Твердое топливо

Размещено на http://www.allbest.ru/

Оглавление

• Введение
• 1. Развитие энергосистем России
• 1.1 План ГОЭЛРО (1920-1935)
• 1.2 Развитие энергетики (1935- конец 80)
• 1.3 Развитие энергетики (1990-2010)
• 1.3.1 Структура ЕЭС России до 2009 года
• 1.4 Прогноз развития энергетики России до 2020
• 2. Электрические сети энергосистем России
• 2.1 Региональные особенности электроэнергетики
• 2.2 Основные сведения о энергосистемах России
• 3. Износ энергооборудования и электрических сетей России
• Заключение
• Литература

Введение

Развитие экономики любой страны, на настоящем этапе развития цивилизации, невозможна без использования энергии. Наиболее универсальная форма энергии - электричество. Оно вырабатывается на электростанциях и распределяется между потребителями посредством электрических сетей коммунальными службами. Производительность - и, в конечном счете, прибыль - в значительной степени зависит от стабильности подачи энергии. Прекращение подачи электроэнергии парализует все виды деятельности. Наличие энергии - одно из необходимых условий для решения практически любой задачи в современном мире.

Получением, а правильнее сказать, преобразованием энергии лучшие умы человечества занимаются не одну сотню лет. Производство энергии предполагает ее получение в виде удобном для использования, а само получение - только преобразование из одного вида в другой. Основой энергетики сегодняшнего дня являются топливные запасы угля, нефти и газа, которые удовлетворяют примерно девяносто процентов энергетических потребностей человечества.

Из всех отраслей хозяйственной деятельности человека энергетика оказывает самое большое влияние на нашу жизнь. Просчеты в этой области имеют серьезные последствия. Тепло и свет в домах, транспортные потоки и работа промышленности - все это требует затрат энергии. Для того чтобы этого не произошло перебоев в снабжении электроэнергией - используются системы бесперебойного электропитания и автономные источники энергии.

Потребности в энергии продолжают постоянно расти. Наша цивилизация динамична. Любое развитие требует, прежде всего, энергетических затрат и при существующих формах национальных экономик многих государств можно ожидать возникновения серьезных энергетических проблем. Более того, в некоторых странах они уже существуют.

В 2010 году отмечается 90 лет ГОЭЛРО -- орган, созданный 21 февраля 1920 года для разработки проекта электрификации России после Октябрьской революции 1917 года. Аббревиатура часто расшифровывается так же, как Государственный план электрификации России, то есть продукт комиссии ГОЭЛРО, ставший первым перспективным планом развития экономики, принятым и реализованным в России после революции.

Россия, как часть мирового социума не стоит в стороне от процессов развития энергетики. В своем реферате мне хотелось бы осветить вопрос развития электроэнергетики в России.

1. Развитие энергосистем России

1.1 План ГОЭЛРО (1920-1935)

Современная инфраструктура энергоснабжения нашей страны имеет глубокие исторические корни, и вобрала в себя титанический труд не одного поколения энергетиков. 22 декабря 2010года исполняется 90 лет грандиозному проекту ХХ века «Плану ГОЭЛРО».

Самой приоритетной задачей, после провозглашения Советской власти стало восстановление разрушенного хозяйства огромной страны. Вся Россия находилась в глубочайшем политическом и экономическом кризисе. Большинство промышленных предприятий не работало из-за отсутствия сырья, энергии и изношенности оборудования. Трамвай остановился в 1918 году. Электричеством обеспечивались лишь особо важные промышленные объекты и учреждения.

Начало развития электроэнергетики России связано с разработкой и реализацией плана ГОЭЛРО. Энергетики нашей страны первыми в мире получили опыт широкого государственного планирования целой отрасли промышленности, такой важной и определяющей, как электроэнергетика. Известно, что с плана ГОЭЛРО началось многолетнее планирование развития народного хозяйства в масштабе всей страны, начались первые пятилетки [2].

