагается на территории, охватывающей 8 часовых поясов. Необходимостью электроснабжения столь протяжённой территории обусловлено широкое применение дальних электропередач высокого и сверхвысокого напряжения. Системообразующая электрическая сеть ЕЭС (ЕНЭС) состоит из линий электропередачи напряжения 220, 330, 500 и 750 кВ. В электрических сетях большинства энергосистем России используется шкала напряжений 110—220 — 500—1150 кВ. В ОЭС Северо-Запада и частично в ОЭС Центра используется шкала напряжений 110—330 — 750 кВ. Наличие сетей напряжения 330 и 750 кВ в ОЭС Центра связано с тем, что сети указанных классов напряжения используются для выдачи мощности Калининской, Смоленской и Курской АЭС, расположенных на границе использования двух шкал напряжений. В ОЭС Юга определённое распространение имеют сети напряжения 330 кВ. Структура генерирующих мощностейОЭС, входящие в состав ЕЭС России, имеют различную структуру генерирующих мощностей, значительная часть энергосистем не сбалансирована по мощности и электроэнергии. Основу российской электроэнергетики составляют около 600 электростанций суммарной мощностью 210 ГВт, работающих в составе ЕЭС России. Две трети генерирующих мощностей приходится на тепловые электростанции. Около 55 % мощностей ТЭС составляют теплоэлектроцентрали (ТЭЦ), а 45 % — конденсационные электростанции (КЭС). Мощность гидравлических (ГЭС), в том числе гидроаккумулирующих (ГАЭС) электростанций составляет 21 % установленной мощности электростанций России. Мощность атомных электростанций составляет 17,2 % установленной мощности электростанций страны. Для ЕЭС России характерна высокая степень концентрации мощностей на электростанциях. На тепловых электростанциях эксплуатируются серийные энергоблоки единичной мощностью 500 и 800 МВт и один блок мощностью 1200 МВт на Костромской ГРЭС. Единичная мощность энергоблоков действующих АЭС достигает 1000 МВт. Технические проблемы функционирования ЕЭСОдной из серьёзных проблем функционирования ЕЭС является слабость межсистемных, а иногда и системообразующих связей в энергосистеме, что приводит к «запиранию» мощностей электрических станций[6]. Слабость межсистемных связей в ЕЭС обусловлена её территориальной распределённостью. Ограничения в использовании связей между различными ОЭС и большинства наиболее важных связей внутри ОЭС определяются в основном условиями статической устойчивости; для ЛЭП, обеспечивающих выдачу мощности крупных электростанций, и ряда транзитных связей определяющими могут быть условия динамической устойчивости. Проводившиеся исследования выявили, что стабильность частоты в ЕЭС России была ниже, чем в UCTE. Особенно большие отклонения частоты происходят весной и во второй половине ночи, что свидетельствует об отсутствии гибких средств регулирования частоты[7]. Перспективы развития ЕЭСРазвитие ЕЭС в обозримой перспективе описывается в Генеральной схеме размещения объектов электроэнергетики до 2020 года. В настоящее время[когда?] Системный оператор завершил работу над технико-экономическим обоснованием (ТЭО) объединения ЕЭС/ОЭС с UCTE. Такое объединение означало бы создание самого большого в мире энергетического объединения, расположенного в 12 часовых поясах, суммарной установленной мощностью более 860 ГВт[8]. 2 апреля 2009 года в Москве состоялась Международная отчётная конференция «Перспективы объединения энергосистем Восток-Запад (Результаты ТЭО синхронного объединения ЕЭС/ОЭС с UCTE)»[9]. ТЭО показало, что «синхронное объединение энергосистем UCTE и ЕЭС/ОЭС возможно при условии проведения ряда технических, эксплуатационных и организационных мероприятий и создания необходимых правовых рамок, определённых исследованием. Поскольку выполнение этих условий, вероятно, потребует длительного времени, синхронное объединение должно рассматриваться как долгосрочная перспектива. Для построения совместной, крупнейшей в мире рыночной платформы для торговли электроэнергией между синхронными зонами UCTE и ЕЭС/ОЭС также может быть рассмотрено создание несинхронных связей, что, однако, требует проведения отдельных исследований заинтересованными сторонами»[10]. См. такжеПримечания
ru-wiki.org Единая энергетическая система России | Электротехнический журнал Фото подстанции 500 кВ. Открытое распределительное устройство.Единая энергетическая система России (ЕЭС России) — совокупность производственных и иных имущественных объектов электроэнергетики, связанных единым процессом производства (в том числе производства в режиме комбинированной выработки электрической и тепловой энергии) и передачи электрической энергии в условиях централизованного оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике. ГОСТ 21027-75 дает следующее определение Единой энергосистемы: Единая энергосистема — совокупность объединённых энергосистем (ОЭС), соединённых межсистемными связями, охватывающая значительную часть территории страны при общем режиме работы и имеющая диспетчерское управление ЕЭС России охватывает практически всю обжитую территорию страны и является крупнейшим в мире централизованно управляемым энергообъединением. В настоящее время ЕЭС России включает в себя 69 энергосистем на территории 79 субъектов российской Федерации, работающих в составе шести работающих параллельно ОЭС — ОЭС Центра, Юга, Северо-Запада, Средней Волги, Урала и Сибири и ОЭС Востока, работающей изолированно от ЕЭС России. Кроме того, ЕЭС России осуществляет параллельную работу с ОЭС Украины, ОЭС Казахстана, ОЭС Белоруссии, энергосистемами Эстонии, Латвии, Литвы, Грузии и Азербайджана, а также с NORDEL (связь с Финляндией через вставку постоянного тока в Выборге). Энергосистемы Белоруссии, России, Эстонии, Латвии и Литвы образуют так называемое «Электрическое кольцо БРЭЛЛ», работа которого координируется в рамках подписанного в 2001 году Соглашения о параллельной работе энергосистем БРЭЛЛ. Системный оператор выделяет три крупных независимых энергообъединения в Европе — Северную (NORDEL), Западную (UCTE) и Восточную (ЕЭС/ОЭС) синхронные зоны (NORDEL и UCTE в июле 2009 года вошли в состав нового европейского объединения — ENTSO-E). Под ЕЭС/ОЭС понимается ЕЭС России в совокупности с энергосистемами стран СНГ, Балтии и Монголии. Преимущества объединения электрических станций и сетей в ЕЭС России.Параллельная работа электростанций в масштабе Единой энергосистемы позволяет реализовать следующие преимущества:
Совместная работа электростанций в Единой энергосистеме обеспечивает возможность установки на электростанциях агрегатов наибольшей единичной мощности, которая может быть изготовлена промышленностью, и укрупнения электростанций. Увеличение единичной мощности агрегатов и установленной мощности электростанций имеет значительный экономический эффект. История созданияПринципы централизации выработки электроэнергии и концентрации генерирующих мощностей на крупных районных электростанциях были заложены ещё при реализации плана ГОЭЛРО. Развитие электроэнергетики СССР в 1930-е годы характеризовалось началом формирования энергосистем. В 1926 году в Московской энергосистеме была создана первая в стране центральная диспетчерская служба (ЦДС, в настоящее время ЦДС носят названия Региональных диспетчерских управлений и имеют статус филиалов ОАО «СО ЕЭС»). К 1935 году в стране работало шесть энергосистем, в том числе Московская, Ленинградская, Донецкая и Днепровская. Первые энергосистемы были созданы на основе ЛЭП напряжения 110 кВ, за исключением Днепровской, в которой использовались линии напряжения 154 кВ, принятого для выдачи мощности Днепровской ГЭС. В 1942 году для координации работы трех районных энергетических систем: Свердловской, Пермской и Челябинской было создано первое Объединённое диспетчерское управление — ОДУ Урала. В 1945 году было создано ОДУ Центра. В начале 1950-х годов было начато строительство каскада гидроэлектростанций на Волге. В 1956 году объединение энергосистем Центра и Средней Волги линией электропередачи 400 кВ «Куйбышев — Москва», обеспечивавшей выдачу мощности Куйбышеской ГЭС, обозначило начало формирования Единой энергосистемы СССР. Последовавшее строительство ЛЭП 500 кВ от каскада Волжских ГЭС обеспечило возможность параллельной работы энергосистем Центра, Средней и Нижней Волги и Урала и завершило первый этап создания Единой энергетической системы. В июле 1962 году было подписано соглашение о создании в Праге Центрального диспетчерского управления (ЦДУ) энергосистем Болгарии, Венгрии, ГДР, Польши, СССР, Румынии и Чехословакии. Это соглашение привело к созданию крупнейшей на планете энергосистемы «Мир» (установленная мощность электростанций более 400 ГВт). В 1967 году на базе ОДУ Центра было создано Центральное диспетчерское управление (ЦДУ) ЕЭС СССР, принявшее на себя также функции диспетчерского управления параллельной работой энергосистем ОЭС Центра. В 1970 году к ЕЭС была присоединена ОЭС Закавказья, а в 1972 году — ОЭС Казахстана и отдельные районы Западной Сибири. В 1978 году ОЭС Сибири была присоединена к ЕЭС СССР. К 1990 году в состав ЕЭС СССР входили 9 из 11 энергообъединений страны, охватывая 2/3 территории СССР, на которых проживало более 90 % населения. В ноябре 1993 г. из-за большого дефицита мощности на Украине был осуществлён вынужденный переход на раздельную работу ЕЭС России и ОЭС Украины, что привело к раздельной работе ЕЭС России с остальными энергосистемами, входящими в состав энергосистемы «Мир». В дальнейшем параллельная работа энергосистем, входящих в состав «Мира», с центральным диспетчерским управлением в Праге не возобновлялась. После распада СССР электрические связи между некоторыми энергообъединениями в составе ЕЭС России стали проходить по территории независимых государств и электроснабжение части регионов оказалось зависимым от этих государств (связи 500—1150 кВ между ОЭС Урала и Сибири, проходящие по территории Казахстана, связи ОЭС Юга и Центра, частично проходящие по территории Украины, связи ОЭС Северо-Запада с Калининградской энергосистемой, проходящие по территории стран Балтии). В 1995 году ОДУ Центра выведено из состава ЦДУ ЕЭС России в качестве Дирекции оперативно-диспетчерского управления объединенной энергетической системы Центра «Центрэнерго» (филиал РАО «ЕЭС России»). 