Развитие электроснабжения в россии – Канцер Ю.А. История развития энергоснабжения в России и науки, его изучающей.// Энергетика и право.№2, 2013 г. г. Волгоград

2. Краткая история электроэнергетики

От первых опытов по электричеству до начала его широкого практического применения в 70–80-х годах XIX в. прошло более 100 лет.

Первые электрические установки были постоянного тока и применя­лись в телеграфии, освещении, гальванотехнике и минном деле. Они использовали электрохимические источники (например, медно-цинковые батареи) и имели значительные ограничения по мощности.

С разработкой электромашинных источников (генераторов) появились первые электростанции (блок – станции) для питания электрического освещения, а также дополнительно вентиляторов, насосов и подъемников.

Генераторы этих электростанций приводились во вращение поршневыми паровыми машинами, радиус электроснабжения составляет до 1–1,5 км на постоянном токе. Выдержав конкуренцию с газовыми компаниями, эти станции быстро развивались (в первую очередь, в крупных городах – Париже, Нью-Йорке, Петербурге и др.).

В 90-х годах XIX в. с разработкой трехфазного синхронного генерато­ра, трансформаторов и асинхронного двигателя начался переход на трех­фазный переменный ток.

Первый опыт (1891 г.): электропередача Лауфен – Франкфурт (протя­женность 170 км, напряжение 15 кВ, передаваемая мощность 220 кВт).

В конце XIX в. напряжение электропередач достигло 150 кВ. Электро­энергия быстрыми темпами стала завоевывать ведущие позиции в про­мышленности, транспорте, быту.

В настоящее время практически повсеместно используются трехфаз­ные системы переменного тока частотой 50 и 60 Гц.

Преимущества электроэнергии:

призводство (в основном, преобразование механической энергии в электрическую) – разнообразие используемых ресурсов [гидроэлек­тростанций (ГЭС), теплоэлектростанций (ТЭС), атомных электростан­ций (АЭС)], возможности концентрации мощностей и управления их размещением;

передача – возможность надежной и экономичной передачи электро­энергии на большие расстояния;

распределение – простота канализации электроэнергии потребителям независимо от их мощности;

потребление – простота и экономичность преобразования электро­энергии в другие виды энергии (механическую, тепловую, световую), а также существование ряда высокоэффективных электротехнических технологий – электролиза, гальванотехники.

Развитие электроэнергетики России

В первые годы развития электроэнергетики России все электростанции работали раздельно. Даже электростанции, расположенные в крупных го­родах (Петербурге, Москве), работали на собственные, не связанные между собой, электрические сети, нередко выполненные на различные системы тока — постоянный, однофазный переменный, трехфазный переменный при различных частотах (20; 40; 42,5; 50 Гц) и различных напряжениях.

В 1913 г. в России было всего 109 км воздушных электрических сетей напряжением выше 10 кВ.

В 1912 г. в 70 км от Москвы на торфяных болотах было начато строи­тельство первой районной электростанции «Электропередача»; была так­же построена линия электропередачи напряжением 70 кВ длиной около 70 км до Измайловской подстанции.

Развитие электрических сетей, разрушенных в годы Гражданской вой­ны, началось примерно с 1920 г. в соответствии с планом ГОЭЛРО. Этим планом была предусмотрена централизация электроснабжения всего на­родного хозяйства путем строительства крупных электростанций и элек­трических сетей и последовательного объединения электростанций в рай­онные и межрайонные энергетические системы. Уже в те годы для спе­циалистов было ясно, что объединение электростанций в энергетические системы сулит несомненные преимущества. К основным преимуществам такого объединения следует отнести:

  • наилучшее использование установленной мощности агрегатов элек­тростанций, повышение их экономической эффективности в целом;

  • снижение суммарного максимума нагрузки объединяемых систем;

  • уменьшение суммарного необходимого резерва мощности;

  • облегчение работы системы при авариях и ремонтах;

  • увеличение единичной мощности агрегатов, устанавливаемых на элек­тростанциях и подстанциях.

В связи с увеличением потребления электрической энергии, появилась необходимость передачи ее на дальние расстояния, что естественно требовало повышения на­пряжения. Последнее обусловило значительное развитие электрических сетей для передачи и распределения электроэнергии.

Так, например, мощность Московской энергосистемы к 1935 г. достиг­ла 900 МВт при длине электрических сетей 1900 км напряжением 110 кВ; мощность Уральской энергосистемы, протянувшейся на 1000 км от Соликамска до Магнитогорска, достигла 650 МВт.

Впервые было применено напряжение 220 кВ в Ленинградской энер­госистеме, где в 1933 г. была построена электропередача протяженностью 240 км (Нижне-Свирская ГЭС – Ленинград). Впоследствии это напряже­ние было использовано и в других энергосистемах, а также при сооружении линий межсистемных связей.

Рост мощностей и дальности передачи электроэнергии, необходи­мость повышения надежности электроснабжения потребовали решения ряда новых технических проблем. Особо важное значение при возрастаю­щей дальности передачи электроэнергии получили вопросы расчетов ус­тойчивости параллельной работы электростанций и способов обеспече­ния этой устойчивости. На основе глубокого изучения переходных про­цессов в электрических системах была разработана методика расчетов, проведены исследования в электрических системах. Были изучены вопросы аварийного регулирования турбин, исследованы возможности повышения мощности и дальности передачи при помощи автоматического регулирова­ния возбуждения синхронных машин; был создан электронный регулятор напряжения. В эти годы были найдены реальные средства повышения пре­делов динамической устойчивости: форсировка возбуждения синхронных генераторов, применение аварийной разгрузки по частоте (АЧР).

Во второй половине 30-х годов XX в. уже велась разработка вопросов, связанных с возможностью передачи электроэнергии от будущей Куйбы­шевской ГЭС в район Москвы на напряжении 380–400 кВ; в Ленинградском энергофизическом институте была построена опытная трехфазная линия 500 кВ, на которой проводились исследования на даль­нюю перспективу – использование более высоких напряжений для пере­дачи электроэнергии.

В годы Великой Отечественной войны энергосистемам и электриче­ским сетям, оказавшимся в зоне военных действий, был нанесен огром­ный ущерб – было разрушено более 10 тыс. км линий электропередачи напряжением более 10 кВ. Но уже в конце 1941 г. начались восстанови­тельные работы, и в 1945 г. общая протяженность электрических сетей превысила довоенный уровень.

Наибольшее развитие энергосистем и их объединение происходят в 50-х годах XX в. в результате сооружения мощных электростанций на реках Волге, Каме и строительства первых линий электропередачи 400 кВ, переведенных впоследствии на напряжение 500 кВ. В связи с большим ростом уровня энергетики оказалось целесообразным строительство крупных тепловых электростанций с агрегатами большой единичной мощности, что создало необходимые условия для построения крупных объединенных энергосистем.

Сооружение крупных электростанций, объединение энергосистем тре­бовали еще большей пропускной способности, чем пропускная способ­ность линий 500 кВ. Поэтому с этим в ряде ведущих промышленно разви­тых стран (СССР, США, Канаде) велись интенсивные работы по дальней­шему повышению пропускной способности электропередач и связанному с этим повышению их напряжения.

В 1967 г. была введена в эксплуатацию первая опытно-промышленная электропередача 750 кВ Конаковская ГРЭС – Москва протяженностью 90 км, а уже к 1985 г. протяженность линий электропередачи этого напря­жения составила более 6 тыс. км.