Проекта масштабной электрификации России разрабатывался ещё до революции (1917), однако в годы Первой мировой войны (1914-1918) не возможно было начать реализацию по причине больших военных расходов. В годы гражданской войны (1917-1922/1923) и интервенции правительство под руководством Ленина начало разработку перспективного плана электрификации страны, для чего, и была создана Комиссия под руководством Г.М Кржижановского. К работе было привлечено около 200 учёных и инженеров. В декабре 1920 г. план был одобрен VIII Всероссийским съездом Советов, через год его утвердил IX Всероссийский съезд Советов.

«Коммунизм -- это есть Советская власть плюс электрификация всей страны. В. И. Ленин.»

ГОЭЛРО был планом развития не одной энергетики, а всей экономики. В нем предусматривалось строительство предприятий, обеспечивающих эти стройки всем необходимым, а также опережающее развитие электроэнергетики. И все это привязывалось к планам развития территорий. Среди них -- заложенный в 1927 году Сталинградский тракторный завод. В рамках плана также началось освоение Кузнецкого угольного бассейна, вокруг которого возник новый промышленный район. Советское правительство поощряло инициативу частников в выполнении ГОЭЛРО. Те, кто занимался электрификацией, могли рассчитывать на налоговые льготы и кредиты от государства.

Памятный знак на доме 24 по Мясницкой ул., Москвы, где разработан план ГОЭЛРО

План ГОЭЛРО, рассчитанный на 10--15 лет, предусматривал строительство 30 районных электрических станций (20 ТЭС и 10 ГЭС) общей мощностью 1,75 млн кВт. В числе прочих намечалось построить Штеровскую, Каширскую, Горьковскую, Шатурскую и Челябинскую районные тепловые электростанции, а также ГЭС -- Нижегородскую, Волховскую (1926), Днепровскую, две станции на реке Свирь и др. В рамках проекта было проведено экономическое районирование, выделен транспортно-энергетический каркас территории страны. Проект охватывал восемь основных экономических районов (Северный, Центрально-промышленный, Южный, Приволжский, Уральский, Западно-Сибирский, Кавказский и Туркестанский). Параллельно велось развитие транспортной системы страны (магистрализация старых и строительство новых железнодорожных линий, сооружение Волго-Донского канала). Проект ГОЭЛРО положил основу индустриализации в России. План в основном был перевыполнен к 1931. Выработка электроэнергии в 1932 году по сравнению с 1913 годом увеличилась не в 4,5 раза, как планировалось, а почти в 7 раз: с 2 до 13,5 млрд кВт·ч.

Принципы централизации выработки электроэнергии и концентрации генерирующих мощностей па крупных районных электростанциях обеспечили высокую надежность работы и эффективность энергетического хозяйства страны. Все годы строительства электроэнергетика опережала темпы роста валовой промышленной продукции. Это принципиальное положение и в последующие годы, после завершения плана ГОЭЛРО, продолжало служить генеральным направлением развития электроэнергетики и закладывалось в последующие планы развития народного хозяйства. В 1935 г. (конечный срок выполнения плана ГОЭЛРО) его количественные показатели по развитию основных отраслей промышленности и электроэнергетики были значительно перевыполнены. Так, валовая продукция отдельных отраслей промышленности выросла по сравнению с 1913 г. на 205-228 % против 180-200 %, намеченных планом ГОЭЛРО.

Особенно значительным было перевыполнение плана развития электроэнергетики. Вместо намеченного планом сооружения 30 электростанций было построено 40. Уже в 1935 г. по производству электроэнергии СССР перегнал такие экономически развитые страны, как Англия, Франция, Италия и занял третье место в мире после США и Германии.

Динамика развития электроэнергетической базы СССР, а с 1991 г. - России, характеризуется данными табл. 1.1 и рис. 1.1.