1 июля 2008 года РАО «ЕЭС России» прекратило своё существование. В результате реорганизации из состава холдинга были выделены 23 независимые компании. Административно-хозяйственное управление ЕЭСДо 1 июля 2008 года высшим уровнем в административно-хозяйственной структуре управления электроэнергетической отраслью являлось ОАО «РАО ЕЭС России». Диспетчерско-технологическое управление работой ЕЭС России осуществляет ОАО «СО ЕЭС». Постановлением Правительства РФ от 11.07.2001 № 526 «О реформировании электроэнергетики Российской Федерации» Единая энергетическая система России признана «общенациональным достоянием и гарантией энергетической безопасности» государства. Основной её частью «является единая национальная энергетическая сеть, включающая в себя систему магистральных линий электропередачи, объединяющих большинство регионов страны и представляющая собой один из элементов гарантии целостности государства». Для её «сохранения и укрепления, обеспечения единства технологического управления и реализации государственной политики в электроэнергетике» было предусмотрено создание ОАО «ФСК ЕЭС». В постановлении Правительства Российской Федерации от 26.01.2006 № 41 были утверждены критерии отнесения к ЕНЭС магистральных линий электропередачи и объектов электросетевого хозяйства. Следует отметить, что в других нормативных документах аббревиатура ЕНЭС расшифровывается как «Единая национальная электрическая сеть», что является более правильным с технической точки зрения. Большинство тепловых электростанций России находятся в собственности семи ОГК (оптовые генерирующие компании) и четырнадцати ТГК (территориальные генерирующие компании). Большая часть производственных мощностей гидроэнергетики сосредоточена в руках компании ПАО «РусГидро». Эксплуатирующей организацией АЭС России является АО «Концерн Росэнергоатом». Реформирование электроэнергетики подразумевало создание в России оптового и розничных рынков электрической энергии. Деятельность по обеспечению функционирования коммерческой инфраструктуры оптового рынка, эффективной взаимосвязи оптового и розничных рынков, формированию благоприятных условий для привлечения инвестиций в электроэнергетику, организации на основе саморегулирования эффективной системы оптовой и розничной торговли электрической энергией и мощностью осуществляет некоммерческое партнёрство «Совет рынка». Деятельность по организации торговли на оптовом рынке, связанная с заключением и организацией исполнения сделок по обращению электрической энергии, мощности и иных объектов торговли, обращение которых допускается на оптовом рынке, осуществляет коммерческий оператор оптового рынка — ОАО «Администратор торговой системы оптового рынка электроэнергии» (ОАО «АТС»). Особенности ЕЭСЕЭС России располагается на территории, охватывающей 8 часовых поясов. Необходимостью электроснабжения столь протяжённой территории обусловлено широкое применение дальних электропередач высокого и сверхвысокого напряжения. Системообразующая электрическая сеть ЕЭС (ЕНЭС) состоит из линий электропередачи напряжения 220, 330, 500 и 750 кВ. В электрических сетях большинства энергосистем России используется шкала напряжений 110—220 — 500—1150 кВ. В ОЭС Северо-Запада и частично в ОЭС Центра используется шкала напряжений 110—330 — 750 кВ. Наличие сетей напряжения 330 и 750 кВ в ОЭС Центра связано с тем, что сети указанных классов напряжения используются для выдачи мощности Калининской, Смоленской и Курской АЭС, расположенных на границе использования двух шкал напряжений. В ОЭС Юга определённое распространение имеют сети напряжения 330 кВ. Структура генерирующих мощностейОЭС, входящие в состав ЕЭС России, имеют различную структуру генерирующих мощностей, значительная часть энергосистем не сбалансирована по мощности и электроэнергии. Основу российской электроэнергетики составляют около 600 электростанций суммарной мощностью 210 ГВт, работающих в составе ЕЭС России. Две трети генерирующих мощностей приходится натепловые электростанции. Около 55 % мощностей ТЭС составляют теплоэлектроцентрали (ТЭЦ), а 45 % — конденсационные электростанции (КЭС). Мощность гидравлических (ГЭС), в том числе гидроаккумулирующих (ГАЭС) электростанций составляет 21 % установленной мощности электростанций России. Мощность атомных электростанций составляет 17,2 % установленной мощности электростанций страны. Для ЕЭС России характерна высокая степень концентрации мощностей на электростанциях. На тепловых электростанциях эксплуатируются серийные энергоблоки единичной мощностью 500 и 800 МВт и один блок мощностью 1200 МВт на Костромской ГРЭС. Единичная мощность энергоблоков действующих АЭС достигает 1000 МВт. Технические проблемы функционирования ЕЭСОдной из серьёзных проблем функционирования ЕЭС является слабость межсистемных, а иногда и системообразующих связей в энергосистеме, что приводит к «запиранию» мощностей электрических станций. Слабость межсистемных связей в ЕЭС обусловлена её территориальной распределённостью. Ограничения в использовании связей между различными ОЭС и большинства наиболее важных связей внутри ОЭС определяются в основном условиями статической устойчивости; для ЛЭП, обеспечивающих выдачу мощности крупных электростанций, и ряда транзитных связей определяющими могут быть условия динамической устойчивости. Проводившиеся исследования выявили, что стабильность частоты в ЕЭС России ниже, чем в UCTE. Особенно большие отклонения частоты происходят весной и во второй половине ночи, что свидетельствует об отсутствии гибких средств регулирования частоты. Перспективы развития ЕЭСРазвитие ЕЭС в обозримой перспективе описывается в Генеральной схеме размещения объектов электроэнергетики до 2020 года. В настоящее время Системный оператор завершил работу над технико-экономическим обоснованием (ТЭО) объединения ЕЭС/ОЭС с UCTE. Такое объединение означало бы создание самого большого в мире энергетического объединения, расположенного в 12 часовых поясах, суммарной установленной мощностью более 860 ГВт. 2 апреля 2009 года в Москве состоялась Международная отчётная конференция «Перспективы объединения энергосистем Восток-Запад (Результаты ТЭО синхронного объединения ЕЭС/ОЭС с UCTE)». ТЭО показало, что «синхронное объединение энергосистем UCTE и ЕЭС/ОЭС возможно при условии проведения ряда технических, эксплуатационных и организационных мероприятий и создания необходимых правовых рамок, определённых исследованием. Поскольку выполнение этих условий, вероятно, потребует длительного времени, синхронное объединение должно рассматриваться как долгосрочная перспектива. Для построения совместной, крупнейшей в мире рыночной платформы для торговли электроэнергией между синхронными зонами UCTE и ЕЭС/ОЭС также может быть рассмотрено создание несинхронных связей, что, однако, требует проведения отдельных исследований заинтересованными сторонами». Ссылки на использованную литературу:
