Основные группы компаний и организаций:

1. Генерирующие компании оптового рынка
2. Электросетевые компании
3. Энергосбытовые компании
4. Компании, осуществляющие управление режимами единой энергосистемы России
5. Компании, отвечающие за развитие и функционирование коммерческой инфраструктуры рынка (ОРЭМ и розничных рынков)
6. Организации, осуществляющие контроль и регулирование в отрасли
7. Потребители электрической энергии, мелкие производители электрической энергии

1 группа. Генерирующие компании
Генерирующие компании - крупные компании, активами которых являются электростанции разных типов. Всего было учреждено 20 новых тепловых генерирующих компаний, а также 1 генерирующая компания, производящая электрическую энергию и мощность на большинстве гидроэлектростанций России. Кроме того, существует 1 компания, управляющая всеми атомными электростанциями в стране. Так, атомными электростанциями управляет Росэнергоатом, почти всеми гидроэлектростанциями владеет РусГидро. Среди тепловых электростанций - 6 оптовых генерирующих компаний (ОГК), управляющих крупными тепловыми станциями - ГРЭС, суммарная установленная мощность каждой из таких компаний более 8 ГВт. Электростанции каждой ОГК находятся в различных регионах России. Также создано 14 территориальных генерирующих компаний, которым принадлежат среднего размера ТЭС и ТЭЦ. Электростанции и теплоэлектроцентрали, принадлежащие одной ТГК, расположены на одной территории (1 регион или ряд соседних регионов страны).
Кроме указанных генерирующих компаний, существует ещё несколько достаточно крупных генкомпаний, которые не контролировались РАО ЕЭС на момент начала реформы, а поэтому не сменили собственника. Речь о четырёх так называемых «назависимых» АО-энерго: Татэнерго, Башкирэнерго, Новосибирскэнерго, Иркутскэнерго. Эти компании лишь формально (путём учреждения своих дочерних компаний) выполнили требование закона о разделении конкурентных и монопольных видов деятельности. Например, Татэнерго учредила «генерирующую компанию», «сетевую компанию» и Татэнергосбыт - как дочерние компании, управляющие соответственно генерирующими активами, сетевыми активами и энергосбытовой деятельностью на территории республики Татарстан. Аналогично поступили и другие компании из этой четвёрки.
Многие из остальных генерирующих активов контролируются государством, поскольку находятся на так называемых территориях неценовых зон (ввиду серьёзного дисбаланса объёма генерирующих мощностей и спроса на электрическую энергию, либо ввиду замкнутости и небольшого размера территориальных энергосистем). К «нерыночным» территориям относятся удалённые от центральных регионов страны, обладающих развитой электроэнергетической инфраструктурой, территории: территория Дальнего востока, Камчатки, Чукотки, о. Сахалин, большая часть территории Якутии, Калининградская область, а также территории республики Коми и Архангельской области. Правда, генерирующие мощности двух последних регионов находятся всё же в частных руках - принадлежат ТГК-2, ТГК-9, ОГК-3.

3 группа. Энергосбытовые компании
Главными представителями этой группы компаний отрасли являются эенргосбыты - наследники империи РАО ЕЭС. Это «осколки» вертикально-интегрированных АО-энерго, получившие особый статус - статус гарантирующего поставщика. Ввиду такой специфики энергосбытовой сегмент, пожалуй, на сегодня является самым нереформированным сегментом из всех.
Кроме гарантирующих поставщиков существуют и независимые энергосбытовые компании. Это, в первую очередь, компании, осуществляющие поставку электрической энергии и мощности крупным потребителям непосредственно с оптового рынка электрической энергии и мощности (ОРЭМ). Кроме таких компаний, существуют и те, которые осуществляют деятельность по купле-продаже электрической энергии на розничных рынках. Но таких компаний значительно меньше ввиду особенностей правил рынка.

4 группа. Компании, осуществляющие управление режимами единой энергосистемы России
Это, в первую очередь, Системный оператор Единой энергетической системы России (СО ЕЭС), а также его территориальные подразделения. Системный оператор несёт важную «интеллектуальную» нагрузку с технологической точки зрения. Он управляет электроэнергетическими режимами в энергосистеме. Его команды обязательны к исполнению для субъектов оперативно-диспетчерского управления (в первую очередь, для генерирующих и электросетевых компаний).
В пределах технологически изолированных территориальных энергосистем управление режимами осуществляет отдельная компания, на которую возложены функции по оперативно-диспетчерскому управлению в местной энергосистеме. Это может быть сетевая организация. (Такая ситуация может быть в изолированных энергорайонах, например, на северных территориях, в Якутии.)

Группа 5. Компании, отвечающие за развитие и функционирование коммерческой инфраструктуры рынка (ОРЭМ и розничных рынков)
На сегодняшний день это, во-первых, некоммерческое партнёрство «Совет рынка» (НП Совет рынка), а, во-вторых, его дочерние компании: ОАО «АТС» - он же коммерческий оператор и ЗАО «ЦФР» - центр финансовых расчётов, осуществляющий расчёт и зачёт встречных финансовых обязательств и требований.
НП Совет рынка, как ясно из его названия, имеет форму некоммерческого партнёрства, членами которого являются все участники оптового рынка электрической энергии и мощности (ОРЭМ). Он разрабатывает и дорабатывает договор о присоединении к торговой системе оптового рынка, обязательный к заключению всеми участниками ОРЭМ. Этот договор с учётом приложений - регламентов ОРЭМ определяет правила, порядок функционирования ОРЭМ, детально описывая различные процессы, порядок расчётов и т.п. Договор о присоединении должен соответствовать Правилам оптового рынка, утверждённым Постановлением Правительства РФ, а также иным нормативно-правовым актам. При внесении изменений в Правила ОРЭМ вносятся и изменения в договор о присоединении. Важные решения принимает и утверждает наблюдательный совет Совета рынка. Совет рынка также осуществляет разработку правил функционирования розничных рынков (в пределах своих полномочий), отвечает за развитие отрасли на основе баланса интересов субъектов электроэнергетики.
ОАО «АТС» является коммерческим оператором оптового рынка. Он организует работу рынка и взаимодействие участников рынка.
ЗА «ЦФР» проводит финансовые расчёты на рынке.