Таблица 1.1 Развитие электроэнергетической базы страны

Показатели	1930г	1940г	1950г	1960г	1970г	1980г	1990г	2000г	2001г	2002г	2003г
1. Установленная мощность электростанций, мин кВт, в том числе: тепловых атомных гидравлических	2,87 2,74 -- 0,13	11,12 9,60 -- 1,52	19,61 16,39 -- 3,22	66,72 51,94 -- 14,78	166,1 133,8 0,9 31,4	266,7 201,0 12,5 52,3	203,3 139,7 20,2 43,4	212,8 147,2 21,3 44,3	214,8 147,4 22,7 44,7	214,9 147,4 22,7 44,8	216,4 148,4 22,7 45,3
2. Выработка электроэнергии, млрд кВтч, в том числе: на электростанциях: тепловыъ атомных гидравлических	8,35 7,8 -- 0,55	43,3 38,5 -- 4,8	91.2 78,5 -- 12,7	292,3 241,4 -- 50,9	740,9 613,0 3,5 124,4	1293.9 1037,1 72,9 183,9	1082,1 797,0 118,3 166,8	877,8 583,4 129,0 165,4	891,3 578,5 136,9 175,9	891,3 585,5 141,6 164,2	916,2 607,8 150,7 157,7

Примечание. Данные за 1930-1980 гг. относятся к СССР, данные за 1990-2003гг.- к Российской Федерации

1.2 Развитие энергетики (1935- конец 80)

Развитие электроэнергетики страны в 1930-е годы характеризовалось началом формирования энергосистем. Наша страна протянулась с востока на запад на одиннадцать часовых поясов. Соответственно этому в отдельных регионах меняется потребность в электроэнергии и режимы работы электростанций. Эффективнее использовать их мощность, «перекачивая» ее туда, где она необходима в данный момент. Надежность и устойчивость снабжения электроэнергией можно обеспечить лишь при наличии взаимосвязей между электростанциями, т. е. при объединении энергосистем.

К 1935 г. в СССР работало шесть энергосистем с годовой выработкой электроэнергии свыше 1 млрд. кВт·ч каждая, в том числе Московская - около 4 млрд кВт·ч, Ленинградская, Донецкая и Днепровская - более чем по 2 млрд кВт-ч. Первые энергосистемы были созданы на основе линий электропередачи напряжением 110 кВ, а в Днепровской энергосистеме напряжением - 154 кВ, которое было принято для выдачи мощности Днепровской ГЭС.

Со следующим этапом развития энергосистем, характеризующимся ростом передаваемой мощности и соединением электрических сетей смежных энергосистем, связано освоение электропередач класса 220 кВ. В 1940 г для связи двух крупнейших энергосистем Юга страны была сооружена межсистемная линия 220 кВ Донбасс - Днепр.

Нормальное развитие народного хозяйства страны и его электроэнергетической базы было прервано Великой Отечественной войной 1941-1945 годов. На территории ряда временно оккупированных районов оказались энергосистемы Украины, Северо-Запада, Прибалтики и ряда центральных районов Европейской части страны. В результате военных действий производство электроэнергии в стране упало в 1942 г. до 29 млрд кВт·ч, что существенно уступало предвоенному году. За годы войны было разрушено более 60 крупных электростанций общей установленной мощностью 5,8 млн. кВт, что отбросило страну к концу войны на уровень, соответствующий 1934 г.

Во время войны было организовано первое Объединенное диспетчерское управление (ОДУ). Оно было создано на Урале в 1942 г. для координации работы трех районных энергетических управлений: Свердловэнерго, Пермэнерго и Челябэнерго. Эти энергосистемы работали параллельно по линиям 220 кВ.

В конце войны и особенно сразу же после ее окончания были развернуты работы по восстановлению и быстрому развитию электроэнергетического хозяйства страны. Так, с 1945 по 1958 г. установленная мощность электростанций увеличилась на 42 млн. кВт или в 4,8 раза. Производство электроэнергии выросло за эти годы в 5,4 раза, а среднегодовой темп прироста производства электроэнергии составил 14 %. Это позволило уже в 1947 г. выйти по производству электрической энергии на первое место в Европе и второе - в мире.

