Состав и основные характеристики Единой энергетической системы России

Единая энергетическая система (ЕЭС) – комплекс электрических станций, сетей и иных объектов электросетевого хозяйства, обеспечивающих устойчивое снабжение электрической энергией потребителей, функционирование оптового рынка, а также параллельную работу российской электроэнергетической системы и электроэнергетических систем иностранных государств.

На конец 2010 года общая установленная мощность электростанций ЕЭС России составила 214 867 МВт. Для сравнения – установленная мощность Ленинградской АЭС составляет 4 000 МВт.

Годовой максимум 2010 года потребления ЕЭС России зафиксирован 26 января в 18:00 и составил 149 157 МВт, то есть около 70 % суммарной установленной мощности. Отличие данной цифры от 100 % демонстрирует наличие нагрузочного, аварийного и ремонтного резервов, а также ограничение передачи мощности по линиям электропередачи с малой пропускной способностью.

В состав ЕЭС России входят 6 объединенных энергетических систем (ОЭС). Седьмая ОЭС (ОЭС Востока) работает изолированно от ЕЭС. Энергосистемы некоторых субъектов Дальневосточного федерального округа (Камчатский край, Сахалинская область, Магаданская область, Чукотский АО, северная часть республики Саха) работают изолированно друг от друга и от ЕЭС.

Ниже перечислены все 7 ОЭС с указанием входящих в каждую из них энергосистем:

1. ОЭС Центра, включает в себя следующие энергосистемы:

Белгородскую, Брянскую, Владимирскую, Вологодскую, Воронежскую, Ивановскую, Калужскую, Костромскую, Курскую, Липецкую, Московскую, Орловскую, Рязанскую, Смоленскую, Тамбовскую, Тверскую, Тульскую, Ярославскую.

2. ОЭС Северо-Запада, включает в себя следующие энергосистемы:

Архангельскую, Калининградскую, Карельскую, Кольскую, Коми, Ленинградскую, Новгородскую, Псковскую.

3. ОЭС Юга, включает в себя следующие энергосистемы:

Астраханскую, Волгоградскую, Дагестанскую, Ингушскую, Кабардино-Балкарскую, Калмыцкую, Карачаево-Черкесскую, Кубанскую, Ростовскую, Северо-Осетинскую, Ставропольскую, Чеченскую.

4. ОЭС Средней Волги, включает в себя следующие энергосистемы:

Марийскую, Мордовскую, Нижегородскую, Пензенскую, Самарскую, Саратовскую, Татарскую, Ульяновскую, Чувашскую.

5. ОЭС Урала, включает в себя следующие энергосистемы:

Башкирскую, Кировскую, Курганскую, Оренбургскую, Пермскую, Свердловскую, Тюменскую, Удмуртскую, Челябинскую.

6. ОЭС Сибири, включает в себя следующие энергосистемы:

Алтайскую, Бурятскую, Иркутскую, Красноярскую, Кузбасскую, Новосибирскую, Омскую, Томскую, Хакасскую, Читинскую.

7. ОЭС Востока, включает в себя следующие энергосистемы:

Амурскую, Дальневосточную, Хабаровскую, Якутскую.

Параллельно с ЕЭС России работают энергосистемы иностранных государств: Белоруссии, Эстонии, Латвии, Литвы, Грузии, Азербайджана, Казахстана, Украины, Молдавии и Монголии. Через энергосистему Казахстана в течение 2010 года параллельно с ЕЭС России работали энергосистемы Центральной Азии – Узбекистана, Киргизии [6].

Совместно с ЕЭС через устройства Выборгского преобразовательного комплекса (через вставку постоянного тока) работает энергосистема Финляндии, входящая в энергообъединение энергосистем Скандинавии НОРДЕЛ. Параллельно с энергосистемой Норвегии работают отдельные генераторы ГЭС Кольской энергосистемы. От электрических сетей России также осуществляется электроснабжение некоторых районов Китая [6].

На рис. 2.1 указаны географическое расположение объединённых энергосистем России, а также площадь занимаемых ими территорий (здесь и на следующих рисунках для наглядности высота прямоугольников пропорциональна соответствующему численному значению). Наибольшую площадь занимает ОЭС Востока, наименьшую – ОЭС Средней Волги и Юга.

На рис. 2.2 отображена численность населения, проживающего на территориях ОЭС. Максимальная численность относится к ОЭС Центра, минимальная – к ОЭС Востока. Отсюда можно сделать вывод, что по плотности населения лидирующие позиции занимают ОЭС Юга, Центра, Средней Волги. Наименьшей плотностью населения обладает ОЭС Востока.

Представление об установленной мощности электростанций различных ОЭС можно получить, анализируя рис. 2.3. Видно, что наибольшая доля электроэнергии может вырабатываться в ОЭС Центра, Сибири и Урала. На фоне этих ОЭС незначительной является доля установленной мощности. ОЭС Юга и Востока.

Представляет интерес анализ структуры установленной мощности различных ОЭС по видам электростанций: АЭС, ТЭС, ГЭС. В среднем по стране главную роль в выработке электроэнергии играют тепловые электрические станции, установленная мощность которых составляет в суммарной мощности всех станций 65%, на втором месте гидроэлектростанции – 20%. На атомных электростанциях производится около 15% электроэнергии. В связи с различными географическими и социальными особенностями регионов, расположенных на территории различных ОЭС, сложилась ситуация, отображённая на рис. 2.4.

