что дает объединение электростанций в единую энергосистему
Преимущества объединения электрических станций в энергосистему
Энергетическая система — это группа электрических станции, связанных электрическими сетями между собой и с потребителями электрической энергии. В состав системы входят, таким образом, станции подстанции, распределительные пункты и электрические сети разных напряжений.
В начальный период развития электроэнергетики электрические станции работали изолированно одна от другой: каждая станция работала на свою электрическую сеть, снабжала свою ограниченную группу потребителей. Однако уже в начале XX века станции стали объединять в общую сеть.
Первая энергосистема в России — Московская — была создана в 1914 г. после соединения станции «Электропередача» (в настоящее время ГРЭС-3, Электрогорская ГРЭС) с электростанцией Москвы линией протяженностью 70 км.
Толчком для развития связей между станциями и создания энергетических систем спал план ГОЭЛРО. С этого времени развитие электроэнергетики шло в основном по линии создания новых и роста существующих энергетических систем, а затем соединения их между собой в большие объединения.
Объединение станций для параллельной работы в системах имеет следующие преимущества:
возможность полноценного использования гидроэнергетических ресурсов. Расходы воды в реках широко колеблются как в течение года (сезонные колебания, ливневые пики), так и из года в год. При изолированной работе гидростанции, учитывая необходимость обеспечить бесперебойность снабжения потребителей, мощность ее пришлось бы выбирать по расходу очень малому, в достаточной степени обеспеченному. При этом при больших расходах значительная часть воды сбрасывалась бы мимо турбин и общий коэффициент использования ресурсов водотока был бы низким;
возможность обеспечить работу всех станций в экономически выгодных режимах. График нагрузки станций заметно колеблется в пределах суток (дневные и вечерние пики, ночные провалы) и в течение года (обычно максимум зимой, минимум летом). При изолированной работе станции ее агрегатам неизбежно пришлось бы длительное время работать в экономически невыгодных режимах: при малых нагрузках и с низкими к.п.д. В системе предусмотрены остановка части агрегатов при уменьшении нагрузки и распределение нагрузки между остальными агрегатами;
возможность повышения единичных мощностей тепловых станций и их агрегатов, уменьшение необходимых резервных мощностей. На изолированных электростанциях мощность агрегатов в значительной мере лимитируется экономичной мощностью резерва. При создании электроэнергетической системы практически снимается ограничение единичной мощности агрегата и мощности тепловых электростанций, следовательно, электроэнергетическая система позволяет строить сверхмощные тепловые электростанции, являющиеся при прочих равных условиях наиболее экономичными.
уменьшение суммарной установленной мощности всех станций системы или объединения систем и тем самым заметное уменьшение необходимых капиталовложений. Максимумы графиков нагрузки отдельных станций не совпадают во времени, поэтому общий максимум нагрузки системы будет меньше арифметической суммы максимумов станций. Это расхождение будет особенно заметным при объединении систем, расположенных в разных часовых поясах;
повышение надежности и бесперебойности электроснабжения. Современные энергетические системы обеспечивают надежность электроснабжения, недостижимую при изолированной работе станции;
обеспечение высокого качества электроэнергии, характеризуемого степенью неизменности напряжения и частоты тока.
Энергосистемы и их объединения оказывают решающее влияние на все стороны развития электроэнергетического хозяйства, в особенности на размещение электростанций, что в частности, позволяет размещать электростанции у источников энергетических и водных ресурсов.
При эксплуатации энергетических систем возникает ряд важных и сложных технических задач. Для оперативного решения их эти системы имеют диспетчерские службы, снабженные аппаратурой, позволяющей непрерывно следить за режимами работы системы.
Что дает объединение электростанций в единую энергосистему
1). Объединение в Единую энергосистему позволяет уменьшить суммарную установленную мощность электростанций объединенных энергосистем за счет долготного и широтного эффектов. При долготном эффекте суточные максимумы нагрузок ОЭС разнесены во времени на 1-6 часов, и в утренние часы мощность может передаваться с запада на восток, а в вечерние часы – с востока на запад. При широтном эффекте длительность сезонных максимумов нагрузок северных ОЭС больше, чем южных, в связи с этим мощность может передаваться с юга на север.
