ЕЭС СССР и ЕЭС России

межсистемными связями, охватывающая значительную часть территории страны при общем режиме

работы и имеющая диспетчерское управление.
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.
На сегодняшний день ЕЭС России охватывает практически всю обжитую территорию страны и является крупнейшим в мире централизованно управляемым энергообъединением.

Управление объединенными государственными электрическими станциями Московского района Главэлектро ВСНХ РСФСР

письмами № 8310 и № 8348 на подчиненные им электрические станции: общества «Электропередача», Глуховскую, Павловскую, Шатурскую и Ореховскую разослало документы, определившие особую роль системы оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике.

параллельную работу проводилось с первых лет существования электроэнергетики. Государственным планом

электрификации (ГОЭЛРО) России предусматривалось строительство 30-ти электростанций и их объединение на параллельную работу на основе единой электрической сети.

В 1932 году был создан первый диспетчерский центр Объединенной Энергосистемы (ОЭС) Урала. В 1945 г. было организовано объединенное диспетчерское управление (ОДУ) Центра, осуществлявшее руководство параллельной работой энергосистем центральной России.

Строительство каскада ГЭС на Волге во второй половине 50-х годов и промышленное освоение напряжения 500 кВ дали новый толчок формированию объединенных энергосистем Центра, Средней Волги и Урала и их включению на параллельную работу.

тепловых станций (КЭС) с блоками до 300 МВт, крупных ГЭС

в Сибири, линий электропередачи напряжением до 500кВ.

Параллельная работа ОЭС Урала, Средней Волги и Центра потребовала диспетчерской координации их режимов.Функции координатора и вопросы согласованного развития ОЭС были возложены на ОДУ Центра с дальнейшим преобразованием его в ОДУ Европейской части ЕЭС.

В конце 60-х годов создались условия для формирования Единой энергосистемы страны.
Для централизованного управления функционированием ЕЭС СССР в 1969 году впервые в мире было создано было организовано трехуровневое централизованное диспетчерское управление: ЦДУ ЕЭС - ОДУ ОЭС- диспетчерские центры ЭС.

параллельную работу энергообъединений, работавших изолированно.
В достаточно короткие сроки на

параллельную работу в составе ЕЭС СССР были включены ОЭС Украины, Северного Кавказа и Закавказья.
Были созданы предпосылки для развития связей с энергосистемами стран-членов СЭВ и интенсивного обмена электроэнергией между ними.
В 1978 году был сделан важный шаг к завершению формирования ЕЭС - вслед за подключением ОЭС Казахстана на параллельную работу к ЕЭС СССР присоединилась ОЭС Сибири, а в 1979 году началась параллельная работа ЕЭС СССР и ОЭС стран-членов СЭВ.

Азии и ОЭС Востока охватила всю обжитую часть территории СССР.

Производство электроэнергии достигло 1,3 триллиона кВт.ч, а к 1990 г. - 1,6 триллиона кВт.ч.

В Европейской части ЕЭС сформировалась развитая сеть 500 кВ-750 кВ, а в Азиатской части ЕЭС одновременно с развитием сети 500 кВ, осваивалось напряжение 1150кВ.

Были введены крупнейшие энергоблоки 500-800-1200 МВт на тепловых электростанциях и 1000-1500 МВт на АЭС. Завершено сооружение крупнейших ГЭС Сибири.

на Восток 7 тыс. км и с Севера на

Юг более 3 тыс. км, представляло собой сложнейшую инженерную задачу, не имевшую аналогов в мире.

ЦДУ ЕЭС СССР вместе с научными и проектными институтами разработало концепцию управляемости, живучести и надежности энергосистем и ЕЭС в целом.
В конце 80-х - начале 90-х годов средства диспетчерского и технологического управления получили дальнейшее широкое развитие.
Развернуты большие работы по развитию систем и средств связи, продолжалось создание волоконно-оптических линий связи, общая протяженность которых достигла в 1998 году более 6500 км.

новые задачи в области диспетчерско-технологического управления.
Введение рыночных отношений в ЕЭС

России, имеющую большую протяженность и ограниченные пропускные способности межсистемных связей, предъявляет особо высокие требования к приоритетному обеспечению нормативов надежности и устойчивости ЕЭС и ОЭС.
Нужны не только организационные меры для обеспечения надежности и устойчивости, но и эффективные экономические механизмы оплаты:
- за резервную мощность,
- за участие в регулировании частоты и перетоков мощности,
- за привлечение к управляющим воздействиям противоаварийной автоматики (ПА).

(ФСК).
Основные направления деятельности ФСК:
- управление Единой национальной (общероссийской) электрической

сетью;
- предоставление услуг субъектам оптового рынка электрической энергии по передаче электрической энергии и присоединению к электрической сети;
- инвестиционная деятельность в сфере развития Единой национальной (общероссийской) электрической сети;
- поддержание в надлежащем состоянии электрических сетей;
технический надзор за состоянием сетевых объектов.


Государство берет на себя обязательство гарантировать равный доступ к сетям каждому производителю и потребителю энергии.

Диспетчеризацию потоков электроэнергии осуществляет подконтрольная государству компания, системный оператор ОАО "СО-ЦДУ ЕЭС" (Системный оператор). В 2010году в ЦДУ ЕЭС работали свыше 7500 сотрудников
(видео о системном операторе http://www.youtube.com/watch?v=xdsdtQIgQdY)

Цены на электроэнергию формируются в результате торгов, которые проводит некоммерческое партнерство "Администратор торговой системы".
Государство устанавливает тарифы на услуги по диспетчеризации и транспорту электроэнергии по межсистемным и распределительным сетям.
Цена на электроэнергию, выработанную на отдельных электростанциях, формируются на основе соотношения спроса и предложения на рынке электроэнергии.

потери электроэнергии - разность между поступлением (поставкой) электрической энергии в

электрическую сеть и отпуском электрической энергии из сети, (объемом электрической энергии, потребленной энергопринимающими устройствами и субъектами).
Технологические потери (расход) электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям включают в себя технические потери в оборудовании электрических сетей, обусловленных физическими процессами, происходящими при передаче электроэнергии) (с учетом расхода электроэнергии на собственные нужды подстанций и потери, обусловленные допустимыми погрешностями системы учета электроэнергии.
Технологические потери определяются расчетным путем
DWтехнол = DWтех + DWсн + DWуч.
Утверждению Минэнерго подлежат технологические потери электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям для территориальных сетевых организаций ( ТСО), федеральной и межрегиональных сетевых компаний (ФСК и МРСК).

Отчетные потери выше, чем технологические потери.

счетов,

обусловленные неточностью данных о потребителях электроэнергии, ошибками при выставлении счетов;
потери при востребовании оплаты, обусловленные оплатой позже установленной даты, долговременными или безнадежными долгами и неоплаченными счетами;
потери из-за хищений электроэнергии. В российских энергосистемах главными причинами наличия коммерческих потерь традиционно являются недостаточный и недостоверный учет, хищения электроэнергии не только в коммунально-бытовом, но и в промышленном секторе. Кроме того, появилась мотивация к применению все более изощренных методов и средств хищений электроэнергии.

потерь электроэнергии

проблема, требующая совершенствования нормативно-правовой базы по учету электроэнергии, взаимодействию сетевых

и сбытовых организаций.

Приоритетным путем снижения технических потерь электроэнергии являются оптимизация режимов и модернизация электрических сетей.

Стратегическое направление снижения коммерческих потерь электроэнергии – совершенствование систем учета, внедрение АСКУЭ и защита учета от несанкционированного доступа.
.