Энергетическая система России

Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

Россия - единственная среди крупных промышленно развитых стран мира, которая не только полностью обеспечена топливно-энергетическими ресурсами, но и в значительных размерах экспортирует топливо и электроэнергию. Велика ее доля в мировом балансе топливно-энергетических ресурсов, например по разведанным запасам нефти - около 10%, природного газа - более 40 % .

Россия находится на первом месте в мире по добыче природного газа, занимает третье место по добыче нефти (после США и Саудовской Аравии).

Энергетика - важнейшее звено в цепи преобразований, вызванных переходом России к рыночной экономике. Свободные цены на энергоносители (приближающиеся к ценам мирового рынка) существенно влияют как на материальное производство, так и на непроизводственную сферу.

Предметом исследования данной работы является энергетическая система России.

С этой целью даётся описание характеристики энергетической системы России, её оперативно-диспетчерское управление, выявляются основные проблемы энергетической системы России.



1. Характеристика структуры Единой энергетической системы России

1.1 Что такое ЕЭС 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.

Полное определение Единой энергосистемы дает ГОСТ 21027-75.

Единая энергосистема -- это 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 77 энергосистем, 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) (Рис. 1.1.).

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.

Основная цель создания и развития Единой энергетической системы России состоит в обеспечении надежного и экономичного электроснабжения потребителей на территории России с максимально возможной реализацией преимуществ параллельной работы энергосистем.

В ней работают свыше 700 крупных электростанций, имеющих общую мощность более 250 млн. кВт (84% мощности всех электростанций страны). Управление ЕЭС осуществляется из единого центра.

Единая энергетическая система имеет ряд очевидных экономических преимуществ. Мощные ЛЭП (линии электропередачи) существенно повышают надежность снабжения народного хозяйства электроэнергией. Они выравнивают годовые и суточные графики потребления электроэнергии, улучшают экономические показатели электростанций и создают условия для полной электрификации районов, где ощущается недостаток электроэнергии.

Т.е. ЕЭС позволяет:

* обеспечить снижение необходимой суммарной установленной мощности электростанций за счет совмещения максимумов нагрузки энергосистем, имеющих разницу поясного времени и отличия в графиках нагрузки;

* сократить требуемую резервную мощность на электростанциях;

* осуществить наиболее рациональное использование располагаемых первичных энергоресурсов с учетом изменяющейся топливной конъюнктуры;

* удешевить энергетическое строительство и улучшить экологическую ситуацию.

1.2 Развитие ЕЭС России и его современная структура

11-го июля 2001-го года Постановлением Правительства РФ № 526 «О реформировании электроэнергетики Российской Федерации» ЕЭС России признана «общенациональным достоянием и гарантией энергетической безопасности» страны.

По плану реформы, проводимой с 2003 г., электростанции были разделены на три группы. В первую группу входят государственные генерирующие компании, объединяющие все атомные (концерн «Росэнергоатом») и гидростанции (ОАО «Гидро ОГК», с 2008 г. -- ОАО «РусГидро»). На долю этих компаний приходится около четверти электроэнергии, поступающей на оптовый рынок.

Вторая группа -- территориальные генерирующие компании (ТГК), главный продукт электростанций которых -- тепловая, а не электрическая энергия. Эти электростанции сгруппированы по территориальному принципу.

Третья часть -- генерирующие компании оптового рынка (ОГК) -- включают крупные электростанции страны. Эта группа компаний формирует цены на оптовом рынке, где электроэнергию приобретают крупнейшие потребители. Чтобы избежать монополии на производство электроэнергии в отдельных регионах в состав каждой ОГК включены электростанции, расположенные в разных районах страны.

В 2008 г. закончено формирование целевой структуры всех ОГК и ТГК, в основном завершена организация компании «РусГидро».

Магистральные электрические сети (напряжением 220 кВ и выше) перешли под контроль Федеральной сетевой компании (ФСК), распределительные сети интегрированы в межрегиональные сетевые компании (МРСК). Функции и активы региональных диспетчерских управлений переданы общероссийскому системному оператору.

РАО «ЕЭС России» в целом выполнило поставленные задачи по реформированию отрасли и в 2008 г. прекратило свое существование.