Просмотров всего: 195, Просмотров за день: 1 www.el-info.ru 1.2 Структура электроэнергетики России. Пространственная структура электроэнергетики в РоссииПохожие главы из других работ:Значение электроэнергетики в хозяйственном комплексе России 1. Значение и роль в хозяйственном комплексе электроэнергетики. Значение электроэнергетики в хозяйственном комплексе РоссииЭлектроэнергетика занимается производством и передачей электроэнергетики и является важнейшей базовой отраслью промышленности России. От уровня ее развития зависит все народное хозяйство страны... Значение электроэнергетики в хозяйственном комплексе России 2. Особенности размещения и развития электроэнергетики... Значение электроэнергетики в хозяйственном комплексе России 4. Реструктуризация и перспективы электроэнергетики... Значение электроэнергетики в хозяйственном комплексе России 4.1 Реструктуризация электроэнергетикиРоссийская энергетика переживает непростой период. Серьезная авария в Московской энергосистеме в 2005 г., ограничение энергоснабжения в исключительно холодную зиму 2005-2006 гг.... Значение электроэнергетики в хозяйственном комплексе России 4.2 Перспективы электроэнергетикиДля более экономичного, рационального и комплексного использования общего потенциала электростанций нашей страны создана Единая энергетическая система (ЕЭС)... Особенности развития и размещения отраслей топливно-энергетического комплекса России 1. Современное состояние и структура топливно-энергетического комплекса РоссииТопливно-энергетический комплекс Российской Федера-ции представляет собой сложную систему ? совокупность произ-водств, процессов, материальных устройств по добыче топливно-энергетических ресурсов (ТЭР), их преобразованию, транспорти-ровке... Проблемы и перспективы развития Ханты-Мансийского автономного округа - Югра 2.1 Перспектива развития электроэнергетикиВ качестве основных направлений развития электроэнергетики автономного округа предполагается строительство и ввод новых энергетических мощностей и электросетевых объектов... Проблемы и перспективы развития Ханты-Мансийского автономного округа - Югра 2.1 Перспектива развития электроэнергетикиВ качестве основных направлений развития электроэнергетики автономного округа предполагается строительство и ввод новых энергетических мощностей и электросетевых объектов... Пространственная структура электроэнергетики в России 1. ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ... Пространственная структура электроэнергетики в России 1.1 Отрасли электроэнергетики РоссииЛидирующее положение теплоэнергетики является исторически сложившейся и экономически оправданной закономерностью развития российской энергетики. Тепловые электростанции (ТЭС), действующие на территории России... Пространственная структура электроэнергетики в России 2.2 Новые тенденции в пространственной организации электроэнергетики РоссииВ целом тематика географии промышленности была в основном вне поля его научных интересов. Но его эрудиция и научный темперамент служили примером и вдохновляющим началом для многих его учеников, в том числе и для автора данного текста доклада. 1... Развитие газовой промышленности России 2.2 Региональная структура добычи газа в РоссииПочти на 90% общероссийской добычи газа сосредоточено в Западной Сибири (Западносибирская НГП) (табл. 1), в первую очередь в ЯНАО - свыше 80%. Наиболее крупные газодобывающие регионы Европейской части страны... Развитие газовой промышленности России 2.3 Организационная структура добычи газа в РоссииВ организационном плане добычи газа в России ведется четырьмя основными группами производителей (рис. 4): - компаниями, входящими в Группу «Газпром» - крупнейшего в мире газового концерна, владельца ЕСГ и монопольного экспортера газа... Современная демографическая ситуация в России 2.2 Структура населения России1) Структура населения по полу. Соотношение полов в населении - важный фактор брачности (т.е. процесса заключения браков) и формирования семейной структуры населения... Специфика основных форм регионального народнохозяйственного комплекса страны 1. Различия в понятиях «территориальная структура» производительных сил России и «территориальная организация»В ходе общественного развития происходит дифференциация членов общества в зависимости от их участия в разделенном труде. Суть всякого разделения труда состоит в специализации производителя на выпуске какой-либо продукции в объемах... geo.bobrodobro.ru По советской схеме: как управляют энергосистемой регионов - НовосибирскЭлектроэнергию называют «кровью» современной цивилизации. Однако мало кто имеет представление о том, как работает энергетическое хозяйство и почему до сих пор сохраняется советская централизованная система. Корреспонденты Sibnet.ru побывали в «мозговом центре», управляющем распределением электрической энергии, или, говоря проще, светом в Новосибирской области, а через некоторое время — и в двух Алтаях. Представим на минуту, что Новосибирск остался без электричества, не на час или два, а хотя бы на день. Для мегаполиса это апокалипсис. А если мир лишится электроэнергии на продолжительное время — погибнет цивилизация. Но мы настолько привыкли к наличию электричества, что воспринимаем его как данность и не задумываемся о надежности электроснабжения. А между тем энергетика — сложнейшая система, и чтобы она работала без сбоев, требуется непрерывное слаженное управление. Энергетический комплекс только одной Сибири объединяет 109 электростанций, а общая протяженность линий электропередачи здесь превышает 96 тысяч километров. Единая энергосистемаОдним из выдающихся достижений Советского Союза было создание мощной энергосистемы и ее централизованного иерархического диспетчерского управления. Начало ее было положено знаменитым планом ГОЭЛРО, разработанным почти 100 лет назад. В отличие от американской, собранной из многих слабо состыкованных компонентов, российская система — единая, то есть все ее электроустановки связаны меду собой и работают синхронно. Это позволяет в случае необходимости перебрасывать потоки электрической мощности из одного региона в другой, а значит, делает работу энергосистемы более надежной. Единая энергетическая система (ЕЭС) России по типу федеральных округов разделена на зоны: объединенные энергосистемы (ОЭС) Северо-Запада, Центра, Юга, Средней Волги, Урала, Сибири, Востока. Каждая из них, в том числе Сибирь, делится на связанные между собой энергосистемы регионального уровня.  Фото: Sibnet.ru После реформы 2002-2008 годов российская энергетическая отрасль была разделена на отдельные сегменты — генерацию (электростанции), сети и сбыт. Все звенья связал воедино диспетчерский центр — «Системный оператор ЕЭС России» (СО ЕЭС), на который и возложена функция управлением режимом работы единой энергосистемы страны.На каждом из трех уровней ЕЭС есть свои диспетчеры. Режимом работы энергосистемы страны в целом управляет Главный диспетчерский центр в Москве, энергосистемой Сибири — объединенное диспетчерское управление (ОДУ) с головным офисом в Кемерове, энергетикой Новосибирской области — региональное диспетчерское управление (РДУ) в Новосибирске. «Эта вертикаль диспетчерского управления была заложена еще в советские времена при становлении электроэнергетического комплекса. Цель оперативно-диспетчерского управления — обеспечение надежной работы энергосистемы», — говорит заместитель главного диспетчера филиала АО «СО ЕЭС» Новосибирское РДУ Алексей Перепрыгин. «Мозговой центр»Диспетчеры Новосибирского РДУ недавно отметили новоселье. Для них по последнему слову техники оборудован новый диспетчерский зал. Его центральным элементом стала новая система коллективного отображения информации — диспетчерский щит. Это — видеостена, состоящая из 32 жидкокристаллических (LCD) панелей, показывающая в онлайн-режиме различные параметры работы энергосистемы региона.  «Красным цветом отображаются магистральные сети классом напряжения 500 киловольт. Ими управляет либо главный диспетчерский центр из Москвы, либо ОДУ Сибири. Желтым цветом — сети 220 киловольт, тоже в основном магистральные линии, также входящие в единую национальную электрическую сеть. Ими управляет ОДУ или РДУ. Синим цветом — сети 110 киловольт. Это наше хозяйство, РДУ. Другие цвета — класс напряжения 15, 10, 6 киловольт. Они находятся в управлении электросетевых компаний», — поясняет Перепрыгин. Электрические сети связывают производителей электроэнергии с потребителями. А диспетчеры Новосибирского РДУ следят за тем, чтобы эта связь была надежной. «Мы являемся тем звеном, которое управляет режимом работы энергосистемы. Без нас электростанция не сможет принять решение остановить генератор, а сетевая компания — вывести в ремонт ЛЭП», — продолжает Перепрыгин. Основное свойство энергосистемы — баланс потребляемой и вырабатываемой мощности в каждый момент времени. Например, вы включили лампочку, утюг или чайник, соответственно, потребление энергии в системе выросло на несколько киловатт. А если многие тысячи людей одновременно включили лампочки, утюги или чайники, рост потребляемой мощности уже выражается в мегаваттах. И этот рост должен быть немедленно компенсирован загрузкой работающих генераторов — сохранен баланс потребления и выработки. Поэтому одна из важнейших задач РДУ — прогнозирование уровня потребления и планирование объема генерации. Разрабатываются графики потребления электрической мощности и выработки энергии электростанциями. Оперативное планирование осуществляется на час, сутки, двое суток. Диспетчер контролирует выполнение этих графиков.  Электричество СибириВ Новосибирской энергосистеме — шесть электростанций. Самые мощные из них — Новосибирская ТЭЦ-3, Новосибирская ТЭЦ-5 и Новосибирская ГЭС. В электроэнергетический комплекс области входят также 224 линии электропередачи класса напряжения 110–220 киловольт и 286 трансформаторных подстанций. Летний и зимний режимы работы энергосистемы кардинально отличаются. Летом тепловые станции (ТЭЦ), работающие на угле, работают на минимуме, а Новосибирская ГЭС, пропускающая половодье, загружена по максимуму. Летнее потребление по области в среднем составляет порядка 1,5 тысячи мегаватт. ГЭС же вырабатывает в среднем 450 мегаватт, то есть покрывает треть от потребности региона в энергии.  