Единая энергетическая система России

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.
Единая энергетическая система России входит в состав крупного энергетического объединения - Единой энергосистемы (ЕЭС) бывшего СССР, включающего также энергосистемы независимых государств: Азербайджана, Армении, Беларуси, Грузии, Казахстана, Латвии, Литвы, Молдовы, Украины и Эстонии. С ЕЭС продолжают синхронно работать энергосистемы семи стран восточной Европы - Болгарии, Венгрии, Восточной части Германии, Польши, Румынии, Чехии и Словакии.
В составе Единой энергосистемы России в настоящее время работают параллельно 6 объединенных энергетических систем (ОЭС) России: Центра, Средней Волги, Урала, Северо-запада России, Северного Кавказа, Сибири - в которые входят 65 энергосистем. ОЭС Востока работает в настоящее время изолировано от ЕЭС.
Электростанциями, входящими в ЕЭС, вырабатывается более 90% электроэнергии, производимой в независимых государствах - бывших республиках СССР. Объединение энергосистем в 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; улучшить экологическую ситуацию.
Общий экономический эффект от создания ЕЭС в сравнении с изолированной работой энергосистем оценивался снижением капитальных вложений в электроэнергетику на величину свыше 2 млрд. руб. в ценах 1984 г. и уменьшением ежегодных эксплуатационных расходов на величину порядка 1 млрд. руб. Выигрыш в снижении суммарной установленной мощности электростанций ЕЭС оценивается величиной порядка 15 млн. кВт.
В последние годы имел место ряд негативных. тенденций в развитии ЕЭС: невыполнение заданий по вводу генерирующих мощностей, практическое отсутствие строительства маневренных электростанций в европейской части страны, преимущественное строительство крупных ГЭС и ограниченное строительство ТЭС в Сибири, недостаточное развитие электрических сетей и средств регулирования потоками электроэнергии в них, образование потока электроэнергии с запада на восток - навстречу транспорту топлива.
Распад бывшего СССР на независимые государства усугубил сложившуюся в последние годы ситуацию в ЕЭС и в электроэнергетике в целом. Впервые за многие годы в 1991 г. в энергосистемах бывшего СССР и ЕЭС не возросла, а уменьшилась установленная мощность электростанций, снизилась выработка и потребление электроэнергии. Снизились показатели, характеризующие качество поддержания частоты, которые были улучшены в последние несколько лет. Годовой максимум нагрузки в ЕЭС в 1991 г. пройден при частоте 49,63 Гц, осенне-зимний - при частоте 49,48 Гц. Продолжительность работы ЕЭС с частотой вне допустимого ГОСТ диапазона в 1991 г. составила почти 500 часов. Ухудшились экономические показатели работы энергосистем - увеличились потери электроэнергии в электрических сетях, а также удельный расход топлива на ТЭС. Увеличилось число ограничений и отключений потребителей, вводимых по командам диспетчерского персонала.
Положение усугубляется тем, что в электроэнергетике резко возрастает объем морально устаревшего оборудования электростанций, отработавшего свой ресурс. Основная часть оборудования электростанций, действующего в настоящее время, отработает свой ресурс к 2005-2010 гг. В то же время инвестиционный цикл в строительстве крупных электростанций от момента принятия решения до окончания самого строительства, как правило, превышает 10 лет. Дефицит электроэнергии может еще усугубиться, если будет удовлетворено требование части общественности (в том числе западных стран) о выводе из эксплуатации энергоблоков АЭС с реакторами типа РБМК в связи с их недостаточной надежностью и безопасностью.
В этих условиях от правильности принятия решений по дальнейшему развитию электроэнергетики во многом зависит успех экономических реформ в независимых государствах, дальнейшее функционирование народного хозяйства и обеспеченность населения тепловой и электрической энергией, которая не может быть закуплена и доставлена из-за рубежа в существенном объеме. Обмен электроэнергией с европейскими странами, составлявший в последние годы не более 2% от общего объема ее выработки, не может существенно сказаться на суммарном балансе электроэнергии.