Рост мощностей электростанций (тепловых и атомных – до 4 млн. кВт, гидроэлектростанций – до 6 млн. кВт), увеличение дальности передачи электроэнергии потребовали внедрения линий электропередачи нового класса напряжений переменного тока – 1150 кВ, а также строительства линий электропередачи постоянного тока напряжением 1500 кВ.

Первые линии электропередачи новой ступени напряжения перемен­ного тока 1150 кВ были введены в 1985 г. на участках Экибастузская ГРЭС – Кокчетав – Кустанай.

В результате в нашей стране сложились две шкалы номинальных напряжений воздушных линий электропередачи – 110 – 150 – 330 – 750 кВ и 110 – 220 – 500 – 1150 кВ. Каждая последующая ступень в этих шкалах превы­шает предыдущую примерно в 2 раза, что позволяет повысить пропуск­ную способность линий примерно в 4 раза.

Следует отметить, что повышение номинального напряжения линий электропередачи имеет и экономические преимущества, так как при этом резко снижается удельная (на 1 км) себестоимость передачи электроэнер­гии и сужается коридор, отводимый под прокладку трасс электропередач. Первая шкала напряжений получила распространение в северо-западных областях России, на Украине и на Северном Кавказе, вторая – в цен­тральных областях и на всей территории России к востоку от Москвы.

В настоящее время линии 110 – 150 – 220 кВ используются, главным образом, в районных распределительных сетях для передачи электроэнер­гии к крупным узлам нагрузки. Электропередачи 330–500–750–1150 кВ, по которым может быть передана мощность от 350 до 5000 МВт, решают задачи системного характера. Они используются для создания мощных межсистемных и внутрисистемных связей, передачи электроэнергии от удаленных электростанций, например атомных, в приемные системы.

Рост пропускной способности и номинального напряжения электропе­редач давался нелегко. Каждый последующий шаг требовал решения сложных научно-технических задач, и их сложность возрастала по мере роста напряжения линий. К числу основных проблем, требовавших реше­ния, можно отнести следующие:

  • потери мощности и энергии на корону, а также радиопомехи, излучае­мые линией;

  • изоляция и ограничения перенапряжений;

  • большие сечения проводов при больших передаваемых мощностях;

  • компенсация зарядной мощности линий;

  • увеличение токов коротких замыканий в связываемых системах;

  • повышение пропускной способности электропередач и устойчивости параллельной работы электростанций;

  • экология, что связано с возрастанием напряженности электрического поля под линией и его отрицательным воздействием на живые организмы;

  • разработка коммутационной аппаратуры и многие др.

В 1994 г. в основном завершился процесс разгосударствления пред­приятий топливно-энергетического комплекса. При этом государствен­ные предприятия и организации изменили форму собственности и были преобразованы в акционерные общества.

В электроэнергетике было создано Российское акционерное общество энергетики и электрификации – РАО ЕЭС России, в уставной капитал которого переданы в качестве государственного вклада:

  • основные системообразующие линии электропередачи, образующие единую энергетическую систему России;

  • средства управления режимами электроэнергетических систем;

  • 51 % акций крупнейших электростанций;

  • 49 % акций каждого регионального акционерного общества энергетики;

  • научно-исследовательские и проектные организации отрасли.

В перспективе до 2010 г., наряду с разработкой высокоэффективного производства электроэнергии программой «Энергетическая стратегия России», предусмотрена разработка столь же эффективных систем ее пе­редачи, распределения и использования. В решении этих задач исключи­тельно велика роль разработок в области электрофизики, обеспечиваю­щих в первую очередь:

  • создание линий электропередачи сверх- и ультравысокого напряжения и принципиально нового оборудования для них;

  • разработку теории предельного состояния электрических генераторов;

  • создание новых силовых преобразовательных устройств, полупровод­никовых приборов для коммутации токов мегаамперного диапазона.

Решение этих задач должно сочетаться с углубленным анализом во­просов развития, функционирования, устойчивости и надежности Единой энергетической системы России, ее связей с электроэнергетическими сис­темами других стран, в первую очередь стран СНГ.

Электроэнергетика России — Википедия

Электроэнергетика России — отрасль российской энергетики, обеспечивающая производство, передачу, распределение и сбыт электроэнергии потребителям. По состоянию на 1 января 2019 года, энергосистема России включала в себя электростанции общей мощностью 250 442 МВт, которые в 2018 году выработали 1091,7 млрд кВт·ч электроэнергии. Потребление электроэнергии в России в 2018 году составило 1076,2 млрд кВт·ч[1].

Энергосистема России включает в себя Единую энергосистему России в составе семи объединенных энергосистем, ОЭС (Центра, Средней Волги, Урала, Северо-Запада, Юга и Сибири), а также территориально изолированные энергосистемы: три энергорайона Чукотского АО, несколько энергорайонов Камчатского края и Сахалинской области, энергорайон Магаданской области, Норильско-Таймырский и Николаевский энергорайоны, зоны децентрализованного энергоснабжения в Ненецком АО, северной части Якутии и Ямало-Ненецкого АО. Централизованное оперативно-диспетчерское управление в Единой энергетической системе России осуществляет АО «Системный оператор Единой энергетической системы»[1].

Подавляющее большинство электростанций России (общей мощностью 243 243 МВт, по состоянию на 01.01.2019 г.) работают в составе Единой энергосистемы. Из них в ОЭС Центра работали электростанции общей мощностью 52 447 МВт, ОЭС Средней Волги — 27 592 МВт, ОЭС Урала — 53 614 МВт, ОЭС Северо-Запада — 24 552 МВт, ОЭС Юга — 23 536 МВт, ОЭС Сибири — 51 861 МВт, ОЭС Востока (работает несинхронно с ЕЭС России) — 9 641 МВт. По состоянию на 2018 год, параллельно с ЕЭС России работали энергосистемы Эстонии, Латвии, Литвы, Белоруссии, Украины, Грузии/Абхазии/Южной Осетии, Азербайджана, Казахстана и Монголии, а также энергосистемы Узбекистана и Киргизии (через энергосистему Казахстана) и Молдавии (через энергосистему Украины). Совместно с ЕЭС России через преобразовательные устройства постоянного тока работали энергосистемы Финляндии и Китая, также с отдельных генераторов электростанций Мурманской области производился экспорт электроэнергии в Норвегию. Экспорт электроэнергии из России в 2018 году составил 19,5 млрд кВт·ч, импорт электроэнергии — 4 млрд кВт·ч[2].

Тепловые электростанции составляют основу электроэнергетики России. По состоянию на 1 января 2019 года, в Единой энергосистеме России эксплуатировались тепловые электростанции общей установленной мощностью 164 587 МВт, что составляет 67,7 % от общей мощности электростанций ЕЭС России. В 2018 году тепловые электростанции России (с учетом электростанций промышленных предприятий) выработали 692,7 млрд кВт·ч электроэнергии, что составляет 63,5 % всей выработки электроэнергии в стране. Помимо электроэнергии, тепловая энергетика обеспечивает снабжение потребителей теплом и горячей водой. Основным топливом российской тепловой энергетики является природный газ. Крупнейшими энергокомпаниями, эксплуатирующими тепловые электростанции России, являются ООО «Газпром энергохолдинг» — 37 ГВт, ПАО «Интер РАО» — 28,9 ГВт, ПАО «Т Плюс» — 15,7 ГВт[1][3][4].