2). Более полно используются энергетические ресурсы, так как пиковую часть графика нагрузки энергосистемы можно покрывать гидравлическими электростанциями, а базовую часть – тепловыми, на увеличение мощности которых в часы максимума нагрузки приходится затрачивать дополнительное топливо.
3). Повышается экономичность выработки электроэнергии, так как в первую очередь можно увеличить мощность более экономичных станций, имеющих меньший расход условного топлива на выработку 1 кВт· ч электроэнергии.
4). Позволяет увеличить единичную мощность агрегатов, имеющих лучшие технико-экономические показатели.
5). Повышается надежность электроснабжения потребителей за счет резервирования и автоматики. Взаимопомощь между ОЭС позволяет иметь в каждой из ОЭС меньшую резервную мощность электростанций.
6). Позволяет повысить маневренность в энергосистемах и осуществлять взаимопомощь между ОЭС при авариях, при проведении плановых ремонтов, при маловодных годах на ГЭС.
7). Разгружаются магистральные линии электропередачи, что приводит к экономии на проводниковом материале и снижению потерь электроэнергии при ее передаче.
8). Появляется возможность присоединения промежуточных потребителей.
9). Позволяет сократить численность ремонтного персонала за счет концентрации мощности оборудования, централизации ремонтов, автоматизации производственных процессов.
В чем заключаются выгоды объединения электростанций в Единую энергетическую систему?
Обсуждение вопроса:
Объединение энергосистем обеспечивает взаимный обмен мощностями и дает следующие преимущества:
1) Объединение в Единую энергосистему позволяет уменьшить суммарную установленную мощность электростанций объединенных энергосистем за счет долготного и широтного эффектов. При долготном эффекте суточные максимумы нагрузок ОЭС разнесены во времени на 1 — 6 часов, и в утренние часы мощность может передаваться с запада на восток, а в вечерние часы — с востока на запад. При широтном эффекте длительность сезонных максимумов нагрузок северных ОЭС больше, чем южных, в связи с этим мощность может передаваться с юга на север.
2) Более полно используются энергетические ресурсы, так как пиковую часть графика нагрузки энергосистемы можно покрывать гидравлическими электростанциями, а базовую часть — тепловыми, на увеличение мощности которых в часы максимума нагрузки приходится затрачивать дополнительное топливо.
3) Повышается экономичность выработки электроэнергии, так как в первую очередь можно увеличить мощность более экономичных станций, имеющих меньший расход условного топлива на выработку 1 кВт•ч электроэнергии.
4) Позволяет увеличить единичную мощность агрегатов, имеющих лучшие технико — экономические показатели.
5) Повышается надежность электроснабжения потребителей за счет резервирования и автоматики. Взаимопомощь между ОЭС позволяет иметь в каждой из ОЭС меньшую резервную мощность электростанций.
6) Позволяет повысить маневренность в энергосистемах и осуществлять взаимопомощь между ОЭС при авариях, при проведении плановых ремонтов, при маловодных годах на ГЭС.
7) Разгружаются магистральные линии электропередачи, что приводит к экономии на проводниковом материале и снижению потерь электроэнергии при ее передаче.
8) Появляется возможность присоединения промежуточных потребителей.
9) Позволяет сократить численность ремонтного персонала за счет концентрации мощности оборудования, централизации ремонтов, автоматизации производственных процессов.
Преимущества объединения энергетических систем
На первой стадии развития электроэнергетика представляла собой совокупность отдельных электростанций, каждая из которых через собственную сеть передавала электроэнергию к потребителям, не связанным между собой. В дальнейшем стали создаваться энергетические системы, в которых электрические станции соединялись электрическими сетями и включались на параллельную работу. Отдельные энергетические системы в свою очередь также объединялись, образуя более крупные энергетические системы. Тенденция к образованию по возможности наиболее крупных энергетических объединений проявляется практически во всех странах.
