Министерство образования и науки Российской Федерации федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего профессионального образования «северный (арктический) федеральный

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего профессионального образования «Северный (Арктический) федеральный университет имени М.В.Ломоносова»

Кафедра электротехники и энергетических систем

Кошуняев Сергей Владимирович

Институт ИЭиТ курс 1 группа 261207

РЕФЕРАТ

По дисциплине Энергетика в современном мире

На тему Единая энергетическая система

Отметка о зачёте ­­­­­­­­­­­___________________________ ________________

(Дата)

Руководитель Заведующий кафедрой __________ Н.Б.Баланцева

(подпись)

______________

(дата)

Архангельск

Содержание

Введение. 4

Глава 1. Характеристика структуры Единой энергетической системы России 5

1.1. Развитие ЕЭС России и его современная структура 5

1.2. ОЭС Северо-Запада 5

1.3. ОЭС Центра 6

1.4. ОЭС Средней Волги 7

1.5. ОЭС Урала 7

1.6. ОЭС Юга 8

1.7. ОЭС Сибири 9

1.8. ОЭС Дальнего Востока 10

1.9. Связи ЕЭС России с энергосистемами зарубежных стран 11

Глава 2. Оперативно-диспетчерское управление в ЕЭС России 13

2.1. ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС» – высший орган оперативно-диспетчерского

Управления России 13

2.2. Задачи и функции ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС» 13

2.3. Стратегические задачи по оптимизации режимов работы ЕЭС России 14

2.4. Автоматизированная система диспетчерского управления 15

2.5. Система противоаварийной автоматики- важнейшее средство поддержания надежности и живучести ЕЭС России 15

2.6. Шаги по дальнейшей оптимизации системы оперативно-диспетчерского управления в ЕЭС России в условиях реформирования электроэнергетики России 16

Глава 3. Основные показатели работы ЕЭС России в 2005 году 18

3.1. Максимум нагрузки электростанций и максимум потребляемой мощности в ЕЭС России и Российской Федерации 18

3.2. Показатели фактической частоты электрического тока в ЕЭС России 19

3.3. Утяжеление условий регулирования переменной части суточных графиков нагрузки в Европейской части ЕЭС России – тенденция последних лет 20

3.4. Устойчивость работы ЕЭС России и основные крупные технологические нарушения 20

Глава 4. Основные проблемы и диспропорции в функционировании ЕЭС России 23

4.1. Основные проблемы ЕЭС России 23

Заключение. 24

Список используемых источников. 24

Введение

Единая энергетическая система России – развивающийся в масштабе всей страны высокоавтоматизированный комплекс электростанций, электрических сетей и объектов электросетевого хозяйства, объединенных единым технологическим режимом и централизованным оперативно-диспетчерским управлением.

ЕЭС России – крупнейшее в мире синхронно работающее электроэнергетическое объединение, охватывающее с запада на восток около 7 тыс. км и с севера на юг – более 3 тыс. км.

ЕЭС России обеспечивает надежное, экономичное и качественное электроснабжение отраслей экономики и населения Российской Федерации, а также поставки электроэнергии в энергосистемы зарубежных государств.

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.

1.4. 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 каскада²), 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.

1.5. 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.

1.6. ОЭС Юга

В составе ОЭС Юга работают энергообъекты, расположенные на территории Краснодарского, Ставропольской краев, 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.

1.7. 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 краев, 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 дешевых бурых углей открытой добычи создавались крупные территориальнопромышленные 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 ВолгаЦентр с планируемым реверсом мощности до 3–6 млн. кВт.

1.8. 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.

ОЭС Востока работает изолированно от ЕЭС России, а ее отличительными особенностями являются:

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 изза 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.

1.9. Связи ЕЭС России с энергосистемами зарубежных стран

На конец 2005 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.

Структура внутренних и внешних связей ЕЭС России представлена на рис. 2.2.

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 (см. разд. 3.4).

Кроме того, совместно с ЕЭС России через устройства Выборгского преобразовательного комплекса работала энергосистема Финляндии, входящая в объединение энергосистем Скандинавии3. От электрических сетей России осуществлялось

также электроснабжение выделенных районов Норвегии и Китая.

Глава 2. Оперативно-диспетчерское управление в ЕЭС России

2.1. ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС» – высший орган оперативно диспетчерского управления России

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 (см. разд. 1.1), 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.

2.2. Задачи и функции ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС»

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;

осуществление безопасного функционирования, предотвращение развития и ликвидация аварийных ситуаций в энергосистемах и ЕЭС России в целом.

2.3. 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.

2.4. 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.

2.5. Система противоаварийной автоматики- важнейшее средство поддержания надежности и живучести ЕЭС России

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).