По состоянию на 2018 год, в России эксплуатировались 99 гидроэлектростанций и три гидроаккумулирующие электростанции (мощностью более 10 МВт) совокупной мощностью 51,7 ГВт (в том числе в составе Единой энергосистемы России эксплуатировались гидроэлектростанции общей мощностью 48 506,3 МВт). На гидроэнергетику приходится около 20 % установленной мощности российской электроэнергетики и 17-18 % выработки электроэнергии в России (по итогам 2018 года ГЭС России выработали 197,3 млрд кВт·ч). большая часть мощностей ГЭС России эксплуатируется ПАО «РусГидро» (30,2 ГВт ГЭС и ГАЭС) и АО «ЕвроСибЭнерго» (15,1 ГВт ГЭС). Работа ГЭС имеет важное значение для повышения надежности и экономичности работы электроэнергетики России. Благодаря высокой маневренности (способности быстро изменять мощность) гидроэлектростанции покрывают пиковую часть графика нагрузок, позволяя тепловым и атомным электростанциям работать в наиболее экономичных режимах, а также обеспечивают надежность работы энергосистемы в случае аварий[5][6][1].

По состоянию на 1 января 2019 года, в России эксплуатировались 11 атомных электростанций общей мощностью 29 168,2 МВт, в том числе 10 АЭС общей мощностью 29 132,2 МВт в составе ЕЭС России и одна АЭС мощностью 36 МВт в изолированном Чаун-Билибинском энергоузле (Чукотский АО). На атомную энергетику приходится 12 % установленной мощности российской электроэнергетики и около 19 % выработки электроэнергии в России (по итогам 2018 года АЭС России выработали 204,3 млрд кВт·ч). Атомные электростанции работают в базовой части графика нагрузок. Все атомные электростанции России контролируются АО «Концерн Росэнергоатом»[1][2].

Возобновляемая энергетика России представлена солнечной, ветровой и геотермальной энергетикой, а также несколькими небольшими электростанциями на основе биогаза и биотоплива и экспериментальной Кислогубской приливной электростанцией. Доля возобновляемой энергетики в электроэнергетике России крайне невелика. По состоянию на 1 января 2019 года в ЕЭС России эксплуатировалось ветроэлектростанции общей мощностью 183,9 МВт и солнечные электростанции общей мощностью 834,2 МВт. В составе изолированных энергорайонов Камчатки эксплуатируются три геотермальные электростанции общей мощностью 74 МВт. Общая выработка электроэнергии электростанциями на основе ВИЭ в 2018 году составила 1,4 млрд кВт·ч, что составляет около 0,1 % от выработки электроэнергии в России[1][2].

Государством принимаются меры по стимулированию развития возобновляемой энергетики (солнечной, ветровой и малых ГЭС), включающих проведение конкурсных отборов электростанций на основе ВИЭ. Проектам строительства, отобранным на конкурсах, обеспечивается окупаемость за счет повышенной платы за мощность. В результате конкурсов, проведенных в 2013—2019 годах, были отобраны проекты солнечных электростанций общей мощностью 1858,3 МВт и ветровых электростанций общей мощностью 3670,8 МВт, с планируемыми сроками ввода в 2014—2024 годах[7].

Солнечная энергетика России[править | править код]

По состоянию на 1 января 2019 года, в Единой энергосистеме России эксплуатировались солнечные электростанции общей установленной мощностью 834,2 МВт (что составляет 0,3 % от общей мощности электростанций ЕЭС России), которые в 2018 году произвели 758,4 млн кВт·ч электроэнергии (по сравнению с 2017 годом рост на 34,7 %)[1][2].

Ветроэнергетика России[править | править код]

По состоянию на 1 января 2019 года в ЕЭС России эксплуатировалось ветроэлектростанции общей мощностью 183,9 МВт, которые в 2018 году произвели 217,8 млн кВт·ч электроэнергии (по сравнению с 2017 годом рост на 66,3 %). Также в территориально-изолированных энергосистемах Камчатки, Сахалинской области, Чукотского АО, Якутии и Ямало-Ненецкого АО эксплуатируется семь ветроэлектростанций общей мощностью около 9 МВт[1][2].

Геотермальная энергетика России[править | править код]

По состоянию на 2019 год, в России эксплуатируются три геотермальные электростанции общей мощностью 74 МВт, все — в Камчатском крае: Мутновская ГеоЭС мощностью 50 МВт, Верхне-Мутновская ГеоЭС мощностью 12 МВт и Паужетская ГеоЭС мощностью 12 МВт. В 2018 году они выработали 427 млн кВт·ч электроэнергии[8]Геотерм — общие сведения (неопр.). АО «Геотерм». Дата обращения 17 сентября 2019..

Всего в составе ЕЭС России эксплуатируется 3,2 млн км линий электропередачи напряжением 0,4-750 кВ и около 600 тыс. подстанций общей мощностью около 1,1 млн МВА. Протяженность системообразующих линий электропередачи напряжением 330—750 кВ по состоянию на 2016 год составляла 65 тыс. км. Крупнейшей электросетевой компанией России является ПАО «Россети», которая эксплуатирует 90 % распределительных и более 70 % магистральных электрических сетей[9][10][11].

Единая энергетическая система России — Википедия

Актуальность

Данные в этой статье приведены по состоянию на 2009 год.

Вы можете помочь, обновив информацию в статье.
Актуальность Линии электропередачи близ города Шарья

Единая энергетическая система России (ЕЭС России) — электроэнергетическая система, которая расположена в пределах территории Российской Федерации и централизованное оперативно-диспетчерское управление которой осуществляется системным оператором Единой энергетической системы России.[1]

Электроэнергетическая система — совокупность объектов электроэнергетики и энергопринимающих установок потребителей электрической энергии, связанных общим режимом работы в едином технологическом процессе производства, передачи и потребления электрической энергии в условиях централизованного оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике.[1]

ЕЭС России охватывает практически всю обжитую территорию страны и является крупнейшим в мире централизованно управляемым энергообъединением. В настоящее время ЕЭС России включает в себя 70 энергосистем на территории 81 субъектов Российской Федерации[2][3], работающих в составе шести работающих параллельно ОЭС — ОЭС Центра, Юга, Северо-Запада, Средней Волги, Урала и Сибири и ОЭС Востока, работающей изолированно от ЕЭС России. Кроме того, ЕЭС России осуществляет параллельную работу с ОЭС Украины, ОЭС Казахстана, ОЭС Белоруссии, энергосистемами Эстонии, Латвии, Литвы, Грузии и Азербайджана, а также с NORDEL (связь с Финляндией через вставку постоянного тока в Выборге). Энергосистемы Белоруссии, России, Эстонии, Латвии и Литвы образуют так называемое «Электрическое кольцо БРЭЛЛ», работа которого координируется в рамках подписанного в 2001 году Соглашения о параллельной работе энергосистем БРЭЛЛ. Эстония, Латвия и Литва провели ряд консультаций и в сентябре 2017 года приняли решение о выходе из БРЭЛЛ к 2025 году.

Системный оператор выделяет три крупных независимых энергообъединения в Европе — Северную (NORDEL), Западную (UCTE) и Восточную (ЕЭС/ОЭС) синхронные зоны (NORDEL и UCTE в июле 2009 года вошли в состав нового европейского объединения — ENTSO-E). Под ЕЭС/ОЭС понимается ЕЭС России в совокупности с энергосистемами стран СНГ, Прибалтики и Монголии.

Принципы централизации выработки электроэнергии и концентрации генерирующих мощностей на крупных районных электростанциях были заложены ещё при реализации плана ГОЭЛРО. Развитие электроэнергетики СССР в 1930-е годы характеризовалось началом формирования энергосистем. В 1926 году в Московской энергосистеме была создана первая в стране центральная диспетчерская служба (ЦДС, в настоящее время ЦДС носят названия Региональных диспетчерских управлений и имеют статус филиалов ОАО «СО ЕЭС»). К 1935 году в стране работало шесть энергосистем, в том числе Московская, Ленинградская, Донецкая и Днепровская. Первые энергосистемы были созданы на основе ЛЭП напряжения 110 кВ, за исключением Днепровской, в которой использовались линии напряжения 154 кВ, принятого для выдачи мощности Днепровской ГЭС.