АО-энерго сохраняются только в изолированно работающих энергосистемах страны (Сахалинэнерго, Камчатскэнерго и др.).

На конец 2010 г. в составе ЕЭС России параллельно работали шесть объединенных энергосистем - Северо-Запада, Центра, Средней Волги, Урала, Юга, Сибири. ОЭС Востока, включающая 4 региональные энергосистемы Дальнего Востока, работает раздельно от ОЭС Сибири. Точки раздела между этими объединенными энергосистемами находятся на транзитной высоковольтной линии (ВЛ) 220 кВ «Читаэнерго» - «Амурэнерго» и устанавливаются оперативно в зависимости от складывающегося баланса обоих энергообъединений.

Опыт более чем 40 летней работы ЕЭС России показал, что создание целостной единой системы, несмотря на относительную слабость сетевых связей Европейская часть России - Сибирь и Сибирь - Дальний Восток, дает ощутимую экономию затрат на производство электроэнергии за счет эффективного управления перетоками электрической энергии и способствует надежному энергоснабжению страны.

ОЭС Северо-Запада.

В составе ОЭС Северо-Запада работают энергообъекты, расположенные на территориях г. Санкт-Петербурга, Мурманской, Калининградской, Ленинградской, Новгородской, Псковской, Архангельской областей, республик Карелия и Коми. ОЭС обеспечивает синхронную параллельную работу ЕЭС России с энергосистемами стран Балтии и Белоруссии, а также несинхронную параллельную работу (через конвертор) с энергосистемой Финляндии и экспорт электроэнергии в страны, входящие в объединение энергосистем Скандинавии НОРДЕЛ (Дания, Финляндия, Норвегия, Швеция).

Отличительными особенностями ОЭС Северо-Запада являются:

· протяженные (до 1000 км) одноцепные транзитные ВЛ 220 кВ (Вологда - Архангельск - Воркута) и 330 кВ (Санкт-Петербург - Карелия - Мурманск);

· большая доля электростанций, работающих в базовом режиме (крупные АЭС и ТЭС), обеспечивающие около 90% суммарной выработки электроэнергии в ОЭС. В связи с чем регулирование неравномерности суточного и сезонного суммарных графиков электропотребления ОЭС происходит, в основном, за счет межсистемных перетоков мощности. Это приводит к реверсивной загрузке внутри и межсистемных транзитных линий 220-750 кВ практически до максимально допустимых величин.

ОЭС Центра.

ОЭС Центра является наиболее крупной (по сосредоточенному в ней производственному потенциалу) объединенной энергосистемой в ЕЭС России. В составе ОЭС Центра работают энергообъекты, расположенные на территориях г. Москвы, Ярославской, Тверской, Смоленской, Московской, Ивановской, Владимирской, Вологодской, Костромской, Нижегородской, Рязанской, Тамбовской, Брянской, Калужской, Тульской, Орловской, Курской, Белгородской, Воронежской и Липецкой областей, а генерирующие мощности электростанций объединения составляют около 25% от суммарной генерирующей мощности ЕЭС России.

Отличительными особенностями ОЭС Центра являются:

· ее расположение на стыке нескольких ОЭС (Северо-Запада, Средней Волги, Урала и Юга), а также энергосистем Украины и Белоруссии;

· самая высокая в ЕЭС удельная доля атомных электростанций в структуре генерирующей мощности;

· большое количество крупных узлов электропотребления, связанных с предприятиями черной металлургии, а также крупных промышленных городских центров (Вологодско-Череповецкий, Белгородский, Липецкий, Нижегородский);

· наличие крупнейшей в России Московской энергосистемы, которая предъявляет повышенные требования к обеспечению надежности режимов энергоснабжения и отличается в настоящее время высокими темпами и большой величиной прироста электропотребления;

ОЭС Средней Волги.

В составе ОЭС Средней Волги работают энергообъекты, расположенные на территориях Пензенской, Самарской, Саратовской, Ульяновской областей, Мордовской, Татарской, Чувашской и Марийской республик.