В настоящее время существует Единая энергетическая система Украины. ЕЭС соединена линиями электропередачи с объединенной энергосистемой России и других стран. Энергосистемы всех стран Западной Европы, включая Англию и Скандинавские страны, связаны между собой линиями электропередач. Электростанции США также соединены линиями электропередач со станциями Канады и Мексики.
Общее стремление к объединению энергетических систем вызвано огромными преимуществами крупных систем по сравнению с отдельными станциями.
Создание объединенных энергетических систем позволяет:
1. Уменьшить суммарную установленную мощность электростанций.
Большая совокупность потребителей электрической энергии характеризуется графиком нагрузки P=f(t) (рис.1). Максимум суммарной нагрузки Рт энергосистемы меньше, чем сумма максимумов нагрузок отдельных потребителей. Это объясняется несовпадением отдельных максимумов из-за различных условий работы потребителей. В энергетических системах, охватывающих обширные географические районы, несовпадение максимумов вызвано расположением нагрузок в различных часовых поясах. Например, объединение потребителей, размещенных в европейской и сибирской частях России, позволяет получить более равномерный суммарный график нагрузки по сравнению с графиком нагрузок отдельных потребителей (рис. 2). Установленная мощность электростанций в системе должна быть достаточной для покрытия максимальных нагрузок потребителей. Кроме того, исходя из требований, предъявляемых к надежности работы систем, должна быть предусмотрена резервная мощность генераторов. При параллельной работе электрических станций резервная мощность может быть уменьшена. Покажем этона простом примере.
2. Более полно использовать гидроэнергетические ресурсы.
Расход воды в реке колеблется в больших пределах. Для надежного снабжения электроэнергией потребителей мощность ГЭС (при изолированной ее работе) нужно выбирать исходя из обеспеченного расхода воды, который приходится принимать достаточно малым. В случае больших расходов часть воды пришлось бы сбрасывать мимо турбин.
Рассмотрим преимущества объединения ТЭС с ГЭС на простом примере. Пусть мощности каждой станции равны по 100 МВт. Каждая станция вырабатывает энергию для своего района, причем станции работают изолированно. Мощности нагрузок в каждом районе равны по 100 МВт. Потребности в электроэнергии за сутки у потребителей каждого района по 1600 МВт·ч. Далее предположим, что по расходу воды ГЭС за сутки может выработать только 1200 МВт·ч. Следовательно, дефицит электроэнергии в районе с ГЭС составит 400 МВт·ч. ТЭС за сутки может выработать 2400 МВт·ч, т. е. в районе с ТЭС могут быть дополнительно использованы 800 МВт·ч. При объединении на параллельную работу ТЭС и ГЭС можно заставив ТЭС вырабатывать 2000 МВт·ч электроэнергии, полностьюудовлетворить спрос всех потребителей. ГЭС более пригодны для покрытия пиковой части графиков суммарной нагрузки энергосистем (рис. 3).
3. Повысить экономичность выработки электроэнергии.
Вследствие неравномерности графиков нагрузок изолированные станции должны работать в течение некоторого времени с недогрузкой, т. е. в неэкономичном режиме. В энергосистемах при провалах нагрузки часть станций может быть отключена, а для оставшихся можно обеспечить наиболее экономичные режимы работы. Кроме того, различные станции имеют неодинаковые экономические показатели выработки электроэнергии. Поэтому с возрастанием нагрузки в системе стремятся в первую очередь увеличить выработку электроэнергии на станциях с лучшими экономическими показателями.
4. Увеличить единичные мощности агрегатов.
С возрастанием мощностей агрегатов Pi улучшаются их технические характеристики и снижается удельная стоимость с выработки электроэнергии (рис. 4).
5. Повысить надежность электроснабжения потребителей.