Проект ГОЭЛРО положил основу индустриализации в России. План, в основном, был перевыполнен к 1931 году. Выработка электроэнергии в 1932 году по сравнению с 1913 годом увеличилась не в 4,5 раза, как планировалось, а почти в 7 раз: с 2,0 до 13,5 млрд кВт·ч.

В 1942 году для координации работы трех районных энергетических систем: Свердловской, Пермской и Челябинской было создано первое Объединённое диспетчерское управление — ОДУ Урала. В 1945 году было создано ОДУ Центра.

В начале 1950-х годов было начато строительство каскада гидроэлектростанций на Волге. В 1956 году объединение энергосистем Центра и Средней Волги линией электропередачи 400 кВ «Куйбышев — Москва», обеспечивавшей выдачу мощности Куйбышевской ГЭС, обозначило начало формирования Единой энергосистемы СССР. Последовавшее строительство ЛЭП 500 кВ от каскада Волжских ГЭС обеспечило возможность параллельной работы энергосистем Центра, Средней и Нижней Волги и Урала и завершило первый этап создания Единой энергетической системы.

В июле 1962 году было подписано соглашение о создании в Праге Центрального диспетчерского управления (ЦДУ) энергосистем Болгарии, Венгрии, ГДР, Польши, СССР, Румынии и Чехословакии. Это соглашение привело к созданию крупнейшей на планете энергосистемы «Мир» (установленная мощность электростанций более 400 ГВт).

В 1967 году на базе ОДУ Центра было создано Центральное диспетчерское управление (ЦДУ) ЕЭС СССР, принявшее на себя также функции диспетчерского управления параллельной работой энергосистем ОЭС Центра.

В 1970 году к ЕЭС была присоединена ОЭС Закавказья, а в 1972 году — ОЭС Казахстана и отдельные районы Западной Сибири.

В 1978 году ОЭС Сибири была присоединена к ЕЭС СССР.

В 1988 году ОЭС Востока была присоединена к ЕЭС СССР.

К 1990 году в состав ЕЭС СССР входили 9 из 11 энергообъединений страны, охватывая 2/3 территории СССР, на которых проживало более 90 % населения.

В ноябре 1993 г. из-за большого дефицита мощности на Украине был осуществлён вынужденный переход на раздельную работу ЕЭС России и ОЭС Украины, что привело к раздельной работе ЕЭС России с остальными энергосистемами, входящими в состав энергосистемы «Мир». В дальнейшем параллельная работа энергосистем, входящих в состав «Мира», с центральным диспетчерским управлением в Праге не возобновлялась.

После распада СССР электрические связи между некоторыми энергообъединениями в составе ЕЭС России стали проходить по территории независимых государств и электроснабжение части регионов оказалось зависимым от этих государств (связи 500—1150 кВ между ОЭС Урала и Сибири, проходящие по территории Казахстана, связи ОЭС Юга и Центра, частично проходящие по территории Украины, связи ОЭС Северо-Запада с Калининградской энергосистемой, проходящие по территории стран Балтии).

До 1 июля 2008 года высшим уровнем в административно-хозяйственной структуре управления электроэнергетической отраслью являлось ОАО «РАО ЕЭС России».

31 мая 2008 года состоялось последнее собрание акционеров единой энергетической компании России. РАО ЕЭС России распалась на 23 независимые компании, лишь две из них — государственные. [4]

Оперативно-диспетчерское управление ЕЭС России осуществляет АО «СО ЕЭС».

Постановлением Правительства РФ от 11.07.2001 № 526 «О реформировании электроэнергетики Российской Федерации» Единая энергетическая система России признана «общенациональным достоянием и гарантией энергетической безопасности» государства. Основной её частью «является единая национальная энергетическая сеть, включающая в себя систему магистральных линий электропередачи, объединяющих большинство регионов страны и представляющая собой один из элементов гарантии целостности государства». Для её «сохранения и укрепления, обеспечения единства технологического управления и реализации государственной политики в электроэнергетике» было предусмотрено создание ОАО «ФСК ЕЭС». В постановлении Правительства Российской Федерации от 26.01.2006 № 41 были утверждены критерии отнесения к ЕНЭС магистральных линий электропередачи и объектов электросетевого хозяйства. Следует отметить, что в других нормативных документах аббревиатура ЕНЭС расшифровывается как «Единая национальная электрическая сеть», что является более правильным с технической точки зрения.

Большинство тепловых электростанций России находятся в собственности семи ОГК (оптовые генерирующие компании) и четырнадцати ТГК (территориальные генерирующие компании). Большая часть производственных мощностей гидроэнергетики сосредоточена в руках компании ПАО «РусГидро».

Эксплуатирующей организацией АЭС России является АО «Концерн Росэнергоатом».

Реформирование электроэнергетики подразумевало создание в России оптового и розничных рынков электрической энергии. Деятельность по обеспечению функционирования коммерческой инфраструктуры оптового рынка, эффективной взаимосвязи оптового и розничных рынков, формированию благоприятных условий для привлечения инвестиций в электроэнергетику, организации на основе саморегулирования эффективной системы оптовой и розничной торговли электрической энергией и мощностью осуществляет некоммерческое партнёрство «Совет рынка». Деятельность по организации торговли на оптовом рынке, связанная с заключением и организацией исполнения сделок по обращению электрической энергии, мощности и иных объектов торговли, обращение которых допускается на оптовом рынке, осуществляет коммерческий оператор оптового рынка — АО «Администратор торговой системы оптового рынка электроэнергии» (АО «АТС»).

Особенности ЕЭС[править | править код]

ЕЭС России располагается на территории, охватывающей 8 часовых поясов. Необходимостью электроснабжения столь протяжённой территории обусловлено широкое применение дальних электропередач высокого и сверхвысокого напряжения. Системообразующая электрическая сеть ЕЭС (ЕНЭС) состоит из линий электропередачи напряжения 220, 330, 500 и 750 кВ. В электрических сетях большинства энергосистем России используется шкала напряжений 110—220 — 500—1150 кВ. В ОЭС Северо-Запада и частично в ОЭС Центра используется шкала напряжений 110—330 — 750 кВ. Наличие сетей напряжения 330 и 750 кВ в ОЭС Центра связано с тем, что сети указанных классов напряжения используются для выдачи мощности Калининской, Смоленской и Курской АЭС, расположенных на границе использования двух шкал напряжений. В ОЭС Юга определённое распространение имеют сети напряжения 330 кВ.

Структура генерирующих мощностей[править | править код]

ОЭС, входящие в состав ЕЭС России, имеют различную структуру генерирующих мощностей, значительная часть энергосистем не сбалансирована по мощности и электроэнергии. Основу российской электроэнергетики составляют около 600 электростанций суммарной мощностью 210 ГВт, работающих в составе ЕЭС России. Две трети генерирующих мощностей приходится на тепловые электростанции. Около 55 % мощностей ТЭС составляют теплоэлектроцентрали (ТЭЦ), а 45 % — конденсационные электростанции (КЭС). Мощность гидравлических (ГЭС), в том числе гидроаккумулирующих (ГАЭС) электростанций составляет 21 % установленной мощности электростанций России. Мощность атомных электростанций составляет 17,2 % установленной мощности электростанций страны. Для ЕЭС России характерна высокая степень концентрации мощностей на электростанциях. На тепловых электростанциях эксплуатируются серийные энергоблоки единичной мощностью 500 и 800 МВт и один блок мощностью 1200 МВт на Костромской ГРЭС. Единичная мощность энергоблоков действующих АЭС достигает 1000 МВт.

