1880 1900 1920 1940 1960 1980 2000 Годы
Рис. 6.1. Рост номинального напряжения воздушных линий электропередачи НО—1150 кВ в СССР (1) и в США совместно с Канадой (2) до 1990 г.
На конец 1990 г. в СССР находились в эксплуатации примерно 431 тыс. км ЛЭП 110 кВ, 12.6 тыс. км— 150 кВ, 136,52 тыс. км—220 кВ, 31,93 тыс. км — 330 кВ, 43,93 тыс. км — 500 кВ, 7,1 тыс. км—750кВ и 1,91 тыс. км— 1150кВ. После распада СССР на территории России осталось свыше 440 тыс. км электрических сетей 110— 1150 кВ. в том числе: ВЛ. 110 кВ — 279 тыс. км, ВЛ. 150 кВ — 2,6 тыс. км, ВЛ 220 кВ — 100 тыс. км, ВЛ 330 кВ — 9,4 тыс. км, ВЛ 500 кВ — 36,2 тыс. км, ВЛ 750 кВ —2,7 тыс. км, ВЛ 1150 кВ — 0,5 тыс. км.
К 1990 г. СССР имел высокий международный рейтинг в области ЛЭП сверхвысокого (СВН) и ультравысокого (УВН) напряжения переменного тока.
В результате освоения в СССР ЛЭП 500 и 750 кВ в ОЭС сложились две шкалы номинальных напряжений электрических сетей: 110— 150—330—750 кВ и 110—220—500—1150 кВ. Каждая последующая ступень в этих шкалах превышает предыдущую примерно в два раза, что позволяет повысить пропускную способность линий в два-четыре раза. Первая шкала напряжений получила распространение в северо-западных областях России, на Украине и на Северном Кавказе, вторая — в центральных областях и на всей территории России к востоку от Москвы. В настоящее время линии 110, 150 и 220 кВ используются главным образом в районных распределительных сетях для передачи электроэнергии к крупным узлам нагрузки. Электропередачи 330, 500, 750 и 1150 кВ, по которым может быть передана мощность от 350 до 4000—4500 МВт, решают задачи системного характера. Они используются для создания мощных межсистемных и внутрисистемных связей в ОЭС, передачи электроэнергии от удаленных электростанций, например атомных или ГЭС, в приемные системы.
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 соответствии с установившейся терминологией Международной конференции по большим электрическим системам высокого напряжения (СИГРЭ) к линиям высокого напряжения относятся линии с наибольшим номинальным напряжением ниже 400 кВ, к линиям СВН — линии с наибольшим номинальным напряжением (линейным для линий переменного и межполюсным для линий постоянного тока) от 400 до 800—900 кВ, т.е. ниже 1000 кВ (400—550, 735— 800 кВ переменного тока, 400—900 кВ постоянного тока), а к линиям УВН — линии с наибольшим номинальным напряжением 1000 кВ и выше.
В мировой практике в настоящее время значительное внимание уделяется электропередачам постоянного тока, где отсутствуют волновые процессы в линии, благодаря чему эти электропередачи приобретают новые свойства. В них снимается проблема устойчивости совместной работы связываемых систем, с их помощью можно соединять несинхронно работающие системы или системы с различной номинальной частотой и т.д.
Для передачи энергии на большие расстояния, как уже отмечалось, необходимо повышение напряжения линии. Поскольку постоянный ток не трансформируется, то повысить напряжение можно путем последовательного соединения нескольких источников. Такую схему предложил Рэне Тюри (Швейцария), По его схеме было сооружено около 15 электропередач. Главная из них — электропередача Мутье—Лион (Франция), Эта электропередача была введена в работу в 1906 г. и имела длину 180 км при напряжении 57 кВ, передаваемая мощность на первом этапе составляла 4,6 МВт.
На ГЭС Мутье несколько генераторов постоянного тока были включены последовательно, причем каждый из них был изолирован от земли, а с валом турбины они соединялись через изолирующие прокладки. На приемном конце, в Лионе, последовательно соединялись двигатели постоянного тока, которые вращали трехфазные генераторы переменного тока, включенные в сеть города.