Группа 6. Организации, осуществляющие контроль и регулирование в отрасли
Контроль и регулирование в отрасли в пределах своих полномочий осуществляют различные органы исполнительной власти: как Российской федерации, так и её субъектов. Непосредственное влияние на процессы в отрасли оказывает Минэнерго. Весомую роль играют Федеральная служба по тарифам (ФСТ), Минэкономразвития, непосредственно Правительство РФ, а также Ростехнадзор, государственная корпорация Росатом и др. Со стороны субъектов федерации на розничном рынке в регулировании отрасли участвуют органы исполнительной власти в области регулирования тарифов (региональные энергетические комиссии, комитеты по тарифам и т.п.).

Группа 7. Потребители электрической энергии, мелкие производители электрической энергии
Это множество различного масштаба предприятий, организаций - субъектов экономики РФ, а также граждан страны, осуществляющих потребление электрической энергии для собственных нужд.
С точки зрения современной структуры отрасли всех потребителей можно разделить на потребителей розничных рынков (самая многочисленная группа) и потребителей оптового рынка. Потребителями оптового рынка могут стать лишь крупные предприятия, к тому же осуществившие ряд необходимых мероприятий: установку АИИС КУЭ (автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учёта электрической энергии), совершивших ряд организационных мероприятий для получения статуса субъекта ОРЭМ и получения допуска к торговой системе ОРЭМ. Поскольку все эти мероприятия требуют финансовых вложений, то их эффективность для каждого конкретного потребителя следует проверять отдельно.
Поскольку рынок электрической энергии и мощности в России начал функционировать совсем недавно, а стимулов для активного развития мелких электростанций по существу не создано до сих пор, малые производители электрической энергии представлены, главным образом, промышленными предприятиями, имеющими в собственности небольшие (по масштабам ОРЭМ) тепловые электрические станции, чаще ТЭЦ, которые были построены во времена существования СССР в целях удовлетворения собственных производственных потребностей в энергоресурсах (электрическая и тепловая энергия). Поскольку производство во многих секторах экономики со времён распада СССР существенно сократилось, такие предприятия получили возможность реализовывать излишки генерируемой электрической энергии и мощности другим потребителям. Эти предприятия становятся поставщиками на розничных рынках. Ввиду изменений в Федеральный закон №35-ФЗ, которые были внесены в июле 2010 года, уже с 2011 года многие из этих произодителей будут обязаны осуществлять куплю-продажу электрической энергии и мощности на ОРЭМ. Тем самым количество розничных производителей, которое и сейчас невелико, сократится до незначительного числа.

Единой энергетической системой России, или ЕЭС России, называют объекты электроэнергетики, которые связаны единым процессом производства (в том числе произведения в режиме комбинированной выработки тепловой и электрической энергии) и передачи электроэнергии (ГОСТ 21027-75). Этим процессом руководит централизованное оперативно-диспетчерское управления в электроэнергетике.

Зона ответственности ЕЭС России находится на практически всей обжитой территории страны и считается крупнейшим в мире централизованно управляемым энергообъединением. В данный момент ЕЭС России состоят из 77-ми энергосистем, которые работают в составе 6-ти функционирующих параллельно ОЭС (Объединенных энергосистем) - ОЭС Юга, Центра, Средней Волги, Северо-запада, Урала и Сибири, а также ОЭС Востока, производящие электроэнергию изолированно от ЕЭС России. За счет энергосистем Белоруссии, России, Латвии, Эстонии и Литвы образовалось «Электрическое кольцо БРЭЛЛ», которое координируется Соглашением о совместной работе энергосистем БРЭЛЛ, подписанное в 2001-м году.

ЕЭС России совместно с энергосистемами стран СНГ, Балтии и Монголии находится в тройке лидеров крупнейших независимых Европейских энергообъединений.

Преимущества объединения электрических станций и сетей в ЕЭС России.

За счет параллельной работы электростанций в Единой энергосистеме, стало возможным реализация некоторых преимуществ:

Суммарный максимум нагрузки ЕЭС России был снижен на 5 ГВт;

Потребности в мощности электростанций были уменьшены на 10-12 ГВт;

Оптимизировалось распределение нагрузки между электростанциями, что повлекло за собой сокращение расхода топлива;

Было применено высокоэффективное крупноблочное генерирующее оборудование;

Поддержка высокого уровня надёжности, а также живучести энергообъединений.

История создания.

Формирование энергосистем на территории бывшего Советского Союза, было заложено еще в период реализации плана ГОЭРЛО. Первая диспетчерская служба появилась в 1926-м году в Московской энергосистеме — ЦДС, центральная — диспетчерская служба, в данное время — Региональные диспетчерские управления, имеют статус филиалов ОАО «СО ЕЭС» (Системного оператора Единой энергосистемы). Впоследствии работало 6 энергосистем (в т.ч. Московская, Ленинградская, Днепровская и Донецкая). Они создавались на основе ЛЭП класса напряжения 110 кВ, кроме Днепровской, которая использовала линии напряжения 154 кВ для выдачи мощности Днепровской ГЭС.

1942 год ознаменовался созданием первого Объединённого диспетчерского управления - ОДУ Урала. В 1945-м году — образовался ОДУ Центр.

На 50-е годы пришлось начало строительства каскада гидроэлектростанций на р. Волге. 1956-й год можно считать началом формирования Единой энергосистемы СССР, когда произошло объединение энергосистем Центра и Средней Волги ЛЭП 400 кВ «Куйбышев - Москва». Завершение первого этапа создания произошло после создания параллельной работы энергосистем Центра, Средней и Нижней Волги, а также Урала.

После подписания в июле 1962-го г. в Праге соглашение о создании Центрального диспетчерского управления (ЦДУ) энергосистем Болгарии, ГДР, Венгрии, СССР, Польши, Румынии и Чехословакии, было создана крупнейшая энергосистема «Мир» (мощность 400 ГВт).

В 1967-м г. было образовано Центральное диспетчерское управление ЕЭС СССР.

В 1970-м – 72-м гг. — присоединение к ЕЭС СССР ОЭС Закавказья, ОЭС Казахстана и отдельных районов Западной Сибири.

ОЭС Сибири в 1978-м году была также присоединена к ЕЭС СССР.

На начало 1990-го г. в составе ЕЭС СССР находилось 9 из 11-ти энергообъединений государства, было охвачено 2/3 территории бывшего СССР, с проживанием более 90 % населения. В 1993-м г. были нарушены связи между энергосистемами входящими в «МИР», после чего централизованное диспетчерское управление в Праге не возобновлялось. После распада Советского Союза электрические связи энергообъединений в составе ЕЭС России стали проходить по территории независимых государств, что сделало их в свою очередь зависимыми от них.