Отдельные элементы энергетической системы (генераторы, трансформаторы, ЛЭП и т. д.) в результате аварий могут выходить из строя. В этих случаях часть потребителей может потерять питание. В схеме, показанной на рис. 5, при возникновении трехфазного короткого замыкания на линии электропередачи полностью прекращается подача электроэнергии потребителям. Надежность энергетической системы оценивается вероятностными показателями, так как отказы оборудования появляются под действием случайных факторов. С одной стороны, повышение надежности электроснабжения сопровождается увеличением стоимости систем, с другой стороны, недостаточная надежность приводит к ущербам от недоотпуска электроэнергии потребителям. Поэтому целесообразные показатели надежности электрических систем должны устанавливаться с учетом этих факторов. Применение устройств релейной защиты и автоматики является эффективным средством повышения надежности. Релейной защитой называется система устройств, которые производят отключение поврежденных элементов или частей систем и локализацию аварий. К числу автоматических устpoйств относятся устройства автоматического повторного включения (АПВ) и автоматического ввода резерва (АВР). Устройства АПВ предназначены для ликвидации «переходящих» повреждений, например коротких замыканий. При появлении дугового короткого замыкания (рис.6) устройством АПВ создается бестоковая пауза, в течение которой дуга гаснет и восстанавливаются диэлектрические свойства воздушного промежутка. Затем вновь автоматически включается напряжение на ЛЭП, которая может продолжать успешную работу. Принцип работы АВР можно пояснить рис.7. При повреждении одного из трансформаторов автоматически производится его отключение, а оставшиеся без электроэнергии потребители автоматически подключаются к исправному трансформатору.
6. Повысить качество электроэнергии.
К показателям качества относятся величина, напряжения, форма кривой напряжения и тока, симметрия векторов напряжений трехфазной системы, частота.
Напряжение вдоль нагруженной ЛЭП меняется из-за потерь в сопротивлениях. В простейшем случае напряжение в конце ЛЭП постоянного тока (рис. 8) связано с напряжением в начале простой зависимостью:
Форма кривой напряжения (тока) должна быть синусоидальной (рис. 9). Искажение формы означает ухудшение качества электроэнергии.
В трехфазной системе векторы напряжений (токов) должны быть симметричны, т. е. равны по величине и сдвинуты относительно друг друга на 120 0 (рис.10).
Существуют различные способы улучшения качества электроэнергии. Так, улучшение напряжения у потребителей может быть достигнуто регулированием величины э.д.с. синхронного генератора (рис. 11). Изменяя с помощью автоматического регулятора ток в обмотке возбуждения, можно получать различные величины э. д. с. генератора, так как при этом будут различны значения индукции магнитного поля, пронизывающего обмотки статора.
Величину напряжения можно регулировать и непосредственно у потребителей, изменяя (при изменении нагрузки) коэффициент трансформации К= U2/U1 трансформаторов (рис. 12).
Дата добавления: 2015-12-22 ; просмотров: 855 ; ЗАКАЗАТЬ НАПИСАНИЕ РАБОТЫ
Единая энергетическая система России
Единая энергетическая система России (ЕЭС России) — совокупность производственных и иных имущественных объектов электроэнергетики, связанных единым процессом производства (в том числе производства в режиме комбинированной выработки электрической и тепловой энергии) и передачи электрической энергии в условиях централизованного оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике.
ГОСТ 21027-75 дает следующее определение Единой энергосистемы:
Единая энергосистема — совокупность объединённых энергосистем (ОЭС), соединённых межсистемными связями, охватывающая значительную часть территории страны при общем режиме работы и имеющая диспетчерское управление
ЕЭС России охватывает практически всю обжитую территорию страны и является крупнейшим в мире централизованно управляемым энергообъединением. В настоящее время ЕЭС России включает в себя 69 энергосистем на территории 79 субъектов российской Федерации, работающих в составе шести работающих параллельно ОЭС — ОЭС Центра, Юга, Северо-Запада, Средней Волги, Урала и Сибири и ОЭС Востока, работающей изолированно от ЕЭС России. Кроме того, ЕЭС России осуществляет параллельную работу с ОЭС Украины, ОЭС Казахстана, ОЭС Белоруссии, энергосистемами Эстонии, Латвии, Литвы, Грузии и Азербайджана, а также с NORDEL (связь с Финляндией через вставку постоянного тока в Выборге). Энергосистемы Белоруссии, России, Эстонии, Латвии и Литвы образуют так называемое «Электрическое кольцо БРЭЛЛ», работа которого координируется в рамках подписанного в 2001 году Соглашения о параллельной работе энергосистем БРЭЛЛ.