Впоследствии мощность этой передачи была доведена до 20 МВт, а напряжение до 115 кВ. Только в 1937 г. эта электропередача была заменена трехфазной линией переменного тока.
В 30-х годах были созданы ртутные выпрямители, позволившие создать достаточно мощные преобразовательные подстанции, предназначенные для электрификации транспорта и технологических процессов в промышленности. Тогда же в США была построена первая электропередача постоянного тока на ртутных вентилях (15 кВ), предназначенная для связи энергосистем с разной частотой.
У нас в стране первая опытно-промышленная кабельная электропередача Кашира—Москва была пущена в 1950 г. Для ее создания были использованы ртутные вентили с током 50 А и напряжением 120 кВ. Длина этой электропередачи 120 км, напряжение ± 100 кВ, передаваемая мощность 30 МВт. В 1954 г. была построена электропередача постоянного тока Швеция—о. Готланд (длина 100 км, мощность 20 МВт, напряжение 100 кВ).
Ртутными преобразователями в 50—60-х годах было оснащено несколько электропередач (Англия—Франция, Швеция—Дания, Тихоокеанская передача в США и др.).
Одной из важнейших проблем того периода было создание мощного высоковольтного ртутного вентиля, который мог быть использован для дальних мощных электропередач постоянного тока. Разработка такого вентиля велась во многих странах. В нашей стране в ВЭИ был создан вентиль типа ВР-9 (напряжение 130 кВ, ток 300 А). На этих вентилях в 1962—1965 гг. была сооружена электропередача Волгоградская ГЭС—Донбасс (400 км, 720 МВт, ±400 кВ), которая в течение ряда лет была крупнейшей в мире.
Опыт эксплуатации ртутных вентилей в различных странах выявил их недостаточную надежность в работе.
Положение изменилось в конце 60-х годов, когда были разработаны мощные полупроводниковые вентили — тиристоры.
Первые тиристоры имели напряжения 1— 1,5 кВ и ток несколько сот ампер, что при разработке высоковольтных вентилей требовало их последовательно-параллельного соединения. В последующем успехи полупроводниковой техники привели к созданию тиристоров с током 2—3 кА и напряжением до 4 кВ. Это позволило отказаться от параллельного соединения тиристоров и уменьшило их число в последовательной цепочке.
В настоящее время сооружен ряд электропередач постоянного тока с использованием тиристорных вентилей. Крупнейшей является электропередача ГЭС Итайпу—Сан Пауло (Бразилия) (±600 кВ; 6300 МВт; 900 км), которая введена в работу в 1988 г.
В нашей стране разработано и испытано оборудование для электропередачи Экибастуз— Центр (2400 км; ±750 кВ; 6300 МВт).
В разработке проблем электропередач постоянного тока в нашей стране ведущая роль принадлежит коллективам Научно-исследовательского института постоянного тока (А.В. Поссе, В.И. Емельянов, Л.Р. Нейман) и ВЭИ (В.П. Фотин, А.В. Стукачев, И.П. Таратута). В решении этой задачи также принимали участие коллективы многих промышленных предприятий.
Помимо электропередач постоянного тока получили распространение так называемые вставки постоянного тока, где выпрямитель и инвертор расположены на одной подстанции, а линия отсутствует. Такие вставки служат для связи примыкающих друг к другу систем переменного тока, как межгосударственные связи.
Вставки постоянного тока сооружены в Канаде, Японии, США, Австрии. В России вставка введена в работу в 1981 г. и служит для связи энергосистем России и Финляндии.
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 110— 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. 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.
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 5 % 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 рисунке.
Рисунок 6.2. Протяженность ВЛ отдельных МЭС ОАО «ФСК ЕЭС»:
1— Северо-Запада; 2 — Центра; З — Юга; 4— Волги; 5—Урала; 6—Сибири; 7—Востока
По электрическим сетям ОАО «ФСК ЕЭС» в 2002 г. передавалось свыше 319 млрд. кВтч 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.