Раздел 4. Единая энергетическая система Российской Федерации

Единая энергетическая система России – основной объект электроэнергетики страны – представляет собой комплекс электростанций и электрических сетей, объединенных общим режимом и единым централизованным диспетчерским управлением. Переход к такой форме организации электроэнергетического хозяйства обеспечил возможность наиболее рационального использования энергетических ресурсов, повышения экономичности и надежности электроснабжения объектов национальной экономики и населения страны.

Рис. 4.1. Территории объединенных энергосистем России

К началу ХХI столетия в составе ЕЭС России параллельно работали пять объединенных энергосистем – Центра, Средней Волги, Урала, Северо-Запада, Северного Кавказа и локальная энергосистема Янтарьэнерго. ОЭС Сибири с 1996 года переведена на раздельную работу с ЕЭС России из-за несбалансированности режимов работы ОЭС Казахстана. Энергосистема Янтарьэнерго (Калининградская обл.) отделена от России территорией государств Балтии. ОЭС Востока работает изолированно от ЕЭС. Территории объединенных энергосистем России показаны на рисунке 4.1.

Помимо объединенных энергосистем, на территории России изолированно функционируют энергосистемы Якутии, Магадана, Сахалина, Камчатки, Норильска, Колымы и Дагестана. В целом энергоснабжение потребителей Российской Федерации обеспечивают 66 энергосистем, охватывающих всю обжитую территорию страны от западных границ до Дальнего Востока.

Параллельно с ЕЭС России работают энергосистемы стран Балтии, Беларуси и ОЭС Украины. Совместно с ЕЭС России, через вставку постоянного тока, работает энергосистема Финляндии, входящая в объединение энергосистем стран Северной Европы. От сетей ЕЭС России осуществляется приграничная торговля электроэнергией с Норвегией, Монголией, Китаем. Взаимные выгоды, получаемые всеми этими странами от параллельной работы энергосистем, очевидны. Повысилась надежность энергоснабжения потребителей (в свете аварий в США и странах Западной Европы в 2003 году это имеет большое значение), снизилось количество резервных мощностей, необходимых каждой из стран на случай сбоев в энергетике, и созданы условия для взаимовыгодного экспорта и импорта электроэнергии.

К концу ХХ столетия установленная мощность всех электростанций Российской Федерации составляла 214 ГВт. Более 90% этой мощности сосредоточено в ЕЭС России. Производство электроэнергии России (включая ОЭС Востока) в 2000 году составило 820,8 млрд. кВт·ч, в том числе на ГЭС произведено 149,8 млрд. кВт·ч (18,3%), на АЭС – 128,7 млрд. кВт·ч (15,7%) и на ТЭС – 542, млрд. кВт·ч (66%).

В электроэнергетике России эксплуатируется 2,7 млн. км линий электропередачи всех классов номинальных напряжений, в том числе 154 тыс. км электрических сетей напряжением от 220 до 1150 кВ.

Основная электрическая сеть объединенных энергосистем ЕЭС России сформирована с использованием двух систем номинальных напряжений: в ОЭС Северо-Запада и частично ОЭС Центра – 330–750 кВ, в центральных и восточных энергообъединениях – 220–500 кВ.

Электрические сети напряжением 500 и 750 кВ выполняют роль системообразующих и межсистемных связей и обладают высокой пропускной способностью. На напряжении 750 кВ осуществляется выдача мощности от АЭС: Ленинградской (ОЭС Северо-Запада), Калининской, Смоленской, Курской (ОЭС Центра). На этом же напряжении формируется межсистемная связь между ОЭС СевероЗапада и ОЭС Центра.

Электрические сети напряжением 500 кВ ЕЭС России выполнены сложнозамкнутыми. На этом напряжении организована выдача мощности от крупнейших ТЭС России: Конаковской, Костромской, Рязанской, Каширской, Рефтинской, Пермской, Березовской, комплекса Сургутских ТЭС; Балаковской АЭС; Чебоксарской, Волжской, Саратовской, Нижнекамской, Саяно-Шушенской, Красноярской, Братской, Усть-Илимской ГЭС. Завершено формирование межсистемного транзита Урал–Средняя Волга–Центр на напряжении 500 кВ.

Межсистемные связи в ОЭС России выполнены в основном на напряжениях 220, 330, 500 и 750 кВ.

На территории России построены три участка линий электропередачи напряжением 1150 кВ: Итат–Барнаул, Барнаул– Экибастуз и Кустанай–Челябинск, которые функционально являются частью электропередачи 1150 кВ, связывающей ОЭС Сибири с европейской частью страны через территорию Казахстана. Указанные участки электропередачи временно эксплуатируются на напряжении 500 кВ. Готовится перевод на проектное напряжение 1150 кВ участка линии электропередачи Итат–Барнаул.

Рис. 4.2. Внутренние и внешние связи ЕЭС России в 2005 году

Рис. 4.3. Развитие электрических сетей Российской Федерации до 2020 года

ЕЭС России связана с внешними энергосистемами: Финляндии, Норвегии (энергообъединение NORDEL), Украины, Беларуси, Грузии, Азербайджана, Казахстана, Эстонии, Латвии, Литвы, Монголии и двумя приграничными районами Китая. Через энергосистему Казахстана параллельно с ЕЭС России работают энергосистемы Центральной Азии – Узбекистана, Киргизии и Таджикистана.

