Файбисович - Справочник по проектированию электрических сетей

СССР и, соответственно, к потере всех преимуществ, которые она обеспечивала.

Основные изменения в электроэнергетике России в последующие годы связаны с акционированием объектов электроэнергетики, в результате которого на федеральном уровне было образовано Российское акционерное общество энергетики и электрификации (РАО) «ЕЭС России», на региональном уровне – акционерные общества – АО-энерго и началось создание федерального оптового рынка электроэнергии и мощности.

Несмотря на тяжелые экономические условия в стране, электроэнергетическая отрасль России продолжала в целом обеспечивать потребности экономики и населения в тепловой и электрической энергии.

В ЕЭС России не было крупных системных аварий с погашением большого числа потребителей. (Только в 2006 г. подобная авария, затронувшая энергосистемы 12 стран, имела место в Западной Европе.)

Продолжалось строительство новых энергетических объектов – электростанций и электрических сетей, в первую очередь, в энергодефицитных районах России и в районах, энергоснабжение которых после разделения СССР оказалось зависимым от других государств.

Установленная мощность электростанций России увеличилась незначительно: с 213,3 млн кВт в 1990 г. до 214,1 млн кВт в 1998 г. В то же время производство электроэнергии за эти годы упало более чем на 23%: с 1082,1 млрд кВт ч в 1990 г. до 827 млрд кВт ч

в1998 г. Падение производства электроэнергии с 1990 по 1998 г. оказалось значительно меньшим, чем падение внутреннего валового продукта (ВВП) (более чем на 40%) и промышленного производства (более чем на 50%), что привело к существенному росту энергоемкости народного хозяйства. В 1999 г. производство элект-

роэнергии в России впервые с 1990 г. увеличилось и составило 847 млрд кВт ч.

За годы после распада СССР произошло ухудшение экономических показателей работы отрасли – возросли удельный расход условного топлива на отпущенный киловатт-час, потери электроэнергии на ее транспорт, удельная численность персонала, снизились показатели качества электроэнергии и надежность электроснабжения потребителей, а также эффективность использования капитальных вложений.

За последние 10 лет рост абсолютных и относительных потерь на транспорт электроэнергии в электрических сетях России характеризуется данными рис. 1.2 (относительные потери приведены

впроцентах от отпуска электроэнергии в сеть).

11

%млрд кВт ч

					%			13,1						13,15			12,9			13,2
13				120
					12,75						13,0
																	112,6
12			110											107,08									107,58						109,24
								103,5									107,4												104,85
11											103,1																		11,4
			100		99,1																					11,2
10		90																					10,38
					2000			2001			2002			2003			2004			2005			2006			2007			2008			2009

Рис. 1.1. Абсолютные (млрд кВ ч) и относительные (%) потери на транспорт электроэнергии в электрических сетях России

Основными причинами снижения экономической эффективности работы отрасли явились проблема неплатежей потребителей за полученную электроэнергию, несовершенство существующих механизмов управления электроэнергетическими предприятиями в новых условиях, а также неурегулированность отношений между странами СНГ в области электроэнергетики. Хотя условия для конкуренции в электроэнергетике России созданы (благодаря акционированию и образованию федерального оптового рынка электро – энергии и мощности, на котором имеется более 100 собственников электроэнергетических объектов), правила эффективной совместной работы различных собственников, обеспечивающие минимизацию затрат на производство, транспорт и распределение электрической энергии в рамках ЕЭС России разработаны не были.

ЕЭС России охватывает всю обжитую территорию страны от западных границ до Дальнего Востока и является крупнейшим в мире централизованно управляемым энергообъединением. В составе ЕЭС России действует семь ОЭС – Северо-Запада, Центра, Волги, Урала, Юга, Сибири и Востока. В настоящее время параллельно работает шесть первых ОЭС. Общие сведения о структуре ОЭС России приведены в табл. 1.2. Энергосистема Калининградской области Янтарьэнерго отделена от России территорией государств Балтии.