2.6. Шаги по дальнейшей оптимизации системы оперативно-диспетчерского управления в ЕЭС России в условиях реформирования электроэнергетики России

В условиях реформирования и реорганизации АОэнерго важнейшей задачей ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС» является сохранение функций оперативно-диспетчерского управления, что требует налаживания новых технологических взаимоотношений с вновь образуемыми компаниями отрасли.

С этой целью в 2005 г. было заключено Соглашение между Системным оператором и ОАО «ФСК ЕЭС» (Федеральной сетевой компанией, см. раздел 1) о временном сохранении существующей схемы оперативно-диспетчерского управления объектами Единой национальной электрической сети (ЕНЭС) и порядка организации безопасного производства работ при выделении из состава региональных электросетевых компаний и передаче объектов ЕНЭС в ремонтно-эксплуатационное обслуживание ФСК.

Также в 2005 г. в процессе проводимой работы по перераспределению функций диспетчеризации сетей ЕЭС России совместно с ОАО «ФСК ЕЭС» разработаны и согласованы основные критерии отнесения ВЛ 110 кВ и выше к объектам диспетчеризации.

Подготовлена и выполняется Программа организационно-технических мероприятий по приему в диспетчерское управление или диспетчерское ведение диспетчера РДУ ВЛ 220 кВ, оборудования, устройств ПА, РЗА и систем диспетчерско-технологического управления (СДТУ) сетей, относящихся к ЕНЭС. В 2005 г. Системным оператором приняты в диспетчерское управление 70 ВЛ 220 кВ.

В рамках оптимизации системы оперативно-диспетчерского управления, разработана и введена в действие⁴ Целевая организационно-функциональная модель оперативно-диспетчерского управления ЕЭС России. В соответствии с данной моделью разработан пилотный проект укрупнения операционной зоны Филиала ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС» — Смоленское РДУ, предусматривающий проведение комплекса организаци

онно-технических мероприятий по передаче функций оперативно-диспетчерского управления объектами диспетчеризации на территории Брянской и Калужской областей Филиалу ОАО «СО – ЦДУ ЕЭС» – Смоленское РДУ⁵.

В 2005 году проводилась работа по оптимизации схемы передачи диспетчерских команд на энергообъекты при производстве оперативных переключений. Из схемы прохождения диспетчерских команд исключены промежуточные звенья, что является фактором повышения надежности управления режимами ЕЭС. По состоянию на 31.12.2005 г. из 1514 ВЛ 220 кВ и выше, находящихся в диспетчерском управлении диспетчерских центров ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС», реализована прямая схема передачи команд «диспетчер – энергообъект» по управлению 756 линиями (49,9% от их общего числа).

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

Годовой максимум нагрузки электростанций ЕЭС России зафиксирован в 18-00 27.12.2005 г. и составил 137,4 тыс. МВт при частоте электрического тока 50,002 Гц. Годовой максимум нагрузки электростанций Российской Федерации достиг 143,5 тыс. МВт.

Участие генерирующих мощностей различного типа в покрытии графика нагрузки в период максимальных нагрузок представлено на рис. 2.3 для декабрьских суток 2004 и 2005 гг.

Максимум потребляемой мощности по Российской Федерации в 2005 г. составил 141,6 млн. кВт (прирост к 2004 г. 1,4%), по ЕЭС России – 134,7 млн. кВт (+1,7%), по ОЭС Центра – 36,2 млн. кВт (+0,7%), по ОЭС Средней Волги – 12,9 млн. кВт (+0,7%), по ОЭС Урала – 33,4 млн. кВт (+3,1%), по ОЭС Северо-Запада – 13,3 млн. кВт (+1,2%), по ОЭС Юга – 11,9 млн. кВт (-0,6%), по ОЭС Сибири – 29,5 млн. кВт (+0,7%), по ОЭС Востока – 4,8 млн. кВт⁶ (-0,3%).

3.2. Показатели фактической частоты электрического тока в ЕЭС России

Единая энергосистема России в 2005 г. 100% календарного времени работала с нормативной частотой электрического тока, определенной ГОСТом (см. рис. 2.4). Кроме того, в 2005 г. 100% времени частота электрического тока в энергообъединении ЕЭС России, стран СНГ и Балтии поддерживалась в пределах, установленных приказом ОАО РАО «ЕЭС России» от 18.09.2002 №524 «О повышении качества регулирования частоты электрического тока в ЕЭС России» и Стандартом ОАО РАО «ЕЭС России» «Правила предотвращения развития и ликвидации нарушений нормального режима электрической части энергосистем».

