Spravochnic_Faybisovich

начало строительство 36 ПС и 40 ВЛ напряжением 110 кВ и выше общей установленной мощностью 7416 МВ А протяженностью свыше 5 тыс. км. Затраты на реализацию всех направлений инвестиционной программы ФСК ЕЭС в 2010 г. составили более 170 млрд руб.,

авсего на период 2010–2012 гг. планируется более 520 млрд руб.

В2000-е гг. 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,

атакже электросетевой комплекс, принадлежавший ОАО РАО «ЕЭС России», который включал 140 ПС, линии электропередачи протяженностью более 44 тыс. км, производственные базы, системы технологического управления.

Виюне 2002 г. состоялась официальная государственная регистрация новой компании – ОАО «ФСК ЕЭС», созданной как

21

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 Рос-

сии.

Ксередине октября 2002 г. было завершено первичное формирование ОАО «ФСК ЕЭС». В конце 2003 г. по распоряжению Правительства РФ было создано и зарегистрировано семь (по числу ОЭС) межрегиональных магистральных сетевых компаний (ММСК): Се- веро-Запада, Центра, Юга, Волги, Урала, Сибири и Востока. В уставные капиталы ММСК переданы сетевые объекты и активы, принадлежавшие АО-энерго и относящиеся к ЕНЭС. Учредители ММСК выступили Российский фонд федерального имущества (85%) и ОАО «ФСК ЕЭС» (15%).

На начало 2010 г. формирование ММСК было практически завершено. Принята окончательная схема формирования ЕНЭС, предусматривающая одноэтапное присоединение ранее созданных магистральных сетевых компаний (МСК) к ОАО «ФСК ЕЭС».

ММСК являются компаниями, только владеющими магистральными сетями, но не осуществляющими функции эксплуатации

иразвития сетей. Последнее является прерогативой ОАО «ФСК ЕЭС».

В соответствии с Федеральным законом «Об электроэнергетике» по объектам, входящим в ЕНЭС, права собственников ограничиваются и передаются «ФСК ЕЭС» как организации, осуществляющей управление ЕНЭС. Концентрация управления всем магистральным сетевым комплексом страны в рамках ФСК ЕЭС создаст условия для обеспечения надежной работы в рыночных условиях, то есть возможность равного доступа к электрической сети, реализации единой стратегии и единых норм развития, нормальное функционирование рынка электроэнергии и проч. Функции и активы региональных диспетчерских управлений (РДУ) переданы общероссийскому системному оператору (ОАО «СО ЕЭС»).

Протяженность ВЛ по ММСК в процентах от общей длины ВЛ ОАО «ФСК ЕЭС» приведена на рис. 1.3.

КЕНЭС относятся следующие магистральные линии электропередачи и объекты электросетевого хозяйства (Постановление Правительства РФ от 26 января 2006 г. № 41).

22

Рис. 1.3. Протяженность ВЛ отдельных ММСК ОАО «ФСК ЕЭС»: 1 – СевероЗапада; 2 – Центра; 3 – Юга; 4 – Волги; 5 – Урала; 6 – Сибири; 7 – Востока

1.Линии электропередачи (воздушные и кабельные), проектный номинальный класс напряжения которых составляет 330 кВ

ивыше.

2.Линии электропередачи (воздушные и кабельные), проектный номинальный класс напряжения которых составляет 220 кВ:

обеспечивающие выдачу в сеть энергетической мощности электрических станций, общая установленная мощность каждой из которых составляет не менее 200 МВт;

обеспечивающие соединение и параллельную работу энергетических систем различных объектов Российской Федерации;

обеспечивающие выдачу энергетической мощности в узлы элек-

трической нагрузки с присоединенной трансформаторной мощностью не менее 125 МВ А;

непосредственно обеспечивающие соединение указанных линий электропередачи, включая магистральные линии электропередачи с подстанциями, внесенными в уставный фонд Российского открытого акционерного общества энергетики и электрификации «ЕЭС России».

3.Линии электропередачи, пересекающие государственную границу Российской Федерации.

4.Линии электропередачи (воздушные и кабельные), проектный номинальный класс напряжения которых составляет 110 (150) кВ и вывод из работы которых приводит к технологическим ограничениям перетока электрической энергии (мощности) по сетям более высокого класса напряжения.

5.Трансформаторные и иные подстанции, проектный номинальный класс напряжения которых составляет 220 кВ и выше, соединенные с линиями электропередачи, указанными в пунктах 1–3, а также технологическое оборудование, расположенное на их подстанциях, за исключением распределительных устройств электрических станций, входящих в имущественный комплекс генерирующих энергообъектов.

6.Оборудование распределительных устройств напряжением 110 (150) кВ и связанное с ним вспомогательное оборудование

23

на трансформаторных и иных подстанциях, проектный номинальный класс напряжения которых составляет 110 (150) кВ, обеспечивающие транзитные перетоки электрической энергии по линиям электропередачи напряжением 110 (150) кВ, указанным в пункте 4.