Преимущества объединения электрических станций и сетей в ЕЭС России[править | править код]

Параллельная работа электростанций в масштабе Единой энергосистемы позволяет реализовать следующие преимущества[5]:

  • снижение суммарного максимума нагрузки ЕЭС России на 5 ГВт;
  • сокращение потребности в установленной мощности электростанций на 10-12 ГВт;
  • оптимизация распределения нагрузки между электростанциями в целях сокращения расхода топлива;
  • применение высокоэффективного крупноблочного генерирующего оборудования;
  • поддержание высокого уровня надёжности и отказоустойчивости энергетических объединений.

Совместная работа электростанций в Единой энергосистеме обеспечивает возможность установки на электростанциях агрегатов наибольшей единичной мощности, которая может быть изготовлена промышленностью, и укрупнения электростанций. Увеличение единичной мощности агрегатов и установленной мощности электростанций имеет значительный экономический эффект.

Технические проблемы функционирования ЕЭС[править | править код]

Одной из серьёзных проблем функционирования ЕЭС является слабость межсистемных, а иногда и системообразующих связей в энергосистеме, что приводит к «запиранию» мощностей электрических станций[6]. Слабость межсистемных связей в ЕЭС обусловлена её территориальной распределённостью. Ограничения в использовании связей между различными ОЭС и большинства наиболее важных связей внутри ОЭС определяются в основном условиями статической устойчивости; для ЛЭП, обеспечивающих выдачу мощности крупных электростанций, и ряда транзитных связей определяющими могут быть условия динамической устойчивости.

Проводившиеся исследования выявили, что стабильность частоты в ЕЭС России была ниже, чем в UCTE. Особенно большие отклонения частоты происходят весной и во второй половине ночи, что свидетельствует об отсутствии гибких средств регулирования частоты[7].

Развитие ЕЭС в обозримой перспективе описывается в Генеральной схеме размещения объектов электроэнергетики до 2020 года.

В настоящее время[когда?] Системный оператор завершил работу над технико-экономическим обоснованием (ТЭО) объединения ЕЭС/ОЭС с UCTE. Такое объединение означало бы создание самого большого в мире энергетического объединения, расположенного в 12 часовых поясах, суммарной установленной мощностью более 860 ГВт[8]. 2 апреля 2009 года в Москве состоялась Международная отчётная конференция «Перспективы объединения энергосистем Восток-Запад (Результаты ТЭО синхронного объединения ЕЭС/ОЭС с UCTE)»[9]. ТЭО показало, что «синхронное объединение энергосистем UCTE и ЕЭС/ОЭС возможно при условии проведения ряда технических, эксплуатационных и организационных мероприятий и создания необходимых правовых рамок, определённых исследованием. Поскольку выполнение этих условий, вероятно, потребует длительного времени, синхронное объединение должно рассматриваться как долгосрочная перспектива. Для построения совместной, крупнейшей в мире рыночной платформы для торговли электроэнергией между синхронными зонами UCTE и ЕЭС/ОЭС также может быть рассмотрено создание несинхронных связей, что, однако, требует проведения отдельных исследований заинтересованными сторонами»[10].

  1. 1 2 Федеральный закон Российской Федерации от 26 марта 2003 г. N 35-ФЗ «Об электроэнергетике»
  2. ↑ Соотношение территорий федеральных округов, регионов и энергосистем
  3. ↑ Включая Крымскую региональную энергосистему, охватывающую территории Республики Крым и Севастополя (присоединение которых к РФ не получило международного признания), без них — 69 энергосистем на территории 79 субъектов РФ
  4. ↑ Последний день энергоимперии Архивная копия от 21 февраля 2009 на Wayback Machine, телекомпания НТВ, 28.05.2008
  5. ↑ Менеджмент и маркетинг в электроэнергетике: учебное пособие для студентов ВУЗов /А. Ф. Дьяков, В. В. Жуков, Б. К. Максимов, В. В. Молодюк; под ред. А. Ф. Дьякова. — 3-е изд. — М.: Издательский дом МЭИ, 2007
  6. ↑ Автоматизация диспетчерского управления в электроэнергетике / В. А. Баринов, А. З. Гамм, Ю. Н. Кучеров, В. Г. Орнов, Ю. Н. Руденко, В. А. Семёнов, В. А. Тимофеев, Ю. А. Тихонов, Е. В. Цветков; под общей ред. Ю. Н. Руденко и В. А. Семёнова. — М.: Издательство МЭИ, 2000
  7. ↑ Основы современной энергетики: учебник для вузов : в 2 т. / под общей редакцией чл.-корр. РАН Е. В. Аметистова. — 4-е изд., перераб. и доп. — М. : Издательский дом МЭИ, 2008. Том 2. Современная электроэнергетика / под ред. профессоров А. П. Бурмана и В. А. Строева. — 632 с., ил.
  8. ↑ Перспективы объединения энергосистем ЕЭС/ОЭС и UCTE
  9. ↑ Перспективы объединения энергосистем Восток-Запад Архивная копия от 28 июля 2012 на Wayback Machine
  10. ↑ http://www.so-ups.ru/fileadmin/files/company/international/ucte-ees/Obzor_osnovnykh_rabot_i_rezultatov_Proekta.pdf

2. Краткая история электроэнергетики

От первых опытов по электричеству до начала его широкого практического применения в 70–80-х годах XIX в. прошло более 100 лет.

Первые электрические установки были постоянного тока и применя­лись в телеграфии, освещении, гальванотехнике и минном деле. Они использовали электрохимические источники (например, медно-цинковые батареи) и имели значительные ограничения по мощности.

С разработкой электромашинных источников (генераторов) появились первые электростанции (блок – станции) для питания электрического освещения, а также дополнительно вентиляторов, насосов и подъемников.

Генераторы этих электростанций приводились во вращение поршневыми паровыми машинами, радиус электроснабжения составляет до 1–1,5 км на постоянном токе. Выдержав конкуренцию с газовыми компаниями, эти станции быстро развивались (в первую очередь, в крупных городах – Париже, Нью-Йорке, Петербурге и др.).

В 90-х годах XIX в. с разработкой трехфазного синхронного генерато­ра, трансформаторов и асинхронного двигателя начался переход на трех­фазный переменный ток.

Первый опыт (1891 г.): электропередача Лауфен – Франкфурт (протя­женность 170 км, напряжение 15 кВ, передаваемая мощность 220 кВт).

В конце XIX в. напряжение электропередач достигло 150 кВ. Электро­энергия быстрыми темпами стала завоевывать ведущие позиции в про­мышленности, транспорте, быту.

В настоящее время практически повсеместно используются трехфаз­ные системы переменного тока частотой 50 и 60 Гц.

Преимущества электроэнергии:

призводство (в основном, преобразование механической энергии в электрическую) – разнообразие используемых ресурсов [гидроэлек­тростанций (ГЭС), теплоэлектростанций (ТЭС), атомных электростан­ций (АЭС)], возможности концентрации мощностей и управления их размещением;

передача – возможность надежной и экономичной передачи электро­энергии на большие расстояния;

распределение – простота канализации электроэнергии потребителям независимо от их мощности;

потребление – простота и экономичность преобразования электро­энергии в другие виды энергии (механическую, тепловую, световую), а также существование ряда высокоэффективных электротехнических технологий – электролиза, гальванотехники.