Фото: Новосибирская ГЭС © ГУ МЧС по Новосибирской области Зимой — наоборот: ГЭС функционирует на минимуме из-за недостатка воды, а ТЭЦ, которые помимо электричества обеспечивают область теплом, работают на полную мощность. Вообще суммарная установленная мощность электростанций новосибирской системы — порядка 3 тысяч мегаватт. Максимальное потребление в зимний максимум — около 2800 мегаватт. Несмотря на это, энергосистема может быть дефицитна в часы максимальных нагрузок, поскольку все генерирующие мощности в области сразу обычно не задействуются. Загрузка генерации определяется исходя из цены, сложившейся на оптовом рынке электроэнергии, поэтому по экономическим соображениям дефицит мощности периодически восполняется за счет перетока из соседних энергосистем по межсистемным линиям 500 и 220 киловольт. Такой способ восполнения недостающей мощности экономически эффективен. Он не требует обязательного включения устаревшего оборудования с высокой стоимостью выработки электроэнергии и позволяет использовать электроэнергию, вырабатываемую электростанциями в других регионах страны. Вырабатываемая на более экономичном оборудовании, она поставляется в общую электрическую сеть ОЭС Сибири и транспортируется туда, где есть потребность.  Например, в последние дни станции области вырабатывают чуть более 2 тысяч мегаватт, тогда как потребляет регион порядка 2600 мегаватт. Этот дефицит покрывается перетоком мощности из других регионов, как правило, это более дешевая мощность наших сибирских ГЭС. Управляют этим процессом также диспетчеры Новосибирского РДУ во взаимодействии с ОДУ Сибири и делается это также по заранее согласованным планам. Управляют этим процессом также диспетчеры Новосибирского РДУ во взаимодействии с объединенным диспетчерским управлением Сибири в Кемерове и делается это также по заранее согласованным планам.С 1 июля 2017 года под управление Новосибирского РДУ перейдёт энергосистема Алтайского края и Республики Алтай. После укрупнения операционной зоны количество подведомственных энергобъектов увеличится со 152 до 258. Вместо шести крупных электростанций в ведении новосибирских диспетчеров их будет уже десять. Аварийные решенияСреди задач оперативно-диспетчерского управления — предотвращение и устранение аварий. На этот случай, конечно, существует, противоаварийная автоматика, но бывают ситуации, когда необходимо вмешиваться человеку. И чаще всего решения принимает диспетчер. Например, в энергосистеме может выйти из строя генератор на электростанции или случится отключение линии электропередачи. Любое из этих событий может привести к превышению максимально допустимых перетоков мощности в электрической сети, недопустимому снижению напряжения или частоты электрического тока.  «Для устранения нарушения диспетчеру отводится минимум времени. За это время он, во-первых, должен проанализировать ситуацию — что и где произошло. Во-вторых, принять решение, каким способом должна быть устранена авария. В-третьих, в соответствии с этим решением дать команды на энергообъекты», — говорит главный диспетчер Новосибирского РДУ Александр Сутягин. В случае аварии диспетчер может по телефону дать команду на запуск дополнительных мощностей на электростанциях или включить в работу другую линию электропередачи. Главное здесь — быстро принять верное решение. Цена света: как выбрать лампочки для дома? В таких ситуациях, отмечают собеседники, и проявляется профессионализм специалистов оперативно-диспетчерского управления: сработать так, чтобы потребители энергии не почувствовали на себе последствий аварии. «Рабочие инструменты диспетчера — диспетчерский щит и монитор, отображающие параметры работы энергосистемы, телефон с прямыми каналами связи со всеми объектами энергетики, и главное — голова: ему нужно быстро обработать информацию и дать правильную команду», — характеризует работу диспетчера Сутягин. Оперативно принять единственно верное решение для обеспечения надежности работы энергосистемы. Это главная заповедь диспетчера энергосистемы. Фото: Владимир Сараев, Sibnet.ru info.sibnet.ru Состав и основные характеристики Единой энергетической системы РоссииЕдиная энергетическая система (ЕЭС) – комплекс электрических станций, сетей и иных объектов электросетевого хозяйства, обеспечивающих устойчивое снабжение электрической энергией потребителей, функционирование оптового рынка, а также параллельную работу российской электроэнергетической системы и электроэнергетических систем иностранных государств. На конец 2010 года общая установленная мощность электростанций ЕЭС России составила 214 867 МВт. Для сравнения – установленная мощность Ленинградской АЭС составляет 4 000 МВт. Годовой максимум 2010 года потребления ЕЭС России зафиксирован 26 января в 18:00 и составил 149 157 МВт, то есть около 70 % суммарной установленной мощности. Отличие данной цифры от 100 % демонстрирует наличие нагрузочного, аварийного и ремонтного резервов, а также ограничение передачи мощности по линиям электропередачи с малой пропускной способностью. В состав ЕЭС России входят 6 объединенных энергетических систем (ОЭС). Седьмая ОЭС (ОЭС Востока) работает изолированно от ЕЭС. Энергосистемы некоторых субъектов Дальневосточного федерального округа (Камчатский край, Сахалинская область, Магаданская область, Чукотский АО, северная часть республики Саха) работают изолированно друг от друга и от ЕЭС. Ниже перечислены все 7 ОЭС с указанием входящих в каждую из них энергосистем: 1. ОЭС Центра, включает в себя следующие энергосистемы: Белгородскую, Брянскую, Владимирскую, Вологодскую, Воронежскую, Ивановскую, Калужскую, Костромскую, Курскую, Липецкую, Московскую, Орловскую, Рязанскую, Смоленскую, Тамбовскую, Тверскую, Тульскую, Ярославскую. 2. ОЭС Северо-Запада, включает в себя следующие энергосистемы: Архангельскую, Калининградскую, Карельскую, Кольскую, Коми, Ленинградскую, Новгородскую, Псковскую. 3. ОЭС Юга, включает в себя следующие энергосистемы: Астраханскую, Волгоградскую, Дагестанскую, Ингушскую, Кабардино-Балкарскую, Калмыцкую, Карачаево-Черкесскую, Кубанскую, Ростовскую, Северо-Осетинскую, Ставропольскую, Чеченскую. 4. ОЭС Средней Волги, включает в себя следующие энергосистемы: Марийскую, Мордовскую, Нижегородскую, Пензенскую, Самарскую, Саратовскую, Татарскую, Ульяновскую, Чувашскую. 5. ОЭС Урала, включает в себя следующие энергосистемы: Башкирскую, Кировскую, Курганскую, Оренбургскую, Пермскую, Свердловскую, Тюменскую, Удмуртскую, Челябинскую. 6. ОЭС Сибири, включает в себя следующие энергосистемы: Алтайскую, Бурятскую, Иркутскую, Красноярскую, Кузбасскую, Новосибирскую, Омскую, Томскую, Хакасскую, Читинскую. 7. ОЭС Востока, включает в себя следующие энергосистемы: Амурскую, Дальневосточную, Хабаровскую, Якутскую. Параллельно с ЕЭС России работают энергосистемы иностранных государств: Белоруссии, Эстонии, Латвии, Литвы, Грузии, Азербайджана, Казахстана, Украины, Молдавии и Монголии. Через энергосистему Казахстана в течение 2010 года параллельно с ЕЭС России работали энергосистемы Центральной Азии – Узбекистана, Киргизии [6]. Совместно с ЕЭС через устройства Выборгского преобразовательного комплекса (через вставку постоянного тока) работает энергосистема Финляндии, входящая в энергообъединение энергосистем Скандинавии НОРДЕЛ. Параллельно с энергосистемой Норвегии работают отдельные генераторы ГЭС Кольской энергосистемы. От электрических сетей России также осуществляется электроснабжение некоторых районов Китая [6]. На рис. 2.1 указаны географическое расположение объединённых энергосистем России, а также площадь занимаемых ими территорий (здесь и на следующих рисунках для наглядности высота прямоугольников пропорциональна соответствующему численному значению). Наибольшую площадь занимает ОЭС Востока, наименьшую – ОЭС Средней Волги и Юга. На рис. 2.2 отображена численность населения, проживающего на территориях ОЭС. Максимальная численность относится к ОЭС Центра, минимальная – к ОЭС Востока. Отсюда можно сделать вывод, что по плотности населения лидирующие позиции занимают ОЭС Юга, Центра, Средней Волги. Наименьшей плотностью населения обладает ОЭС Востока. Представление об установленной мощности электростанций различных ОЭС можно получить, анализируя рис. 2.3. Видно, что наибольшая доля электроэнергии может вырабатываться в ОЭС Центра, Сибири и Урала. На фоне этих ОЭС незначительной является доля установленной мощности. ОЭС Юга и Востока. Представляет интерес анализ структуры установленной мощности различных ОЭС по видам электростанций: АЭС, ТЭС, ГЭС. В среднем по стране главную роль в выработке электроэнергии играют тепловые электрические станции, установленная мощность которых составляет в суммарной мощности всех станций 65%, на втором месте гидроэлектростанции – 20%. На атомных электростанциях производится около 15% электроэнергии. В связи с различными географическими и социальными особенностями регионов, расположенных на территории различных ОЭС, сложилась ситуация, отображённая на рис. 2.4. Особо следует отметить ОЭС Сибири, где благодаря наличию мощных рек примерно половина электроэнергии вырабатывается на ГЭС, а действующие атомные станции в настоящее время отсутствуют. В ОЭС Сибири построены самые мощные гидростанции России – Саяно-Шушенская ГЭС (до аварии 17.08.2009 являлась не только самой мощной отечественной ГЭС, но и вообще самой мощной электростанцией в России), Красноярская ГЭС, Братская ГЭС, Усть-Илимская ГЭС.