7. Комплекс оборудования и производственно-технологических объектов, предназначенных для технического обслуживания и эксплуатации указанных объектов электросетевого хозяйства.

Важным направлением реформирования АО-энерго при их разделении по видам деятельности стало создание системы управления распределительным сетевым комплексом (сети напряжением 110 кВ и ниже).

Распоряжением Правительства России (декабрь 2007 г.) утверждена следующая конфигурация межрегиональных распределительных сетевых компаний (МРСК): создаются 8 региональных МРСК, а так же самостоятельные компании на базе Мосэнерго, Ленэнерго и Тюменьэнерго.

Централизация управления распределительным сетевым комплексом позволяет улучшить его управляемость, повышает инвестиционную привлекательность и капитализацию распределительных сетевых компаний.

Дальнейшее развитие в электроэнергетике страны получает энергорынок, который подразумевает сосуществование нескольких сегментов: долгосрочный сегмент мощности, оптовый рынок электроэнергии и рынок системных услуг (РСУ). Системные услуги предполагают действия генераторов электростанций, направленные на поддержание параметров ЕЭС (например, стабильной частоты в сети) и ее готовности к работе в аварийных условиях. Правила РСУ направлены на первичное и вторичное регулирование частоты, развитие систем противоаварийного управления. Исполнители на РСУ определяются конкурентным отбором по критерию минимальной цены.

1.3. КРАТКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАЗВИТИЯ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ ЗА РУБЕЖОМ

В течение ряда последних десятилетий внимание энергетических компаний и производителей электротехнического и энергетического оборудования за рубежом было сфокусировано прежде всего на развитии генерирующего комплекса. Строительству магистральных и распределительных сетей уделялось меньшее внимание. Для примера могут быть приведены данные по структуре капиталовложений в развитие электроэнергетики США. Так, если по принятой в США структуре инвестиций в отрасли на долю «передача

24

ираспределение электроэнергии» в середине 1970-х гг. приходилось 30–32% общих затрат, то в конце 1990-х гг. ситуация стала меняться,

иэта составляющая возросла до 45–47%. Несмотря на отмеченный рост, в правительственном докладе «Национальная энергетическая политика США» (май 2001 г.) отмечено, что «…ограниченная пропускная способность связей не позволяет в общем случае заменить производство электроэнергии передачей мощности и электроэнергии из «избыточных регионов» и препятствует повышению надежности электроснабжения потребителей и дальнейшему развитию бизнеса». Выводом доклада явилось подтверждение необходимости строительства новых магистральных линий электропередачи. Такая же тенденция имеет место и в европейских странах.

Основным техническим параметром, определяющим достигнутый уровень развития электросетевого хозяйства страны, является шкала используемых номинальных напряжений. Сроки освоения отдельных номинальных напряжений в отечественной и зарубежной практике развития энергосистем приведены в табл. 1.4.

Развитию электрических сетей стран Западной Европы способствуют высокие темпы роста потребления электроэнергии и весьма активный обмен электроэнергией между странами сообщества. Для этих стран весьма различна структура производства электроэнергии (табл. 1.5), что также способствует развитию

25

электрических сетей объединения. Так, в Норвегии 99,3% электроэнергии вырабатывается на ГЭС и только 0,6 – на ТЭС; во Франции 78% – на АЭС. Самая большая доля (13%) возобновляемых источников энергии (ВИЭ) в Дании (ветроэнергетика) и Финляндии (сжигание биомассы и отходов).

Т а б л и ц а 1.5

Структура производства, потребления на душу населения и установленная мощность электростанций по странам Западной Европы (2000 г.)

В Европе происходит активный обмен электроэнергией между странами, иногда составляющий значительную часть производимой в отдельной стране электроэнергии. Через границы государств перетекают примерно 20% вырабатываемой электроэнергии. В 2002 г. перетоки составляли 551 млрд кВт ч электроэнергии, в 2001 г. – 543 млрд кВт ч. Самый крупный экспортер – Франция (77 млрд кВт ч, или 14% всего производства в стране), на втором месте – Норвегия (10 млрд кВт ч, или 7%). Больше всего электроэнергии импортирует Италия, купившая за рубежом 50 млрд кВт ч (19% собственного производства), на втором месте – Нидерланды (16 млрд кВт ч,

26

или также 19%). Германия имеет почти нулевое сальдо: экспорт 44 млрд кВт ч, импорт – 43,9.

Высшим напряжением основной электрической сети переменного тока стран Европы является напряжение 750 кВ, которое получило большое развитие в энергосистемах Украины и частично Белоруссии, Польши, Венгрии и Болгарии, а также стран Восточной Европы, где имеются концевые участки межгосударственных электропередач от энергосистем России и Украины.

