Износ энергооборудования и электрических сетей России

С 2000 года в России в год  вводились не более 2 ГВт генерирующих мощностей. В основном достраивались  энергоблоки, строительство которых  было начато еще в советский период. С “нуля” был построен лишь один крупный блок – блок №1 Калининградской  ТЭЦ-2 мощностью 0,45 ГВт. Его строительство  растянулось на 36 месяцев вместо среднемировых 18 для такого типа блоков и обошлось в полтора раза дороже строительства таких блоков в  Европе и Северной Америке.

По данным Международного энергетического агентства, энергоемкость  ВВП России в 11 раз выше, чем в  Германии, в 6 раз выше, чем в Канаде, в 4 раза больше, чем в Польше. Внедрение  самых очевидных мер по энергосбережению (рационализация работы осветительных  приборов, теплоизоляция и т.д.) может  дать 10-15% снижения затрат электроэнергии. Сопоставимый эффект может принести изменение суточного и недельного профиля графика энергопотребления - смещения пиков нагрузки на выходные дни и ночные часы (возможность  приобретать электроэнергии по более  низким тарифам).

Прогноз Минэнерго, полагавшего, что спрос на электроэнергию вернется на докризисный уровень лишь к 2012–2013 годам, оказался слишком пессимистичным. Потребление в первом квартале 2010-го оказалось на 0,5% выше уровня января-марта 2008 года. А по сравнению с прошлым  годом рост составил 5,9%, хотя ведомство  ожидало увеличения всего на 3,1%. Конечно, спрос был во многом обеспечен  погодным фактором (холодная зима). Тем  не менее Минэнерго повысило прогноз роста энергопотребления на 2010 год в 6,5 раза – с 0,4 до 2,6%.

Энергокомпании в условиях дефицита электроэнергии будут более  эффективно выстраивать свои ремонтные  компании, повышать коэффициент использования  установленной мощности, снижать  затраты электроэнергии на собственные  нужды,  потери на транспорт электроэнергии и т.д. В совокупности эти меры дадут, с нашей точки зрения, снижение прироста энергопотребления в течении трех-четырех лет с нынешних 2,2%. Что означает сокращение объемов необходимых новых вводов до 3-5 ГВт в год. Необходимо строительство новых генерирующих мощностей.

2. Электрические  сети энергосистем России

2.1. 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%.

2.2. Основные сведения  о энергосистемах России

Одним из важнейших показателей  уровня электроэнергетики страны является развитие электрических сетей - линий  электропередачи и подстанций⁶ (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.

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;