В 1995-м г. ОДУ Центра было выведено из состава ЦДУ ЕЭС России.

Административно-хозяйственное управление ЕЭС.

11-го июля 2001-го года Постановлением Правительства РФ № 526 «О реформировании электроэнергетики Российской Федерации» ЕЭС России признана «общенациональным достоянием и гарантией энергетической безопасности» страны.

ОАО «РАО ЕЭС России» являлось до -го1 июля 2008-го года высшим уровнем в административно-хозяйственной структуре управления в сфере электроэнергетики.

ОАО «СО ЕЭС» проводит диспетчерско-технологическое управление работой ЕЭС России.

Тепловые электростанций России в основном, сосредоточены в собственности 7 ОГК и 14 ТГК. Большинство мощностей гидроэнергетики сосредоточено в компании «РусГидро».

ОАО «Концерн Росэнергоатом» является эксплуатирующей организацией АЭС России.

Особенности ЕЭС.

ЕЭС России расположена на территории 8 -ми часовых поясов. Электрическая сеть ЕЭС (ЕНЭС) имеет в своем составе ЛЭП напряжения 220, 330, 500 и 750 кВ, в электрических сетях энергосистем России применяется шкала напряжений 110-220 - 500-1150 кВ.

Структура генерирующих мощностей.

Основа электроэнергетики России составляет около 600 электростанций, имеющих суммарную мощность 210 ГВт. Тепловые электростанции занимают 2/3 этого количества, из них 55 % — ТЭЦ, 45 % - КЭС. Мощность ГЭС, в т.ч. ГАЭС — 21 % от всей мощности электростанций России. АЭС имеют долю в 11 % от установленной мощности электростанций страны.

На ТЭС используются серийные энергоблоки мощностью 500 и 800 МВт и один блок мощностью 1200 МВт, находящийся на Костромской ГРЭС. Мощность энергоблоков АЭС равна 1000 МВт.

Перспективы развития ЕЭС.

Дальнейшее развитие ЕЭС России до 2020-го года детально изложено в Генеральной схеме размещения объектов электроэнергетики.

На данный момент завершена работа над ТЭО объединения ЕЭС/ОЭС с UCTE. Это даст возможность создать самое большое в мире энергетическое объединение, размещенное в 12 часовых поясах и суммарной мощностью более 860 ГВт.

Состав и основные характеристики Единой энергетической системы России

Единая 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 .

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 .

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 .

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 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.

Введение

Россия - единственная среди крупных промышленно развитых стран мира, которая не только полностью обеспечена топливно-энергетическими ресурсами, но и в значительных размерах экспортирует топливо и электроэнергию. Велика ее доля в мировом балансе топливно-энергетических ресурсов, например по разведанным запасам нефти - около 10%, природного газа - более 40 % .

Россия находится на первом месте в мире по добыче природного газа, занимает третье место по добыче нефти (после США и Саудовской Аравии).

Энергетика - важнейшее звено в цепи преобразований, вызванных переходом России к рыночной экономике. Свободные цены на энергоносители (приближающиеся к ценам мирового рынка) существенно влияют как на материальное производство, так и на непроизводственную сферу.

Предметом исследования данной работы является энергетическая система России.

С этой целью даётся описание характеристики энергетической системы России, её оперативно-диспетчерское управление, выявляются основные проблемы энергетической системы России.

1. Характеристика структуры Единой энергетической системы России

1 Что такое 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.

Полное определение Единой энергосистемы дает ГОСТ 21027-75.

Единая энергосистема - это 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 77 энергосистем, 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) (Рис. 1.1.).

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.

Основная цель создания и развития Единой энергетической системы России состоит в обеспечении надежного и экономичного электроснабжения потребителей на территории России с максимально возможной реализацией преимуществ параллельной работы энергосистем.

В ней работают свыше 700 крупных электростанций, имеющих общую мощность более 250 млн. кВт (84% мощности всех электростанций страны). Управление ЕЭС осуществляется из единого центра.

Единая энергетическая система имеет ряд очевидных экономических преимуществ. Мощные ЛЭП (линии электропередачи) существенно повышают надежность снабжения народного хозяйства электроэнергией. Они выравнивают годовые и суточные графики потребления электроэнергии, улучшают экономические показатели электростанций и создают условия для полной электрификации районов, где ощущается недостаток электроэнергии.

Т.е. ЕЭС позволяет:

Обеспечить снижение необходимой суммарной установленной мощности электростанций за счет совмещения максимумов нагрузки энергосистем, имеющих разницу поясного времени и отличия в графиках нагрузки;

Сократить требуемую резервную мощность на электростанциях;

Осуществить наиболее рациональное использование располагаемых первичных энергоресурсов с учетом изменяющейся топливной конъюнктуры;

Удешевить энергетическое строительство и улучшить экологическую ситуацию.

1.2 Развитие ЕЭС России и его современная структура

Го июля 2001-го года Постановлением Правительства РФ № 526 «О реформировании электроэнергетики Российской Федерации» ЕЭС России признана «общенациональным достоянием и гарантией энергетической безопасности» страны.

По плану реформы, проводимой с 2003 г., электростанции были разделены на три группы. В первую группу входят государственные генерирующие компании, объединяющие все атомные (концерн «Росэнергоатом») и гидростанции (ОАО «Гидро ОГК», с 2008 г. - ОАО «РусГидро»). На долю этих компаний приходится около четверти электроэнергии, поступающей на оптовый рынок.

Вторая группа - территориальные генерирующие компании (ТГК), главный продукт электростанций которых - тепловая, а не электрическая энергия. Эти электростанции сгруппированы по территориальному принципу.

Третья часть - генерирующие компании оптового рынка (ОГК) - включают крупные электростанции страны. Эта группа компаний формирует цены на оптовом рынке, где электроэнергию приобретают крупнейшие потребители. Чтобы избежать монополии на производство электроэнергии в отдельных регионах в состав каждой ОГК включены электростанции, расположенные в разных районах страны.

В 2008 г. закончено формирование целевой структуры всех ОГК и ТГК, в основном завершена организация компании «РусГидро».

Магистральные электрические сети (напряжением 220 кВ и выше) перешли под контроль Федеральной сетевой компании (ФСК), распределительные сети интегрированы в межрегиональные сетевые компании (МРСК). Функции и активы региональных диспетчерских управлений переданы общероссийскому системному оператору.

РАО «ЕЭС России» в целом выполнило поставленные задачи по реформированию отрасли и в 2008 г. прекратило свое существование.