Системный оператор выделяет три крупных независимых энергообъединения в Европе — Северную (NORDEL), Западную (UCTE) и Восточную (ЕЭС/ОЭС) синхронные зоны (NORDEL и UCTE в июле 2009 года вошли в состав нового европейского объединения — ENTSO-E). Под ЕЭС/ОЭС понимается ЕЭС России в совокупности с энергосистемами стран СНГ, Балтии и Монголии.
Преимущества объединения электрических станций и сетей в ЕЭС России.
Параллельная работа электростанций в масштабе Единой энергосистемы позволяет реализовать следующие преимущества:
Совместная работа электростанций в Единой энергосистеме обеспечивает возможность установки на электростанциях агрегатов наибольшей единичной мощности, которая может быть изготовлена промышленностью, и укрупнения электростанций. Увеличение единичной мощности агрегатов и установленной мощности электростанций имеет значительный экономический эффект.
История создания
Принципы централизации выработки электроэнергии и концентрации генерирующих мощностей на крупных районных электростанциях были заложены ещё при реализации плана ГОЭЛРО. Развитие электроэнергетики СССР в 1930-е годы характеризовалось началом формирования энергосистем. В 1926 году в Московской энергосистеме была создана первая в стране центральная диспетчерская служба (ЦДС, в настоящее время ЦДС носят названия Региональных диспетчерских управлений и имеют статус филиалов ОАО «СО ЕЭС»). К 1935 году в стране работало шесть энергосистем, в том числе Московская, Ленинградская, Донецкая и Днепровская. Первые энергосистемы были созданы на основе ЛЭП напряжения 110 кВ, за исключением Днепровской, в которой использовались линии напряжения 154 кВ, принятого для выдачи мощности Днепровской ГЭС.
В 1942 году для координации работы трех районных энергетических систем: Свердловской, Пермской и Челябинской было создано первое Объединённое диспетчерское управление — ОДУ Урала. В 1945 году было создано ОДУ Центра.
В начале 1950-х годов было начато строительство каскада гидроэлектростанций на Волге. В 1956 году объединение энергосистем Центра и Средней Волги линией электропередачи 400 кВ «Куйбышев — Москва», обеспечивавшей выдачу мощности Куйбышеской ГЭС, обозначило начало формирования Единой энергосистемы СССР. Последовавшее строительство ЛЭП 500 кВ от каскада Волжских ГЭС обеспечило возможность параллельной работы энергосистем Центра, Средней и Нижней Волги и Урала и завершило первый этап создания Единой энергетической системы.
В июле 1962 году было подписано соглашение о создании в Праге Центрального диспетчерского управления (ЦДУ) энергосистем Болгарии, Венгрии, ГДР, Польши, СССР, Румынии и Чехословакии. Это соглашение привело к созданию крупнейшей на планете энергосистемы «Мир» (установленная мощность электростанций более 400 ГВт).
В 1967 году на базе ОДУ Центра было создано Центральное диспетчерское управление (ЦДУ) ЕЭС СССР, принявшее на себя также функции диспетчерского управления параллельной работой энергосистем ОЭС Центра.
В 1970 году к ЕЭС была присоединена ОЭС Закавказья, а в 1972 году — ОЭС Казахстана и отдельные районы Западной Сибири.
В 1978 году ОЭС Сибири была присоединена к ЕЭС СССР.