Учитывая особую роль электроэнергетики в экономике и социальном развитии независимых, государств - бывших республик СССР - и осознавая преимущества параллельной. работы электрических станций и объединенных энергосистем, правительства Республики Азербайджан, Республики Армения, Республики Беларусь, Республики Казахстан, Республики Кыргызстан, Республики Молдова, Российской Федерации, Республики Таджикистан, Туркменистана, Республики Узбекистан и Украины заключили 14 февраля 1992 г. соглашение о создании Электроэнергетического Совета Содружества Независимых Государств с целью проведения совместных и скоординированных действий, направленных на обеспечение устойчивого и надежного энергоснабжения народного хозяйства и населения этих государств на основе эффективного функционирования объединенных энергетических систем с рабочим органом - Исполнительным комитетом.
В условиях перехода к рыночным отношениям, возрастающей политической, административной и хозяйственной самостоятельности регионов внутри государств роль ЕЭС как основы экономически взаимовыгодного обмена электроэнергией и рационализации расходов первичных энергоресурсов, повышения надежности энергоснабжения потребителей в нормальных и аварийных режимах возрастает. Однако дальнейшее развитие ЕЭС и ее системы управления должно быть адаптировано к новым хозяйственным и политическим условиям в независимых государствах.
Управление ЕЭС осуществлялось с помощью создававшейся долгие годы и эффективной в старых условиях иерархической системы диспетчерского управления. В территориальном аспекте основные верхние ступени этой системы: ОДУ, ОДУ, ЦДС энергосистем; ниже этих ступеней иерархии находятся пункты оперативного управления электростанциями, предприятиями электрических сетей и районами электрических сетей. Основные временные уровни: долгосрочное планирование, краткосрочное планирование, оперативное управление, автоматическое управление.
Общим принципом планирования и управления режимами являлось подчинение каждой ступени и временного уровня управления более высокой ступени и уровню с широким использованием принципа оптимальности. Согласно этому принципу, вырабатываемые на каждой ступени и уровне управления решения определяются требованиями оптимизации режима с использованием эквивалентных характеристик частей ЕЭС, соответствующих более низким ступеням и уровням управления; полученные задания отрабатываются оптимальным образом на каждой из более низких ступеней и каждом уровне с уточнением и детализацией на основе использования более полных моделей управляемых на этих уровнях частей ЕЭС. При этом на нижних ступенях и уровнях управления должны готовиться эквивалентные характеристики частей ЕЭС для высших ступеней управления.
Для реализации целей управления ЕЭС была создана автоматизированная система управления на базе применения цифровой вычислительной техники и современных средств связи.
ЕЭС и ее система управления развивались как государственная общесоюзная централизованная структура, хотя оперативно-диспетчерская функция и была непосредственно отделена от хозяйственной. Координация этих функций осуществлялась бывшим Минэнерго СССР.
С распадом СССР на независимые государства и разделением между ними собственности электроэнергетической отрасли бывшего СССР развитие ЕЭС и ее системы управления претерпят изменения, которые во многом будут определяться развитием политических и социальных процессов в новых государствах, формой собственности в электроэнергетике этих государств в будущем.
Для Единой энергосистемы России и ее системы управления существенное значение будут иметь принятые Государственными органами решения по преобразованию форм собственности в электроэнергетике России, а именно: создание на федеральном уровне Российского Акционерного общества (РАО) энергетики и электрификации “ЕЭС России” на базе крупных электростанций (ГРЭС мощностью 1000 МВт и выше, гидроэлектростанций мощностью более 300 МВт) и магистральных, межсистемных и межгосударственных линий электропередач, формирующих Единую энергосистему России, а также региональных акционерных обществ на базе районных энергосистем.