АО-энерго сохраняются только в изолированно работающих энергосистемах страны (Сахалинэнерго, Камчатскэнерго и др.).

На конец 2010 г. в составе ЕЭС России параллельно работали шесть объединенных энергосистем - Северо-Запада, Центра, Средней Волги, Урала, Юга, Сибири. ОЭС Востока, включающая 4 региональные энергосистемы Дальнего Востока, работает раздельно от ОЭС Сибири. Точки раздела между этими объединенными энергосистемами находятся на транзитной высоковольтной линии (ВЛ) 220 кВ «Читаэнерго» - «Амурэнерго» и устанавливаются оперативно в зависимости от складывающегося баланса обоих энергообъединений.

Опыт более чем 40 летней работы ЕЭС России показал, что создание целостной единой системы, несмотря на относительную слабость сетевых связей Европейская часть России - Сибирь и Сибирь - Дальний Восток, дает ощутимую экономию затрат на производство электроэнергии за счет эффективного управления перетоками электрической энергии и способствует надежному энергоснабжению страны.

ОЭС Северо-Запада.

В составе ОЭС Северо-Запада работают энергообъекты, расположенные на территориях г. Санкт-Петербурга, Мурманской, Калининградской, Ленинградской, Новгородской, Псковской, Архангельской областей, республик Карелия и Коми. ОЭС обеспечивает синхронную параллельную работу ЕЭС России с энергосистемами стран Балтии и Белоруссии, а также несинхронную параллельную работу (через конвертор) с энергосистемой Финляндии и экспорт электроэнергии в страны, входящие в объединение энергосистем Скандинавии НОРДЕЛ (Дания, Финляндия, Норвегия, Швеция).

Отличительными особенностями ОЭС Северо-Запада являются:

· протяженные (до 1000 км) одноцепные транзитные ВЛ 220 кВ (Вологда - Архангельск - Воркута) и 330 кВ (Санкт-Петербург - Карелия - Мурманск);

· большая доля электростанций, работающих в базовом режиме (крупные АЭС и ТЭС), обеспечивающие около 90% суммарной выработки электроэнергии в ОЭС. В связи с чем регулирование неравномерности суточного и сезонного суммарных графиков электропотребления ОЭС происходит, в основном, за счет межсистемных перетоков мощности. Это приводит к реверсивной загрузке внутри и межсистемных транзитных линий 220-750 кВ практически до максимально допустимых величин.

ОЭС Центра.

ОЭС Центра является наиболее крупной (по сосредоточенному в ней производственному потенциалу) объединенной энергосистемой в ЕЭС России. В составе ОЭС Центра работают энергообъекты, расположенные на территориях г. Москвы, Ярославской, Тверской, Смоленской, Московской, Ивановской, Владимирской, Вологодской, Костромской, Нижегородской, Рязанской, Тамбовской, Брянской, Калужской, Тульской, Орловской, Курской, Белгородской, Воронежской и Липецкой областей, а генерирующие мощности электростанций объединения составляют около 25% от суммарной генерирующей мощности ЕЭС России.

Отличительными особенностями ОЭС Центра являются:

· ее расположение на стыке нескольких ОЭС (Северо-Запада, Средней Волги, Урала и Юга), а также энергосистем Украины и Белоруссии;

· самая высокая в ЕЭС удельная доля атомных электростанций в структуре генерирующей мощности;

· большое количество крупных узлов электропотребления, связанных с предприятиями черной металлургии, а также крупных промышленных городских центров (Вологодско-Череповецкий, Белгородский, Липецкий, Нижегородский);

· наличие крупнейшей в России Московской энергосистемы, которая предъявляет повышенные требования к обеспечению надежности режимов энергоснабжения и отличается в настоящее время высокими темпами и большой величиной прироста электропотребления;

ОЭС Средней Волги.

В составе ОЭС Средней Волги работают энергообъекты, расположенные на территориях Пензенской, Самарской, Саратовской, Ульяновской областей, Мордовской, Татарской, Чувашской и Марийской республик.

ОЭС располагается в Центральной части ЕЭС России и граничит с ОЭС Центра и Урала, а также с энергосистемой Казахстана. ОЭС обеспечивает транзитную передачу мощности - до 4300 МВт с востока на запад и до 3800 МВт с запада на восток, что позволяет наиболее эффективно использовать в течение суток генерирующие мощности как самого объединения, так и ОЭС Центра, Урала и Сибири.

Отличительной особенностью ОЭС Средней Волги является значительная доля гидрогенерирующих мощностей (ГЭС Волжско-Камского каскада), что позволяет оперативно изменять генерацию в широком диапазоне до 4880 МВт, обеспечивая как регулирование частоты в ЕЭС России, так и поддержание величины транзитных перетоков с ОЭС Центра, Урала и Сибири в заданных пределах.

ОЭС Урала.

ОЭС Урала образована из энергообъектов, расположенных на территориях Свердловской, Челябинской, Пермской, Оренбургской, Тюменской, Кировской, Курганской областей, Удмуртской и Башкирской республик. Их объединяет более 106 тысяч километров линий электропередачи (четверть суммарной протяженности ВЛ ЕЭС России) напряжением 500-110 киловольт, расположенных на территории площадью почти 2,4 миллиона квадратных километров. В составе ОЭС Урала работают 106 электростанций, суммарная установленная мощность которых составляет свыше 42 тыс. МВт или 21,4% от суммарной установленной мощности электростанций ЕЭС России. ОЭС расположена в центре страны, на стыке ОЭС Сибири, Центра, Средней Волги и Казахстана.

Отличительными особенностями ОЭС Урала являются:

· сложная многокольцевая сеть 500 кВ, в которой ежедневно от двух до восьми ВЛ 500 кВ отключены для планового или аварийного ремонта, а также резерв по напряжению;

· значительные суточные колебания величины электропотребления с вечерним спадом (скорость до 1200 МВт ∙час) и утренним ростом (скорость до 1400 МВт∙ час), вызванные высокой долей промышленности в потреблении Урала;

· большая доля высокоманевренного блочного оборудования ТЭС (58% от установленной мощности), которое позволяет ежедневно изменять суммарную загрузку электростанций ОЭС Урала в диапазоне от 5000 до 7000 МВт и отключать в резерв на выходные дни и в праздники от двух до десяти энергоблоков суммарной мощностью от 500 до 2000 МВт. Это позволяет регулировать межсистемные перетоки с ОЭС Центра, Средней Волги, Сибири и Казахстана и обеспечивать надежное электроснабжение потребителей Урала.

