Энергетические системы. 
Экономика и управление в энергетике

Анализ тенденций развития российской электроэнергетики показывает, что основные вводы мощностей на период до 2020 г. (с учетом модернизации и замены существующих энергоблоков) будут реализованы на ТЭС, при этом основной упор будет сделан на применение парогазовых технологий. В этой связи следует ожидать, что основная потребность в турбогенераторах будет приходиться на генераторы мощностью 110−350 МВт, и здесь основные приоритеты, как показывает мировой и отечественный опыт, будут за турбогенераторами с полностью воздушным охлаждением. Кроме того, потребуется замена отработавших свой срок турбогенераторов мощностью 850 МВт для ТЭС и 500−1000 МВт для АЭС.

Для АЭС будут необходимы турбогенераторы мощностью 500−1000 МВт, а возможно, и 1500 МВт. Здесь следует ожидать, что преимущественное применение найдут турбогенераторы с полностью водяным охлаждением, пожаробезопасные и экологически безвредные.

Как для ТЭС, так и для АЭС следует ожидать достаточно широкого применения асинхронизированных турбогенераторов^[1] с полностью воздушным или полностью водяным охлаждением, отличающихся возможностью регулирования реактивной мощности в широких пределах, большими пределами устойчивости.

За пределами 2020 г. можно ожидать появление на рынке сверхпроводниковых турбогенераторов, использующих явление высокотемпературной сверхпроводимости, отличающихся более высокими значениями КПД, существенно меньшими, нежели традиционные генераторы, габаритами. Скорее всего, эта тенденция будет наиболее эффективна для турбогенераторов предельных мощностей (1000; 1500 МВт и выше).

В соответствии с перспективными планами развития электроэнергетики крупные гидроэлектростанции должны быть сооружены в Сибири, на Дальнем Востоке, Северном Кавказе, Северо-Западе. В европейской части страны представляется необходимым существенное возрастание доли гидроаккумулирующих электростанций, имеющих большое значение в качестве регуляторов мощности. После 2020−2025 гг. следует надеяться на практическое использование энергии морских приливов — приливные электростанции.

Для ГЭС основным типом генераторов являются синхронные гидрогенераторы. В определенных случаях экономически целесообразным может оказаться использование высоковольтных (напряжением 110 кВ и выше) гидрогенераторов.

Для генераторов ГАЭС и ПЭС наиболее рациональным является использование асинхронизированных гидрогенераторов, способных работать с переменной частотой вращения агрегатов, что может повысить выработку электроэнергии на 5−15%.

По мере развития техники и технологии сверхпроводимости, создания индуктивных накопителей энергии с использованием высокотемпературных сверхпроводников можно предполагать практическое применение таких накопителей энергии наряду или вместо гидроаккумулирующих электростанций. В настоящее время трудно говорить о каких-либо сроках применения таких устройств, скорее всего можно думать о времени после 2020 г.

В обозримом будущем высшим классом напряжения в ЕЭС России останется 1150 кВ для сетей переменного тока и 1500 кВ для передачи постоянного тока.

В соответствии с Генеральной схемой развития электроэнергетики страны сеть 750 кВ будет развиваться в Европейской части ЕЭС России для усиления связей между ОЭС СевероЗапада и Центра, повышения надежности выдачи мощности АЭС, находящихся в этой зоне.

Сети 500 кВ будут использованы для присоединения ОЭС Востока к ЕЭС России, усиления основных связей в ОЭС Северного Кавказа, Центра, Поволжья, Урала, Сибири, а также развития межсистемных связей между ОЭС России.

Сеть 330 кВ будет продолжать выполнять системообразующие функции в ряде энергосистем и ОЭС Европейской части России и обеспечивать выдачу мощности крупных электростанций.

Основные тенденции в развитии сетей 220 кВ будут состоять в усилении распределительных функций, сокращении длины участков, повышении плотности электрических сетей. В ряде энергосистем Дальнего Востока (Сахалинэнерго, Магаданэнерго, Камчатэнерго), а также Европейской части страны (Архэнерго) эти сети по-прежнему будут выступать в качестве основной сети. Минимальная протяженность ввода линий электропередачи 220 кВ до 2015 г. оценивается в 15 тыс. км.

Сети 110 кВ получили большое развитие во всех энергосистемах и изолированно работающих энергоузлах России. Основным направлением в развитии сети 110 кВ будет являться дальнейший охват ими территории России с целью повышения надежности электроснабжения потребителей. Минимальная протяженность ввода линий электропередачи 110 кВ до 2015 г. оценивается в 55 тыс. км.

В распределительных сетях в качестве основной сохранится существующая система напряжений: 110−35−10(6) — 0,4 кВ. Их развитие будет осуществляться путем приоритетного развития сетей 110 кВ и перевода линий электропередачи на более высокое напряжение (с 6 на 10 кВ и с 35 на 110 кВ). Основными направлениями развития распределительных электрических сетей являются опережающее развитие сетей 35−110 кВ, взаиморезервирование сетей 10 кВ, автоматизация и телемеханизация электросетевых объектов, разукрупнение центров питания, широкое внедрение изолированных проводов, внедрение автономных энергоисточников. Необходимая протяженность ввода линий электропередачи сельскохозяйственного назначения оценивается величиной порядка 2400 тыс. км. Реализация основных направлений развития распределительных электрических сетей требует участия государства в финансировании соответствующих работ.

Кардинально важным для электрических сетей всех классов напряжений является использование технологии гибких (управляемых) систем электропередачи переменного тока FACTS, превращение этих сетей из «пассивных» средств транспорта электроэнергии в «активные элементы функционирования электроэнергетических систем.

Технология FACTS, признанная в мире одной из наиболее перспективных технологий, обеспечивает существенно более высокий уровень функционирования электроэнергетических систем: надежность, устойчивость, экономичность.

Применение устройств и технологии FACTS позволяют наиболее полно использовать возможность электрических сетей в рыночных условиях.

• [1] См. подробнее ниже.