Основная проблема дальнейшего развития ЕЭС и ее системы управления заключается в наиболее рациональном синтезе принципов планирования и управления ЕЭС как полностью централизованной системы и принципов планирования и управления, существующих в зарубежных энергообъединениях, охватывающих страны с разной формой собственности в электроэнергетике.
В соответствии с этими принципами объединенные энергосистемы, входящие в ЕЭС, должны: - договориться об общей цели совместной работы энергосистем (например, минимизировать расходы на производство и транспорт электроэнергии при обеспечении требуемого уровня надежности электроснабжения потребителей) ; - обеспечить обмен информацией, необходимой для достижения общей цели; - договориться об общих критериях надежности; - разделить выгоды от совместной работы справедливым образом.
Координация совместной работы энергосистем должна затрагивать различные уровни управления: оптимизацию капитальных вложений в развитие генерирующих мощностей и электрических сетей, планирование ремонтов, оптимальный выбор состава агрегатов, экономичное распределение нагрузки, регулирование частоты.
Координация планирования развития генерирующих мощностей должна предусматривать: - планирование всех генерирующих мощностей, включая количество, размеры, типы и расположение генерирующих источников; - координацию планов, разрабатываемых каждой энергосистемой, для обеспечения надежности ЕЭС.
Координация планирования электрических сетей должна относиться к развитию как внутренних, так и межсистемных связей.
Координация оперативной работы должна предусматривать: - экономичное распределение мощностей между электростанциями; - оптимальный ввод агрегатов; - оптимальное планирование ремонтов; - установление общих критериев надежности; - автоматический контроль частоты; - помощь в генерации, в том числе во вращающемся резерве.
Должны быть также определены правила распределения выгод, полученных от совместной работы энергосистем в составе ЕЭС, в результате уменьшения стоимости электроэнергии и повышения надежности.
Наиболее рациональные принципы координации и конкуренции различных собственников энергетических объектов, обеспечивающие снижение стоимости электроэнергии и повышение надежности электроснабжения потребителей, должны быть разработаны и введены в действие как на межгосударственном, так и федеральном и региональных уровнях.
В настоящее время взаимоотношения Единой энергосистемы России и энергосистем независимых государств строятся в соответствии с двухсторонними и многосторонними договорами, заключаемыми на основе соглашения о единых принципах параллельной работы энергосистем независимых государств, подписанного представителями СНГ.
Основными из этих принципов являются: - параллельная работа энергосистем СНГ осуществляется на основе государственного суверенитета и суверенных прав на энергетические объекты и ресурсы, равноправия, взаимного доверия, выгоды, взаимопомощи и невмешательства в вопросы внутреннего управления энергосистемами; - каждая энергосистема входит в состав объединенных энергосистем СНГ на добровольной основе и несет полную ответственность за электроснабжение своих потребителей. Она должна покрывать нагрузку своих потребителей собственными средствами с учетом заключенных договоров на поставки мощности и электроэнергии; - ни одна энергосистема не должна своими действиями наносить ущерб электросистемам других государств; - все энергосистемы должны обеспечивать транзит электрической энергии через свои сети; - энергосистемы обязаны всеми имеющимися в их распоряжении средствами содействовать скорейшему выходу из аварийных ситуаций и послеаварийных режимов; - планирование режимов параллельной работы осуществляется на основе заключенных двухсторонних и многосторонних контрактов и соглашений на поставки и транзит электроэнергии и мощности; - поддержание уровня частоты в допустимом диапазоне осуществляется регулированием каждой энергосистемой своего согласованного сальдо перетока мощности с коррекцией по частоте; - каждая энергосистема должна иметь согласованную величину резерва мощности, используемого для аварийной взаимопомощи и поддержания частоты.
Дальнейшее развитие принципов и правил совместной работы энергосистем в составе ЕЭС должно быть направлено на повышение эффективности электроснабжения потребителей, заключающееся в уменьшении стоимости электроэнергии и повышении надежности их электроснабжения.
