Основные сведения о энергосистемах России

Одним из важнейших показателей уровня электроэнергетики страны является развитие электрических сетей — линий электропередачи и подстанций (ПС). От электростанций мощностью в несколько миллионов киловатт каждая протянулись на тысячу и более километров к промышленным центрам линии электропередачи сверхвысокого напряжения (СВН) — 500−750−1150 кВ [2].

Общая протяженность воздушных линий электропередачи (ВЛ) напряжением 110 кВ и выше на начало 2004 г. в одноцепном исчислении составила по стране 454 тыс. км, а установленная мощность ПС — 672 млн. кВ· А, в том числе на отраслевых ПС, обеспечивающих электроснабжение тяговых ПС электрифицированных участков железных дорог, насосных и компрессорных станций нефтеи газопроводов, металлургических заводов и других потребителей электроэнергии, установлено около 100 млн. кВ· А трансформаторной мощности.

Огромное электросетевое хозяйство формировалось и развивалось в соответствии с потребностью народного хозяйства страны в течение многих десятилетий. Первая ВЛ напряжением 110 кВ в России была построена в 1922 г. для передачи мощности от Каширской ГРЭС в Москву. С вводом в работу этой ВЛ было положено начало развитию электрической сети страны. Для обеспечения передачи мощности от Нижне-Свирской ГЭС в Ленинград в 1933 г. была введена в работу первая ВЛ 220 кВ. В современном понимании электрические сети начали развиваться высокими темпами только со второй половины 1950;х годов, что связано с завершением работ по восстановлению народного хозяйства после Великой Отечественной войны, устойчивым характером роста спроса на электроэнергию, развитием генерирующего комплекса электроэнергетики и формированием энергосистем.

В 1956 г. вошла в эксплуатацию первая ВЛ 400 кВ Куйбышевская ГЭС — Москва. С переводом первых электропередач 400 кВ на 500 кВ (1959 г.) был поставлен вопрос о введении промежуточного напряжения между 500 и 220 кВ. Таким напряжением явилось 330 кВ, а первая электропередача этого класса напряжения Прибалтийская ГРЭС — Рига была введена в работу в 1959 г.

При практической реализации рекомендаций по введению в действующую систему Напряжений 110−220−500 кВ промежуточного напряжения — 330 кВ — в электрических сетях нашей страны стали параллельно развиваться две системы напряжений: 110−220−500 — 1150 кВ и 110−330−750 кВ.

В электрических сетях большинства энергосистем России принята шкала напряжений 110−220−500−1150 кВ. В ОЭС Северо-запада и частично в ОЭС Центра используется шкала 110−330−750 кВ. В ОЭС Центра сети 330 и 750 кВ, а в ОЭС Северного Кавказа сети напряжением 330 кВ получили определенное распространение и в перспективе намечены к дальнейшему развитию, как правило, в пределах районов их существующего использования.

Граница использования указанных систем напряжений в ЕЭС России в течение последних 15 лет постепенно смещалась в восточном направлении. Указанное является следствием использования напряжений 750 и 330 кВ для выдачи мощности Калининской, Смоленской и Курской АЭС, расположенных в зоне стыка двух систем напряжений. Если на начало 1980 г. восточная граница распространения сетей 750 кВ лежала на линии Ленинград — Калинин — Брянск — Курск, то к концу 2000 г. линия разграничения систем напряжений проходила через Санкт-Петербург — Владимир — Михайлов — Курск, т. е. на 200−250 км восточнее.

Характерной особенностью отмеченного смещения сетей 750 кВ в восточном направлении является использование этого напряжения для выдачи мощности указанных выше АЭС. Как известно, одним из последствий аварии на Чернобыльской АЭС явился отказ от строительства новых АЭС и доведения до проектной мощности Калининской, Смоленской и Курской АЭС. В связи с этим строительство ряда ВЛ от Смоленской АЭС в габаритах 750 кВ, рассчитанных на использование полной пропускной способности с вводом в работу последующих энергоблоков АЭС, было остановлено, а авансированные капиталовложения оказались «замороженными». Поэтому в перспективный период Дальнейшее развитие сетей 750 кВ и их возможное смещение в восточном направлении будет связано с продолжением строительства этих АЭС и доведением ряда действующих АЭС до проектной мощности.

Смещение сетей 330 кВ в восточном направлении за тот же период носит ограниченный характер, поскольку в прилегающих энергосистемах получила значительное развитие сеть напряжением 220 кВ.

По оценке на начало 2004 г. система 330−750 кВ обеспечивала передачу и распределение около 11% всей мощности электростанций страны.