Высшим напряжением основной электрической сети энергосистем большинства стран Центральной и Западной Европы на уровне 2006 г. являлось 380–420 кВ, законодательно принятое как наивысшее. Сети этого напряжения в последние годы развивались наиболее высокими темпами. При этом сети 220–275 кВ, ранее являвшиеся основными, продолжают эксплуатироваться в условиях ограниченного развития: к этим сетям не присоединяются новые генерирующие мощности, а в отдельных случаях ВЛ этого класса напряжения используются в сети 110–150 кВ до полного физического износа.

Для распределительной сети высокого напряжения в энергосистемах европейских стран используются напряжения 110 (115) – 132– 150 кВ. Вытеснение промежуточных напряжений характерно и для распределительных сетей на низшей ступени распределения электроэнергии (33–35, 66 кВ). Основной шкалой трансформации мощности в странах Европы становится 380–420/110–150/10–20 кВ, при которой шаг шкалы напряжения становится выше двух, что характерно для энергосистем, где идет процесс электрификации «вглубь».

Основная системообразующая сеть энергосистем стран Европы, как правило, строится с использованием двухцепных, а в отдельных случаях и четырехцепных ВЛ с обеспечением двухстороннего питания. В этих условиях даже при достаточно тяжелом виде аварийного повреждения – одновременном отключении двух цепей – питание узловых подстанций сохраняется. Узловые ПС с высшим напряжением 380–420 кВ оснащаются двумя – четырьмя трансформаторами. В распределительных сетях, как правило, применяются резервированные схемы с широким использованием двухцепных ВЛ, кабельных сетей (в городах), двухтрансформаторных подстанций. Мощность ПС 110–150/НН кВ 2×20–2×80 МВ А.

В электрических сетях энергосистем Европы широко используется элегазовое оборудование, комплектные распределительные устройства (КРУ) с элегазовым оборудованием (КРУЭ), маслонаполненные кабели и кабели с синтетическим покрытием, а в последние годы – кабели с изоляцией из сшитого полиэтилена, комплектные батареи статических конденсаторов и др. Некоторые характерные примеры прокладок кабельных линий (КЛ) СВН на территории

27

крупнейших городов Европы, осуществленных в последние годы, приведены ниже. Так, в Лондоне электросетевая компания National Grid в 2004 г. ведет сооружение КЛ 420 кВ, связывающей электростанцию St. John Wood с подстанцией Elstree. Сечение кабеля – 2500 мм2, расчетный ток – 3700 А.

ВБерлине энергокомпанией Bewag осуществлено строительство воздушно-кабельной передачи 380 кВ, основным назначением которой является создание надежной системы внешнего электроснабжения центральной части города на дальнюю перспективу. Другим назначением кабельной электропередачи является усиление связи 380 кВ района Берлина с основной сетью энергосистем стран Центральной Европы, поскольку сооруженная линия является элементом основной сети энергообъединения стран Западной Европы (UCPTE).

Внастоящее время европейскими производителями кабельной продукции разработаны, испытаны и созданы промышленные образцы кабеля СВН рекордной пропускной способности напряжением:

до 1000 кВ (маслонаполненный, с поперечным сечением токоведущей части 2500 мм2, имеющей пропускную способность до 3 млн кВт);

до 500 кВ (с изоляцией из сшитого полиэтилена (XLPE) с поперечным сечением токоведущей части 2500 мм2, пропускная способность 1,9 млн кВт). Кабели этого типа находят все более широкое применение.

Среди энергосистем Азии передовые позиции в мире занимают энергосистемы Токио и Южной Кореи.

На долю столичной энергокомпании Японии (ТЕРСО) приходится треть всех абонентов страны, потребляющих треть всей реализуемой в стране электроэнергии. По объему производства электроэнергии и установленной мощности электростанций ТЕРСО превышает масштабы развития электроэнергетики таких стран, как Италия, Южная Корея, Канада и др., а также крупнейших энергосистем мира (энергокомпании штатов Нью-Йорк и Техас США и др.).

Вэлектрической сети переменного тока (50 Гц) используется шкала напряжений 500–275–154–66 кВ. Протяженность воздушных и кабельных линий электропередачи ТЕРСО, а также установленные мощности подстанций отдельных напряжений приведены

втабл. 1.6.

Отчетные данные по развитию электрических сетей позволяют отметить ряд характерных особенностей технической политики ТЕРСО.

В распределительных и магистральных ВЛ высокого напряжения преимущественно используются двухцепные, а в ряде случаев и многоцепные линии. Так, практически все ВЛ 500 кВ имеют двухцепное исполнение. Нередки случаи, когда на одной опоре подве-

28

Т а б л и ц а 1.6

Показатели развития электрических сетей ТЕРСО

шено 4–5 цепей разного напряжения. При сооружении КЛ нередко в одной траншее прокладывают 2–3 KЛ. Указанное объясняется стремлением максимально использовать выделенную трассу.

