- •Глава 1. Характеристика структуры Единой энергетической системы России 5
- •Глава 2. Оперативно-диспетчерское управление в еэс России 13
- •Глава 3. Основные показатели работы еэс России в 2005 году 18
- •Глава 4. Основные проблемы и диспропорции в функционировании еэс России 23
- •Глава 1. Характеристика структуры Единой энергетической системы России
- •1.1. Развитие еэс России и его современная структура
- •1.2. Оэс Северо-Запада
- •1.3. Оэс Центра
- •1.4. Оэс Средней Волги
- •1.5. Оэс Урала
- •1.7. Оэс Сибири
- •1.8. Оэс Дальнего Востока
- •1.9. Связи еэс России с энергосистемами зарубежных стран
- •Глава 2. Оперативно-диспетчерское управление в еэс России
- •2.2. Задачи и функции оао «со-цду еэс»
- •2.3. Стратегические задачи по оптимизации режимов работы еэс России
- •2.4. Автоматизированная система диспетчерского управления
- •2.5. Система противоаварийной автоматики- важнейшее средство поддержания надежности и живучести еэс России
- •2.6. Шаги по дальнейшей оптимизации системы оперативно-диспетчерского управления в еэс России в условиях реформирования электроэнергетики России
- •Глава 3. Основные показатели работы еэс России в 2005 году
- •3.1. Максимум нагрузки электростанций и максимум потребляемой мощности в еэс России и Российской Федерации
- •3.2. Показатели фактической частоты электрического тока в еэс России
- •3.3. Утяжеление условий регулирования переменной части суточных графиков нагрузки в Европейской части еэс России – тенденция последних лет
- •3.4. Устойчивость работы еэс России и основные крупные технологические нарушения
- •Глава 4. Основные проблемы и диспропорции в функционировании еэс России
Глава 1. Характеристика структуры Единой энергетической системы России
1.1. Развитие еэс России и его современная структура
Развитие ЕЭС России происходило путем поэтапного объединения и организации параллельной работы региональных энергетических систем, формирования межрегиональных объединенных энергосистем (ОЭС) и их последующего объединения в составе Единой энергетической системы.
Переход к такой форме организации электроэнергетического хозяйства был обусловлен необходимостью более рационального использования энергетических ресурсов, повышения экономичности и надежности электроснабжения страны.
На конец 2005 г. в составе ЕЭС России параллельно работали шесть объединенных энергосистем (см. рис. 2.1) – 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 энергообъединений1.
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.
1.2. 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.
1.3. 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 (СевероЗапада, 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;
необходимость широкого привлечения энергоблоков тепловых электростанций к процессу регулирования частоты и перетоков мощности для повышения гибкости управления режимами и надежности ОЭС.