ОЭС располагается в Центральной части ЕЭС России и граничит с ОЭС Центра и Урала, а также с энергосистемой Казахстана. ОЭС обеспечивает транзитную передачу мощности - до 4300 МВт с востока на запад и до 3800 МВт с запада на восток, что позволяет наиболее эффективно использовать в течение суток генерирующие мощности как самого объединения, так и ОЭС Центра, Урала и Сибири.

Отличительной особенностью ОЭС Средней Волги является значительная доля гидрогенерирующих мощностей (ГЭС Волжско-Камского каскада), что позволяет оперативно изменять генерацию в широком диапазоне до 4880 МВт, обеспечивая как регулирование частоты в ЕЭС России, так и поддержание величины транзитных перетоков с ОЭС Центра, Урала и Сибири в заданных пределах.

ОЭС Урала.

ОЭС Урала образована из энергообъектов, расположенных на территориях Свердловской, Челябинской, Пермской, Оренбургской, Тюменской, Кировской, Курганской областей, Удмуртской и Башкирской республик. Их объединяет более 106 тысяч километров линий электропередачи (четверть суммарной протяженности ВЛ ЕЭС России) напряжением 500-110 киловольт, расположенных на территории площадью почти 2,4 миллиона квадратных километров. В составе ОЭС Урала работают 106 электростанций, суммарная установленная мощность которых составляет свыше 42 тыс. МВт или 21,4% от суммарной установленной мощности электростанций ЕЭС России. ОЭС расположена в центре страны, на стыке ОЭС Сибири, Центра, Средней Волги и Казахстана.

Отличительными особенностями ОЭС Урала являются:

· сложная многокольцевая сеть 500 кВ, в которой ежедневно от двух до восьми ВЛ 500 кВ отключены для планового или аварийного ремонта, а также резерв по напряжению;

· значительные суточные колебания величины электропотребления с вечерним спадом (скорость до 1200 МВт •час) и утренним ростом (скорость до 1400 МВт• час), вызванные высокой долей промышленности в потреблении Урала;

· большая доля высокоманевренного блочного оборудования ТЭС (58% от установленной мощности), которое позволяет ежедневно изменять суммарную загрузку электростанций ОЭС Урала в диапазоне от 5000 до 7000 МВт и отключать в резерв на выходные дни и в праздники от двух до десяти энергоблоков суммарной мощностью от 500 до 2000 МВт. Это позволяет регулировать межсистемные перетоки с ОЭС Центра, Средней Волги, Сибири и Казахстана и обеспечивать надежное электроснабжение потребителей Урала.

ОЭС Юга.

В составе ОЭС Юга работают энергообъекты, расположенные на территории Краснодарского, Ставропольского краёв, Волгоградской, Астраханской, Ростовской областей, Чеченской, Ингушской, Дагестанской, Кабардино-Балкарской, Калмыкской, Северо-Осетинской и Карачаево-Черкесской республик. ОЭС обеспечивает параллельную работу ЕЭС России с энергосистемами Украины, Азербайджана и Грузии.

Отличительными особенностями ОЭС Юга являются:

· исторически сложившаяся схема электрической сети на базе ВЛ 330-500 кВ, протянувшихся с северо-запада на юго-восток вдоль Кавказского хребта по районам с интенсивным гололедообразованием, особенно в предгорьях;

· неравномерность стока рек Северного Кавказа (Дон, Кубань, Терек, Сулак), которая оказывает существенное влияние на баланс электроэнергии, приводя к дефициту электроэнергии зимой, с соответствующей загрузкой электрической сети в направлении запад-восток, и профициту в летний период, с загрузкой в обратном направлении;

· самая большая (по сравнению с другими ОЭС) доля коммунально-бытовой нагрузки в структуре электропотребления, что приводит к резким скачкам потребления электроэнергии при температурных изменениях.

ОЭС Сибири.

ОЭС Сибири - наиболее территориально протяженное объединение в ЕЭС России, охватывающее территорию от Омской области в Западной Сибири до Читинской области в Восточной Сибири. В составе ОЭС работают энергообъекты, расположенные на территориях Алтайского, Красноярского краёв, Омской, Томской, Новосибирской, Кемеровской, Иркутской, Читинской областей, республик Хакасия, Бурятия и Тыва. «Таймырэнерго» работает изолированно. В ОЭС объединены около 87 тыс. километров ВЛ напряжением 1150 -110 киловольт и более 46 ГВт генерирующих мощностей электростанций, более 50% из которых составляют мощности ГЭС.

