2. Единая энергетическая система России

Единая энергетическая система (ЕЭС) России образовалась в 1991 г. выделившись из состава ЕЭС бывшего Советского Союза.

В состав ЕЭС России входит шесть объединенных энергосистем (ОЭС): Северо-Запада, Центра, Средней Волги, Северного Кавказа, Урала и Сибири, а также Янтарьэнерго (через электрические сети стран Балтии). ОЭС Востока работает изолированно.

В период с 1991 по 2005 гг. ЕЭС России работала параллельно с энергосистемами СНГ и Балтии. Также параллельно, но несинхронно (через вставку постоянного тока) с энергосистемой Финляндии, входящей в объединение стран Северной Европы (Nordel). От ЕЭС России осуществлялось также электроснабжение некоторых выделенных районов Норвегии, Китая, Польши, Турции и др.

Установленная мощность электростанций ЕЭС России на конец 2005 г. составила 197,3 млн. кВт (около 95% установленной мощности электростанций станы). Выработка электроэнергии всеми электростанциями ЕЭС России достигает 890,8 млрд. кВт·ч (95% выработки по стране).

ЕЭС России формировалась в составе ЕЭС СССР, поэтому размещение электростанций и подстанций, их структура, единичная мощность и схема сетей создавались исходя из эффективности работы всего большого объединения. В результате распада Советского Союза выделилось 15 национальных энергосистем стран СНГ. При этом сложные проблемы возникли во всех объединениях (в части структуры станций, балансов мощности, режимов работы электростанций системообразующих электрических сетей и пр.).

ЕЭС Советского Союза была крупнейшей единой энергосистемой в мире и представляла собой высшую форму интеграции электроэнергетики. Оптимальной технологической структуре: ЕЭС, ОЭС, РЭС соответствовала и хозяйственная структура: Минэнерго, территориальные главные управления, районные энергетические управления (РЭУ). Это обеспечивало минимизацию затрат.

Следует отметить, что управление функционированием опиралось на весьма совершенную структуру автоматической четырехуровневой диспетчерской и противоаварийной службы. Управление развитием – на иерархическую систему перспективного проектирования, строгую государственную экспертизу перспективных решений по ее развитию и централизованную реализацию проектов.

Для отрасли были характерны высокая «технологическая культура», профессионализм и ответственность персонала всех уровней. Это позволило нашей энергетике избежать крупных системных аварий с 1948 г., даже в послевоенный период, при изношенном и часто нестандартном оборудовании, недостатке и низком качестве топлива, недостаточных резервах мощности и темпах развития электрических сетей.

Аварии делятся на станционные, электросетевые, теплосетевые и системные. Первые три вида связаны с неисправным состоянием оборудования самой станции, электрических или тепловых сетей соответственно.

Наибольшую опасность для теплоэнергетики представляют системные аварии (в энергосистеме в целом), приводящие к лавинообразному отключению турбоагрегатов из-за падения частоты сети вследствие того, что генерируемая мощность ниже электрической нагрузки.

Стремительность развития такой аварии вызвана тем, что аварийное отключение какого-либо агрегата из-за низкой частоты сети еще больше уменьшает эту частоту по сравнению с нормативной (50 Гц), а это приводит к быстрому массовому выходу из работы следующих энергоблоков.

Для предотвращения системных аварий предусматривается автоматическая частотная разгрузка, т.е. отключение некоторых потребителей при падении частоты сети ниже допустимой. Одновременно по указанию диспетчера энергосистемы увеличивается рабочая мощность электростанций.

В отличие от других отраслей промышленности электроэнергетика является сложной технической системой с практически одновременным производством и потреблением ее продукции (электроэнергии). Кроме того, она имеет довольно узкую область существования устойчивых режимов работы (частоты тока, уровней напряжения, величины перетоков мощности и др.), а режимы ее работы, т. е. нагрузка потребителей, мощность электростанций, перетоки мощности по электрическим сетям, непрерывно изменяются.

Недопустимое отклонение основных параметров практически мгновенно распространяется и нарушает электроснабжение на огромных территориях, что влечет за собой большие ущербы и, возможно, человеческие жертвы. Поэтому приоритетом здесь должна быть «технология», а хозяйственная структура отрасли должна ей соответствовать.

Большой межсистемный эффект Единой энергосистемы (ЕЭС) обусловлен:

1) уменьшением необходимой установленной мощности станций от снижения совмещенного максимума электрической нагрузки против суммы максимумов объединений;

2) сокращением необходимого аварийного и ремонтного резерва мощности при совместном его использовании в объединениях;

3) экономией энергоресурсов за счет оптимизации структуры электростанций и режимов их работы в составе объединения;

4) увеличением коэффициента использования станций.

Это главное отличие ЕЭС России от национальных систем Европы и Америки, работающих параллельно на общую электрическую сеть, но не являющихся едиными системами. Они полностью обеспечены собственным резервом мощности и электрических сетей, но не имеют централизованного управления функционированием и развитием. Однако, несмотря на большие резервы и качественное оборудование, они подвержены тяжелым системным авариям, которые периодически повторяются до настоящего времени.

Расчеты, выполненные еще в 1980-х годах Европейской экономической комиссией ООН по объединению стран Западной Европы, показали большой экономический эффект только от сокращения резервов и совмещения максимумов их нагрузки. Однако создать «наднациональное» центральное диспетчерское управление (ЦДУ) в Европе по ряду причин не удалось.

До 1994 г. ЕЭС России в составе шести объединенных систем (Северо-Запада, Центра, Северного Кавказа, Средней Волги, Урала и Сибири) работала синхронно с энергосистемами Балтии, Беларуси, Украины, Закавказья и Казахстана. От этого объединения осуществлялся экспорт электроэнергии в энергосистемы Центральной Европы (объединенная система «Мир» с ЦДУ в Праге), а также в Монголию, Финляндию, Норвегию, Турцию. Это было крупнейшее энергообъединение мира мощностью свыше 400 млн. кВт, оно охватывало территорию от Улан-Батора до Берлина.

С 1995 г. в связи с экономическим кризисом в странах СНГ и по ряду других причин связи ОЭС Центра с Украиной и Северным Кавказом были отключены.

В 1996 г. были отключены также связи Урала с Казахстаном, а в 1999 г. – Казахстана с Сибирью. Сохранилась синхронная работа ЕЭС России только с Беларусью и Балтией. Эти обстоятельства вызвали большие трудности в электроснабжении Северного Кавказа, а также Омской энергосистемы ОЭС Сибири, которые соединялись с ЕЭС только слабыми связями 220 кВ. В результате при наличии мощных электрических сетей, проходящих по территориям Украины и Казахстана, в ЕЭС России потребовалось усиление электрических сетей между Северным Кавказом и Волгоградом, а также Сибирью и Уралом, проходящих по территории России.

В 2000 г. была восстановлена синхронная работа с ОЭС Сибири через ОЭС Казахстана, а с 2001 г. – с Украиной и Молдовой, Закавказьем (Грузией и Азербайджаном). В настоящее время ЕЭС России работает синхронно на территории, превышающей территорию бывшей ЕЭС Советского Союза, так как к этому времени сети Северного Казахстана объединились с сетями Южного, работающими синхронно с энергосистемами государств Средней Азии. Но это межнациональное объединение уже не было единой системой, так как не имело единого централизованного управления функционированием и развитием.