В составе ОЭС Юга работают энергообъекты, расположенные на территории Краснодарского, Ставропольского краёв, Волгоградской, Астраханской, Ростовской областей, Чеченской, Ингушской, Дагестанской, Кабардино-Балкарской, Калмыкской, Северо-Осетинской и Карачаево-Черкесской республик. ОЭС обеспечивает параллельную работу ЕЭС России с энергосистемами Украины, Азербайджана и Грузии.

Отличительными особенностями ОЭС Юга являются:

· исторически сложившаяся схема электрической сети на базе ВЛ 330-500 кВ, протянувшихся с северо-запада на юго-восток вдоль Кавказского хребта по районам с интенсивным гололедообразованием, особенно в предгорьях;

· неравномерность стока рек Северного Кавказа (Дон, Кубань, Терек, Сулак), которая оказывает существенное влияние на баланс электроэнергии, приводя к дефициту электроэнергии зимой, с соответствующей загрузкой электрической сети в направлении запад-восток, и профициту в летний период, с загрузкой в обратном направлении;

· самая большая (по сравнению с другими ОЭС) доля коммунально-бытовой нагрузки в структуре электропотребления, что приводит к резким скачкам потребления электроэнергии при температурных изменениях.

ОЭС Сибири.

ОЭС Сибири - наиболее территориально протяженное объединение в ЕЭС России, охватывающее территорию от Омской области в Западной Сибири до Читинской области в Восточной Сибири. В составе ОЭС работают энергообъекты, расположенные на территориях Алтайского, Красноярского краёв, Омской, Томской, Новосибирской, Кемеровской, Иркутской, Читинской областей, республик Хакасия, Бурятия и Тыва. «Таймырэнерго» работает изолированно. В ОЭС объединены около 87 тыс. километров ВЛ напряжением 1150 -110 киловольт и более 46 ГВт генерирующих мощностей электростанций, более 50% из которых составляют мощности ГЭС.

ОЭС Сибири было образовано с нуля за короткий исторический срок. Одновременно с сооружением мощных и эффективных каскадов ГЭС и строительством крупных ГРЭС на базе дешёвых бурых углей открытой добычи создавались крупные территориально-промышленные комплексы (Братский, Усть-Илимский, Саянский, Канско-Ачинский топливно-энергетический комплекс - КАТЭК). Следующим шагом стало сооружение высоковольтных линий электропередач, создание районных энергетических систем за счет объединения электросетями мощных электростанций, а затем образование ОЭС Сибири.

Отличительными особенностями ОЭС Сибири являются:

· уникальная структура генерирующей мощности, более 50% которой составляют гидроэлектростанции с водохранилищами многолетнего регулирования и запасами порядка 30 млрд кВт∙ч на период длительного маловодья. При этом ГЭС Сибири производят почти 10% объема выработки электроэнергии всеми электростанциями ЕЭС России;

· значительные естественные колебания годового стока рек Ангаро-Енисейского бассейна, энергетический потенциал которого составляет от 70 до 120 млрд кВт∙ч, при плохой прогнозируемости водности рек даже в краткосрочной перспективе;

· использование пиковой мощности ГЭС Сибири в регулировании нагрузки Европейской части ОЭС и регулирование годовой неравномерности энергоотдачи ГЭС по водотоку резервами ТЭС Урала и Центра.

С этой целью было осуществлено строительство ВЛ 500 кВ и 1150 кВ по транзиту Сибирь - Казахстан - Урал - Средняя Волга - Центр с планируемым реверсом мощности до 3-6 млн. кВт.

ОЭС Дальнего Востока.

На территории Дальнего Востока и Крайнего Севера работают энергообъекты, расположенные в Приморском, Хабаровском краях, Амурской, Камчатской, Магаданской, Сахалинской областях и Республике Саха (Якутия). Из них энергообъекты, расположенные на территориях Амурской области, Хабаровского и Приморского краев и Южно-Якутского энергорайона Республики Саха (Якутия) объединены межсистемными линиями электропередачи 500 и 220 кВ, имеют единый режим работы и образуют ОЭС Востока.

· преобладание в структуре генерирующих мощностей тепловых электростанций (более 70% от установленной мощности), имеющих ограниченный диапазон регулирования;

· ограниченные возможности использования регулировочных диапазонов Зейской и Бурейской ГЭС из-за необходимости обеспечения судоходства на реках Зея и Амур;

· размещение основных генерирующих источников в северо-западной части, а основных районов потребления - на юго-востоке ОЭС;

· одна из самых высоких в ЕЭС России (почти 21%) доля коммунально-бытовой нагрузки в электропотреблении;

· протяженные линии электропередачи.

качество энергосистема зарубежный диспетчерский

1.3 Связи ЕЭС России с энергосистемами зарубежных стран

На конец 2010 года параллельно с ЕЭС России работали энергосистемы Белоруссии, Эстонии, Латвии, Литвы, Грузии, Азербайджана, Казахстана, Украины, Молдавии и Монголии. Через энергосистему Казахстана параллельно с ЕЭС России работали энергосистемы Центральной Азии - Узбекистана, Киргизии и Таджикистана.

Параллельная работа ЕЭС России с энергосистемами соседних стран дает реальные преимущества, связанные с совмещением графиков электрической нагрузки и резервов мощности, и позволяет осуществлять взаимный обмен (экспорт/импорт) электроэнергии между этими энергосистемами. Кроме того, совместно с ЕЭС России через устройства Выборгского преобразовательного комплекса работала энергосистема Финляндии, входящая в объединение энергосистем Скандинавии. От электрических сетей России осуществлялось также электроснабжение выделенных районов Норвегии и Китая.

Рис. 1. Внутренние и внешние связи ЕЭС России

2. ОПЕРАТИВНО-ДИСПЕТЧЕРСКОЕ УПРАВЛЕНИЕ В ЕЭС РОССИИ.

1 ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС»

Управление таким большим синхронно работающим объединением, каким является ЕЭС России, представляет собой сложнейшую инженерную задачу, не имеющую аналогов в мире.

Для ее решения в России создана многоуровневая иерархическая система оперативно-диспетчерского управления, включающая: Системный оператор - Центральное диспетчерское управление (далее также СО-ЦДУ ЕЭС); семь территориальных объединенных диспетчерских управлений (ОДУ или СО-ОДУ)- в каждой из семи ОЭС; региональные диспетчерские управления (РДУ или СО-РДУ); пункты управления электростанций и предприятий электрических сетей; оперативно-выездные бригады.

ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС» осуществляет централизованное оперативно-технологическое управление Единой энергетической системой России.

Основными задачами ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС» являются:

· обеспечение системной надежности в условиях развивающихся конкурентных отношений в электроэнергетике;

· обеспечение соблюдения установленных технологических параметров функционирования электроэнергетики и стандартных показателей качества электрической энергии;

· создание условий для эффективного функционирования рынка электроэнергии (мощности) и обеспечения исполнения обязательств субъектов электроэнергетики по договорам, заключаемым на оптовом рынке электрической энергии и розничных рынках. ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС» выполняет в рамках ЕЭС России следующие функции:

· прогнозирование и обеспечение сбалансированности производства и потребления электроэнергии;

· планирование и принятие мер по обеспечению необходимого резерва мощности на загрузку и разгрузку электростанций;

· оперативное управление текущими режимами, осуществляемое диспетчерским персоналом;

· использование автоматического управления нормальными и аварийными режимами.

2.2 Стратегические задачи по оптимизации режимов работы ЕЭС России

Кроме того, органами диспетчерского управления с участием других инфраструктурных организаций электроэнергетики решаются стратегические задачи по оптимизации режимов работы ЕЭС России в среднесрочном и долгосрочном периодах, включая:

· прогнозирование потребления мощности и электроэнергии и разработка балансов мощности и электроэнергии;

· определение пропускных способностей сечений электрической сети ЕЭС;

· оптимизация использования энергоресурсов и проведения капитальных ремонтов генерирующего оборудования;

· обеспечение выполнения расчетов электрических режимов, статической и динамической устойчивости;

· централизованное управление технологическими режимами работы устройств и систем релейной защиты, автоматики и противоаварийной автоматики межсистемных и основных системообразующих линий электропередачи, шин, трансформаторов и автотрансформаторов связи основных классов напряжений (выполнение расчетов токов короткого замыкания, выбор параметров настройки устройств релейной защиты и автоматики (РЗА) и противоаварийной автоматики (ПА));

· распределение функций оперативно-диспетчерского управления оборудованием и линиями электропередачи, подготовку оперативно-технической документации;

· разработка схем и режимов для характерных периодов года (осенне-зимний максимум, период паводка и др.), а также в связи с вводом новых объектов и расширением состава параллельно работающих энергосистем;

· согласование графиков ремонтов основного оборудования электростанций, линий электропередачи, оборудования подстанций, устройств РЗ и ПА;

· решение всего комплекса вопросов обеспечения надежности электроснабжения и качества электроэнергии, внедрения и совершенствования средств диспетчерского управления и систем автоматического управления режимами.

2.3 Автоматизированная система диспетчерского управления

Для решения задач планирования, оперативного и автоматического управления используется развитая компьютерная автоматизированная система диспетчерского управления (АСДУ), представляющая иерархическую сеть диспетчерских центров обработки данных СО-ЦДУ, СО ОДУ и СО-РДУ, связанных между собой и с энергообъектами (электростанциями, подстанциями) каналами телемеханики и связи. Каждый диспетчерский центр оснащен мощной компьютерной системой, обеспечивающей в реальном времени автоматический сбор, обработку и отображение оперативной информации о параметрах режима работы ЕЭС России, состояния электрической сети и основного энергооборудования, позволяющей диспетчерскому персоналу соответствующего уровня управления осуществлять оперативный контроль и управление работой ЕЭС России, а также решение задач планирования и анализа режимов, мониторинга участия электростанций в первичном и вторичном регулировании частоты электрического тока.

Важнейшим средством поддержания надежности и живучести ЕЭС России является многоуровневая система противоаварийной автоматики, не имеющая аналогов в зарубежных электрообъединениях. Эта система предотвращает и локализует развитие системных аварий путем:

· автоматического предотвращения нарушения устойчивости;

· автоматической ликвидации асинхронного режима;

· автоматического ограничения снижения и повышения частоты;

· автоматического ограничения снижения и повышения напряжения;

· автоматической разгрузки оборудования.

Устройства противоаварийной и режимной автоматики размещаются на энергообъектах (локальные комплексы) и на диспетчерских центрах ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС» (централизованные системы противоаварийной автоматики, обеспечивающие координацию работы локальных комплексов).

3. ОСНОВНЫЕ ПРОБЛЕМЫ И ДИСПРОПОРЦИИ В РАЗВИТИИ ЕЭС РОССИИ.

3.1 Основные проблемы ЕЭС России

Наличие в Европейской части ЕЭС большой доли ТЭЦ и АЭС с низкими маневренными возможностями, сосредоточение маневренных ТЭС и гидростанций в ОЭС Урала, Средней Волги и Сибири обуславливает значительный диапазон изменения перетоков мощности на связях Центр - Средняя Волга - Урал при покрытии графиков потребления. Повышение пропускной способности транзита Центр - Средняя Волга - Урал за счет строительство ряда линий системообразующей сети 500 кВ позволит сократить ограничения по передаче мощности по основным контролируемым сечениям, повысить надежность параллельной работы Европейской и Уральской частей ЕЭС России.

Актуальна задача повышения надежности работы Саратовско-Балаковского энергоузла и усиление схемы выдачи мощности Балаковской АЭС за счет усиления транзита ОЭС Средней Волги - ОЭС Юга.

Строительство новых линий транзита Урал - Средняя Волга позволит повысить надежность энергоснабжения Южного Урала и выдачи мощности Балаковской АЭС. Необходимо также усиление транзитов в Северо-Западном регионе ЕЭС России и его связи с ОЭС Центра на напряжении 750 кВ. Сетевые решения увеличат пропускную способность сечения Северо-Запад - Центр и ликвидируют запертую мощность в Кольской энергосистеме.

Заключение

Единая энергетическая система России является на данный момент крупнейшим централизованно управляемым объединением, не имеющим аналогов в мире. Электрические сети охватывают огромную территорию страны - шесть часовых поясов с востока на запад. В составе ЕЭС России 440 электростанций суммарной установленной мощностью около 200 ГВт; более 120 подстанций напряжением 330 кВ и выше; ЛЭП общей протяженностью 3018 тыс. км; единая система диспетчерского регулирования, объединяющая практически все энергетические объекты в работу с единой частотой электрического тока 50 Гц; более 300 организаций, обслуживающих основной технологический процесс и развитие ЕЭС России.