Управление режимом ОЭС Сибири осложняют естественные колебания годового стока рек Ангаро-Енисейского бассейна, а также тот факт, что водность рек – стихийное природное явление, которое сложно прогнозировать. Нормальный режим работы ОЭС Сибири достигается за счет перетоков мощности по транзиту Сибирь – Урал – Центр. Это обеспечивает компенсацию годовой неравномерности энергоотдачи ГЭС за счет резервов единой энергосистемы, а также делает возможным использование регулировочного диапазона гидроэлектростанций ОЭС Сибири для регулирования нагрузки в ЕЭС России [6]. Также можно отметить ОЭС Урала, где весьма высокую долю выработки электроэнергии составляют тепловые станции. Именно здесь расположены самые мощные в России тепловые электростанции – Сургутская ГРЭС-2 (самая мощная ТЭС в России), Рефтинская ГРЭС, Сургутская ГРЭС-1, Ириклинская ГРЭС, Пермская ГРЭС. Очень важным является то, что структура установленной мощности ОЭС Урала отличается большой долей высокоманевренного блочного оборудования. Это позволяет ежедневно изменять суммарную загрузку электростанций ОЭС Урала в широком диапазоне, а также отключать в резерв на субботу, воскресенье и праздники. Эти уникальные возможности по регулированию частоты используются не только в интересах ЕЭС России, но и позволяют обойтись без каких-либо системных нарушений при вечернем спаде и утреннем росте электропотребления, вызванных одной из самых высоких в России долей промышленности в потреблении Урала. Напомним, что установленная мощность – это сумма номинальных мощностей генераторов, которая теоретически может быть использована в данной энергосистеме. В реальности же отдельные блоки электростанций несут неполную нагрузку, в часы минимума нагрузки могут сбрасывать мощность до нуля, останавливаются на плановый или аварийный ремонт. Реальная выработка электроэнергии за некоторый период (обычно рассматривается 1 год или 8760 часов) зависит не только от установленной мощности, но и от времени её использования, то есть от степени загруженности электростанций в течение года. На рис. 2.5 показана структура выработки электроэнергии в ОЭС России по видам электростанций. Здесь стоит отметить ОЭС Центра, где имеется высокая удельная доля АЭС в структуре генерации. В ОЭС центра находятся Калининская, Смоленская, Курская и Нововоронежская АЭС. Также обращает на себя внимание ОЭС Северо-Запада, имеющая большую долю электростанций, работающих в базовом режиме – АЭС и ТЭЦ. Атомные электростанции представлены в ОЭС Северо-Запада Ленинградской и Кольской АЭС. Говоря о ТЭЦ, следует иметь в виду, что неблагоприятные климатические условия региона обуславливают необходимость большую часть года работать по теплофикационному графику. В связи с этим регулирование неравномерности суточного и сезонного суммарных графиков электропотребления ОЭС происходит, в основном, за счет межсистемных перетоков мощности. Проиллюстрируем преимущества работы электростанций в составе единой энергосистемы численными показателями функционирования ЕЭС России в 2010 году. При этом остановимся на важнейшем показателе энергосистемы – частоте электрического тока. Согласно требованиям ГОСТ 13109-97 [7] нормально допустимое отклонение частоты составляет не более ± 0,2 Гц, что соответствует диапазону (49,8...50,2) Гц. Единая энергосистема России в 2010 году 100 % календарного времени работала с допустимыми отклонениями частоты от номинального значения. Зафиксированы наибольшие отклонения в диапазоне 49,924...50,095 Гц. При этом максимальное время отклонения частоты за уровень 50,00±0,05 Гц составило всего 13 мин. в году. В 2010 году суммарная продолжительность работы с частотой более 50,05 Гц составила 54 минуты, а с частотой менее 49,95 Гц – 01 час 01 минуту. На рис. 2.6 изображена структура потребления электроэнергии по отраслям народного хозяйства. Обратим внимание на ОЭС Урала и Сибири, где лидирующую долю потребления имеет промышленность. В процентном соотношении ОЭС Востока держит первенство по потреблению электроэнергии населением. Перечислим основные преимущества работы электростанций в составе ЕЭС: обеспечение надежного электроснабжения потребителей за счет замкнутости питающих сетей и высокой степени резервирования; поддержание высокого уровня надёжности и живучести энергетических объединений; снижение суммарного максимума нагрузки ЕЭС за счет широтного эффекта; сокращение потребности в установленной мощности электростанций; оптимизация распределения нагрузки между электростанциями в целях сокращения расхода топлива; применение высокоэффективного крупноблочного генерирующего оборудования; улучшение качества электроэнергии, т. к. колебания нагрузки воспринимаются большим числом агрегатов. Вместе с тем для ЕЭС присущи следующие проблемы функционирования: слабость межсистемных связей и «запирание» мощностей электрических станций, сложность технологического управления, сложность организации финансовых отношений, каскадное развитие аварий.