Основными первичными энергоресурсами для дальнейшего развития генерирующих мощностей в Единой энергосистеме России являются ресурсы Западно-Сибирского нефтегазового комплекса, угли восточных бассейнов - Канско-Ачинского и Кузнецкого, Тимано-Печорского месторождения, гидроресурсы Сибири, ядерное горючее, а также местные виды топлива.
Основу развития электроэнергетики на перспективу должны составлять экологически “чистые” тепловые электростанции, гидроэлектростанции, сооружаемые с минимальными зонами затопления, и после создания реакторов гарантированной безопасности - атомные электростанции. Широкое применение могут найти в будущем электростанции на базе ГТУ и ЛГУ, а также ГЭС небольшой мощности. Структура генерирующих мощностей должна обеспечить необходимую маневренность, требуемые уровни надежности и возможность осуществления экономически выгодных межрегиональных обменов электроэнергией.
Ключевой проблемой, определяющей размещение и развитие электростанций и главных системообразующих связей Единой энергосистемы России на перспективу, является выбор оптимального соотношения между объемами первичных энергоресурсов и электроэнергии, транспортируемых из восточных районов в западные. Решение этой проблемы должно осуществляться с учетом обеспечения необходимого уровня надежности энергоснабжения и живучести Единой энергосистемы России и должно определить степень и схемы развития транспортных электропередач высокого и сверхвысокого напряжения, развитие для нужд электроэнергетики железнодорожного и трубопроводного транспорта.
При решении вопроса о выборе способа транспорта энергоносителей из восточных районов необходимо учитывать следующие основные технико-экономические факторы: транспорт электроэнергии по линиям электропередачи сверхвысокого напряжения и перевозка угля по. железной дороге из этих районов в европейскую часть Российской Федерации и на Урал примерно равноэкономичны; использование одновременно электронного и железнодорожного транспорта с сооружением электростанций в местах потребления энергии повысит надежность энергоснабжения западных районов, сбалансированность дефицитных по топливу энергосистем, надежность и живучесть Единой энергосистемы России в целом; рассредоточение тепловых электростанций на углях восточных месторождений по территории Российской Федерации позволит существенно смягчить экологическую напряженность в регионах КАТЭКа.
Одновременно следует иметь в виду, что перевозка канскоачинских углей на Дальний Восток является наиболее реальным решением проблемы топливообеспечения электростанций этого региона и позволит повысить эффективность использования Байкало-Амурской железнодорожной магистрали.
С точки зрения устойчивости и живучести и новых социальных и политических условий. Единую энергосистему России целесообразно развивать на принципе самобалансирования отдельных регионов по энергии и мощности, допуская отход от этого принципа при глубоком технико-экономическом обосновании, учитывающим, в частности, неравномерное размещение по территории России первичных энергоресурсов и основных потребителей энергии, имеющиеся возможности транспортировки топлива, запреты на строительство крупных энергетических объектов, в первую очередь АЭС, наличие сильного загрязнения окружающей среды в отдельных регионах и т.п.
Основная роль ЕЭС и Единой энергосистемы России будет заключаться во взаимном резервировании энергосистем и энергообъединений в нормальных и аварийных режимах, осуществлении выгодного обмена электроэнергией и рационального регулирования расхода первичных энергоресурсов с учетом складывающейся топливной конъюнктуры, компенсации отклонений действительных нагрузок и генерации от прогнозируемых. Энергокомпании независимых государств, а также энергокомпании отдельных регионов в государствах должны нести ответственность за энергоснабжение потребителей, участвовать в финансировании строительства энергетических объектов, решать вопросы удовлетворения своих потребностей в базовой и пиковой мощности, обеспечивать необходимый резерв генерирующей мощности и его рациональное размещение, а также размещение источников реактивной мощности и регулирование напряжения, разрабатывать программы и схемы развития электроэнергетики, технического перевооружения и реконструкции электростанций и сетей, решать вопросы выбора новых площадок для строительства электростанций и их топливоснабжения, участвовать в выборе системообразующих связей, согласовывать решение указанных вопросов с энергокомпаниями других государств и регионов внутри государств, местными органами власти, министерствами энергетики, Исполнительным комитетом Электроэнергетического Совета Содружества Независимых Государств и другими заинтересованными организациями. Местные органы власти должны разделять ответственность за электро- и теплоснабжение потребителей при решении вопросов размещения объектов электроэнергетики на своей территории.