ОЭС Востока включает Хабаровскэнерго, Амурэнерго и Дальэнерго, а также южный энергорайон Якутии.

На территории России действует ряд изолированных энергосистем и энергорайонов. Электроснабжение потребителей Таймырского автономного округа осуществляется Таймырэнерго и Норильскэнерго. В зоне Дальнего Востока работают Камчатская, Сахалин-

12

Т а б л и ц а 1.2

Общие сведения о структуре энергообъединений России (2010 г.)

			Коли-	Установлен-
	Объединенные		чество	ная мощ-
	энергосисте-	Энергосистемы	энер-	ность элек-
	мы (ОЭС)		го-	тростанций
			систем	ГВт	%
		Архангельская, Карельская, Коль-
	Северо-Запада	ская, Коми, Ленинградская, Новго-	8	21,0	9,8
		родская, Псковская, Янтарьэнерго
		Белгородская, Брянская, Владимирс-
		кая, Вологодская, Воронежская, Ни-
		жегородская, Ивановская, Тверская,
	Центра	Калужская, Костромская, Курская,	19	47,8	22,1
		Липецкая, Московская, Орловская,
		Рязанская, Смоленская, Тамбовская,
		Тульская, Ярославская
		Марийская, Мордовская, Пензенская,
	Волги	Самарская, Саратовская, Татарская,	8	26,7	12,3
		Ульяновская, Чувашская
		Башкирская, Кировская, Курганская,
	Урала	Оренбургская, Пермская, Свердлов-	9	42,8	19,8
		ская, Тюменская, Удмуртская, Челя-
		бинская
		Астраханская, Волгоградская, Да-
		гестанская, Калмыцкая, Карачаево-
	Юга	Черкесская, Кабардино-Балкарская,	12	16,3	7,5
		Кубанская, Ростовская, Северо-Осе-
		тинская, Ставропольская, Чеченская,
		Ингушская
		Алтайская, Бурятская, Иркутская,
	Сибири	Красноярская, Кузбасская, Новоси-	10	46,8	21,6
		бирская, Омская, Томская, Хакасская,
		Читинская
	Востока	Амурская, Дальневосточная, Хаба-	3	8,9	4,1
		ровская
	Итого по ОЭС:	ЕЭС России	69	210,3	97,2
	Блок-станции		-	2,4	1,1
	Изолирован-	Камчатская, Магаданская (включая
	ные энер-	Колымскую и Чукотскую), Нориль-	9	2,6	1,2
	госистемы	ская, Сахалинская, Таймырская,
	и энергоузлы	Якутская (включая Сахаэнерго)
	Децентрализо-	По территории страны		1,1	0,5
	ванная зона
	Всего по стране		78	216,4	100,0

13

ская, Якутская и Магаданская энергосистемы. В состав последней входит Чукотскэнерго и Колымэнерго; Якутская энергосистема включает Сахаэнерго.

Всего на начало 2010 г. на территории России работают 78 энергосистем и энергорайонов, из них в составе ЕЭС России – 69 энергосистем.

В кризисный период (1990-е гг.) в стране существенно уменьшился объем потребления электроэнергии. На начало века общее положение в отрасли характеризовалось следующим:

процесс обновления мощностей практически остановился; по технологическим показателям (удельный расход топлива,

средний КПД оборудования, рабочая мощность электростанций) российские энергокомпании отставали от своих аналогов в развитых странах;

отсутствовали стимулы к повышению эффективности режимов производства и потребления электроэнергии;

в отдельных регионах имели место частые перебои энергоснабжения;

существовала высокая вероятность крупных аварийных отключений;

отсутствовала платежная дисциплина; доступ на рынок электроэнергии был закрыт для новых незави-

симых участников.

