| Напряжение, кВ | Протяженность ВЛ (в 1-цепном исчислении), тыс. км | Установленная мощность трансформаторов, млн. кВ·А | ||||||||||||
| Ш 01.01. 2004 г. | Ввод в 1991-2003 гг. | на 01.01. 2004 г. | Ввод в 1991-2003 тт. | |||||||||||
| всею | В том числе | всего | я том числе | |||||||||||
| 1991-1995 | 1996-2000 | 1991-1995 | 1996-2000 | |||||||||||
| 0,95 | 0,45 | 0,45 | - | - | - | - | - | - | - | - | - | |||
| 3,2 | 0,1 | од | - | - | -г | - | 12,7 | - | - | - | - | - | - | |
| 38,6 | 4,1 | 2,4 | 0,9 | 0,2 | 0,4 | 0,2 | 98,5 | 16,4 | 8,3 | 5,0 | 2,1 | 0,5 | 0,5 | |
| 11,2 | 0,4 | 1,3 | - | 0,2 | - | 29,4 | 3,3 | 1,5 | 0,8 | 0,4 | 0,5 | 0,1 | ||
| 100,7 | SA | 3,4 | 1,5 | 0.1 | 0,3 | 0,1 | 185,6 | 19,3 | 10,7 | 5,8 | 0,8 | 1.0 | 1,0 | |
| 110(150) | 299,1 | 20,8 | 12,7 | 5,0 | 0,9 | 1,2 | 1,0 | 248,0 | 27,0 | 18,1 | 6,3 | 0,6 | 0,9 | 1,1 |
| Всею в энергосистемах | 454,0 | 32,8 | 19,0 | 9,2 | 1,2 | 2Д | 1,3 | 66,0 | 38,6 | 17,9 | 3,9 | 2,9 | 2,7 |
Примечания.
1. В сводных данных по энергосистемам использованы отчеты ОАО «ФСК ЕЭС», РАО «ЕЭС России», АО-энерго по вводу электросетевых объектов, по стране соответствующие материалы по объектам ведомственной принадлежности в отдельным потребителям (объекты МПС, Норильский энергоузел и пр.).
2. В суммарной установленной мощности учтены трансформаторы данного класса на ПС более высокого напряжения. Резервные фалы и трансформаторы специального назначения (печные и пр.) не учитывались.
3. В суммарную протяженность ВЛ 750 кВ включена ППТ±400кВ Волгоград-Донбасс (388 км по территории РФ), ВЛ 500 кВ электропередача 400 кВ ВПТ Выборг – Финляндия (124 км по территории РФ).
4. В приведенных данных учитывается ввод ВЛ и трансформаторов, осуществленный в порядке реконструкции электросетевых объектов.
Столь 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.
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.
Трудности переходного периода в развитии экономики страны сказались на уровне спада промышленного потребления электроэнергии и, как следствие, на резком сокращении объемов электросетевого строительства всех напряжений. Так, среднегодовые вводы ВЛ 500, 220 и 110 кВ за последние 15 лет по России снизились в 3 раза.
Ухудшение технического состояния электрических сетей является одной из основных причин роста повреждаемости ВЛ и силового оборудования ПС. На начало 2001 г. протяженность ВЛ напряжением ПО– 220 кВ со сроком эксплуатации 60 и более лет определена в размере порядка 9 тыс. км; из них около 70 % подлежит восстановительному ремонту.
На ПС напряжением 110–220 кВ со сроком службы более 50 лет требуют замены 8,5 млн.. кВА, из которых более половины подлежит восстановлению. Преодоление дефицита финансовых и материальных ресурсов для проведения реконструкции невозможно без привлечения крупномасштабных инвестиций. В этих условиях стратегия проведения работ по техперевооружению и реконструкции объектов электрических сетей должна учитывать финансовое положение РАО «ЕЭС России» и АО-энерго и строиться в ближайшие годы в направлении продления ресурса оборудования, применения восстановительных технологий. При замене оборудования на ПС рекомендуется ориентироваться на лучшие образцы оборудования, выпускаемого отечественными заводами. Использование оборудования производства иностранных фирм должно относиться к «приоритетным» объектам в случаях отсутствия аналогов в номенклатуре отечественных заводов.
Продление ресурса оборудования неминуемо скажется на увеличении объема работ по устранению физического и морального износа объектов электрических сетей в будущем.
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).
Для реализации правительственной программы реформирования электроэнергетики в части электросетевого комплекса, относящегося к ЕНЭС, в ноябре 2001 г. Совет директоров ОАО РАО «ЕЭС России» определил этапы создания и основные нормы управления ФСК. В январе 2002 г. Совет директоров ОАО РАО «ЕЭС России» принял решение об учреждении ОАО «Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы» (ОАО «ФСК ЕЭС»). Решениями Совета Директоров было одобрено участие ОАО РАО «ЕЭС России» в качестве единого учредителя ОАО «ФСК ЕЭС» и утверждена кандидатура Председателя Правления ОАО «ФСК ЕЭС», утверждены размеры и стоимость имущества ОАО РАО «ЕЭС России», передаваемого в уставный капитал ОАО «ФСК ЕЭС», одобрена крупная сделка по внесению имущества в уставный капитал ОАО «ФСК ЕЭС». Согласно решениям Совета директоров ОАО РАО «ЕЭС России» уставный капитал ОАО «ФСК ЕЭС» составлял 127 млрд. руб. В его оплату ОАО РАО «ЕЭС России» вносились денежные средства, а также электросетевой комплекс, принадлежавший ОАО РАО «ЕЭС России», который включал 140 ПС, линии электропередачи протяженностью более 44 тыс. км, производственные базы, системы технологического управления.
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. 1.2. 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. 1.2.
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.