Основу транспортной системы ЕЭС России составляют электрические сети напряжением 500−750−1150 кВ. Общая протяженность ВЛ этих классов напряжений на начало 2004 г. составила 42,7 тыс. км, а установленная трансформаторная мощность ПС этих напряжений — около 111,2 млн. кВ· А.

В 2000;е годы продолжалось совершенствование организационной структуры электросетевого хозяйства страны. Постановлением Правительства РФ «О реформировании электроэнергетики Российской Федерации» ЕЭС России была признана «общенародным достоянием и гарантией энергетической безопасности» государства. Основной частью ЕЭС «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 ее «сохранения и укрепления, обеспечения единства технологического управления и реализации государственной политики в электроэнергетике» было предусмотрено создание Федеральной сетевой компании (ФСК). В последующем постановлении Правительства РФ были утверждены критерии отнесения магистральных линий электропередачи и объектов электросетевого хозяйства к единой национальной (общероссийской) электрической сети (ЕНЭС).

В июне 2002 г. состоялась официальная государственная регистрация новой компании — ОАО «ФСК ЕЭС», созданной как организация по управлению ЕНЭС с целью ее сохранения и развития. Основными направлениями деятельности ОАО «ФСК ЕЭС» являются:

• · управление ЕНЭС;
• · предоставление услуг субъектам оптового рынка электрической энергии по передаче электрической энергии и присоединению к электрической сети;
• · инвестиционная деятельность в сфере развития ЕНЭС;
• · поддержание в надлежащем состоянии электрических сетей;
• · технический надзор за состоянием сетевых объектов ЕЭС России.

К середине октября 2002 г. было завершено первичное формирование ОАО «ФСК ЕЭС», создано семь филиалов Магистральных электрических сетей (МЭС) и филиал «Электросетьсервис», принята на работу большая часть обслуживавшего электрические сети персонала (более 9 тыс. человек), получена лицензия на эксплуатацию электрических сетей, оплачено более половины 16% уставного капитала. Производственную основу ОАО «ФСК ЕЭС» в 2002 г. составляли:

305 наиболее мощных с точки зрения пропускной способности высоковольтных ВЛ напряжением 330−500−750−1150 кВ протяженностью около 44 тыс. км.

Рис. 2.1. Протяженность ВЛ отдельных МЭС ОАО «ФСК ЕЭС»: 1 — Северо-Запада; 2 — Центра; 3 — Юга; ОАО «ФСК ЕЭС» приведена на 4 — Волга; 5 — Урала; 6 — Сибири; 7- Востока

Протяженность ВЛ по МЭС в процентах от общей длины ВЛ ОАО «ФСК ЕЭС» приведена на рис. 2.1.

По электрическим сетям ОАО «ФСК ЕЭС» в 2002 г. передавалось свыше 319 млрд кВт· ч электроэнергии, что составляло 36% всей вырабатываемой в Российской Федерации электроэнергии.

К ЕНЭС относятся следующие магистральные линии электропередачи и объекты:

• — линии (воздушные и кабельные), проектный номинальный класс напряжения которых составляет 330 кВ и выше;
• — линии, проектный номинальный класс напряжения которых составляет 220 кВ;
• — линии, обеспечивающие выдачу в сеть мощности электрических станций субъектов федерального (общероссийского) оптового рынка электрической энергии и мощности (ФОРЭМ) — поставщиков электрической энергии (мощности) на ФОРЭМ;
• — линии, обеспечивающие соединение и параллельную работу энергетических систем различных субъектов Российской Федерации;
• — линии, обеспечивающие выдачу мощности в узлы электрической нагрузки с присоединенной трансформаторной мощностью не менее 125 МВА;
• — линии, пересекающие государственную границу Российской Федерации;
• — трансформаторные и иные ПС, соединенные с линиями электропередачи, перечисленными выше, а также технологическое оборудование, расположенное на них, за исключением распределительных устройств электрических станций — субъектов ФОРЭМ, входящих в имущественный комплекс указанных станций;
• — комплекс оборудования и производственно-технологических объектов, предназначенных для технического обслуживания и эксплуатации указанных объектов электросетевого хозяйства;
• — системы и средства управления указанными объектами электросетевого хозяйства.

Электрические сети 500 кВ эксплуатируются во всех регионах страны и являются основными в ЕЭС России, выполняя системообразующие и межсистемные функции, выдачу мощности крупнейших электростанций (Балаковской АЭС, Сургутской ГРЭС, Саяно-Шушенской ГЭС и др.), электроснабжение крупных нагрузочных узлов сети 220 и 110 кВ и концентрированно расположенных потребителей нефтяной, газовой и металлургической промышленности (ПС БАЗ, Демьянская, Луговая, Липецкая и др.).