Рис. 1.1. Протяженность ВЛ 110 кВ и выше (а) и установленная мощность трансформаторов 110 кВ и выше (б)

В начале 1950-х годов развернулось строительство каскада гидроузлов на Волге. От них протянулись на тысячу и более километров к промышленным районам Центра и Урала линии электропередачи напряжением 500 кВ. Наряду с выдачей мощности двух крупнейших Волжских ГЭС это обеспечило возможность параллельной работы энергосистем Центра, Средней и Нижней Волги и Урала. Так был завершен первый этап создания Единой энергетической системы (ЕЭС) страны. Этот период развития электроэнергетики, прежде всего, был связан с процессом «электрификации вширь», при котором на первый план выступала необходимость охвата обжитой территории страны сетями централи зова иного электроснабжения в короткие сроки и при ограниченных капиталовложениях.

В 1970 г. к Единой энергосистеме европейской части страны была присоединена Объединенная энергосистема (ОЭС) Закавказья, а в 1972 г - ОЭС Казахстана и отдельные районы Западной Сибири.

Важным этапом развития ЕЭС явилось присоединение к ней энергосистем Сибири путем ввода в работу в 1977 г. транзита 500 кВ Урал - Казахстан - Сибирь, что способствовало покрытию дефицита электроэнергии в Сибири в условиях маловодных лет, и, с другой стороны, использованию в ЕЭС свободных мощностей сибирских ГЭС. Все это обеспечило более быстрый рост производства и потребления электроэнергии в восточных районах страны для обеспечения развития энергоемких производств территориально-промышленных комплексов таких как Братский, Усть-Илимский, Красноярский, Саяно-Шушенский и др. За 1960-1980 годы производство электроэнергии в восточных регионах возросло почти в 6 раз, тогда как в Европейской части страны, включая Урал, - в 4,1 раза. С присоединением энергосистем Сибири к ЕЭС работа наиболее крупных электростанций и основных системообразующих линий электропередачи стала управляться из единого пункта. С пульта Центрального диспетчерского управления (ЦДУ) ЕЭС в Москве с помощью разветвленной сети средств диспетчерской связи, автоматики и телемеханики диспетчер может в считанные минуты перебрасывать потоки мощности между энергообъединениями. Это обеспечивает возможность снижения устанавливаемых резервных мощностей [2].

1.3 Развитие энергетики (1990-2010)

Новый этап развития электроэнергетики (так называемая «электрификация вглубь»), связанный с необходимостью обеспечения все возрастающего спроса на электроэнергию, потребовал дальнейшего развития магистральных и распределительных сетей и освоения новых, более высоких ступеней номинальных напряжений и был направлен на повышение надежности электроснабжения существующих и вновь присоединяемых потребителей. Это потребовало совершенствования схем электрических сетей, замены физически изношенного и морально устаревшего оборудования, строительных конструкций и сооружений.

К 1990 г. электроэнергетика страны получила дальнейшее развитие. Мощности отдельных электростанций достигли около 5млн. кВт. Наибольшую установленную мощность имели Сургутская ГРЭС - 4,8 млн. кВт, Курская, Балаковская и Ленинградская АЭС - 4,0 млн. кВт, Саяно-Шушенская ГЭС - 6,4 млн. кВт.

Значительным достижением развития электроэнергетики было объединение и организация параллельной работы энергосистем стран - членов СЭВ, общая установленная мощность электростанций которых превысила 400 млн. кВт, а электрическая сеть охватила территорию от Берлина до Улан-Батора.

Электроэнергетика бывшею СССР в течение длительного периода времени развивалась как единый народнохозяйственный комплекс, а ЕЭС страны, являющаяся его частью, обеспечивала межреспубликанские перетоки мощности и электроэнергии. До 1991 г. ЕЭС функционировала как государственная общесоюзная централизованная структура. Образование на территории СССР независимых государств привело к коренному изменению структуры управления и развития электроэнергетики.

Изменение политических и экономических условий в стране уже в это время стало оказывать серьезное негативное влияние на развитие и функционирование электроэнергетики. Впервые за послевоенные годы в 1991 г. уменьшилась установленная мощность электростанций, снизились выработка и потребление электроэнергии. Ухудшились показатели качества электрической энергии. Возросли потери электроэнергии в электрических сетях, удельные расходы топлива на производство электрической и тепловой энергии. Увеличилось число ограничений и отключений потребителей, существенно снизились поставки электроэнергии в страны Восточной Европы.