ОЭС Сибири было образовано с нуля за короткий исторический срок. Одновременно с сооружением мощных и эффективных каскадов ГЭС и строительством крупных ГРЭС на базе дешёвых бурых углей открытой добычи создавались крупные территориально-промышленные комплексы (Братский, Усть-Илимский, Саянский, Канско-Ачинский топливно-энергетический комплекс - КАТЭК). Следующим шагом стало сооружение высоковольтных линий электропередач, создание районных энергетических систем за счет объединения электросетями мощных электростанций, а затем образование ОЭС Сибири.

Отличительными особенностями ОЭС Сибири являются:

· уникальная структура генерирующей мощности, более 50% которой составляют гидроэлектростанции с водохранилищами многолетнего регулирования и запасами порядка 30 млрд кВт•ч на период длительного маловодья. При этом ГЭС Сибири производят почти 10% объема выработки электроэнергии всеми электростанциями ЕЭС России;

· значительные естественные колебания годового стока рек Ангаро-Енисейского бассейна, энергетический потенциал которого составляет от 70 до 120 млрд кВт•ч, при плохой прогнозируемости водности рек даже в краткосрочной перспективе;

· использование пиковой мощности ГЭС Сибири в регулировании нагрузки Европейской части ОЭС и регулирование годовой неравномерности энергоотдачи ГЭС по водотоку резервами ТЭС Урала и Центра.

С этой целью было осуществлено строительство ВЛ 500 кВ и 1150 кВ по транзиту Сибирь - Казахстан - Урал - Средняя Волга - Центр с планируемым реверсом мощности до 3-6 млн. кВт.

ОЭС Дальнего Востока.

На территории Дальнего Востока и Крайнего Севера работают энергообъекты, расположенные в Приморском, Хабаровском краях, Амурской, Камчатской, Магаданской, Сахалинской областях и Республике Саха (Якутия). Из них энергообъекты, расположенные на территориях Амурской области, Хабаровского и Приморского краев и Южно-Якутского энергорайона Республики Саха (Якутия) объединены межсистемными линиями электропередачи 500 и 220 кВ, имеют единый режим работы и образуют ОЭС Востока.

ОЭС Востока работает изолированно от ЕЭС России, а ее отличительными особенностями являются:

· преобладание в структуре генерирующих мощностей тепловых электростанций (более 70% от установленной мощности), имеющих ограниченный диапазон регулирования;

· ограниченные возможности использования регулировочных диапазонов Зейской и Бурейской ГЭС из-за необходимости обеспечения судоходства на реках Зея и Амур;

· размещение основных генерирующих источников в северо-западной части, а основных районов потребления - на юго-востоке ОЭС;

· одна из самых высоких в ЕЭС России (почти 21%) доля коммунально-бытовой нагрузки в электропотреблении;

· протяженные линии электропередачи.

качество энергосистема зарубежный диспетчерский



1.3 Связи ЕЭС России с энергосистемами зарубежных стран

На конец 2010 года параллельно с ЕЭС России работали энергосистемы Белоруссии, Эстонии, Латвии, Литвы, Грузии, Азербайджана, Казахстана, Украины, Молдавии и Монголии. Через энергосистему Казахстана параллельно с ЕЭС России работали энергосистемы Центральной Азии - Узбекистана, Киргизии и Таджикистана.

Параллельная работа ЕЭС России с энергосистемами соседних стран дает реальные преимущества, связанные с совмещением графиков электрической нагрузки и резервов мощности, и позволяет осуществлять взаимный обмен (экспорт/импорт) электроэнергии между этими энергосистемами. Кроме того, совместно с ЕЭС России через устройства Выборгского преобразовательного комплекса работала энергосистема Финляндии, входящая в объединение энергосистем Скандинавии. От электрических сетей России осуществлялось также электроснабжение выделенных районов Норвегии и Китая.

Рис. 1. Внутренние и внешние связи ЕЭС России



2. ОПЕРАТИВНО-ДИСПЕТЧЕРСКОЕ УПРАВЛЕНИЕ В ЕЭС РОССИИ.