Действующая система диспетчерского и автоматического управления ЕЭС России и ОЭС показала высокую эффективность, что подтверждается следующими фактами. В течение последних 50 лет в России не было глобальных системных аварий, подобных тем, которые произошли в США и Канаде (14 случаев за последние 33 года), а также Японии, Франции, Швеции и других странах Европы.

Согласно разрабатываемой энергетической стратегии производство электроэнергии в 2010 году должно составить 1020 млрд кВт∙ч, а установленная мощность - 229 млн кВт.

Для осуществления этих задач потребуется ввод новых генерирующих мощностей и техническое перевооружение электрических станций и сетей, что предусматривает максимальный демонтаж выработавшего свой ресурс оборудования и замену его новым.

Список используемой литературы

1. ГОСТ 21027-75 «Системы энергетические. Термины и определения».

Кучеров Ю.Н. «Состояние российской энергетики и перспективы ее развития на период до 2010 г.

Дьяков, А. Ф. «Единая энергетическая система России

в период рыночных преобразований».

Л.Д. Рожкова, Л.К. Карнеева, Т.В. Чиркова «Электрооборудование электрических станций и подстанций».

Единая энергетическая система России – основной объект электроэнергетики страны – представляет собой комплекс электростанций и электрических сетей, объединенных общим режимом и единым централизованным диспетчерским управлением. Переход к такой форме организации электроэнергетического хозяйства обеспечил возможность наиболее рационального использования энергетических ресурсов, повышения экономичности и надежности электроснабжения объектов национальной экономики и населения страны.

К началу ХХI столетия в составе ЕЭС России параллельно работали пять объединенных энергосистем – Центра, Средней Волги, Урала, Северо-Запада, Северного Кавказа и локальная энергосистема Янтарьэнерго. ОЭС Сибири с 1996 года переведена на раздельную работу с ЕЭС России из-за несбалансированности режимов работы ОЭС Казахстана. Энергосистема Янтарьэнерго (Калининградская обл.) отделена от России территорией государств Балтии. ОЭС Востока работает изолированно от ЕЭС. Территории объединенных энергосистем России показаны на рисунке 4.1.

Помимо объединенных энергосистем, на территории России изолированно функционируют энергосистемы Якутии, Магадана, Сахалина, Камчатки, Норильска, Колымы и Дагестана. В целом энергоснабжение потребителей Российской Федерации обеспечивают 66 энергосистем, охватывающих всю обжитую территорию страны от западных границ до Дальнего Востока.

Параллельно с ЕЭС России работают энергосистемы стран Балтии, Беларуси и ОЭС Украины. Совместно с ЕЭС России, через вставку постоянного тока, работает энергосистема Финляндии, входящая в объединение энергосистем стран Северной Европы. От сетей ЕЭС России осуществляется приграничная торговля электроэнергией с Норвегией, Монголией, Китаем. Взаимные выгоды, получаемые всеми этими странами от параллельной работы энергосистем, очевидны. Повысилась надежность энергоснабжения потребителей (в свете аварий в США и странах Западной Европы в 2003 году это имеет большое значение), снизилось количество резервных мощностей, необходимых каждой из стран на случай сбоев в энергетике, и созданы условия для взаимовыгодного экспорта и импорта электроэнергии.

К концу ХХ столетия установленная мощность всех электростанций Российской Федерации составляла 214 ГВт. Более 90% этой мощности сосредоточено в ЕЭС России. Производство электроэнергии России (включая ОЭС Востока) в 2000 году составило 820,8 млрд. кВт·ч, в том числе на ГЭС произведено 149,8 млрд. кВт·ч (18,3%), на АЭС – 128,7 млрд. кВт·ч (15,7%) и на ТЭС – 542, млрд. кВт·ч (66%).

В электроэнергетике России эксплуатируется 2,7 млн. км линий электропередачи всех классов номинальных напряжений, в том числе 154 тыс. км электрических сетей напряжением от 220 до 1150 кВ.

Основная электрическая сеть объединенных энергосистем ЕЭС России сформирована с использованием двух систем номинальных напряжений: в ОЭС Северо-Запада и частично ОЭС Центра – 330–750 кВ, в центральных и восточных энергообъединениях – 220–500 кВ.

Электрические сети напряжением 500 и 750 кВ выполняют роль системообразующих и межсистемных связей и обладают высокой пропускной способностью. На напряжении 750 кВ осуществляется выдача мощности от АЭС: Ленинградской (ОЭС Северо-Запада), Калининской, Смоленской, Курской (ОЭС Центра). На этом же напряжении формируется межсистемная связь между ОЭС СевероЗапада и ОЭС Центра.

Электрические сети напряжением 500 кВ ЕЭС России выполнены сложнозамкнутыми. На этом напряжении организована выдача мощности от крупнейших ТЭС России: Конаковской, Костромской, Рязанской, Каширской, Рефтинской, Пермской, Березовской, комплекса Сургутских ТЭС; Балаковской АЭС; Чебоксарской, Волжской, Саратовской, Нижнекамской, Саяно-Шушенской, Красноярской, Братской, Усть-Илимской ГЭС. Завершено формирование межсистемного транзита Урал–Средняя Волга–Центр на напряжении 500 кВ.

Межсистемные связи в ОЭС России выполнены в основном на напряжениях 220, 330, 500 и 750 кВ.

На территории России построены три участка линий электропередачи напряжением 1150 кВ: Итат–Барнаул, Барнаул– Экибастуз и Кустанай–Челябинск, которые функционально являются частью электропередачи 1150 кВ, связывающей ОЭС Сибири с европейской частью страны через территорию Казахстана. Указанные участки электропередачи временно эксплуатируются на напряжении 500 кВ. Готовится перевод на проектное напряжение 1150 кВ участка линии электропередачи Итат–Барнаул.

ЕЭС России связана с внешними энергосистемами: Финляндии, Норвегии (энергообъединение NORDEL), Украины, Беларуси, Грузии, Азербайджана, Казахстана, Эстонии, Латвии, Литвы, Монголии и двумя приграничными районами Китая. Через энергосистему Казахстана параллельно с ЕЭС России работают энергосистемы Центральной Азии – Узбекистана, Киргизии и Таджикистана.

Структура внутренних и внешних связей ЕЭС России и объем перетоков электроэнергии представлены на рис. 4.2.

Пропускная способность существующих связей ЕЭС России с энергсистемами СНГ составляет примерно 8000–9000 МВт; с ОЭС Балтии – 1000 МВт; с Финляндией–1065 МВт (ограничение по мощности преобразовательной подстанции).