Широко используются КЛ. Так, если для энергокомпаний всей страны доля протяженности КЛ от общей на уровне 2000 г. составила 10,9%, то для ТЕРСО – 24,7%, а для Токио – 89,3%.

Высокий уровень токов коротких замыканий (КЗ) является следствием сосредоточения на территории, обслуживаемой ТЕРСО, большой установленной мощности электростанций, а также значительной «плотности» электрической сети, при которой линии электропередачи не создают значительных реактансов, ограничивающих уровень токов КЗ. Указанная особенность определила широкое применение «тяжелых» выключателей, рассчитанных на 63 кА.

Помимо обычных требований к электротехническому оборудованию (надежность, удобство эксплуатации, достаточный ресурс и др.) очень важным является требование минимизации размеров, относящееся как к коммутационной аппаратуре, так и к силовым трансформаторам напряжением до 500 кВ включительно. Это требование продиктовано условиями сооружения закрытых и подземных подстанций в Токийском мегаполисе. Такой крупнейшей полуподземной подстанцией будет ПС 500 кВ Shin-Toyosu. Подстанция имеет пять этажей, из которых один этаж располагается над землей. На площади 16 тыс. м2 устанавливаются две группы АТ 500/275 кВ мощностью 1500 МВ А, два шунтирующих реактора (ШР) по 300 Мвар, 10 ячеек КРУЭ 500 и 275 кВ. Выключатели 500 кВ приняты с одним разрывом; питающие КЛ 500 кВ приняты с изоляцией из сшитого полиэтилена.

Важное значение в электрических сетях ТЕРСО придается мониторингу состояния оборудования, что позволяет выявлять дефекты на ранних стадиях возникновения и контролировать динамику их развития.

29

Электроснабжение такого крупного мегаполиса, как Токио, – сложная техническая задача. Опорная сеть города формируется и развивается с использованием самых высших напряжений электрической сети: 275–500–1000 кВ. Надстройкой к сети 275 кВ явились первые объекты 500 кВ, ввод которых в работу был осуществлен в 1960-е годы. В 2003 г. потребители Токио получали электроэнергию от 11 ПС 500 кВ, в стадии строительства находится еще одна ПС этого напряжения. Трудности с новыми трассами ВЛ 500 кВ постоянно возрастают, и уже в 1970-х гг. была выявлена целесообразность создания передающих систем на напряжении 1000 кВ.

В конце 1980-х гг. было начато строительство ВЛ кольцевой сети напряжением 1000 кВ. В отчетном году в работе находился двухцепный транзит 1000 кВ АЭС Касивадзаки Карива – ПС Ниши Гунма – ПС Син Имахи – ПС Минами Иваки (северная часть кольцевой сети). На ВЛ 1000 кВ использована конструкция фазы из восьми сталеалюминиевых проводов сечением 810 мм2. С целью снижения шума от работающих ВЛ (корона) на отдельных участках использовано сечение 960 мм2 × 8. На части ВЛ, временно работающих на напряжении 500 кВ, подвешена половина токоведущей части (810 мм2 × 4). На отдельных ВЛ 1000 кВ средняя высота двухцепных опор составила 97–120 м, а длина пролетов – 550–650 м.

Энергокомпания Южной Кореи (КЕРСО) занимает передовые позиции в развитии электроэнергетики Азии. Основное направление развития сетевого хозяйства страны и формирование основной сети энергосистемы в последние десятилетия осуществлялось с использованием номинального напряжения 345 кВ, получившего значительное развитие во всех частях страны. В меридиональном направлении общая протяженность действующих ВЛ 345 кВ составляет 313 км, т. е. ВЛ пересекают всю территорию страны. То же относится к ВЛ 345 кВ, проходящим в широтном направлении.

Получение коридоров для сооружения новых ВЛ высокого напряжения весьма затруднено. Это, а также высокие темпы роста спроса на электроэнергию явились основными факторами, определившими введение новой, более высокой ступени напряжения в сети переменного тока: 765 кВ. В отдельных случаях ВЛ 765 кВ сооружаются по трассам демонтируемых ВЛ 66 кВ. Впервые в мире строятся двухцепные ВЛ 765 кВ.

В2004 г. переведен на номинальное напряжение ряд ранее построенных участков ВЛ 765 кВ, эксплуатация которых в течение нескольких лет осуществлялась на напряжении 345 кВ.

Впоследние годы наблюдается быстрый рост потребления электроэнергии в Китае – втором в мире производителе электроэнер-

гии. Полное потребление электроэнергии в 2004 г. составило 2090 TВт ч, что на 11% выше, чем в предшествующем году. Общая протя-

30