Похожие статьи:poznayka.org Раздел 1РАЗВИТИЕ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМ И ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ. ЗАДАЧИ ИХ ПРОЕКТИРОВАНИЯ 1.1. Развитие энергосистем россииНачало развития электроэнергетики России связано с разработкой и реализацией плана ГОЭЛРО (Государственная комиссия по электрификации России). Энергетики нашей страны первыми в мире получили опыт широкого государственного планирования целой отрасли промышленности, такой важной и определяющей, как электроэнергетика. Известно, что с плана ГОЭЛРО началось многолетнее планирование развития народного хозяйства в масштабе всей страны, начались первые пятилетки. Принципы централизации выработки электроэнергии и концентрации генерирующих мощностей па крупных районных электростанциях обеспечили высокую надежность работы и эффективность энергетического хозяйства страны. Все годы строительства электроэнергетика опережала темпы роста валовой промышленной продукции. Это принципиальное положение и в последующие годы, после завершения плана ГОЭЛРО, продолжало служить генеральным направлением развития электроэнергетики и закладывалось в последующие планы развития народного хозяйства. В 1935 г. (конечный срок выполнения плана ГОЭЛРО) его количественные показатели по развитию основных отраслей промышленности и электроэнергетики были значительно перевыполнены. Так, валовая продукция отдельных отраслей промышленности выросла по сравнению с 1913 г. на 205-228 % против 180-200 %, намеченных планом ГОЭЛРО. Особенно значительным было перевыполнение плана развития электроэнергетики. Вместо намеченного планом сооружения 30 электростанций было построено 40. Уже в 1935 г. по производству электроэнергии СССР перегнал такие экономически развитые страны, как Англия, Франция, Италия и занял третье место в мире после США и Германии. Динамика развития электроэнергетической базы СССР, а с 1991 г. -России, характеризуется данными табл. 1.1 ирис. 1.1, Развитие электроэнергетики страны в 1930-е годы характеризовалось началом формирования энергосистем. Наша страна протянулась с востока на запад на одиннадцать часовых поясов. Соответственно этому в отдельных регионах меняется потребность в электроэнергии и режимы работы электростанций. Эффективнее использовать их мощность, «перекачивая» ее туда, где она необходима в данный момент. Надежность и устойчивость снабжения электроэнергией можно обеспечить лишь при наличии взаимосвязей между электростанциями, т. е. при объединении энергосистем. Таблица 1.1 Развитие электроэнергетической базы страны
Примечание. Данные за 1930–1980 гг. относятся к СССР, данные за 1990-2003гг.-к Российской Федерации К 1935 г. в СССР работало шесть энергосистем с годовой выработкой электроэнергии свыше 1 млрд кВт·ч каждая, в том числе Московская – около 4 млрд кВт·ч, Ленинградская, Донецкая и Днепровская – более чем по 2 млрд кВт-ч. Первые энергосистемы были созданы на основе линий электропередачи напряжением 110 кВ, а в Днепровской энергосистеме напряжением - 154 кВ, которое было принято для выдачи мощности Днепровской ГЭС. Со следующим этапом развития энергосистем, характеризующимся ростом передаваемой мощности и соединением электрических сетей смежных энергосистем, связано освоение электропередач класса 220 кВ. В 1940 г для связи двух крупнейших энергосистем Юга страны была сооружена межсистемная линия 220 кВ Донбасс - Днепр. Нормальное развитие народного хозяйства страны и его электроэнергетической базы было прервано Великой Отечественной войной 1941–1945 годов. На территории ряда временно оккупированных районов оказались энергосистемы Украины, Северо-Запада, Прибалтики и ряда центральных районов Европейской части страны. В результате военных действий производство электроэнергии в стране упало в 1942 г. до 29 млрд кВт·ч, что существенно уступало предвоенному году. За годы войны было разрушено более 60 крупных электростанций общей установленной мощностью 5,8 млн. кВт, что отбросило страну к концу войны на уровень, соответствующий 1934 г. Во время войны было организовано первое Объединенное диспетчерское управление (ОДУ). Оно было создано на Урале в 1942 г. для координации работы трех районных энергетических управлений: Свердловэнерго, Пермэнерго и Челябэнерго. Эти энергосистемы работали параллельно по линиям 220 кВ.
Рис. 1.1. Протяженность ВЛ 110 кВ и выше (а) и установленная мощность трансформаторов 110 кВ и выше (б) В конце войны и особенно сразу же после ее окончания были развернуты работы по восстановлению и быстрому развитию электроэнергетического хозяйства страны. Так, с 1945 по 1958 г. установленная мощность электростанций увеличилась на 42 млн. кВт или в 4,8 раза. Производство электроэнергии выросло за эти годы в 5,4 раза, а среднегодовой темп прироста производства электроэнергии составил 14 %. Это позволило уже в 1947 г. выйти по производству электрической энергии на первое место в Европе и второе - в мире. В начале 1950-х годов развернулось строительство каскада гидроузлов на Волге. От них протянулись на тысячу и более километров к промышленным районам Центра и Урала линии электропередачи напряжением 500 кВ. Наряду с выдачей мощности двух крупнейших Волжских ГЭС это обеспечило возможность параллельной работы энергосистем Центра, Средней и Нижней Волги и Урала. Так был завершен первый этап создания Единой энергетической системы (ЕЭС) страны. Этот период развития электроэнергетики, прежде всего, был связан с процессом «электрификации вширь», при котором на первый план выступала необходимость охвата обжитой территории страны сетями централи зова иного электроснабжения в короткие сроки и при ограниченных капиталовложениях. В 1970 г. к Единой энергосистеме европейской части страны была присоединена Объединенная энергосистема (ОЭС) Закавказья, а в 1972 г – ОЭС Казахстана и отдельные районы Западной Сибири. Производство электроэнергии в 1975 г. по стране достигло 1038,6 млрд кВт·ч и увеличилось по сравнению с 1970 г. в 1,4 раза, что обеспечило высокие темпы развития всех отраслей народного хозяйства. Важным этапом развития ЕЭС явилось присоединение к ней энергосистем Сибири путем ввода в работу в 1977 г. транзита 500 кВ Урал – Казахстан – Сибирь, что способствовало покрытию дефицита электроэнергии в Сибири в условиях маловодных лет, и, с другой стороны, использованию в ЕЭС свободных мощностей сибирских ГЭС. Все это обеспечило более быстрый рост производства и потребления электроэнергии в восточных районах страны для обеспечения развития энергоемких производств территориально-промышленных комплексов, таких как Братский, Усть-Илимский, Красноярский, Саяно-Шушенский и др. За 1960–1980 годы производство электроэнергии в восточных регионах возросло почти в 6 раз, тогда как в Европейской части страны, включая Урал, – в 4,1 раза. С присоединением энергосистем Сибири к ЕЭС работа наиболее крупных электростанций и основных системообразующих линий электропередачи стала управляться из единого пункта. С пульта Центрального диспетчерского управления (ЦДУ) ЕЭС в Москве с помощью разветвленной сети средств диспетчерской связи, автоматики и телемеханики диспетчер может в считанные минуты перебрасывать потоки мощности между энергообъединениями. Это обеспечивает возможность снижения устанавливаемых резервных мощностей. Новый этап развития электроэнергетики (так называемая «электрификация вглубь»), связанный с необходимостью обеспечения все возрастающего спроса на электроэнергию, потребовал дальнейшего развития магистральных и распределительных сетей и освоения новых, более высоких ступеней номинальных напряжений и был направлен на повышение надежности электроснабжения существующих и вновь присоединяемых потребителей. Это потребовало совершенствования схем электрических сетей, замены физически изношенного и морально устаревшего оборудования, строительных конструкций и сооружений. К 1990 г. электроэнергетика страны получила дальнейшее развитие. Мощности отдельных электростанций достигли около 5млн. кВт. Наибольшую установленную мощность имели Сургутская ГРЭС – 4,8 млн. кВт, Курская, Балаковская и Ленинградская АЭС - 4,0 млн. кВт, Саяно-Шу-шенская ГЭС - 6,4 млн. кВт. Развитие электроэнергетики продолжало идти опережающими темпами. Так, с 1955 г. производство электроэнергии в СССР выросло более чем в 10 раз, в то время как произведенный национальный доход увеличился в 6,2 раза. Установленная мощность электростанций увеличилась с 37,2 млн. кВт в 1955 г. до 344 млн. кВт в 1990 г. Протяженность электрических сетей напряжением 35 кВ и выше в этот период возросла с 51,5 до 1025 тыс. км, в том числе напряжением 220 кВ и выше - с 5,7 тыс. до 143 тыс. км. Значительным достижением развития электроэнергетики было объединение и организация параллельной работы энергосистем стран - членов СЭВ, общая установленная мощность электростанций которых превысила 400 млн. кВт, а электрическая сеть охватила территорию от Берлина до Улан-Батора. Электроэнергетика бывшею СССР в течение длительного периода времени развивалась как единый народнохозяйственный комплекс, а ЕЭС страны, являющаяся его частью, обеспечивала межреспубликанские перетоки мощности и электроэнергии. До 1991 г. ЕЭС функционировала как государственная общесоюзная централизованная структура. Образование на территории СССР независимых государств привело к коренному изменению структуры управления и развития электроэнергетики. Изменение политических и экономических условий в стране уже в это время стало оказывать серьезное негативное влияние на развитие и функционирование электроэнергетики. Впервые