Основным критерием, определяющим развитие электрических связей в энергообъединениях, межгосударственных и межрегиональных электропередач, должно быть снижение капитальных вложений и ежегодных эксплуатационных затрат для всех государств и регионов внутри государств от интеграции их энергосистем в ЕЭС при обеспечении требуемого уровня надежности энергоснабжения потребителей. Критерием надежности в перспективе должно стать требование недопущения нарушения электроснабжения потребителей при отказе любого элемента ЕЭС, а в ряде ответственных случаев - и при отказе двух и более элементов.
Должны развиваться многократно замкнутые электрические сети, обеспечивающие надежность схем выдачи мощности электростанций и электроснабжение крупных узлов нагрузки и городов. Схемы выдачи мощности атомных и крупных тепловых электростанций должны допускать возможность отключения любой из отходящих линий электропередач без необходимости снижения мощности электростанций.
Отдельные государства и регионы должны связываться линиями электропередач таким образом, чтобы отключение одной из линий, как правило, не приводил к нарушению устойчивости ЕЭС и действию противоаварийной автоматики, отключающей потребителей электроэнергии. Это же требование относится и к линиям электропередачи внутри региона.
Схема электрической сети Единой энергосистемы России и ЕЭС должна обладать достаточной гибкостью, позволяющей осуществлять ее поэтапное развитие и достаточно просто приспосабливаться к изменению условий роста нагрузок и развития электростанций, а также к изменению направлений потоков мощности.
Линии электропередачи между энергосистемами и энергообъединениями независимых государств представляется целесообразным сделать в будущем совместной собственностью энергокомпаний государств, по территории которых они проходят, с равной (или пропорциональной протяженности) долей ответственности в обеспечении функционирования этих линий и такой же долей в распределении выгоды от их эксплуатации.
Первоочередными задачами развития системообразующей сети высших классов напряжения в Единой энергосистеме России являются: - усиление транзита Восток-Запад путем строительства на первом этапе ряда линий напряжением 500 кВ, а в последующем - линий электропередачи напряжением 1150 кВ в Сибири, на Урале и в Европейской части; - усиление системообразующих связей между ОЭС Северного Кавказа, Центра и Средней Волги путем сооружения линий электропередачи напряжением 500 кВ.
Необходимо совместное решение Россией и Казахстаном вопроса о дальнейшем использовании незавершенной строительством ППТ 1500 кВ Экибастуз-Тамбов и вводе в эксплуатацию на номинальное напряжение всех участков линии электропередачи 1150 кВ Сибирь-Казахстан-Урал.
Целесообразно в будущем рассмотреть вопросы дальнейшего развития системообразующих связей ОЭС Казахстана и Единой энергосистемы России, с учетом возможного присоединения ОЭС Средней Азии к ЕЭС, а также сооружения межсистемных связей ОЭС Востока с Единой энергосистемой России.
Применение линий электропередач и вставок постоянного тока может в перспективе рассматриваться для использования на межсистемных связях Единой энергосистемы России с зарубежными (в первую очередь, европейскими) странами, а также внутри Единой энергосистемы России для транспорта по этим линиям больших потоков электроэнергии на дальние расстояния и для создания управляемых элементов в кольцевых сетях переменного тока.
До 2010 г. высшим классом напряжения в Единой энергосистеме России останется 1150 кВ для сетей переменного тока и 1500 кВ для передач постоянного тока, если они будут сооружены к этому сроку.