Развитие электроэнергетики России

В первые годы развития электроэнергетики России все электростанции работали раздельно. Даже электростанции, расположенные в крупных го­родах (Петербурге, Москве), работали на собственные, не связанные между собой, электрические сети, нередко выполненные на различные системы тока — постоянный, однофазный переменный, трехфазный переменный при различных частотах (20; 40; 42,5; 50 Гц) и различных напряжениях.

В 1913 г. в России было всего 109 км воздушных электрических сетей напряжением выше 10 кВ.

В 1912 г. в 70 км от Москвы на торфяных болотах было начато строи­тельство первой районной электростанции «Электропередача»; была так­же построена линия электропередачи напряжением 70 кВ длиной около 70 км до Измайловской подстанции.

Развитие электрических сетей, разрушенных в годы Гражданской вой­ны, началось примерно с 1920 г. в соответствии с планом ГОЭЛРО. Этим планом была предусмотрена централизация электроснабжения всего на­родного хозяйства путем строительства крупных электростанций и элек­трических сетей и последовательного объединения электростанций в рай­онные и межрайонные энергетические системы. Уже в те годы для спе­циалистов было ясно, что объединение электростанций в энергетические системы сулит несомненные преимущества. К основным преимуществам такого объединения следует отнести:

  • наилучшее использование установленной мощности агрегатов элек­тростанций, повышение их экономической эффективности в целом;

  • снижение суммарного максимума нагрузки объединяемых систем;

  • уменьшение суммарного необходимого резерва мощности;

  • облегчение работы системы при авариях и ремонтах;

  • увеличение единичной мощности агрегатов, устанавливаемых на элек­тростанциях и подстанциях.

В связи с увеличением потребления электрической энергии, появилась необходимость передачи ее на дальние расстояния, что естественно требовало повышения на­пряжения. Последнее обусловило значительное развитие электрических сетей для передачи и распределения электроэнергии.

Так, например, мощность Московской энергосистемы к 1935 г. достиг­ла 900 МВт при длине электрических сетей 1900 км напряжением 110 кВ; мощность Уральской энергосистемы, протянувшейся на 1000 км от Соликамска до Магнитогорска, достигла 650 МВт.

Впервые было применено напряжение 220 кВ в Ленинградской энер­госистеме, где в 1933 г. была построена электропередача протяженностью 240 км (Нижне-Свирская ГЭС – Ленинград). Впоследствии это напряже­ние было использовано и в других энергосистемах, а также при сооружении линий межсистемных связей.

Рост мощностей и дальности передачи электроэнергии, необходи­мость повышения надежности электроснабжения потребовали решения ряда новых технических проблем. Особо важное значение при возрастаю­щей дальности передачи электроэнергии получили вопросы расчетов ус­тойчивости параллельной работы электростанций и способов обеспече­ния этой устойчивости. На основе глубокого изучения переходных про­цессов в электрических системах была разработана методика расчетов, проведены исследования в электрических системах. Были изучены вопросы аварийного регулирования турбин, исследованы возможности повышения мощности и дальности передачи при помощи автоматического регулирова­ния возбуждения синхронных машин; был создан электронный регулятор напряжения. В эти годы были найдены реальные средства повышения пре­делов динамической устойчивости: форсировка возбуждения синхронных генераторов, применение аварийной разгрузки по частоте (АЧР).

Во второй половине 30-х годов XX в. уже велась разработка вопросов, связанных с возможностью передачи электроэнергии от будущей Куйбы­шевской ГЭС в район Москвы на напряжении 380–400 кВ; в Ленинградском энергофизическом институте была построена опытная трехфазная линия 500 кВ, на которой проводились исследования на даль­нюю перспективу – использование более высоких напряжений для пере­дачи электроэнергии.

В годы Великой Отечественной войны энергосистемам и электриче­ским сетям, оказавшимся в зоне военных действий, был нанесен огром­ный ущерб – было разрушено более 10 тыс. км линий электропередачи напряжением более 10 кВ. Но уже в конце 1941 г. начались восстанови­тельные работы, и в 1945 г. общая протяженность электрических сетей превысила довоенный уровень.

Наибольшее развитие энергосистем и их объединение происходят в 50-х годах XX в. в результате сооружения мощных электростанций на реках Волге, Каме и строительства первых линий электропередачи 400 кВ, переведенных впоследствии на напряжение 500 кВ. В связи с большим ростом уровня энергетики оказалось целесообразным строительство крупных тепловых электростанций с агрегатами большой единичной мощности, что создало необходимые условия для построения крупных объединенных энергосистем.

Сооружение крупных электростанций, объединение энергосистем тре­бовали еще большей пропускной способности, чем пропускная способ­ность линий 500 кВ. Поэтому с этим в ряде ведущих промышленно разви­тых стран (СССР, США, Канаде) велись интенсивные работы по дальней­шему повышению пропускной способности электропередач и связанному с этим повышению их напряжения.

В 1967 г. была введена в эксплуатацию первая опытно-промышленная электропередача 750 кВ Конаковская ГРЭС – Москва протяженностью 90 км, а уже к 1985 г. протяженность линий электропередачи этого напря­жения составила более 6 тыс. км.

Рост мощностей электростанций (тепловых и атомных – до 4 млн. кВт, гидроэлектростанций – до 6 млн. кВт), увеличение дальности передачи электроэнергии потребовали внедрения линий электропередачи нового класса напряжений переменного тока – 1150 кВ, а также строительства линий электропередачи постоянного тока напряжением 1500 кВ.

Первые линии электропередачи новой ступени напряжения перемен­ного тока 1150 кВ были введены в 1985 г. на участках Экибастузская ГРЭС – Кокчетав – Кустанай.

В результате в нашей стране сложились две шкалы номинальных напряжений воздушных линий электропередачи – 110 – 150 – 330 – 750 кВ и 110 – 220 – 500 – 1150 кВ. Каждая последующая ступень в этих шкалах превы­шает предыдущую примерно в 2 раза, что позволяет повысить пропуск­ную способность линий примерно в 4 раза.

Следует отметить, что повышение номинального напряжения линий электропередачи имеет и экономические преимущества, так как при этом резко снижается удельная (на 1 км) себестоимость передачи электроэнер­гии и сужается коридор, отводимый под прокладку трасс электропередач. Первая шкала напряжений получила распространение в северо-западных областях России, на Украине и на Северном Кавказе, вторая – в цен­тральных областях и на всей территории России к востоку от Москвы.

В настоящее время линии 110 – 150 – 220 кВ используются, главным образом, в районных распределительных сетях для передачи электроэнер­гии к крупным узлам нагрузки. Электропередачи 330–500–750–1150 кВ, по которым может быть передана мощность от 350 до 5000 МВт, решают задачи системного характера. Они используются для создания мощных межсистемных и внутрисистемных связей, передачи электроэнергии от удаленных электростанций, например атомных, в приемные системы.

Рост пропускной способности и номинального напряжения электропе­редач давался нелегко. Каждый последующий шаг требовал решения сложных научно-технических задач, и их сложность возрастала по мере роста напряжения линий. К числу основных проблем, требовавших реше­ния, можно отнести следующие:

  • потери мощности и энергии на корону, а также радиопомехи, излучае­мые линией;

  • изоляция и ограничения перенапряжений;

  • большие сечения проводов при больших передаваемых мощностях;

  • компенсация зарядной мощности линий;

  • увеличение токов коротких замыканий в связываемых системах;

  • повышение пропускной способности электропередач и устойчивости параллельной работы электростанций;

  • экология, что связано с возрастанием напряженности электрического поля под линией и его отрицательным воздействием на живые организмы;

  • разработка коммутационной аппаратуры и многие др.

