- •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)
2. Технология и организация планирования развития ээс
Как отмечалось во введении, основной целью планирования развития ЭЭС является технико-экономическое обоснование состава и сроков реализации решений по реконструкции и модернизации существующих энергетических объектов и решений по составу, размещению и основным параметрам подлежащих сооружению новых объектов и срокам строительства и ввода в эксплуатацию этих объектов. Указанные обоснования являются основой для формирования текущих и перспективных инвестиционных программ хозяйствующих субъектов отрасли.
Обосновываемые при планировании развития ЭЭС решения отличаются по длительности инвестиционных циклов их реализации в соответствии со сроками проектирования, строительства и ввода в эксплуатацию энергетических объектов и по степени влияния на режимы работы ЭЭС и энергообъединения и режимы работы ЭЭС. В связи с этим обоснование отдельных видов решений по развитию ЭЭС осуществляется по представленной в таблице 2.1. иерархической схеме, где для каждого технологического этапа обоснований указана длительность рассматриваемой временной перспективы, исходя из длительности инвестиционного цикла реализации соответствующих решений, а также показан территориальный уровень ЭЭС, в границах которых должно проводиться обоснование.
Под инвестиционным циклом реализации решений понимается длительность периода, в течение которого выполняется весь цикл проектных, изыскательских, строительно-монтажных и наладочных работ, необходимых для реконструкции существующих либо сооружения новых энергетических объектов и создания систем технологического управления и для ввода объектов и систем в нормальную эксплуатацию.
Как показано в таблице, в процессе технико-экономических обоснований любых видов решений осуществляется моделирование перспективного развития ЭЭС соответствующего уровня (ЕЭС, ОЭС или РЭС), включающее:
- прогноз перспективных потребностей в электроэнергии и мощности с учетом режимов электро и теплопотребления в зоне действия ЭЭС;
- разработку перспективных энергобалансов ЭЭС с учетом намечаемого развития генерирующих источников и межсистемных электрических связей при условии обеспечения нормативных требований по балансовой надежности энергоснабжения потребителей.
Также в процессе обоснований осуществляется моделирование режимов работы генерирующих источников и электрических сетей в различных временных разрезах (сутки, неделя, год) с целью проверки технической реализуемости намечаемых решений, оценки объемов потребления топлива и потерь электроэнергии в электрических сетях, подлежащих учету при определении необходимых затрат и в технико-экономических сопоставлениях вариантов развития ЭЭС и отдельных энергетических объектов.
По результатам технико-экономических обоснований решений для рекомендуемых вариантов развития ЭЭС и энергетических объектов может быть осуществлена оценка перспективных потребностей в инвестициях, и разработаны прогнозы функционирования оптового и розничных рынков электроэнергии и мощности на перспективу и прогнозы перспективных уровней цен и тарифов на электроэнергию и мощность в различных территориальных разрезах и по группам потребителей.
Таблица 2.1
Технологические этапы обоснования решений при планировании развития ЭЭС
№№ |
Содержание этапов |
Виды прогнозов и обосновываемых решений |
Уровень ЭЭС |
Длитель-ность перспекти-вы, лет |
1. |
Анализ существующего состояния ЭЭС |
|
ЕЭС, ОЭС, РЭС, энергоузлы |
|
2. |
Прогнозирование потребления электрической и тепловой энергии. |
Перспективные уровни энергопотребления |
ЕЭС, ОЭС, РЭС, энергоузлы |
5-20 |
3. |
Прогнозирование режимов энергопотребления |
Годовые и месячные максимумы нагрузки, характерные суточные и годовые графики нагрузки |
ЕЭС, ОЭС, РЭС |
5-20 |
4. |
Прогноз динамики изме-нения установленной и располагаемой мощности электростанций, существу-ющих на начало периода планирования. |
Объемы демонтажа оборудования, динамика изменения мощностей вследствие демонтажа, реконструкции и модер-низации оборудования. |
ЕЭС, ОЭС, РЭС |
5-20 |
5. |
Разработка перспективных балансов мощности и прогноз потребности во вводе новых мощностей, включая обоснование необ-ходимых резервов мощ-ности; |
Объемы потребности во вводе новых мощностей Объемы резервов мощ-ности по видам Величины балансовых потоков мощности между ОЭС и РЭС в ЕЭС
|
ЕЭС, ОЭС, РЭС |
5-20 |
6. |
Технико-экономическое обоснование решений по развитию и размещению генерирующих мощностей и срокам их ввода, в том числе: - АЭС и крупных ГЭС; - КЭС, ТЭЦ, средних и мелких ГЭС и ГАЭС |
Структура и размещение генерирующих источни-ков по типам электро-станций и видам топлива; Основные системные параметры; Сроки ввода и реконструкции генерирующих объектов |
ЕЭС, ОЭС, РЭС |
10-20
10-15 |
7. |
Разработка перспективных балансов электроэнергии, включая анализ режимов работы электростанций в характерных суточных и годовых графиках нагрузки |
Объемы производства электроэнергии по типам электростанций Объемы перетоков энергии между ОЭС и РЭС в ЕЭС Величины мощности ГЭС и ГАЭС, исполь-зуемых в графиках нагрузки Режимы загрузки оборудования электро-станций различного типа в суточных и годовых графиках нагрузки |
ЕЭС, ОЭС, РЭС |
5-20 |
8. |
Разработка требований к пропускной способности межсистемных связей (магистральной сети 330-750 кВ) |
Требования к пропуск-ной способности меж-системных связей для обеспечения сведения балансов мощности ОЭС и РЭС в ЕЭС и нормативной надежно-сти энергоснабжения потребителей ЭЭС в аварийных ситуациях |
ЕЭС, ОЭС, РЭС |
10-20 |
9. |
Разработка и обоснование решений по развитию магистральной сети 330 (220) - 750 кВ, включая анализ электрических режимов работы ЭЭС |
Схемы сетей по напряжениям и роду тока (переменный постоянный) Состав, размещение и основные параметры электросетевых объек-тов и сроки их ввода и реконструкции |
ЕЭС, ОЭС, РЭС |
10-20 |
10. |
Разработка и обоснование решений по развитию распределительных элек-трических сетей 110 (220) -0,4 кВ, включая анализ электрических режимов работы сетей. |
Схемы сетей по напряжениям Состав, размещение и основные параметры электросетевых объек-тов и сроки их ввода и реконструкции
|
РЭС, энергоузлы |
5-15 |
11. |
Разработка и обоснование решений по развитию систем диспетчерско-техно-логического управления (СДТУ) |
Структура систем (СДТУ) Состав, размещение и основные параметры систем и оборудования и сроки их ввода и реконструкции |
ЕЭС, ОЭС, РЭС |
10-20 |
12. |
Прогноз потребности в инвестициях на развитие и реконструкции электроэнергетики. |
Структура и объемы инвестиций по перспек-тивным периодам |
Страна, регионы Генерация по типам Сети по напряжениям СДТУ |
5-20 |
14 |
Прогноз функционирования рынков электроэнергии и мощности |
|
|
|
13. |
Прогноз цен и тарифов на электро и теплоэнергию |
Уровни цен и тарифов по перспективным периодам |
Страна, регионы, Зоны оптово-го и рознич-ных рынков электроэнер- гии и мощ-ности |
5-20 |
Непосредственно обоснование различных видов решений по развитию ЭЭС и энергообъектов осуществляется путем периодического выполнения специальных работ по планированию и прогнозированию ЭЭС и отрасли электроэнергетика, состав которых, представленный в таблице 2.2., определен и утвержден Правительством РФ [ 4,18,31] .
Таблица 2.2