Образование на территории бывшего СССР независимых государств и раздел электроэнергетической собственности между ними привели к коренному изменению структуры управления электроэнергетикой. В этих государствах были созданы собственные органы управления и самостоятельные субъекты хозяйствования в электроэнергетике. Разрушение системы централизованного управления таким сложным единым технологическим объектом, каким была электроэнергетика СССР, поставило задачу скорейшего создания системы скоординированного управления и планирования развития электроэнергетики государств Содружества.

Для этих целей государства-члены СНГ заключили 14 февраля 1992 г. соглашение «О координации межгосударственных отношений в области электроэнергетики Содружества Независимых Государств», в соответствии с которым был создан Электроэнергетический Совет СНГ и его постоянно работающий орган - Исполнительный комитет. Электроэнергетическим Советом СНГ был принят ряд важных решений, способствующих стабилизации электроэнергетики государств Содружества. Однако, преобладание дезинтеграционных процессов в экономике стран СНГ в целом, нарушение сложившихся в ЕЭС принципов координации управления производством и распределением электроэнергии, отсутствие эффективных механизмов совместной работы, неспособность отдельных энергосистем обеспечить поддержание частоты в требуемых диапазонах привели к прекращению параллельной работы между большинством энергосистем, т. е. фактически к распаду ЕЭС бывшего СССР и, соответственно, к потере всех преимуществ, которые она обеспечивала.

Основные изменения в электроэнергетике России за последние 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.

Российская электроэнергетика располагает мощным потенциалом. О его масштабах дает представление таблица 1.2.

Таблица 1.2 Мощность электростанций и производство электроэнергии в Российской Федерации

	1990	1995	1999	2000	2000 г.в % к 1990 г.
Все электростанции
- установленная мощность на конец года, млн.кВт	213,3	215,0	214,3	215,0	100,8
- производство электроэнергии, млрд.кВт.ч	1082	860	846	876	81,0
- число часов использования среднегодовой установленной мощности, час электростанций общего пользования, которые располагали в 1999 году 93,0% всех мощностей по выработке электроэнергии в Российской Федерации, 90,5% мощностей тепловых электростанций, 97,8% мощностей атомных электростанций, 99,4% мощностей гидроэлектростанций.	5297	4144	4056
В том числе:
тепловые электростанции
- установленная мощность на конец года, млн.кВТ	149,7	149,7	148,3
- производство электроэнергии, млрд.кВт.ч	797	583	563	580	72,8
- число часов использования среднегодовой установленной мощности, час2	5663	4092	3934
гидроэлектростанции
- установленная мощность на конец года, млн.кВт	43,4	44,0	44,3
- производство электроэнергии, млрд.кВт.ч	167	177	161	165	98,8
- число часов использования среднегодовой установленной мощности, час2	3932	4113	3720
атомные
- установленная мощность на конец года, млн.кВт	20,2	21,3	21,7
- производство электроэнергии, млрд.кВт.ч	118	99,5	122	131	110,9
- число часов использования среднегодовой установленной мощности, час2	5910	4676	5650

Основную часть фондов холдинга составляют крупные электростанции (ТЭС на органическом топливе и ГЭС), а также электрические сети и ПС. Данные об установленной электрической мощности дочерних электростанций РАО «ЕЭС России» (за исключением тех, что переданы в аренду в АО - энерго), приведены в табл. 1.3.

Таблица 1.3 Установленная мощность дочерних электростанций РАО «ЕЭС России»

	Установленная мощность, ГВт
Всего (без переданных в аренду)	46,6
16 ТЭС	27.9
11 ГЭС	16.8
2 ГЭС-филиалы	1.9

Таким образом, РАО «ЕЭС России» контролирует 21,7% всех установленных электрических мощностей России, не считая долевой собственности РАО «ЕЭС России» в Холдинге РАО «ЕЭС России», что и определяет потенциал непосредственного участия РАО «ЕЭС России» в поставках электроэнергии на ФОРЭМ.