2.1 ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС»

Управление таким большим синхронно работающим объединением, каким является ЕЭС России, представляет собой сложнейшую инженерную задачу, не имеющую аналогов в мире.

Для ее решения в России создана многоуровневая иерархическая система оперативно-диспетчерского управления, включающая: Системный оператор - Центральное диспетчерское управление (далее также СО-ЦДУ ЕЭС); семь территориальных объединенных диспетчерских управлений (ОДУ или СО-ОДУ)- в каждой из семи ОЭС; региональные диспетчерские управления (РДУ или СО-РДУ); пункты управления электростанций и предприятий электрических сетей; оперативно-выездные бригады.

ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС» осуществляет централизованное оперативно-технологическое управление Единой энергетической системой России.

Основными задачами ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС» являются:

· обеспечение системной надежности в условиях развивающихся конкурентных отношений в электроэнергетике;

· обеспечение соблюдения установленных технологических параметров функционирования электроэнергетики и стандартных показателей качества электрической энергии;

· создание условий для эффективного функционирования рынка электроэнергии (мощности) и обеспечения исполнения обязательств субъектов электроэнергетики по договорам, заключаемым на оптовом рынке электрической энергии и розничных рынках. ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС» выполняет в рамках ЕЭС России следующие функции:

· прогнозирование и обеспечение сбалансированности производства и потребления электроэнергии;

· планирование и принятие мер по обеспечению необходимого резерва мощности на загрузку и разгрузку электростанций;

· оперативное управление текущими режимами, осуществляемое диспетчерским персоналом;

· использование автоматического управления нормальными и аварийными режимами.

2.2 Стратегические задачи по оптимизации режимов работы ЕЭС России

Кроме того, органами диспетчерского управления с участием других инфраструктурных организаций электроэнергетики решаются стратегические задачи по оптимизации режимов работы ЕЭС России в среднесрочном и долгосрочном периодах, включая:

· прогнозирование потребления мощности и электроэнергии и разработка балансов мощности и электроэнергии;

· определение пропускных способностей сечений электрической сети ЕЭС;

· оптимизация использования энергоресурсов и проведения капитальных ремонтов генерирующего оборудования;

· обеспечение выполнения расчетов электрических режимов, статической и динамической устойчивости;

· централизованное управление технологическими режимами работы устройств и систем релейной защиты, автоматики и противоаварийной автоматики межсистемных и основных системообразующих линий электропередачи, шин, трансформаторов и автотрансформаторов связи основных классов напряжений (выполнение расчетов токов короткого замыкания, выбор параметров настройки устройств релейной защиты и автоматики (РЗА) и противоаварийной автоматики (ПА));

· распределение функций оперативно-диспетчерского управления оборудованием и линиями электропередачи, подготовку оперативно-технической документации;

· разработка схем и режимов для характерных периодов года (осенне-зимний максимум, период паводка и др.), а также в связи с вводом новых объектов и расширением состава параллельно работающих энергосистем;

· согласование графиков ремонтов основного оборудования электростанций, линий электропередачи, оборудования подстанций, устройств РЗ и ПА;

· решение всего комплекса вопросов обеспечения надежности электроснабжения и качества электроэнергии, внедрения и совершенствования средств диспетчерского управления и систем автоматического управления режимами.

2.3 Автоматизированная система диспетчерского управления

Для решения задач планирования, оперативного и автоматического управления используется развитая компьютерная автоматизированная система диспетчерского управления (АСДУ), представляющая иерархическую сеть диспетчерских центров обработки данных СО-ЦДУ, СО ОДУ и СО-РДУ, связанных между собой и с энергообъектами (электростанциями, подстанциями) каналами телемеханики и связи. Каждый диспетчерский центр оснащен мощной компьютерной системой, обеспечивающей в реальном времени автоматический сбор, обработку и отображение оперативной информации о параметрах режима работы ЕЭС России, состояния электрической сети и основного энергооборудования, позволяющей диспетчерскому персоналу соответствующего уровня управления осуществлять оперативный контроль и управление работой ЕЭС России, а также решение задач планирования и анализа режимов, мониторинга участия электростанций в первичном и вторичном регулировании частоты электрического тока.