К 1990 году в состав ЕЭС СССР входили 9 из 11 энергообъединений страны, охватывая 2/3 территории СССР, на которых проживало более 90 % населения. В ноябре 1993 г. из-за большого дефицита мощности на Украине был осуществлён вынужденный переход на раздельную работу ЕЭС России и ОЭС Украины, что привело к раздельной работе ЕЭС России с остальными энергосистемами, входящими в состав энергосистемы «Мир». В дальнейшем параллельная работа энергосистем, входящих в состав «Мира», с центральным диспетчерским управлением в Праге не возобновлялась. После распада СССР электрические связи между некоторыми энергообъединениями в составе ЕЭС России стали проходить по территории независимых государств и электроснабжение части регионов оказалось зависимым от этих государств (связи 500—1150 кВ между ОЭС Урала и Сибири, проходящие по территории Казахстана, связи ОЭС Юга и Центра, частично проходящие по территории Украины, связи ОЭС Северо-Запада с Калининградской энергосистемой, проходящие по территории стран Балтии).
В 1995 году ОДУ Центра выведено из состава ЦДУ ЕЭС России в качестве Дирекции оперативно-диспетчерского управления объединенной энергетической системы Центра «Центрэнерго» (филиал РАО «ЕЭС России»).
Административно-хозяйственное управление ЕЭС
До 1 июля 2008 года высшим уровнем в административно-хозяйственной структуре управления электроэнергетической отраслью являлось ОАО «РАО ЕЭС России».
Диспетчерско-технологическое управление работой ЕЭС России осуществляет ОАО «СО ЕЭС».
Постановлением Правительства РФ от 11.07.2001 № 526 «О реформировании электроэнергетики Российской Федерации» Единая энергетическая система России признана «общенациональным достоянием и гарантией энергетической безопасности» государства. Основной её частью «является единая национальная энергетическая сеть, включающая в себя систему магистральных линий электропередачи, объединяющих большинство регионов страны и представляющая собой один из элементов гарантии целостности государства». Для её «сохранения и укрепления, обеспечения единства технологического управления и реализации государственной политики в электроэнергетике» было предусмотрено создание ОАО «ФСК ЕЭС». В постановлении Правительства Российской Федерации от 26.01.2006 № 41 были утверждены критерии отнесения к ЕНЭС магистральных линий электропередачи и объектов электросетевого хозяйства. Следует отметить, что в других нормативных документах аббревиатура ЕНЭС расшифровывается как «Единая национальная электрическая сеть», что является более правильным с технической точки зрения.
Большинство тепловых электростанций России находятся в собственности семи ОГК (оптовые генерирующие компании) и четырнадцати ТГК (территориальные генерирующие компании). Большая часть производственных мощностей гидроэнергетики сосредоточена в руках компании ПАО «РусГидро».
Эксплуатирующей организацией АЭС России является АО «Концерн Росэнергоатом».
Реформирование электроэнергетики подразумевало создание в России оптового и розничных рынков электрической энергии. Деятельность по обеспечению функционирования коммерческой инфраструктуры оптового рынка, эффективной взаимосвязи оптового и розничных рынков, формированию благоприятных условий для привлечения инвестиций в электроэнергетику, организации на основе саморегулирования эффективной системы оптовой и розничной торговли электрической энергией и мощностью осуществляет некоммерческое партнёрство «Совет рынка». Деятельность по организации торговли на оптовом рынке, связанная с заключением и организацией исполнения сделок по обращению электрической энергии, мощности и иных объектов торговли, обращение которых допускается на оптовом рынке, осуществляет коммерческий оператор оптового рынка — ОАО «Администратор торговой системы оптового рынка электроэнергии» (ОАО «АТС»).