Отмеченные негативные явления определили необходимость проведения масштабных преобразований в электроэнергетике, которые создали бы стимулы для повышения эффективности работы энергокомпаний и позволили существенно увеличить объем необходимых инвестиций в отрасли. В противном случае при дальнейшем расширении внешнеэкономического сотрудничества российские предприятия проиграли бы экономическое соревнование не только на зарубежных рынках, но и на внутреннем рынке страны. Такие преобразования требуют значительных инвестиций. На развитие отрасли до 2011 г. РАО «ЕЭС России» было запланировано потратить свыше 3 трлн руб. При этом более половины средств должны быть обеспечены новыми отечественными и иностранными инвесторами. Намеченные преобразования в отрасли касаются прежде всего развития генерирующего комплекса страны, на долю которого приходится основная часть необходимых инвестиций.

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.

14

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.

В2008 г. закончено формирование целевой структуры всех ОГК

иТГК, 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.).

1.2. ОСНОВНЫЕ СВЕДЕНИЯ О РАЗВИТИИ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ ЭНЕРГОСИСТЕМ

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.

Общая протяженность воздушных линий электропередачи (ВЛ) напряжением 110 кВ и выше на начало 2010 г. в одноцепном исчислении составила по стране 461,7 тыс. км, а установленная мощность ПС – 691,4 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.

15

Структура электрической сети и динамика ее роста за последние годы приведена в табл. 1.3. 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

в1922 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 гг., 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.

В1956 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

вдействующую 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.

Вэлектрических сетях большинства энергосистем России принята шкала напряжений 110–220–500–1150 кВ. В ОЭС Северо-За- пада 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.

16

										Т а б л и ц а 1.3
		Сводные данные по развитию электрических сетей напряжением 110 кВ
			и выше в Российской Федерации (на 01.01.2010 г.)
	Протяженность ВЛ (в 1-цепном исчислении), тыс. км					Установленная мощность трансформаторов, млн кВ А
Напряжение,			Ввод в 1991–2009 гг.						Ввод в 1991–2009 гг.
кВ	Всего.	Всего		в том числе		Всего.	Всего			в том числе
			1991–1995	1996–2000	2001–2009				1991–1995	1996–2000	2001–2009
1150	0,95	0,45	–	0,45	–	–	–		–	–	–
750	3,57	0,37	0,1	–	0,27	15,2	2,5		–	–	2,5
500	40,08	5,54	2,24	0,9	2,4	104,4	22,21		8,3	5,0	8,91
330	11,38	1,88	0,4	1,3	0,18	35,2	4,32		1,5	0,8	2,02
220	102,16	6,26	3,4	1,5	1,36	215,7	20,2		10,7	5,8	3,7
110 (150)	303,5	25,2	12,7	5,0	7,5	320,9	33,9		18,1	6,3	9,5
Всего	461,7	39,70	19,0	9,2	11,55	691,4	83,13		38,6	17,9	26,63

П р и м е ч а н и я .

1.В сводных данных по развитию сети 110–1150 кВ использованы отчеты ОАО «ФСК ЕЭС», ОАО «СО ЕЭС», АО-энерго, а по объектам ведомственной принадлежности (РЖД, нефтепроводы, объекты добычи и переработки нефти и газа и проч.) – отчетные материалы соответствующих ведомств.

2.В суммарной установленной мощности учтены также трансформаторы данного класса напряжения на ПС более высокого напряжения. Резервные фазы и трансформаторы специального назначения (печные, тяговые, установленные в мостах ППТ и проч.) не учитывались.

3.В общую протяженность ВЛ 750 кВ включена ППТ ±400 кВ Волгоград – Донбасс (376 км по территории РФ), а в протяженность ВЛ 500 кВ – электропередача 400 кВ ВПТ Выборг – Финляндия (126,5 км по территории РФ).

4.В установленную мощность трансформаторов 110–220 кВ включены трансформаторы обычного исполнения ведомственной принадлежности.

17

Характерной особенностью отмеченного смещения сетей 750 кВ

ввосточном 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

вработу 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.