Важнейшим средством поддержания надежности и живучести ЕЭС России является многоуровневая система противоаварийной автоматики, не имеющая аналогов в зарубежных электрообъединениях. Эта система предотвращает и локализует развитие системных аварий путем:

· автоматического предотвращения нарушения устойчивости;

· автоматической ликвидации асинхронного режима;

· автоматического ограничения снижения и повышения частоты;

· автоматического ограничения снижения и повышения напряжения;

· автоматической разгрузки оборудования.

Устройства противоаварийной и режимной автоматики размещаются на энергообъектах (локальные комплексы) и на диспетчерских центрах ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС» (централизованные системы противоаварийной автоматики, обеспечивающие координацию работы локальных комплексов).



3. ОСНОВНЫЕ ПРОБЛЕМЫ И ДИСПРОПОРЦИИ В РАЗВИТИИ ЕЭС РОССИИ.

3.1 Основные проблемы ЕЭС России

Наличие в Европейской части ЕЭС большой доли ТЭЦ и АЭС с низкими маневренными возможностями, сосредоточение маневренных ТЭС и гидростанций в ОЭС Урала, Средней Волги и Сибири обуславливает значительный диапазон изменения перетоков мощности на связях Центр - Средняя Волга - Урал при покрытии графиков потребления. Повышение пропускной способности транзита Центр - Средняя Волга - Урал за счет строительство ряда линий системообразующей сети 500 кВ позволит сократить ограничения по передаче мощности по основным контролируемым сечениям, повысить надежность параллельной работы Европейской и Уральской частей ЕЭС России.

Актуальна задача повышения надежности работы Саратовско-Балаковского энергоузла и усиление схемы выдачи мощности Балаковской АЭС за счет усиления транзита ОЭС Средней Волги - ОЭС Юга.

Строительство новых линий транзита Урал - Средняя Волга позволит повысить надежность энергоснабжения Южного Урала и выдачи мощности Балаковской АЭС. Необходимо также усиление транзитов в Северо-Западном регионе ЕЭС России и его связи с ОЭС Центра на напряжении 750 кВ. Сетевые решения увеличат пропускную способность сечения Северо-Запад - Центр и ликвидируют запертую мощность в Кольской энергосистеме.



Заключение

Единая энергетическая система России является на данный момент крупнейшим централизованно управляемым объединением, не имеющим аналогов в мире. Электрические сети охватывают огромную территорию страны - шесть часовых поясов с востока на запад. В составе ЕЭС России 440 электростанций суммарной установленной мощностью около 200 ГВт; более 120 подстанций напряжением 330 кВ и выше; ЛЭП общей протяженностью 3018 тыс. км; единая система диспетчерского регулирования, объединяющая практически все энергетические объекты в работу с единой частотой электрического тока 50 Гц; более 300 организаций, обслуживающих основной технологический процесс и развитие ЕЭС России.

Действующая система диспетчерского и автоматического управления ЕЭС России и ОЭС показала высокую эффективность, что подтверждается следующими фактами. В течение последних 50 лет в России не было глобальных системных аварий, подобных тем, которые произошли в США и Канаде (14 случаев за последние 33 года), а также Японии, Франции, Швеции и других странах Европы.

Согласно разрабатываемой энергетической стратегии производство электроэнергии в 2010 году должно составить 1020 млрд кВт•ч, а установленная мощность - 229 млн кВт.

Для осуществления этих задач потребуется ввод новых генерирующих мощностей и техническое перевооружение электрических станций и сетей, что предусматривает максимальный демонтаж выработавшего свой ресурс оборудования и замену его новым.



Список используемой литературы

1. ГОСТ 21027-75 «Системы энергетические. Термины и определения».

2. Кучеров Ю.Н. «Состояние российской энергетики и перспективы ее развития на период до 2010 г.

3. Дьяков, А. Ф. «Единая энергетическая система России

в период рыночных преобразований».

4. Л.Д. Рожкова, Л.К. Карнеева, Т.В. Чиркова «Электрооборудование электрических станций и подстанций».

Размещено на Allbest.ru