В 1994 г. в основном завершился процесс разгосударствления пред­приятий топливно-энергетического комплекса. При этом государствен­ные предприятия и организации изменили форму собственности и были преобразованы в акционерные общества.

В электроэнергетике было создано Российское акционерное общество энергетики и электрификации – РАО ЕЭС России, в уставной капитал которого переданы в качестве государственного вклада:

  • основные системообразующие линии электропередачи, образующие единую энергетическую систему России;

  • средства управления режимами электроэнергетических систем;

  • 51 % акций крупнейших электростанций;

  • 49 % акций каждого регионального акционерного общества энергетики;

  • научно-исследовательские и проектные организации отрасли.

В перспективе до 2010 г., наряду с разработкой высокоэффективного производства электроэнергии программой «Энергетическая стратегия России», предусмотрена разработка столь же эффективных систем ее пе­редачи, распределения и использования. В решении этих задач исключи­тельно велика роль разработок в области электрофизики, обеспечиваю­щих в первую очередь:

  • создание линий электропередачи сверх- и ультравысокого напряжения и принципиально нового оборудования для них;

  • разработку теории предельного состояния электрических генераторов;

  • создание новых силовых преобразовательных устройств, полупровод­никовых приборов для коммутации токов мегаамперного диапазона.

Решение этих задач должно сочетаться с углубленным анализом во­просов развития, функционирования, устойчивости и надежности Единой энергетической системы России, ее связей с электроэнергетическими сис­темами других стран, в первую очередь стран СНГ.

История развития электроэнергетики в России — КиберПедия

 

Начало развития электроэнергетики России связано с разработкой и реализацией плана ГОЭЛРО (Государственная комиссия по электрификации России). В плане были заложены принципы централизации выработки электроэнергии и концентрации генерирующих мощностей на крупных районных электростанциях обеспечили высокую надежность работы и эффективность энергетического хозяйства страны.

В 1935 г. (конечный срок выполнения плана ГОЭЛРО) его количественные показатели по развитию основных отраслей промышленности и электроэнергетики были значительно перевыполнены. Вместо намеченного планом сооружения 30 электростанций было построено 40. По производству электроэнергии в 1935 г. СССР перегнал такие экономически развитые страны, как Англия, Франция, Италия, и занял третье место в мире после США и Германии.

К 1935 г. работало шесть энергосистем с годовой выработкой электроэнергии свыше 1 млрд. кВт·ч каждая, в том числе Московская – около 4 млрд. кВт·ч, Ленинградская, Донецкая и Днепровская – более чем по 2 млрд. кВт·ч. Первые энергосистемы были созданы на основе линий электропередачи напряжением 110 кВ, а в Днепровской энергосистеме – напряжением 154 кВ, которое было принято для выдачи мощности Днепровской ГЭС.

Со следующим этапом развития энергосистем, характеризующимся ростом передаваемой мощности и соединением электрических сетей смежных энергосистем, связано освоение электропередач класса 220 кВ. В 1940 г. для связи двух крупнейших энергосистем Юга страны была сооружена межсистемная линия 220 кВ Донбасс-Днепр.

В 1940-е гг. было организовано первое Объединенное диспетчерское управление (ОДУ). Оно было создано на Урале в 1942 г. для координации работы трех районных энергетических управлений: Свердловэнерго, Пермэнерго и Челябэнерго. Эти энергосистемы работали параллельно по линиям напряжением 220 кВ.

В начале 1950-х гг. развернулось строительство каскада гидроузлов на Волге. От них протянулись на тысячу и более километров к промышленным районам Центра и Урала линии электропередачи напряжением 500 кВ. Наряду с выдачей мощности двух крупнейших Волжских ГЭС это обеспечило возможность параллельной работы энергосистем Центра, Средней и Нижней Волги и Урала. Так был завершен первый этап создания Единой энергетической системы (ЕЭС) страны.

В 1970 г. к Единой энергосистеме европейской части страны была присоединена Объединенная энергосистема (ОЭС) Закавказья, а в 1972 г. – ОЭС Казахстана и отдельные районы Западной Сибири.



Важным этапом развития ЕЭС явилось присоединение к ней энергосистем Сибири путем ввода в работу в 1977 г. транзита 500 кВ Урал-Казахстан-Сибирь, что способствовало покрытию дефицита электроэнергии в Сибири в условиях маловодных лет, и, с другой стороны, использованию в ЕЭС свободных мощностей сибирских ГЭС.

С присоединением энергосистем Сибири к ЕЭС работа наиболее крупных электростанций и основных системообразующих линий электропередачи стала управляться из единого пункта – Центрального диспетчерского управления ЕЭС в Москве.

К 1990 г. электроэнергетика страны получила дальнейшее развитие. Мощности отдельных электростанций достигли около 5 млн. кВт. Наибольшую установленную мощность имели Сургутская ГРЭС – 4,8 млн. кВт, Курская, Балаковская и Ленинградская АЭС – 4,0 млн кВт, Саяно-Шушенская ГЭС – 6,4 млн кВт.

Электроэнергетика бывшего СССР в течение длительного периода времени развивалась как единый народнохозяйственный комплекс, а ЕЭС страны, являющаяся его частью, обеспечивала межреспубликанские перетоки мощности и электроэнергии. До 1991 г. ЕЭС функционировала как государственная общесоюзная централизованная структура. Образование на территории СССР независимых государств привело к коренному изменению структуры управления и развития электроэнергетики.

Основные изменения в электроэнергетике России связаны с акционированием объектов электроэнергетики, в результате которого на федеральном уровне было образовано Российское акционерное общество энергетики и электрификации (РАО) «ЕЭС России», на региональном уровне – акционерные общества – АО-энерго и началось создание федерального оптового рынка электроэнергии и мощности.

ЕЭС России охватывает всю обжитую территорию страны от западных границ до Дальнего Востока и является крупнейшим в мире централизованно управляемым энергообъединением. В составе ЕЭС России действует семь ОЭС – Северо-Запада, Центра, Средней Волги, Урала, Северного Кавказа, Сибири и Дальнего Востока. В настоящее время параллельно работает пять первых ОЭС. Энергосистема Калининградской области Янтарьэнерго отделена от России территорией государств Балтии. На территории России действуют изолированно работающие энергосистемы Якутии, Магадана, Сахалина, Камчатки, районов Норильска и Колымы. В целом энергоснабжение потребителей России обеспечивают 74 территориальные энергосистемы.



По плану реформы, проводимой с 2003 г. [7], 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 группа – 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». РАО «ЕЭС России» в целом выполнило поставленные задачи по реформированию отрасли и прекратило свое существование.

Магистральные электрические сети (напряжением 220 кВ и выше) перешли под контроль Федеральной сетевой компании (ФСК), распределительные сети интегрированы в межрегиональные распределительные сетевые компании (МРСК). Функции и активы региональных диспетчерских управлений переданы общероссийскому системному оператору. В основном закончен процесс выделения сетевых компаний на базе реорганизованных АО-энерго, созданы все магистральные сетевые компании. АО-энерго сохраняются только в изолированно работающих энергосистемах страны (Сахалинэнерго, Камчатскэнерго и др.).

 

 

1.2. Основные понятия и определения

 

Электроснабжение – это обеспечение потребителей электрической энергией [5].

