- •Введение
- •1. Структура и организация электроэнергетики России
- •1.1. Общая характеристика производственной структуры и показателей функционирования электроэнергетики
- •Ключевые показатели электроэнергетики России в 2011-2012гг.
- •Установленная мощность электростанций еэс страны на 01.01.2013 г.
- •Динамика изменения установленной мощности электростанций
- •Баланс электроэнергии по еэс страны в 2011 – 2012 гг.
- •Балансы электроэнергии по оэс в 2011 – 2012 гг.
- •Электропотребление по секторам экономики России в 2011 г.
- •Объемы и структура потребления топлива в электроэнергетике
- •Протяженность электрических сетей различных классов напряжения в России в 2011 г.
- •Структура централизованного производства тепловой энергии на объектах энергетических компаний
- •1.2. Организационная структура электроэнергетики, государственное управление функционированием и развитием отрасли
- •2. Технология и организация планирования развития ээс
- •Состав работ по планированию и прогнозированию развития ээс и отрасли электроэнергетика и обосновываемых в них решений
- •3. Прогнозирование перспективной потребности в электро - и теплоэнергии и режимов энергопотребления
- •3.1. Прогнозирование потребности в электро - и теплоэнергии
- •3.2. Прогнозирование режимов энергопотребления
- •4. Методы разработки перспективных балансов мощности и электроэнергии ээс
- •4.1. Балансы мощности
- •4.2. Баланс электроэнергии
- •5. Характеристика технических и экономических показателей электростанций, используемых при прогнозировании и планировании развития ээс
- •5.1. Гидроэлектростанции
- •5.2. Гидроаккумулирующие электростанции (гаэс)
- •5.3. Конденсационные электростанции
- •5.4. Теплоэлектроцентрали
- •5.5. Газотурбинные установки
- •5.6. Атомные электростанции
- •5.7. Возобновляемые источники энергии
- •6. Принципы и методы обоснования необходимых резервов мощности в ээс на перспективу
- •7. Методы прогнозирования суточных и годовых режимов работы электростанций
- •8. Методы технико-экономического обоснования развития генерирующих мощностей при прогнозировании и планировании развития ээс
- •8.1. Общие принципы и технологические этапы обоснования развития генерирующих мощностей
- •Этапы обоснования решений по развитию генерирующих мощностей в ээс
- •8.2. Критерии и условия технико-экономического обоснования развития генерирующих мощностей
- •9. Основные положения технико-экономического обоснования решений по развитию электрических сетей
- •Нормируемое значение балансового потока мощности по межсистемным связям между оэс
- •Нормируемое значение пропускной способности межсистемных сечений между оэс
- •10.Управление реализацией решений по развитию ээс
- •11. Рынки электроэнергии и мощности
- •Структура продаж электроэнергии на оптовом рынке в 2012 г.
- •Цены на поставки электроэнергии покупателям с оптового рынка в 2012 г.
- •Предельные цены на поставки мощности на орэм на конкурсной основе
- •12. Методы и организации ценового и тарифного регулирования на оптовом и розничных рынках электроэнергии (мощности)
9. Основные положения технико-экономического обоснования решений по развитию электрических сетей
Как указано в разделе 1, электрические сети в ЭЭС по функциональному назначению могут быть разделены на:
- межсистемные (системообразующие, основные) напряжением 330 (220), 500 и 750 кВ с пропускной способностью одной цепи от 400 до 1800-2000 Мвт, предназначенные для выдачи мощности крупных электростанций и для обеспечения электрических связей между региональными и объединенными энергосистемами в составе ЕЭС страны. Эти связи необходимы для осуществления межсистемных перетоков мощности и электроэнергии, связанных с разновременностью прохождения максимальных нагрузок в РЭС и ОЭС на территории страны в различных временных поясах, с неравномерностью размещения генерирующих источников относительно центров нагрузки, оптимизацией режимов работы электростанций разного типа и на разных видах топлива в графиках нагрузки энергообъединений и ЕЭС страны. Также, как отмечалось в разделе 4, указанные межсистемные сети обеспечивают взаимопомощь между РЭС и ОЭС при аварийных ситуациях на электростанциях либо при выходе из работы отдельных участков межсистемных связей.
- распределительные сети напряжением 110 (220) -35 -20 – 10/6 – 0,4кВ, обеспечивающие выдачу мощности объектов малой генерации и непосредственное электроснабжение потребителей. Схемы распределительных сетей по конфигурации, напряжениям сети, составу и параметрам электросетевых объектов характеризуются значительным многообразием [ 21 ] в зависимости от состава и размещения потребителей, величин их электрических нагрузок, плотности распределения нагрузок по территориям.
В соответствии с [ 20,31] при обосновании схем и выборе параметров основных сетей ЕЭС должны рассматриваться следующие виды потоков мощности, передачу которых должны обеспечивать сети:
1) балансовые потоки мощности между энергосистемами, определяемые для моментов прохождения годовых максимальных нагрузок в РЭС и ОЭС при средних условиях нахождения основного оборудования электростанций в плановом и аварийном ремонтах и при экономически обоснованных режимах работы электростанций в рассматриваемые моменты времени. По балансовым потокам мощности выбираются сечения проводов линий электропередачи, количество и мощность трансформаторов на подстанциях, рациональные способы резервирования элементов сети, потери мощности и годовые потери электроэнергии.
Балансовые потоки мощности между ОЭС ЕЭС России обусловлены:
совмещением максимумов нагрузок рассматриваемых энергосистем (частей ЕЭС);
экономической эффективностью передачи электроэнергии взамен транспорта топлива из одной части ЕЭС в другую или целесообразностью использования энергии и мощности крупных ГЭС, расположенных в одной ОЭС, в переменной части графика нагрузки другой ОЭС;
несоответствием ввода мощности крупных энергоблоков на электростанциях росту максимума нагрузки в рассматриваемой ОЭС.
Балансовые потоки мощности между ОЭС определяются на основе разработки балансов мощности ОЭС и ЕЭС России на перспективу 7-10 лет. Указанные потоки должны обеспечиваться, как при полной схеме межсистемных связей, так и при отключении отдельных элементов указанных связей (линий электропередачи, трансформаторов на подстанциях). Данное требование известно, как правило «n – 1».
При обосновании схемных решений и определении требований к пропускной способности основной сети балансовые потоки мощности между ОЭС принимаются в соответствии с балансами мощности по ЕЭС России на перспективу, но не менее нормируемых значений, определяемых соответствующим процентом (n %) от максимума нагрузки меньшей части ЕЭС России по обе стороны рассматриваемого межсистемного сечения, согласно таблице 9.1 [ 31 ].
Таблица 9.1