Общие показатели развития электрических сетей 500 кВ на начало 2004 г. характеризуются следующими показателями:

протяженность — 38,6 тыс. км;

общая установленная мощность ПС — 98,5 млн. кВ· А В период до 2010 г. в ЕЭС России планируется ввести в работу ВЛ 500 кВ общей протяженностью около 6,5 тыс. км.

Электрические сети 750 кВ используются в ОЭС Северо-Запада и частично в западной части ОЭС Центра.

Электропередачи 750 кВ используются как системообразующие, для выдачи мощности крупных электростанций, в первую очередь АЭС рассматриваемых регионов, питания мощных нагрузочных узлов 500 и 330 кВ, а также для связи ЕЭС России с энергосистемами Украины и Белоруссии.

Общее развитие электрических сетей 750 кВ на начало 2004 г. характеризуется следующими количественными показателями:

протяженность ВЛ, включая ППТ ±400 кВ Волгоград — Донбасс — 3,2 тыс. км;

количество ПС — 5;

установленная мощность автотрансформаторов (AT) — 12,75 млн. кВА.

В 2004 г. введена в работу ВЛ 750 кВ Калининская АЭС — ПС Череповецкая (272 км) и ПС Череповецкая 750/500 кВ, 2 * 1251 MB А.

Электрическая сеть 1150 кВ России состоит из участков межсистемной электропередачи Сибирь — Казахстан — Урал, которые вводились в работу с середины 80-х годов. Основное назначение электропередачи было связано с передачей мощности и электроэнергии из Сибири и Казахстана в ОЭС Урала. С отделением энергосистемы Казахстана от ЕЭС России эту функцию электропередачи следует считать утраченной.

Общая протяженность ВЛ 1150 кВ по состоянию на начало 2004 г. составила 953 км. Действующие ПС 1150 кВ на территории России отсутствуют, сооруженные ВЛ эксплуатируются на напряжении 500 кВ. Строительство ВЛ 1150 кВ продолжается. Так, в последние годы закончено строительство ВЛ Итат — Барнаул (448 км). Перевод указанной электропередачи на номинальное напряжение будет осуществлен в более поздние сроки.

В период до 2010 г. планируется начать строительство ВЛ 1150 кВ Барнаул — Омск протяженностью 735 км.

Высоковольтные сети полностью принадлежали холдингу РАО «ЕЭС России». В России действует самая крупная по размеру обслуживаемой территории электроэнергетическая система мира, в электрические сети которой подают электроэнергию 440 электростанций Холдинга РАО «ЕЭС России» (АО-электростанции и АО-энерго), ГК «Росэнергоатома» и других независимых от Холдинга РАО «ЕЭС России» производителей электроэнергии.

В табл. 2.1. приведены данные о распределении высоковольтной электрической сети РАО «ЕЭС России» по классам напряжений и длине цепей. Протяженность линий 500 кВ составляет 70%, а линий 330 кВ — 17% общей протяженности линий РАО «ЕЭС России».

Таблица2.1 Структура э…

Продление ресурса оборудования неминуемо скажется на увеличении объема работ по устранению физического и морального износа объектов электрических сетей в будущем.

Существует также проблема морального износа оборудования, в особенности преодоление низкой эффективности сжигания природного газа, доля которого в структуре сжигаемых на электростанциях топлив превышает 60%. Практически все сжигающие природный газ энергетические установки, генерирующие электроэнергию или электроэнергию и тепло, построены по паротурбинному циклу, кпд которого при сжигании природного газа — 38−39% при производстве электроэнергии и 42−46% при совместном производстве электроэнергии и тепла. Применение при сжигании природного газа паротурбинной технологии для производства электроэнергии устарело и признается неэффективным во всех развитых странах. Дело в том, что парогазовый цикл при производстве только электроэнергии позволяет увеличить кпд до 53−55%, а при производстве электроэнергии и тепла можно довести кпд до 65−75%. Газотурбинная надстройка в котельных на газе также обеспечивает кпд порядка 75%.

Установленное на электросетевых объектах основное технологическое оборудование разработано в основном в 70-е гг. ХХ века и имеет низкие по сравнению с современными техническими решениями показатели, требует периодического ремонтного обслуживания, возрастающего по объемам с ростом возраста оборудования. В табл. 3.1. представлены данные по возрастной структуре производственных фондов ОАО «ФСК ЕЭС».

Таблица 3.1.

Возрастная структура производственных фондов ОАО «ФСК ЕЭС».

Износ основных фондов электросетевого хозяйства ОАО РАО «ЕЭС России» по состоянию на 31 декабря 2005 г. составил в среднем 40,5%, при этом подстанционного оборудования — 63,4%, зданий и сооружений — 23,2%, высоковольтных линий — 36%.