Потребитель электрической энергии – электроприемник или группа электроприемников, объединенных технологическим процессом и размещающихся на определенной территории [5]. В то же время, согласно [4] потребительэлектрической энергии – юридическое или физическое лицо, осуществляющее пользование электрической энергией (мощностью) на основании заключенного договора.

Приемник электрической энергии (электроприемник) – аппарат, агрегат и др., предназначенный для преобразования электрической энергии в другой вид энергии.

Электроустановка – совокупность машин, аппаратов, линий и вспомогательного оборудования (вместе с сооружениями и помещениями, в которых они установлены), предназначенных для производства, преобразования, трансформации, передачи, распределения электрической энергии и преобразования ее в другие виды энергии.

Система электроснабжения – совокупность электроустановок, предназначенных для обеспечения потребителей электрической энергией. Централизованное электроснабжение – электроснабжение потребителей электрической энергии от энергосистемы.

В системе электроснабжения предприятий можно выделить три вида электроустановок: по производству электроэнергии – электрические станции; по передаче, преобразованию и распределению электроэнергии –электрические сети и подстанции; по потреблению электроэнергии – приемники электроэнергии.

Электрической станцией называется предприятие, на котором вырабатывается электрическая энергия. На этих станциях различные виды энергии (энергия топлива, падающей воды, ветра, атомная и др.) с помощью электрических машин (генераторов), преобразуются в электрическую энергию. В зависимости от используемого вида первичной энергии все существующие электрические станции разделяются на тепловые, гидравлические, атомные, ветряные и др.

Электрическая сеть – совокупность электроустановок для передачи и распределения электрической энергии между пользователями электрической сети, состоящая из подстанций, распределительных устройств, токопроводов, воздушных и кабельных линий электропередачи, работающих на определенной территории.

Согласно ПУЭ [5], различают нормальный и послеаварийный режимы потребителя электрической энергии.

Нормальный режим – режим, при котором обеспечиваются заданные значения параметров его работы.

Послеаварийный режим – режим, в котором находится потребитель электрической энергии в результате нарушения в системе его электроснабжения до установления нормального режима после локализации отказа.

Независимый источник питания – источник питания, на котором сохраняется напряжение в послеаварийном режиме в регламентированных пределах при исчезновении его на другом или других источниках питания. К числу независимых источников питания относятся две секции или системы шин одной или двух электростанций и подстанций при одновременном соблюдении следующих двух условий: 1) каждая из секций или систем шин в свою очередь имеет питание от независимого источника питания; 2) секции или системы шин не связаны между собой или имеют связь, автоматически отключающуюся при нарушении нормальной работы одной из секций или систем шин.

В стандарте [4] вводится ряд дополнительных определений.

Сетевая организация – организация, владеющая на праве собственности или на ином установленном федеральными законами основании объектами электросетевого хозяйства, с использованием которых оказывающая услуги по передаче электрической энергии и осуществляющая в установленном порядке технологическое присоединение энергопринимающих устройств (энергетических установок) юридических и физических лиц к электрическим сетям, а также осуществляющая право заключения договоров об оказании услуг по передаче электрической энергии с использованием объектов электросетевого хозяйства, принадлежащих другим собственникам и иным законным владельцам и входящих в единую национальную (общероссийскую) электрическую сеть.

Точка передачи электрической энергии – точка электрической сети, находящаяся на линии раздела объектов электроэнергетики между владельцами по признаку собственности или владения на ином предусмотренном федеральными законами основании, определенная в процессе технологического присоединения.

Пользователь электрической сети – сторона, получающая электрическую энергию от электрической сети либо передающая электрическую энергию в электрическую сеть. К пользователям электрических сетей относят сетевые организации и иных владельцев электрических сетей, потребителей электрической энергии, а также генерирующие организации.

 

Электроэнергетика России

Структура электроэнергетики

Определение 1

Электроэнергетика – это совокупность предприятий, отвечающих за переработку энергетических ресурсов, выработку электроэнергии и доставку ее потребителю.

Предприятия, на которых вырабатывается электрическая энергия, называются электростанциями. В зависимости от используемых энергоресурсов электростанции бывают тепловые, гидравлические и электростанции с использованием нетрадиционных видов энергии. В тепловых электростанциях энергия сжигаемого топлива нагревает воду, превращает ее в пар, который вращает лопасти паровой турбины и вырабатывает электрический ток. Гидроэлектростанции используют энергию воды, падающую с большой высоты на лопасти турбины.

По принципу тепловых электростанций работают и атомные станции. Вместо горючих полезных ископаемых там используется ядерное топливо. В последнее время человечество старается найти альтернативу ТЭС и АЭС. Для этого используют энергию ветра (ветровые ЭС), приливов и отливов (ПЭС), внутреннюю энергию Земли и Солнца (геотермальные и солнечные ЭС).

Значение электроэнергетики

Электроэнергетика имеет большое значение для современной экономики. Электроэнергетика – одна из главных отраслей, определяющих характер и темпы развития НТР. Современное производство полностью электрифицировано. Электроэнергия широко используется и в быту (отопление, освещение, бытовые электроприборы). Применение электричества позволяет снизить потребление топлива, делает производство экологически чистым и безопасным. В металлургии применяется метод электроплавки, транспорт на электрической тяге составляет конкуренцию традиционным видам транспорта.

Кроме того электроэнергетика – важный районообразующий фактор.

Электроэнергетика России

Основная часть электроэнергии в России производится на тепловых электростанциях (ТЭС, ТЭЦ, ГРЭС). На их долю приходится около $70$% общего объема электроэнергии. Доля ГЭС составляет около $20$%, а доля АЭС – $10$%. Электростанции, использующие альтернативные источники энергии, дают около $1$% общего объема электричества.

Главными факторами размещения тепловых электростанций являются сырьевой и потребительский. На потребителя ориентированы электростанции Конаковская, Рязанская, Костромская – в Центральном районе; Заинская – в Поволжье; Троицкая, Рефтинская – на Урале.

На базе сырья построены электростанции Сибири и Дальнего Востока: Сургутские, Назаровская, Березовская, Ирша-Бородинская, Харанорская, Гусиноозерская, Нерюнгринская.

Большинство ГЭС находится в восточных регионах России, где реки имеют большой энергетический потенциал. Крупнейшие ГЭС России – Иркутская, Братская, Усть-Илимская, Красноярская, Саяно-Шушенская, Енисейская и др. На Волге и Каме сооружены каскады ГЭС.

Атомные электростанции ориентируются на потребителя. Но их сооружение требует учета фактора радиационной безопасности. Крупнейшие АЭС страны – Ленинградская, Тверская, Смоленская, Белоярская, Курская, Нововоронежская.

Все электростанции России составляют единую энергосистему (ЕЭС) страны. Но образовался дисбаланс между западными и восточными регионами страны. В европейской части России сосредоточена основная масса потребителей электроэнергии. А основные месторождения энергоресурсов сосредоточены в Сибири и на Дальнем Востоке. Там же находятся реки, обладающие значительным энергетическим потенциалом. В европейской части России размещено примерно $2/3$ электростанций, а в восточной – лишь $1/3$.

Энергетическая программа России предполагает строительство маломощных ТЭС, ГРЭС и АЭС в европейской части, усовершенствование сети электростанций и дальнейшую разработку топливных месторождений в восточных регионах. Кроме того предполагается внедрение энергосберегающих технологий как в производстве, так и в быту, и более широкое использование нетрадиционных альтернативных восстанавливаемых источников энергии. А основные энергопотребляющие производства развивать ближе к энергоносителям и крупнейшим энергетическим базам страны.

Добавить комментарий

Ваш адрес email не будет опубликован. Обязательные поля помечены *