Вусловиях использования двух различных систем номинальных напряжений схема сети в зонах стыковки обеих шкал развивается таким образом, чтобы свести к минимуму трансформации 220/330, 330/500 и 500/750 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 2010 г. составила

44,6 тыс. км, а установленная трансформаторная мощность ПС этих напряжений – около 119,6 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, СаяноШушенской 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 2010 г. характеризуются следующими данными:

протяженность	–	40,18	тыс. км;
общая установленная мощность ПС	–	104,4	млн кВ А.

В 2007 г. введена Транссибирская магистраль 500 кВ Заря – Барабинск – Таврическая (730 км).

18

В последние годы выполнено строительство ряда ВЛ и ПС 500 кВ (Западная, Ключи, Емелино, Владивосток, Пересвет и др.), а так же заходы действующих ВЛ на новые ПС; осуществлен перевод на номинальное напряжение ранее построенных ВЛ (Ильково – Луговая, Холмогоры – Тарко-Сале); проведена реконструкция ряда крупных ПС 500 кВ (Бескудниково, Тюмень и др.). Наиболее крупные строящиеся ВЛ 500 кВ (на 1.01.2011 г.): Фроловская – Шахты – Ростов с ПС Ростовская (441 км, 2×501 МВ А), Сургутская ГРЭС – ПС магистральная (157 км), Алюминиевая – Абакан-Итат (вторая цепь), Северная – БАЗ (199 км) и др.

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 2010 г. характеризуется следующими количественными показателями:

протяженность ВЛ, включая ППТ ± 400 кВ
Волгоград – Донбасс	– 3,6 тыс. км;
количество ПС	– 5;

установленная мощность автотрансформаторов (АТ) – 15,2 млн кВ А.

В2005 г. введена в работу ВЛ 750 кВ Калининская АЭС – ПС Белозерская (272 км) и ПС Белозерская 750/500 кВ, 2 × 1251 МВ А.

Электрическая сеть 1150 кВ России состоит из участков межсистемной электропередачи Сибирь – Казахстан – Урал, которые вводились в работу с середины 80-х гг. 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 2010 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 – ПС Алтайская (448 км). Перевод указанной электропередачи на номинальное напряжение будет осуществлен в более поздние сроки.

Впериод до 2015 г. планируется начать строительство ВЛ 1150 кВ ПС Алтайская – Омск протяженностью 735 км.

В1965 г. в нашей стране была введена в работу ППТ по воздушной биполярной линии Волгоград – Донбасс напряжением ±400 кВ.

19

Пропускная способность электропередачи – 720 МВт, протяженность линии – 473 км (по территории России – 376 км). Сечение полюса – 600 × 2, опоры металлические. ППТ Волгоград – Донбасс предназначена для работы в реверсивном режиме. Средняя точка четырехмостовой схемы заземлена наглухо, образуя две полуцепи «полюс – земля» биполярной передачи. Каждая из полуцепей может оставаться в работе при выведенной другой полуцепи в ремонт или по другой причине. В этом случае передача будет работать по униполярной схеме с возвратом тока через землю и со сниженной вдвое мощностью.

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.

Одной из основных причин роста повреждаемости ВЛ и оборудования ПС является значительный объем физически и морально устаревшего оборудования, находившегося в эксплуатации. Так, на начало 2010 года износ сетевого хозяйства ФСК ЕЭС в целом составил 50,6%, в том числе подстанционного оборудования – 60%, зданий и сооружений – 39%. Около 40% оборудования уже выработало свой нормативный ресурс.

На ПС напряжением 110–220 кВ со сроком службы более 50 лет требуют замены 8,5 млн кВ А, 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.

Выдача мощности строящихся электростанций, внешнее электроснабжение новых потребителей, проведение реконструкции и технического перевооружения требуют весьма значительного объема электросетевого строительства. Так, в 2010 г. ОАО «ФСК ЕЭС»

20