Состояние и проблемы развития ЕЭС

ЕЭС России – одна из крупнейших энергосистем в мире, объединяющая на параллельную работу шесть сбалансированных по мощности ОЭС – Центра, Северо – Запада, Юга, Средней Волги, Урала и Сибири, сетевые связи которых позволяют осуществлять перетоки электрической энергии через 6 часовых поясов. Это создает возможности для обеспечения достаточно высокой системной надежности и эффективности функционирования ЕЭС.

В режиме синхронной работы и едином технологическом процессе находится инфраструктура электроэнергетики, покрывающая централизованным электроснабжением более 90% потребителей страны. ЕЭС России имеет развитые электрические связи с энергосистемами сопредельных государств. Особенно сильные электрические связи между ЕЭС России и ОЭС Балтии, Белоруссии, Украины, Казахстана. В незначительных объемах осуществляется экспорт в Норвегию, Монголию, Китай.

Несинхронная связь с энергосистемой Финляндии осуществляется через вставку постоянного тока на ПС 400 кВ Выборгская, также продолжает функционировать передача постоянного тока Волжская ГЭС – ПС Михайловка, посредством которой осуществляется экспорт электроэнергии из Волгоградской энергосистемы в Донбасскую энергосистемуОЭС Украины.

В целом, ЕЭС России выполняет важнейшую интегрирующую и регулирующую по частоте электрического тока функцию по обеспечению надежного функционирования энергообъединения стран Содружества Независимых Государств и ОЭС Балтии.

В результате реформирования электроэнергетики образован субъект оперативно-диспетчерского управления – Системный оператор на базе ЦДУ ЕЭС, ОДУ, а также РДУ, выделившихся из региональных энергосистем. Обновленный ФЗ об электроэнергетике придал ряд важных функций Системному оператору как по решению задач оперативно-диспетчерского управления функционированием ЕЭС, но также и по ее развитию, управлению рынком системных услуг и обеспечению системной надежности.

Требования к развитию ЕЭСпредусматривают:

- Сбалансированность и экономическую обоснованность размещения по территории РФ генерирующих мощностей с учетом прогноза потребления электроэнергии.

- Достаточность пропускной способности системообразующей сети ЕЭС между

отдельными её регионами для использования системного, в т.ч. широтного эффекта, мобильной мощности гидростанций Сибири и Востока, расширения зон свободного перетока рынка электроэнергии и обеспечения электроэнергетической безопасности (независимости) государства.

- Адекватность генерации и электрических сетей спросу на электроэнергию и его размещению.

- Создание зон эффективного управления региональными энергосистемами, в

рамках которых будет обеспечиваться баланс мощности как в процессе развития, так и функционирования региональных энергосистем с единым диспетчерским управлением.

Надежность энергосистем обеспечивается комплексом мер:

- выбором ее рациональной структуры;

- подержанием необходимых резервов генерирующих мощностей (а также энергоресурсов) и пропускной способности электрических сетей с определением объема и структуры резервов генерирующих мощностей по отдельным регионам, ОЭС и ЕЭС в целом;

- обеспечением надежности схем присоединения электростанций (надежность выдачи мощности), схем питания узлов нагрузки основной и распределительной сетей (включая схемы внешнего электроснабжения городов и крупных потребителей), главных схем электрических соединений и схем собственных нужд электростанций и подстанций.

Кроме этого, для обеспечения надежности ЭЭС необходимы соответствующие этой цели:

- оснащенность средствами оперативного и автоматического управления, релейной защиты и противоаварийной автоматики;

- эффективные структура оперативно-диспетчерского управления, порядок разработки и ведения режимов, система обучения эксплуатационного и оперативного персонала и т.д.

При использовании в энергобалансе ОЭС атомных электрических станций их маневренность должна быть предусмотрена в размере не менее 15% от располагаемой мощности.

Наиболее общие требования к надежности ЭЭС сводятся к выполнению требований системной надежности – балансовой и режимной. Под балансовой надежностью понимается способность энергосистемы обеспечивать совокупную потребность в электрической и тепловой мощности и энергии потребителей с учетом ограничений в виде плановых и неплановых отключений элементов энергосистемы, ограничений на поставку энергоресурсов.

Под режимной надежностью энергосистемы понимается способность энергосистемы при определенных условиях противостоять внезапным возмущениям, таким как короткие замыкания, непредвиденные потери крупных элементов энергосистемы, потеря блочной ТЭЦ в теплофикационной энергосистеме мегаполиса и т.д..