Общий резерв мощности для обеспечения нормальной работы ЕЭС и надежного электроснабжения потребителей должен быть увеличен, по крайней мере, до 15-17% при его рациональном размещении в ЕЭС. В перспективе целесообразно при выборе резерва мощности исходить из условия вероятности потери нагрузки, равной 1 дню в 5-10 лет.
Резкопеременный характер суточного и недельного графика нагрузки ЕЭС, особенно в европейской части (где ночное снижение нагрузки в отдельных регионах достигает 35-40%) , предъявляет высокие требования к маневренности оборудования электростанций, работающих в ЕЭС.
Основные требования к работе оборудования заключаются в следующем. Энергоблоки газомазутных КЭС должны обеспечивать разгрузку в зависимости от типа котлоагрегатов и вида топлива на 45-60%; энергоблоки угольных ТЭС должны разгружаться в среднем на 20-30%. Действующие теплофикационные агрегаты ТЭЦ должны позволять проводить ежесуточную разгрузку на 15% в зимний рабочий день (что на 2-4% больше пределов, достигнутых в эксплуатации в настоящее время) . Для новых проектируемых ТЭЦ требования к маневренности должны быть повышены, особенно для газо-мазутных и с парогазовым циклом. ГЭС в расчетный маловодный год в зимние рабочие сутки должны разгружаться на 90-95%; ГАЭС должны участвовать в регулировании графика нагрузки энергосистемы полной мощностью как в турбинном, так и в насосном режимах.
Необходимо развитие методов и средств оперативно-диспетчерского управления ЕЭС, соответствующих сложности объекта управления и новым условиям работы ЕЭС. Управление ЕЭС должно строиться на основе новой вычислительной и информационной техники. Требуется развитие каналов связи и создание единой информационно-вычислительной сети, обеспечение комплексной автоматизации всего процесса производства и распределения электроэнергии с учетом последних научно-технических достижений и зарубежного опыта.
Должны быть разработаны автоматизированные системы регулирования потребления электроэнергии в сочетании с автоматизированной системой диспетчерского управления режимами, системы локализации тяжелых аварий и быстрейшего восстановления нормального режима функционирования ЕЭС. Объем противоаварийного управления, приводящего к отключению потребителей в энергосистемах, должен быть предельно ограничен и экономически обоснован.
Необходимо взаимоувязанное развитие ЕЭС и системы управления ее режимами в качестве двух частей единого целого.
Для успешной работы ЕЭС как единого энергокомплекса требуется совершенствование управления ее развитием и функционированием с учетом новых социальных и политических условий развития независимых государств. Планирование развития ЕЭС должно учитывать как интересы отдельных государств, региональные интересы, так и интересы развития ЕЭС в целом. Целесообразно сохранение системы долгосрочных, среднесрочных и краткосрочных прогнозов развития электроэнергетики независимых государств и ЕЭС. Основной задачей составления прогнозов развития ЕЭС является оптимальная увязка программ развития электроэнергетики, разрабатываемых независимыми государствами и регионами. Проведение работ по перспективе развития Единой энергосистемы России и ЕЭС в новых условиях потребует учета большого объема дополнительной информации, совершенствования методов ее обработки и разработки новой методологии прогнозирования на ближнюю и дальнюю перспективу.
В целом, потребуется большая комплексная работа представителей государств, энергосистемы и энергообъединения которых функционируют в составе ЕЭС, по разработке принципов планирования ее развития и принципов параллельной работы объединенных энергосистем в новых социальных и политических условиях для обеспечения снижения стоимости электроэнергии и повышения надежности электроснабжения потребителей.
Эта работа должна вестись параллельно с разработкой указанных принципов для энергосистем, функционирующих в составе Единой энергосистемы России, при участии представителей региональных акционерных обществ, ОЭС и РАО “ЕЭС России” .