Особенности ЕЭС
ЕЭС России располагается на территории, охватывающей 8 часовых поясов. Необходимостью электроснабжения столь протяжённой территории обусловлено широкое применение дальних электропередач высокого и сверхвысокого напряжения. Системообразующая электрическая сеть ЕЭС (ЕНЭС) состоит из линий электропередачи напряжения 220, 330, 500 и 750 кВ. В электрических сетях большинства энергосистем России используется шкала напряжений 110—220 — 500—1150 кВ. В ОЭС Северо-Запада и частично в ОЭС Центра используется шкала напряжений 110—330 — 750 кВ. Наличие сетей напряжения 330 и 750 кВ в ОЭС Центра связано с тем, что сети указанных классов напряжения используются для выдачи мощности Калининской, Смоленской и Курской АЭС, расположенных на границе использования двух шкал напряжений. В ОЭС Юга определённое распространение имеют сети напряжения 330 кВ.
Структура генерирующих мощностей
ОЭС, входящие в состав ЕЭС России, имеют различную структуру генерирующих мощностей, значительная часть энергосистем не сбалансирована по мощности и электроэнергии. Основу российской электроэнергетики составляют около 600 электростанций суммарной мощностью 210 ГВт, работающих в составе ЕЭС России. Две трети генерирующих мощностей приходится натепловые электростанции. Около 55 % мощностей ТЭС составляют теплоэлектроцентрали (ТЭЦ), а 45 % — конденсационные электростанции (КЭС). Мощность гидравлических (ГЭС), в том числе гидроаккумулирующих (ГАЭС) электростанций составляет 21 % установленной мощности электростанций России. Мощность атомных электростанций составляет 17,2 % установленной мощности электростанций страны. Для ЕЭС России характерна высокая степень концентрации мощностей на электростанциях. На тепловых электростанциях эксплуатируются серийные энергоблоки единичной мощностью 500 и 800 МВт и один блок мощностью 1200 МВт на Костромской ГРЭС. Единичная мощность энергоблоков действующих АЭС достигает 1000 МВт.
Технические проблемы функционирования ЕЭС
Одной из серьёзных проблем функционирования ЕЭС является слабость межсистемных, а иногда и системообразующих связей в энергосистеме, что приводит к «запиранию» мощностей электрических станций. Слабость межсистемных связей в ЕЭС обусловлена её территориальной распределённостью. Ограничения в использовании связей между различными ОЭС и большинства наиболее важных связей внутри ОЭС определяются в основном условиями статической устойчивости; для ЛЭП, обеспечивающих выдачу мощности крупных электростанций, и ряда транзитных связей определяющими могут быть условия динамической устойчивости.
Проводившиеся исследования выявили, что стабильность частоты в ЕЭС России ниже, чем в UCTE. Особенно большие отклонения частоты происходят весной и во второй половине ночи, что свидетельствует об отсутствии гибких средств регулирования частоты.
Перспективы развития ЕЭС
Развитие ЕЭС в обозримой перспективе описывается в Генеральной схеме размещения объектов электроэнергетики до 2020 года.
В настоящее время Системный оператор завершил работу над технико-экономическим обоснованием (ТЭО) объединения ЕЭС/ОЭС с UCTE. Такое объединение означало бы создание самого большого в мире энергетического объединения, расположенного в 12 часовых поясах, суммарной установленной мощностью более 860 ГВт. 2 апреля 2009 года в Москве состоялась Международная отчётная конференция «Перспективы объединения энергосистем Восток-Запад (Результаты ТЭО синхронного объединения ЕЭС/ОЭС с UCTE)». ТЭО показало, что «синхронное объединение энергосистем UCTE и ЕЭС/ОЭС возможно при условии проведения ряда технических, эксплуатационных и организационных мероприятий и создания необходимых правовых рамок, определённых исследованием. Поскольку выполнение этих условий, вероятно, потребует длительного времени, синхронное объединение должно рассматриваться как долгосрочная перспектива. Для построения совместной, крупнейшей в мире рыночной платформы для торговли электроэнергией между синхронными зонами UCTE и ЕЭС/ОЭС также может быть рассмотрено создание несинхронных связей, что, однако, требует проведения отдельных исследований заинтересованными сторонами».