за послевоенные годы в 1991 г. уменьшилась установленная мощность электростанций, снизились выработка и потребление электроэнергии. Ухудшились показатели качества электрической энергии. Возросли потери электроэнергии в электрических сетях, удельные расходы топлива на производство электрической и тепловой энергии. Увеличилось число ограничений и отключений потребителей, существенно снизились поставки электроэнергии в страны Восточной Европы. Образование на территории бывшего СССР независимых государств и раздел электроэнергетической собственности между ними привели к коренному изменению структуры управления электроэнергетикой. В этих государствах были созданы собственные органы управления и самостоятельные субъекты хозяйствования в электроэнергетике. Разрушение системы централизованного управления таким сложным единым технологическим объектом, каким была электроэнергетика СССР, поставило задачу скорейшего создания системы скоординированного управления и планирования развития электроэнергетики государств Содружества. Для этих целей государства-члены СНГ заключили 14 февраля 1992 г. соглашение «О координации межгосударственных отношений в области электроэнергетики Содружества Независимых Государств», в соответствии с которым был создан Электроэнергетический Совет СНГ и его постоянно работающий орган – Исполнительный комитет. Электроэнергетическим Советом СНГ был принят ряд важных решений, способствующих стабилизации электроэнергетики государств Содружества. Однако, преобладание дезинтеграционных процессов в экономике стран СНГ в целом, нарушение сложившихся в ЕЭС принципов координации управления производством и распределением электроэнергии, отсутствие эффективных механизмов совместной работы, неспособность отдельных энергосистем обеспечить поддержание частоты в требуемых диапазонах привели к прекращению параллельной работы между большинством энергосистем, т. е. фактически к распаду ЕЭС бывшего СССР и, соответственно, к потере всех преимуществ, которые она обеспечивала. Основные изменения в электроэнергетике России за последние годы связаны с акционированием объектов электроэнергетики, в результате которого на федеральном уровне было образовано Российское акционерное общество энергетики и электрификации (РАО) «ЕЭС России», на региональном уровне – акционерные общества – АО-энерго и началось создание федерального оптового рынка электроэнергии и мощности. Несмотря на тяжелые экономические условия в стране, электроэнергетическая отрасль России продолжала в целом обеспечивать потребности экономики и населения в тепловой и электрической энергии. В ЕЭС России не было крупных системных аварий с погашением большого числа потребителей. (Только в 2003 г. такие аварии имели место в энергосистемах США, Италии, Великобритании и Скандинавии.) Продолжалось строительство новых энергетических объектов – электростанций и электрических сетей, в первую очередь, в энергодефицитных районах России и в районах, энергоснабжение которых после разделения СССР оказалось зависимым от других государств. Установленная мощность электростанций России увеличилась незначительно: с 213,3 млн. кВт в 1990 г. до 214,1 млн. кВт в 1998 г. В то же время производство электроэнергии за эти годы упало более, чем на 23 %: с 1082,1 млрд кВт·ч в 1990 г. до 827 млрд кВт·чв 1998 г. Падение производства электроэнергии с 1990 по 1998 г. оказалось значительно меньшим, чем падение внутреннего валового продукта (ВВП) (более чем на 40 %) и промышленного производства (более чем на 50 %), что привело к существенному росту энергоемкости народного хозяйства. В 1999 г. производство электроэнергии в России впервые с 1990 г. увеличилось и составило 847 млрд кВт·ч. За годы после распада СССР произошло ухудшение экономических показателей работы отрасли - возросли удельный расход условного топлива на отпущенный киловатт-час, потери электроэнергии на ее транспорт, удельная численность персонала, снизились показатели качества электроэнергии и надежность электроснабжения потребителей, а также эффективность использования капитальных вложений. Основными причинами снижения экономической эффективности работы отрасли явились проблема неплатежей потребителей за полученную электроэнергию, несовершенство существующих механизмов управления электроэнергетическими предприятиями в новых условиях, а также неурегулированность отношений между странами СНГ в области электроэнергетики. Хотя условия для конкуренции в электроэнергетике России созданы (благодаря акционированию и образованию федерального оптового рынка электроэнергии и мощности, на котором имеется более 100 собственников электроэнергетических объектов), правила эффективной совместной работы различных собственников, обеспечивающие минимизацию затрат на производство, транспорт и распределение электрической энергии в рамках ЕЭС России разработаны не были. ЕЭС России охватывает всю обжитую территорию страны от западных границ до Дальнего Востока и является крупнейшим в мире централизованно управляемым энергообъединением. В составе ЕЭС России действует семь ОЭС – Северо-Запада, Центра, Средней Волги, Урала, Северного Кавказа, Сибири и Дальнего Востока. В настоящее время (2004 г.) параллельно работает пять первых ОЭС. Общие сведения о структуре ОЭС России приведены в табл. 1.2. Энергосистема Калининградской области Янтарьэнерго отделена от России территорией государств Балтии. На территории России действуют изолированно работающие энергосистемы Якутии, Магадана, Сахалина, Камчатки, районов Норильска и Кольты. В целом энергоснабжение потребителей России обеспечивают 74 территориальных энергосистемы. Таблица 1.2 Общие сведения о структуре энергообъеденений России (2002 г.)
Параллельно с ЕЭС России работают энергосистемы стран Балтии, Белоруссии, Закавказья и отдельные районы Украины. Параллельно, но не синхронно с ЕЭС (через вставку постоянного тока) работает энергосистема Финляндии, входящая в объединение стран Северной Европы (NORDEL) От сетей ЕЭС России осуществляется также приграничная торговля электроэнергией с Норвегией, Монголией и Китаем, а также передача электроэнергии в Болгарию.
studfiles.net Единая энергетическая система России - это... Что такое Единая энергетическая система России?Линии электропередачи близ города Шарья У этого термина существуют и другие значения, см. ЕЭС России.Единая энергетическая система России (ЕЭС России) — совокупность производственных и иных имущественных объектов электроэнергетики, связанных единым процессом производства (в том числе производства в режиме комбинированной выработки электрической и тепловой энергии) и передачи электрической энергии в условиях централизованного оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике[1]. ГОСТ 21027-75 дает следующее определение Единой энергосистемы[2]: Единая энергосистема — совокупность объединённых энергосистем (ОЭС), соединённых межсистемными связями, охватывающая значительную часть территории страны при общем режиме работы и имеющая диспетчерское управление ЕЭС России охватывает практически всю обжитую территорию страны и является крупнейшим в мире централизованно управляемым энергообъединением. В настоящее время ЕЭС России включает в себя 69 энергосистем на территории 79 субъектов российской Федерации[3], работающих в составе шести работающих параллельно ОЭС — ОЭС Центра, Юга, Северо-Запада, Средней Волги, Урала и Сибири и ОЭС Востока, работающей изолированно от ЕЭС России. Кроме того, ЕЭС России осуществляет параллельную работу с ОЭС Украины, ОЭС Казахстана, ОЭС Белоруссии, энергосистемами Эстонии, Латвии, Литвы, Грузии и Азербайджана, а также с NORDEL (связь с Финляндией через вставку постоянного тока в Выборге). Энергосистемы Белоруссии, России, Эстонии, Латвии и Литвы образуют так называемое «Электрическое кольцо БРЭЛЛ», работа которого координируется в рамках подписанного в 2001 году Соглашения о параллельной работе энергосистем БРЭЛЛ.Системный оператор выделяет три крупных независимых энергообъединения в Европе — Северную (NORDEL), Западную (UCTE) и Восточную (ЕЭС/ОЭС) синхронные зоны (NORDEL и UCTE в июле 2009 года вошли в состав нового европейского объединения — ENTSO-E). Под ЕЭС/ОЭС понимается ЕЭС России в совокупности с энергосистемами стран СНГ, Балтии и Монголии. Преимущества объединения электрических станций и сетей в ЕЭС РоссииПараллельная работа электростанций в масштабе Единой энергосистемы позволяет реализовать следующие преимущества[4]:
Совместная работа электростанций в Единой энергосистеме обеспечивает возможность установки на электростанциях агрегатов наибольшей единичной мощности, которая может быть изготовлена промышленностью, и укрупнения электростанций. Увеличение единичной мощности агрегатов и установленной мощности электростанций имеет значительный экономический эффект. История созданияПринципы централизации выработки электроэнергии и концентрации генерирующих мощностей на крупных районных электростанциях были заложены ещё при реализации плана ГОЭЛРО. Развитие электроэнергетики СССР в 1930-е годы характеризовалось началом формирования энергосистем. В 1926 году в Московской энергосистеме была создана первая в стране центральная диспетчерская служба (ЦДС, в настоящее время ЦДС носят названия Региональных диспетчерских управлений и имеют статус филиалов ОАО «СО ЕЭС»). К 1935 году в стране работало шесть энергосистем, в том числе Московская, Ленинградская, Донецкая и Днепровская. Первые энергосистемы были созданы на основе ЛЭП напряжения 110 кВ, за исключением Днепровской, в которой использовались линии напряжения 154 кВ, принятого для выдачи мощности Днепровской ГЭС. В 1942 году для координации работы трех районных энергетических систем: Свердловской, Пермской и Челябинской было создано первое Объединённое диспетчерское управление — ОДУ Урала. В 1945 году было создано ОДУ Центра. В начале 1950-х годов было начато строительство каскада гидроэлектростанций на Волге. В 1956 году объединение энергосистем Центра и Средней Волги линией электропередачи 400 кВ «Куйбышев — Москва», обеспечивавшей выдачу мощности Куйбышеской ГЭС, обозначило начало формирования Единой энергосистемы СССР. Последовавшее строительство ЛЭП 500 кВ от каскада Волжских ГЭС обеспечило возможность параллельной работы энергосистем Центра, Средней и Нижней Волги и Урала и завершило первый этап создания Единой энергетической системы. В июле 1962 году было подписано соглашение о создании в Праге Центрального диспетчерского управления (ЦДУ) энергосистем Болгарии, Венгрии, ГДР, Польши, СССР, Румынии и Чехословакии. Это соглашение привело к созданию крупнейшей на планете энергосистемы «Мир» (установленная мощность электростанций более 400 ГВт). В 1967 году на базе ОДУ Центра было создано Центральное диспетчерское управление (ЦДУ) ЕЭС СССР, принявшее на себя также функции диспетчерского управления параллельной работой энергосистем ОЭС Центра. В 1970 году к ЕЭС была присоединена ОЭС Закавказья, а в 1972 году — ОЭС Казахстана и отдельные районы Западной Сибири. В 1978 году ОЭС Сибири была присоединена к ЕЭС СССР. К 1990 году в состав ЕЭС СССР входили 9 из 11 энергообъединений страны, охватывая 2/3 территории СССР, на которых проживало более 90 % населения. В ноябре 1993 г. из-за большого дефицита мощности на Украине был осуществлён вынужденный переход на раздельную работу ЕЭС России и ОЭС Украины, что привело к раздельной работе ЕЭС России с остальными энергосистемами, входящими в состав энергосистемы «Мир». В дальнейшем параллельная работа энергосистем, входящих в состав «Мира», с центральным диспетчерским управлением в Праге не возобновлялась. После распада СССР электрические связи между некоторыми энергообъединениями в составе ЕЭС России стали проходить по территории независимых государств и электроснабжение части регионов оказалось зависимым от этих государств (связи 500—1150 кВ между ОЭС Урала и Сибири, проходящие по территории Казахстана, связи ОЭС Юга и Центра, частично проходящие по территории Украины, связи ОЭС Северо-Запада с Калининградской энергосистемой, проходящие по территории стран Балтии). В 1995 году ОДУ Центра выведено из состава ЦДУ ЕЭС России в качестве Дирекции оперативно-диспетчерского управления объединенной энергетической системы Центра «Центрэнерго» (филиал РАО «ЕЭС России»). Административно-хозяйственное управление ЕЭСДо 1 июля 2008 года высшим уровнем в административно-хозяйственной структуре управления электроэнергетической отраслью являлось ОАО «РАО ЕЭС России». Диспетчерско-технологическое управление работой ЕЭС России осуществляет ОАО «СО ЕЭС». Постановлением Правительства РФ от 11.07.2001 № 526 «О реформировании электроэнергетики Российской Федерации» Единая энергетическая система России признана «общенациональным достоянием и гарантией энергетической безопасности» государства. Основной её частью «является единая национальная энергетическая сеть, включающая в себя систему магистральных линий электропередачи, объединяющих большинство регионов страны и представляющая собой один из элементов гарантии целостности государства». Для ее «сохранения и укрепления, обеспечения единства технологического управления и реализации государственной политики в электроэнергетике» было предусмотрено создание ОАО «ФСК ЕЭС». В постановлении Правительства Российской Федерации от 26.01.2006 № 41 были утверждены критерии отнесения к ЕНЭС магистральных линий электропередачи и объектов электросетевого хозяйства. Следует отметить, что в других нормативных документах аббревиатура ЕНЭС расшифровывается как «Единая национальная электрическая сеть», что является более правильным с технической точки зрения. Большинство тепловых электростанций России находятся в собственности семи ОГК (оптовые генерирующие компании) и четырнадцати ТГК (территориальные генерирующие компании). Большая часть производственных мощностей гидроэнергетики сосредоточена в руках компании «РусГидро». Эксплуатирующей организацией АЭС России является ОАО «Концерн Росэнергоатом». Реформирование электроэнергетики подразумевало создание в России оптового и розничных рынков электрической энергии. Деятельность по обеспечению функционирования коммерческой инфраструктуры оптового рынка, эффективной взаимосвязи оптового и розничных рынков, формированию благоприятных условий для привлечения инвестиций в электроэнергетику, организации на основе саморегулирования эффективной системы оптовой и розничной торговли электрической энергией и мощностью осуществляет некоммерческое партнёрство «Совет рынка». Деятельность по организации торговли на оптовом рынке, связанная с заключением и организацией исполнения сделок по обращению электрической энергии, мощности и иных объектов торговли, обращение которых допускается на оптовом рынке, осуществляет коммерческий оператор оптового рынка — ОАО «Администратор торговой системы оптового рынка электроэнергии» (ОАО «АТС»). Особенности ЕЭСЕЭС России располагается на территории, охватывающей 8 часовых поясов. Необходимостью электроснабжения столь протяжённой территории обусловлено широкое применение дальних электропередач высокого и сверхвысокого напряжения. Системообразующая электрическая сеть ЕЭС (ЕНЭС) состоит из линий электропередачи напряжения 220, 330, 500 и 750 кВ. В электрических сетях большинства энергосистем России используется шкала напряжений 110—220 — 500—1150 кВ. В ОЭС Северо-Запада и частично в ОЭС Центра используется шкала напряжений 110—330 — 750 кВ. Наличие сетей напряжения 330 и 750 кВ в ОЭС Центра связано с тем, что сети указанных классов напряжения используются для выдачи мощности Калининской, Смоленской и Курской АЭС, расположенных на границе использования двух шкал напряжений. В ОЭС Северного Кавказа определённое распространение имеют сети напряжения 330 кВ. Структура генерирующих мощностейОЭС, входящие в состав ЕЭС России, имеют различную структуру генерирующих мощностей, значительная часть энергосистем не сбалансирована по мощности и электроэнергии. Основу российской электроэнергетики составляют около 600 электростанций суммарной мощностью 210 ГВт, работающих в составе ЕЭС России. Две трети генерирующих мощностей приходится на тепловые электростанции. Около 55 % мощностей ТЭС составляют теплоэлектроцентрали (ТЭЦ), а 45 % — конденсационные электростанции (КЭС). Мощность гидравлических (ГЭС), в том числе гидроаккумулирующих (ГАЭС) электростанций составляет 21 % установленной мощности электростанций России. Мощность атомных электростанций составляет 11 % установленной мощности электростанций страны. Для ЕЭС России характерна высокая степень концентрации мощностей на электростанциях. На тепловых электростанциях эксплуатируются серийные энергоблоки единичной мощностью 500 и 800 МВт и один блок мощностью 1200 МВт на Костромской ГРЭС. Единичная мощность энергоблоков действующих АЭС достигает 1000 МВт. Технические проблемы функционирования ЕЭСОдной из серьёзных проблем функционирования ЕЭС является слабость межсистемных, а иногда и системообразующих связей в энергосистеме, что приводит к «запиранию» мощностей электрических станций[5]. Слабость межсистемных связей в ЕЭС обусловлена ее территориальной распределённостью. Ограничения в использовании связей между различными ОЭС и большинства наиболее важных связей внутри ОЭС определяются в основном условиями статической устойчивости; для ЛЭП, обеспечивающих выдачу мощности крупных электростанций, и ряда транзитных связей определяющими могут быть условия динамической устойчивости. Проводившиеся исследования выявили, что стабильность частоты в ЕЭС России ниже, чем в UCTE. Особенно большие отклонения частоты происходят весной и во второй половине ночи, что свидетельствует об отсутствии гибких средств регулирования частоты[6]. Перспективы развития ЕЭСРазвитие ЕЭС в обозримой перспективе описывается в Генеральной схеме размещения объектов электроэнергетики до 2020 года. В настоящее время Системный оператор завершил работу над технико-экономическим обоснованием (ТЭО) объединения ЕЭС/ОЭС с UCTE. Такое объединение означало бы создание самого большого в мире энергетического объединения, расположенного в 12 часовых поясах, суммарной установленной мощностью более 860 ГВт[7]. 2 апреля 2009 года в Москве состоялась Международная отчётная конференция «Перспективы объединения энергосистем Восток-Запад (Результаты ТЭО синхронного объединения ЕЭС/ОЭС с UCTE)»[8]. ТЭО показало, что «синхронное объединение энергосистем UCTE и ЕЭС/ОЭС возможно при условии проведения ряда технических, эксплуатационных и организационных мероприятий и создания необходимых правовых рамок, определённых исследованием. Поскольку выполнение этих условий, вероятно, потребует длительного времени, синхронное объединение должно рассматриваться как долгосрочная перспектива. Для построения совместной, крупнейшей в мире рыночной платформы для торговли электроэнергией между синхронными зонами UCTE и ЕЭС/ОЭС также может быть рассмотрено создание несинхронных связей, что, однако, требует проведения отдельных исследований заинтересованными сторонами»[9]. Примечания
См. такжеbiograf.academic.ru | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
|
|||||||||||||||||
|
|
|||||||||||||||||
|