Экспорт электрической энергии из России составляет около 20 млрд. кВт·ч в год.

В разработанной стратегии развития электроэнергетики России на период до 2010 года рассмотрены несколько вариантов, базирующихся на различных концепциях развития экономики страны на период до 2010 года.

Максимальный вариант спроса на электроэнергию (примерно 1120–1130 млрд.кВт·ч в 2010 году) предполагает достижение к 2008 году обьемов электропотребления страны на уровне 1990 года (в отдельных вариантах с меньшим спросом на электроэнергию – за пределами 2010 года). Рассмотрен также вариант максимального демонтажа устаревшего оборудования на ТЭС и АЭС (до 60 ГВт мощности на ТЭС и 8,3 ГВт – на АЭС).

Объемы ввода генерирующих мощностей в период до 2010 года оцениваются от 10 ГВт в минимальном уровне электропотребления до 32 ГВт в варианте максимального демонтажа и замены энергосилового оборудования, отработавшего свой ресурс.

Рекомендованы вводы новых конденсационных мощностей на следующих крупных ТЭС: Псковской, Каширской, ГРЭС-4, Шатурской ГРЭС-5, Конаковской ГРЭС (замена блоков), Щекинской и Ивановской ГРЭС (расширение); новых – Петровской, Нижневолжской, Мордовской, Краснодарской (на газе), Заинской, Нижневартовской, Пермской, Березовской, Харанорской, Гусиноозерской, Красноярской ГРЭС-2 и Беловской.

К 2010 году предусматривается значительное расширение масштабов использования ПГУ и ГТУ до 20 ГВт установленной мощности.

Основным направлением развития гидроэлектроэнергетики России является окончание строительства уже начатых ГЭС и техническое перевооружение действующих. К таким ГЭС, имеющим значительный строительный задел, относятся Ирганайская, Зарамагская, каскад Зеленчукских, Богучанская, Бурейская и Нижне-Бурейская, Вилюйская и Усть-Среднеканская.

Ввод мощностей на АЭС в период до 2010 года в основном связан с заменой демонтируемых энергоблоков и завершением строительства начатых АЭС. Это Ленинградская, Кольская, Курская, Нововоронежская и Белоярская АЭС (демонтаж блоков); Курская, Тверская АЭС (ввод новых блоков), Приморская АЭС на Дальнем Востоке (первый блок).

Намечено развитие электрической сети напряжением 750 кВ в европейской части ЕЭС России для повышения надежности выдачи мощности АЭС и ОЭС Северо-Запада и Центра, а также усиления межсистемных связей России с Беларусью. Электрические сети напряжением 500 кВ будут использованы для присоединения ОЭС Востока к ЕЭС России и усиления основных связей с ОЭС Северного Кавказа, Центра, Средней Волги, Урала, Сибири и Востока (рис. 4.3). Таким образом, электрические сети России напряжением 330 кВ постепенно переходят в разряд распределительных сетей.

В перспективный период до 2015 года планируется сооружение следующих основных электросетевых объектов:

• создание прямой сильной электрической связи между восточной и европейской частями ЕЭС России путем сооружения линий передачи напряжением 500 и 1150 кВ, проходящих по территории России. При этом сооружение первого участка линии напряжением 1150 кВ Сибирь–Урал намечено выполнить по трассе Алтай – Карасук – Омск – Курган – Челябинск;
• сооружение вставки постоянного тока для усиления межсистемного транзита 500 кВ ОЭС Средней Волги – ОЭС Центра – ОЭС Северного Кавказа (за счет строительства линии 500 кВ Балаковская АЭС – Курдюм – Фролово – Шахты);
• усиление системообразующих связей 500 кВ между ОЭС Урала и Средней Волги (за счет строительства линии 500 кВ направлением Северная–Вятка и Газовая–Преображенская–Красноармейская);
• сооружение линии 500 кВ в ОЭС Сибири направлением Заря – Барабинск – Таврическая и Гусиноозерская ГРЭС – Чита;
• сооружение линии 500 кВ в ОЭС Востока направлением Бурейская ГЭС – Хабаровская, Приморская ГРЭС – Дальневосточная – Владивосток;
• сооружение линии 500 кВ направлением Чита – Могоча – Зейская ГЭС, позволяющей существенно увеличить обмены мощностью и электроэнергией между ОЭС Сибири и Дальнего Востока.

Для обеспечения надежного и устойчивого функционирования ЕЭС России объемы ввода электросетевых объектов напряжением 330 кВ и выше в период до 2015 года должны составлять не менее 12–20 тыс. км линий электропередачи и 47,5–80 ГВА мощности подстанций в зависимости от реализуемого варианта стратегии.

До настоящего времени в Российской Федерации находится в эксплуатации ряд изолированных энергосистем, обеспечивающих электроснабжение отдаленных от объединенных энергосистем территориальных районов (Камчатка, Сахалин, Магадан, Якутск и др.). С развитием объединенных энергосистем и расширением охвата электрическими сетями новых районов число изолированных энергосистем, несомненно, будет постепенно сокращаться.

Проблемы электроснабжения Байкало-Амурской магистрали и освоение прилегающих районов страны резко активизируют необходимость решения задач присоединения к ЕЭС России также ОЭС Востока. Это событие полностью завершит территориальное формирование ЕЭС России.

Единая энергетическая система России является крупнейшим в мире энергетическим образованием мирового класса, обеспечивающим производство, передачу, распределение электроэнергии и централизованное оперативно-технологическое управление этими процессами. Управление гигантским синхронно работающим объединением энергосистем на территории, достигающей с запада на восток 7000 км, а с севера на юг более 3000 км, представляет собой сложнейшую инженерную задачу, не имеющую аналогов в мире. Вместе с тем за 40 лет функционирования ЕЭС СССР, а затем ЕЭС России накоплен огромный опыт надежного и экономнчного снабжения потребителей качественной электроэнергией. Свидетельством тому является тот факт, что 99,9% календарного времени работы ЕЭС обеспечено стандартной частотой переменного тока 50 Гц.

Высокая степень и глубина централизации оперативного управления ЕЭС подобны таким же параметрам управления, которые осуществляются обычно в рамках объединенных энергосистем, однако в ЕЭС они представлены на более масштабном и ответственном уровне. В значительной мере это связано с тем, что объекты ЕЭС России расположены на территории одного государства, действуют в едином законодательном поле и находятся под существенным контролем государства.