Режимная надежность обеспечивается за счет:

- установления и соблюдения требований к запасам устойчивости по активной мощности в контролируемых сечениях (линиях электропередач) и по напряжению в узлах;

- регламентирования расчетных возмущений, при которых необходимо соблюдение требований к устойчивости;

- установления и учета допустимых токовых нагрузках элементов электрической сети;

- достаточного быстродействия и надежности устройств РЗА, поддержания нормальных уровней напряжения, соответствия отключающей способности выключателей уровням т.к.з.;

- выбора объемов и координации принципов действия и настроек устройств противоаварийного управления;

- установления и соблюдения принципов оперативно-диспетчерского управления.

Указанные требования, принципы и параметры определяются существующими нормативными и руководящими документами и в будущем могут быть уточнены. Важно учитывать данные требования и принципы уже на стадии проектирования энергообъектов и проверять при выдаче технических условий на присоединение. Присоединяемые или работающие в составе ЭЭС энергообъекты не должны оказывать негативное влияние на функционирование других энергетических объектов или снижение надежности ЭЭС.

При оперативном управлении основой обеспечения надежности энергосистем является планирование ремонтов основного оборудования электростанций сетей, планирования ремонтных режимов, в части:

- наличия необходимых объемов рабочих мощностей генерирующих компаний с учетом требуемых оперативных резервов активной мощности;

- соблюдения критерия n -1 при краткосрочном планировании режимов;

- контроля поддержания генерирующими компаниями характеристик оборудования, обеспечивающих необходимые регулировочные диапазоны и маневренность;

-задания достаточных резервов активной мощности, в том числе, резервов для первичного, вторичного, третичного регулирования частоты и мощности;

- разработки, взаимной координации и контроля выполнения графиков ремонта генерирующего и сетевого оборудования;

- контроля перетоков мощности в различных сечениях сети энергосистемы;

- установления заданий по поддержанию напряжений и резервов реактивной мощности;

- расчетов токов короткого замыкания, устойчивости работы энергосистем для коррекции схем и режимов энергосистемы по условиям надежности, определения и выдачи уставок и характеристик настройки устройств релейной защиты и противоаварийной автоматики, управляющих воздействий от систем противоаварийной автоматики, автоматического регулирования частоты, мощности и напряжения.

Важным является введение в практику критерия надежности n -1. Применительно к российской практике это означает, что устойчивость энергосистем должна сохраняться при возникновении одного нормативного возмущения, при этом объем резервов и скорость их реализации должны быть достаточными для перехода энергосистемы к новому установившемуся режиму, соответствующему требованиям к устойчивости, за время, не превышающее допустимое для нормализации режима.

В качестве нормативных возмущений рассматриваются потери крупных генерирующих блоков, элементов единой электрической сети, имеющих наибольшее влияние на надежность энергосистем. При этом не должно возникать не предусмотренного договорами на предоставление услуг по обеспечению системной надежности ограничения энергопотребления, недопустимых перегрузок оборудования электростанций, подстанций и линий электропередачи, отклонений напряжения и частоты, опасных для работы генерирующего оборудования и потребителей электроэнергии, оборудования электрических сетей, нарушения устойчивости.

Для некоторых особо ответственных объектов – АЭС, системообразующих ТЭЦ, системы внешнего электроснабжения мегаполисов и некоторых других, может быть установлено более жесткое правило «n-2», обеспечивающие возможность выдачи полной рабочей мощности электростанции при наложении на ремонтную схему внезапного отказа одной из отходящих ВЛ высшего класса напряжения.

Электрические станции мощностью от 25 МВт и выше должны обеспечивать пуск "с нуля" (приведение электростанции в рабочее состояние после полного прекращения е е работы, в том числе при отсутствии связи с электрической сетью общего назначения) от собственных или от других, необходимых для этого, автономных источников электроснабжения.

Важным элементом технической политики является разработка планов действий при нестандартных и ненормативных возмущениях – потеря крупной ПС или электростанции, одновременная потеря нескольких электросетевых элементов вследствие единственного внешнего воздействия (например, аварийное отключение нескольких КЛ, проходящих в общем коллекторе). Набор таких возмущений должен зависеть от особенностей конкретных схем и условий энергоснабжения потребителей. Выход такого рода маловероятных возмущений за рамки расчетных (нормативных) условий не должен исключать готовность персонала к действиям, как и поддержание необходимого запаса ресурсов для ликвидации последствий субъектами электроэнергетики.

В распределительных сетях наряду с нормируемыми могут использоваться «договорные» условия надежности электроснабжения потребителей, для обеспечения которых могут применяться локальные средства резервирования. В последнем случае экономически целесообразный уровень надежности определяется самим потребителем.