В 6 Из 16 ТЭС установленная мощность находится в диапазоне 1000-2000 МВт, а в 8 - более 2000 МВт.

Следует иметь в виду различия между установленной мощностью ТЭС и ГЭС. Значение установленной мощности ТЭС определяет максимально возможное производство электроэнергии. Эта же величина для ГЭС определяется не столько установленной мощностью ГЭС, сколько объемом верхнего водохранилища.

Электроэнергия, вырабатываемая дочерними АО-электростанциями РАО «ЕЭС России», поставляется подавляющей части потребителей только через сети АО-энерго.

Структура установленной мощности АО-энерго по регионам России приведена в таблице 1.4.

Таблица 1.4 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	8	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	21	52,4	25,3
Средней Волги	Марийская, Мордовская, Пензенская, Самарская, Саратовская, Татарская, Ульяновская, Чувашская	8	23,8	11,5
Урала	Башкирская, Кировская, Курганская, Оренбургская, Пермская, Свердловская, Тюменская, Удмуртская, Челябинская	9	41,2	19,9
Северного Кавказа	Дагестанская, Калмыцкая, Карачаево-Черкесская, Кабардино-Балкарская, Кубанская, Ростовская, Северо-Осетинская, Ставропольская, Чеченская, Ингушская	10	11,5	5,5
Сибири	Алтайская, Бурятская, Иркутская, Красноярская, Кузбасская, Новосибирская, Омская, Томская, Хакасская, Читинская	10	45,1	21,7
Востока	Амурская, Дальэнерго, Хабаровская	3	7,1	3,4
Итого по ОЭС:	ЕЭС России	69	201,1	96,9
Остальные энергосистемы, прочие электростанции	Камчатская, Магаданская, Норильская, Сахалинская, Якутская	5	6,4	3,1
Всего по стране:		74	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 Структура электрических сетей РАО «ЕЭС России» по напряжению

Напряжение, кВ	Протяженность, тыс. км	Удельный вес, %
Всего, в т.ч.:	43.4	100,0
1150	1.0	2,3
80	0.4	0,9
750	2.8	6,5
500	30.5	70,3
400	0.01	0,0
330	7.2	1,7
220	1.4	3,2

Сети более низкого напряжения находятся на балансе региональных АО - энерго (Таблица 2.2.). Как видно из приведенных данных, протяженность электрических сетей АО - энерго намного больше протяженности сетей РАО «ЕЭС России»

Таблица 2.2 Структура электрических сетей АО - энерго по напряжению

Напряжение, кВ	Протяженность, тыс. км	Удельный вес, %
Всего, в т.ч.:	2627	100,0
220	100	3,8
110-150	293	11,2
35	200	7,6
15-20	6	0,2
10	1085	41,3
0.38-10	93	3,5
0.38	849	32,3

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.

3. Износ энергооборудования и электрических сетей России

Ухудшение технического состояния электрических сетей является одной из основных причин роста повреждаемости ВЛ и силового оборудования ПС. На начало 2001 г. протяженность ВЛ напряжением ПО- 220 кВ со сроком эксплуатации 60 и более лет определена в размере порядка 9 тыс. км; из них около 70 % подлежит восстановительному ремонту.

Данные о состоянии основных фондов электроэнергетики противоречивы. Возрастная структура ТЭС и ГЭС Холдинга РАО «ЕЭС России», показана на рис. 3.1. Значительная часть энергетического оборудования электростанций, особенно ГЭС, работает более 35 лет. К сроку службы в 30-35 лет подходят те фонды, которые были введены в эксплуатацию во второй половине 60-х годов, когда ежегодные новые вводы достигали 8-10 ГВт. На протяжении последних 10 лет ежегодный ввод мощностей электростанций Холдинга РАО «ЕЭС России» не превышает 1 ГВт.

Источник: РАО «ЕЭС России»

Рис. 3. 1. Возраст ТЭС и ГЭС Холдинга РАО «ЕЭС России» на конец 1998 г.

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

...