Установленная мощность АО-энерго по регионам России

Регионы	ГВт
Всего	109,2
в т.ч.:
Центр	24.6
Северо-Запад	11.4
Поволжье	8.9
Урал	33.0
Юг	4.3
Сибирь	19.4
Дальний Восток	7.5

Суммарная электрическая мощность всех электростанций Холдинга РАО «ЕЭС России» составляет 168.5 ГВт, или 78% установленной мощности электроэнергетики России (215 ГВт).

В ЕЭС России не было крупных системных аварий с погашением большого числа потребителей. (Только в 2003 г. такие аварии имели место в энергосистемах США, Италии, Великобритании и Скандинавии.)

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·чв 1998 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 электроэнергии 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.

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 электроэнергии 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. Народное хозяйство России в период после 1991 г. переживает сложный переходный этап развития, характеризующийся реформированием хозяйственного механизма и преобразованием форм собственности. Критическим годом социально-экономического кризиса России явился 1998 г., когда все отрасли промышленности достигли наименьшего уровня объема выпускаемой продукции. Исключение составили ориентированные на экспорт сырьевые отрасли. Последующий период характеризуется положительными тенденциями развития экономики

Рост электропотребления в 1999–2002 гг. наблюдался во всех отраслях промышленности и экономики, за исключением производственных нужд сельского хозяйства. В 2002 г. относительно 1998 г. объемы промышленного потребления электроэнергии выросли на 13 %, строительства – на 3,4 %, транспорта – на 13 %, быта и сферы услуг – на 6,3 %.

В отраслевой структуре потребления электроэнергии за 1998–2002 гг. произошли следующие изменения:

· снизилась доля промышленности, строительства, транспорта, производственных нужд сельскохозяйственного производства;

· увеличилась доля быта и сферы услуг, потерь электроэнергии в сетях, собственных нужд (СН) электростанций.

1.3. 1. Структура ЕЭС России до 2009 года

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, Средней Волги, Урала, Северного Кавказа, Сибири и Дальнего Востока. В настоящее время (2004 г.) параллельно работает пять первых ОЭС. Общие сведения о структуре ОЭС России приведены в табл. 1.5. Энергосистема Калининградской области Янтарьэнерго отделена от России территорией государств Балтии.

Таблица 1.5.

Общие сведения о структуре энергообъеденений России (2002 г.)

Объединенные энергосистемы (ОЭС)	Энергосистемы	Количе­ство энергосистем	Установленная мощность электростанций
		ГВт	%
Северо-Запада	Архангельская, Карельская, Кольская, Коми, Ленинградская, Новгородская, Псковская, Янтарьэнерго		20,0	9,6
Центра	Астраханская, Белгородская, Брянская, Владимирская, Волгоградская, Вологодская, Воронежская, Нижегородская, Ивановская, Тверская, Калужская, Костромская, Курская, Липецкая, Московская, Орловская, Рязанская, Смоленская, Тамбовская, Тульская, Ярославская		52,4	25,3
Средней Волги	Марийская, Мордовская, Пензенская, Самарская, Саратовская, Татарская, Ульяновская, Чувашская		23,8	11,5
Урала	Башкирская, Кировская, Курганская, Оренбургская, Пермская, Свердловская, Тюменская, Удмуртская, Челябинская		41,2	19,9
Северного Кавказа	Дагестанская, Калмыцкая, Карачаево-Черкесская, Кабардино-Балкарская, Кубанская, Ростовская, Северо-Осетинская, Ставропольская, Чеченская, Ингушская		11,5	5,5
Сибири	Алтайская, Бурятская, Иркутская, Красноярская, Кузбасская, Новосибирская, Омская, Томская, Хакасская, Читинская		45,1	21,7
Востока	Амурская, Дальэнерго, Хабаровская		7,1	3,4
Итого по ОЭС:	ЕЭС России		201,1	96,9
Остальные энергосистемы, прочие электростанции	Камчатская, Магаданская, Норильская, Сахалинская, Якутская		6,4	3,1
Всего по стране:			207,5	100,0

На территории России действуют изолированно работающие энергосистемы Якутии, Магадана, Сахалина, Камчатки, районов Норильска и Кольты.