Особо следует отметить ОЭС Сибири, где благодаря наличию мощных рек примерно половина электроэнергии вырабатывается на ГЭС, а действующие атомные станции в настоящее время отсутствуют. В ОЭС Сибири построены самые мощные гидростанции России – Саяно-Шушенская ГЭС (до аварии 17.08.2009 являлась не только самой мощной отечественной ГЭС, но и вообще самой мощной электростанцией в России), Красноярская ГЭС, Братская ГЭС, Усть-Илимская ГЭС.

	Рис. 2.1. Площадь территорий, занимаемых ОЭС России, тыс. км2
	Рис. 2.2. Численность населения, проживающего на территориях ОЭС России, млн. чел.
	Рис. 2.3. Установленная мощность электростанций ОЭС России, МВт/%
	Рис. 2.4. Структура установленной мощности ОЭС России по видам электростанций, МВт

Управление режимом ОЭС Сибири осложняют естественные колебания годового стока рек Ангаро-Енисейского бассейна, а также тот факт, что водность рек – стихийное природное явление, которое сложно прогнозировать. Нормальный режим работы ОЭС Сибири достигается за счет перетоков мощности по транзиту Сибирь – Урал – Центр. Это обеспечивает компенсацию годовой неравномерности энергоотдачи ГЭС за счет резервов единой энергосистемы, а также делает возможным использование регулировочного диапазона гидроэлектростанций ОЭС Сибири для регулирования нагрузки в ЕЭС России [6].

Также можно отметить ОЭС Урала, где весьма высокую долю выработки электроэнергии составляют тепловые станции. Именно здесь расположены самые мощные в России тепловые электростанции – Сургутская ГРЭС-2 (самая мощная ТЭС в России), Рефтинская ГРЭС, Сургутская ГРЭС-1, Ириклинская ГРЭС, Пермская ГРЭС. Очень важным является то, что структура установленной мощности ОЭС Урала отличается большой долей высокоманевренного блочного оборудования. Это позволяет ежедневно изменять суммарную загрузку электростанций ОЭС Урала в широком диапазоне, а также отключать в резерв на субботу, воскресенье и праздники. Эти уникальные возможности по регулированию частоты используются не только в интересах ЕЭС России, но и позволяют обойтись без каких-либо системных нарушений при вечернем спаде и утреннем росте электропотребления, вызванных одной из самых высоких в России долей промышленности в потреблении Урала.

Напомним, что установленная мощность – это сумма номинальных мощностей генераторов, которая теоретически может быть использована в данной энергосистеме. В реальности же отдельные блоки электростанций несут неполную нагрузку, в часы минимума нагрузки могут сбрасывать мощность до нуля, останавливаются на плановый или аварийный ремонт. Реальная выработка электроэнергии за некоторый период (обычно рассматривается 1 год или 8760 часов) зависит не только от установленной мощности, но и от времени её использования, то есть от степени загруженности электростанций в течение года.

На рис. 2.5 показана структура выработки электроэнергии в ОЭС России по видам электростанций. Здесь стоит отметить ОЭС Центра, где имеется высокая удельная доля АЭС в структуре генерации. В ОЭС центра находятся Калининская, Смоленская, Курская и Нововоронежская АЭС.

Также обращает на себя внимание ОЭС Северо-Запада, имеющая большую долю электростанций, работающих в базовом режиме – АЭС и ТЭЦ. Атомные электростанции представлены в ОЭС Северо-Запада Ленинградской и Кольской АЭС. Говоря о ТЭЦ, следует иметь в виду, что неблагоприятные климатические условия региона обуславливают необходимость большую часть года работать по теплофикационному графику. В связи с этим регулирование неравномерности суточного и сезонного суммарных графиков электропотребления ОЭС происходит, в основном, за счет межсистемных перетоков мощности.

Проиллюстрируем преимущества работы электростанций в составе единой энергосистемы численными показателями функционирования ЕЭС России в 2010 году. При этом остановимся на важнейшем показателе энергосистемы – частоте электрического тока.

Согласно требованиям ГОСТ 13109-97 [7] нормально допустимое отклонение частоты составляет не более ± 0,2 Гц, что соответствует диапазону (49,8...50,2) Гц. Единая энергосистема России в 2010 году 100 % календарного времени работала с допустимыми отклонениями частоты от номинального значения. Зафиксированы наибольшие отклонения в диапазоне 49,924...50,095 Гц. При этом максимальное время отклонения частоты за уровень 50,00±0,05 Гц составило всего 13 мин. в году. В 2010 году суммарная продолжительность работы с частотой более 50,05 Гц составила 54 минуты, а с частотой менее 49,95 Гц – 01 час 01 минуту.

На рис. 2.6 изображена структура потребления электроэнергии по отраслям народного хозяйства. Обратим внимание на ОЭС Урала и Сибири, где лидирующую долю потребления имеет промышленность. В процентном соотношении ОЭС Востока держит первенство по потреблению электроэнергии населением.

Перечислим основные преимущества работы электростанций в составе ЕЭС:

обеспечение надежного электроснабжения потребителей за счет замкнутости питающих сетей и высокой степени резервирования;

поддержание высокого уровня надёжности и живучести энергетических объединений;

снижение суммарного максимума нагрузки ЕЭС за счет широтного эффекта;

сокращение потребности в установленной мощности электростанций;

оптимизация распределения нагрузки между электростанциями в целях сокращения расхода топлива;

применение высокоэффективного крупноблочного генерирующего оборудования;

улучшение качества электроэнергии, т. к. колебания нагрузки воспринимаются большим числом агрегатов.

Вместе с тем для ЕЭС присущи следующие проблемы функционирования:

слабость межсистемных связей и «запирание» мощностей электрических станций,

сложность технологического управления,

сложность организации финансовых отношений,

каскадное развитие аварий.