Региональные особенности электроэнергетики

Единая энергосистема России имеет неоднородную сетевую структуру. В ее рамках лишь пять из семи объединенных энергосистем (соответствующие основным территориально-экономическим районам - Северо-Запад, Центр, Средняя Волга, Урал, Северный Кавказ) включены на параллельную работу с общей частотой электрического тока и обмениваются электроэнергией по линиям межсистемной связи высокого и сверхвысокого напряжения.Объединенная энергосистема (ОЭС) Дальнего Востока не имеет электрических связей с остальной частью ЕЭС, работает изолированно и лишь условно причисляется к Единой энергосистеме, поскольку основные линии связи ОЭС Сибири с Европейской частью ЕЭС после распада СССР остались на территории Казахстана, и в силу незначительных размеров существующих перетоков мощности между ОЭС Сибири и Европейской частью ЕЭС, ОЭС Сибири также может рассматриваться как изолированно работающая часть ЕЭС.

Отличительной особенностью Европейской части ЕЭС является ограниченная пропускная способность линий связей между ОЭС, что является причиной высокой степени энергетической независимости ОЭС друг от друга. (Отношение суммарной пропускной способности линий электропередач, связывающих ОЭС между собой и способных войти в состав так называемой «единой национальной сети», к суммарной фактической мощности электрической нагрузки двух смежных ОЭС находится в пределах 3-7%. Такая пропускная способность межсистемных ЛЭП позволяет получать лишь аварийную помощь от других параллельно работающих ОЭС, но не обеспечивает экономически целесообразные обмены электроэнергией в рамках единого рынка).

Так, например, отношение объема собственной генерации к собственному электропотреблению для пяти ОЭС Европейской части ЕЭС находится в пределах от 1,22 (ОЭС Средней Волги) до 0,86 (ОЭС Северного Кавказа). При этом для наиболее крупных ОЭС (Центр и Урал), на долю которых приходится около 70% всего объема производства электроэнергии в Европейской части ЕЭС, это соотношение близко к единице.

Доля Европейской части ЕЭС и Урала превышает 70% всей установленной мощности электростанций и электропотребления в ЕЭС. Тепловые электростанции в этой части ЕЭС используют в основном природный газ, а также разные виды угля. Среди производителей электроэнергии есть АЭС и ГЭС. Генерация относительно равномерно распределена по обслуживаемой территории. Основная электрическая сеть сравнительно хорошо развита.

В структуре электропотребления доля промышленности составляет от 24% (Северный Кавказ) до 62% (Урал), доля населения - от 11% (Урал) до 31% (Северный Кавказ).

Доля ОЭС Сибири составляет около 20% в общей установленной мощности и в электропотреблении ЕЭС и характеризуется тем, что около 50% генерации составляют ГЭС. Определяющим топливом для тепловых электростанций является уголь, причем около 65% этих электростанций составляют ТЭЦ. Доля промышленного электропотребления - 63%, причем примерно 2/3 потребления промышленности приходится на цветную металлургию. Доля населения превышает 13%.

Крупные электростанции (главным образом ГЭС) в Сибири строились с привязкой к ним крупных энергоемких потребителей. В суровых климатических условиях превалирование городского населения приводило к повсеместному сооружению привязанных к городам ТЭЦ. Вследствие размещения электростанций преимущественно в местах потребления электроэнергии, а также большой протяженности территории в широтном направлении при сравнительно низкой плотности населения основная электрическая сеть существенно менее развита по сравнению с европейской зоной и Уралом.

ОЭС Дальнего Востока составляет около 6% мощности электростанций и электропотребления от общероссийских показателей. Она имеет несколько относительно крупных электростанций и слабую электрическую сеть при большой ее протяженности. Около 3/4 электростанций являются тепловыми и работают на угле, причем около 85% электроэнергии производят ТЭЦ. В структуре электропотребления доля промышленности превышает 28%, транспорта составляет около 14%, населения - немногим более 26%, прочих непромышленных потребителей - 27%. [http://www.libertarium.ru/l_energy_kr_02]

^ 2.2. Основные сведения о энергосистемах России

Одним из важнейших показателей уровня электроэнергетики страны является развитие электрических сетей - линий электропередачи и подстанций⁷ (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 нефте- и газопроводов, металлургических заводов и других потребителей электроэнергии, установлено около 100 млн.. кВ·А трансформатор­ной мощности[2].

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 млрдкВт·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 ВЛИтат – 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.