В целом энергоснабжение потребителей России обеспечивают 74 территориальных энергосистемы(Рис. 1.2.)

Рис. 1.2. Структурная схема энергетической системы России

"Татэнерго" и "Иркутскэнерго" не входят в состав холдинга, а в "Новосибирскэнерго" и "Башкирэнерго" РАО "ЕЭС" не владеет блокирующим пакетом (доля РАО в "Новосибирскэнерго" составляет 14,2%, в Башкирэнерго - 21,3%). 54% акций Красноярской ГЭС контролируются структурами, близким к ОАО "Русский Алюминий", и только 24% принадлежат "Красноярскэнерго".

В состав РАО "ЕЭС" входят 7 территориальных объединенных энергосистем (ОЭС): Центра, Северного Кавказа, Северо-Запада, Сибири, Урала, Средней Волги и Востока, связанных между собой магистральными линиями электропередач. Диспетчерское управление сетями в рамках всей системы выполняет центральное диспетчерское управление (ЦДУ), в рамках отдельных энергосистем – ОДУ (объединенные диспетчерские управления).

Федеральные сети находятся в собственности материнской компании РАО "ЕЭС"

Параллельно с ЕЭС России работают энергосистемы стран Балтии, Белоруссии, Закавказья и отдельные районы Украины. Параллельно, но не синхронно с ЕЭС (через вставку постоянного тока) работает энергосистема Финляндии, входящая в объединение стран Северной Европы (NORDEL) От сетей ЕЭС России осуществляется также пригранич­ная торговля электроэнергией с Норвегией, Монголией и Китаем, а также передача электроэнергии в Болгарию.
1.4. Прогноз развития энергетики России до 2020

К 2020 году, согласно официальным прогнозам РАО ЕЭС, производство электроэнергии в России должно увеличиться на 70% - 100%.

Прогнозы роста потребления электроэнергии у РАО ЕЭС меняются каждые два - три месяца. Тем не менее, вот некоторые цифры. В феврале 2007 года председатель правления РАО ЕЭС Анатолий Чубайс заявил о 5% ежегодного темпа роста энергопотребления. В проекте “Генеральной схемы размещения объектов электроэнергетики до 2020 года”, обнародованном осенью этого года, говорится о двух основных вариантах развития ситуации в отрасли. Согласно “оптимистическому” сценарию, рост энергопотребление может составить в период до 2020 года в среднем 5,2% ежегодно. В “базовом” варианте - 4,1% роста каждый год. В ноябре 2007 года Анатолий Чубайс заявил о том, что рост энергопотребления в ближайшие годы составит 4,1% и “даже выше”(рис. 1.2.).

Рис. 1.2. Производство электроэнергии в Российской федерации в 1991-2020гг., млрд. кВт/ч

Результат – исходя из прогнозируемого роста энергопотребления в 4,1% сформированы инвестиционные программы РАО ЕЭС и “Росэнергоатома”. Они предусматривают выход к 2010 году на уровень ввода в год 8,4 ГВт новых мощностей, а к 2014-2015 году – на уровень 14, 5 ГВт. И даже до 20,3 ГВт к 2015 году, если исходить из “оптимистичного” варианта прогнозов, предусматривающего ежегодный рост потребления в 5,2% в год (рис. 1.3.). В дальнейшем эти параметры пересматривались лишь в сторону повышения.

Рис 1.3. Прогнозируемый рост энергопотребления

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.

Рис 1.4. Прогнозируемый ввод генерирующих мощностей на электростанциях России

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% (рис. 1.4.).

Рис. 1.4. Потребление электроэнергии,

Млрд. КВт.ч.

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 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 нефте- и 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.

Дата добавления: 2015-11-26