3.3. Утяжеление условий регулирования переменной части суточных графиков нагрузки в Европейской части ЕЭС России – тенденция последних лет

В течение 2005 г. сохранялась тенденция последних лет

– разуплотнение суточных графиков нагрузки потребителей Европейской части России. Особенно это характерно для суточных графиков электропотребления ОЭС Центра, Средней Волги и Северо-Запада. Условия покрытия суточных графиков нагрузки перечисленных ОЭС и Европейской части ЕЭС России в большей степени зависят от структуры генерирующих мощностей. Вместе с тем, общий регулировочный диапазон нагрузки электростанций ЕЭС уменьшается из-за продолжающегося в последние годы снижения доли КЭС с поперечными связями⁷ из-за старения и демонтажа этого типа оборудования, увеличения установленной мощности АЭС, а также относительно небольшой доли ГЭС и наличия всего одной ГАЭС в структуре генерирующих мощностей ОЭС Европейской части ЕЭС России. Практически во всех ОЭС это привело к утяжелению условий регулирования переменной части суточных графиков нагрузки, особенно в выходные и праздничные дни. Регулирование суточных графиков обеспечивается за счет более глубокой ночной разгрузки энергоблоков ТЭС, а также останова их в резерв на выходные и праздничные дни. В отдельные дни 2005 г. из-за недостаточности регулировочного диапазона возникала необходимость частичной разгрузки энергоблоков АЭС вплоть до вывода их в резерв.

Большие потенциальные возможности ГЭС ОЭС Сибири в регулировании переменной части графика нагрузки ЕЭС России по-прежнему не могут быть использованы по причине значительных расстояний и слабых электрических связей со смежными ОЭС.

3.4. Устойчивость работы ЕЭС России и основные крупные технологические нарушения

В 2005 г. Единая энергетическая система работала устойчиво.

Системная надежность ЕЭС России была обеспечена, несмотря на наличие технологических нарушений в работе предприятий отрасли и энергосистем.

Среди наиболее значимых нарушений можно отметить следующие:

1) 25.05.2005 г.,в результатеналожения ряда факторов произошла авария, развитие которой привело к отключению большого количества потребителей в г. Москве, Московской, Тульской, Калужской областях и отключению ряда потребителей в Рязанской, Смоленской и Орловской областях суммарной нагрузкой 3500 МВт;

2) 27.07.2005 г., в условиях ремонтной схемы в результате отключения двух ВЛ 110 кВ и последующего отключения из-за наброса мощности и нарушения устойчивости действием АЛАР⁸ двух ВЛ 220 кВ ПермскоЗакамский энергоузел выделялся на изолированную работу с дефицитом мощности, кратковременным снижением частоты до 46,5 Гц и обесточением потребителей действием АЧР⁹ суммарной нагрузкой 400 МВт;

3) 07.08.2005 г., в условиях ремонтной схемы в сети 220 кВ Кубанской энергосистемы произошло отключение ВЛ 220 кВ и 110 кВ. Отключились двухцепная ВЛ 220 кВ действием ПА и оставшиеся линии транзита 110 кВ по Черноморскому побережью защитой от перегруза. При этом был обесточен Сочинский энергорайон с нагрузкой 280 МВт;

4) В период с 16 по 17 сентября 2005 г. в западных районах Читинской области из-за неблагоприятных погодных условий с резким понижением температуры наружного воздуха, усилением ветра до 30 м/с, выпадением обильных осадков в виде дождя и мокрого снега с налипанием и гололедообразованием на проводах и конструкциях опор ВЛ произошли многочисленные обрывы проводов с повреждением опор. В результате произошло отключение четырех ВЛ 220 кВ, что привело к выделению Читинской энергосистемы на несинхронную работу и погашению трех подстанций 220 кВ с обесточением населенных пунктов, подстанций тягового транзита и сбою в движении поездов Забайкальской железной дороги;

5) С 18 по 20 ноября 2005 г. при неблагоприятных погодных условиях (сильный ветер, мокрый снег) в ОАО «Ленэнерго» происходили массовые отключения ВЛ 6-220 кВ. В результате нарушалось электроснабжение 218 населённых пунктов, в том числе полностью обесточивались районные центры Мга (с населением 9 тыс. чел.), Всеволожск (с населением 43 тыс. чел.), Кировск (с населением 50 тыс. чел.), Никольское (с населением 17 тыс. чел.), Шлиссельбург (с населением 10 тыс. чел.) с нагрузкой 140 МВт.

Глава 4. Основные проблемы и диспропорции в функционировании 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

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.

Список используемых источников

Интернет-ресурс www.e-apbe.ru

Дата добавления: 2015-08-29