Структура внутренних и внешних связей ЕЭС России и объем перетоков электроэнергии представлены на рис. 4.2.

Пропускная способность существующих связей ЕЭС России с энергсистемами СНГ составляет примерно 8000–9000 МВт; с ОЭС Балтии – 1000 МВт; с Финляндией–1065 МВт (ограничение по мощности преобразовательной подстанции).

Экспорт электрической энергии из России составляет около 20 млрд. кВт·ч в год.

В разработанной стратегии развития электроэнергетики России на период до 2010 года рассмотрены несколько вариантов, базирующихся на различных концепциях развития экономики страны на период до 2010 года.

Максимальный вариант спроса на электроэнергию (примерно 1120–1130 млрд.кВт·ч в 2010 году) предполагает достижение к 2008 году обьемов электропотребления страны на уровне 1990 года (в отдельных вариантах с меньшим спросом на электроэнергию – за пределами 2010 года). Рассмотрен также вариант максимального демонтажа устаревшего оборудования на ТЭС и АЭС (до 60 ГВт мощности на ТЭС и 8,3 ГВт – на АЭС).

Объемы ввода генерирующих мощностей в период до 2010 года оцениваются от 10 ГВт в минимальном уровне электропотребления до 32 ГВт в варианте максимального демонтажа и замены энергосилового оборудования, отработавшего свой ресурс.

Рекомендованы вводы новых конденсационных мощностей на следующих крупных ТЭС: Псковской, Каширской, ГРЭС-4, Шатурской ГРЭС-5, Конаковской ГРЭС (замена блоков), Щекинской и Ивановской ГРЭС (расширение); новых – Петровской, Нижневолжской, Мордовской, Краснодарской (на газе), Заинской, Нижневартовской, Пермской, Березовской, Харанорской, Гусиноозерской, Красноярской ГРЭС-2 и Беловской.

К 2010 году предусматривается значительное расширение масштабов использования ПГУ и ГТУ до 20 ГВт установленной мощности.

Основным направлением развития гидроэлектроэнергетики России является окончание строительства уже начатых ГЭС и техническое перевооружение действующих. К таким ГЭС, имеющим значительный строительный задел, относятся Ирганайская, Зарамагская, каскад Зеленчукских, Богучанская, Бурейская и Нижне-Бурейская, Вилюйская и Усть-Среднеканская.

Ввод мощностей на АЭС в период до 2010 года в основном связан с заменой демонтируемых энергоблоков и завершением строительства начатых АЭС. Это Ленинградская, Кольская, Курская, Нововоронежская и Белоярская АЭС (демонтаж блоков); Курская, Тверская АЭС (ввод новых блоков), Приморская АЭС на Дальнем Востоке (первый блок).

Намечено развитие электрической сети напряжением 750 кВ в европейской части ЕЭС России для повышения надежности выдачи мощности АЭС и ОЭС Северо-Запада и Центра, а также усиления межсистемных связей России с Беларусью. Электрические сети напряжением 500 кВ будут использованы для присоединения ОЭС Востока к ЕЭС России и усиления основных связей с ОЭС Северного Кавказа, Центра, Средней Волги, Урала, Сибири и Востока (рис. 4.3). Таким образом, электрические сети России напряжением 330 кВ постепенно переходят в разряд распределительных сетей.

В перспективный период до 2015 года планируется сооружение следующих основных электросетевых объектов:

• создание прямой сильной электрической связи между восточной и европейской частями ЕЭС России путем сооружения линий передачи напряжением 500 и 1150 кВ, проходящих по территории России. При этом сооружение первого участка линии напряжением 1150 кВ Сибирь–Урал намечено выполнить по трассе Алтай – Карасук – Омск – Курган – Челябинск;
• сооружение вставки постоянного тока для усиления межсистемного транзита 500 кВ ОЭС Средней Волги – ОЭС Центра – ОЭС Северного Кавказа (за счет строительства линии 500 кВ Балаковская АЭС – Курдюм – Фролово – Шахты);
• усиление системообразующих связей 500 кВ между ОЭС Урала и Средней Волги (за счет строительства линии 500 кВ направлением Северная–Вятка и Газовая–Преображенская–Красноармейская);
• сооружение линии 500 кВ в ОЭС Сибири направлением Заря – Барабинск – Таврическая и Гусиноозерская ГРЭС – Чита;
• сооружение линии 500 кВ в ОЭС Востока направлением Бурейская ГЭС – Хабаровская, Приморская ГРЭС – Дальневосточная – Владивосток;
• сооружение линии 500 кВ направлением Чита – Могоча – Зейская ГЭС, позволяющей существенно увеличить обмены мощностью и электроэнергией между ОЭС Сибири и Дальнего Востока.

Гусиноозерская ТЭС

Для обеспечения надежного и устойчивого функционирования ЕЭС России объемы ввода электросетевых объектов напряжением 330 кВ и выше в период до 2015 года должны составлять не менее 12–20 тыс. км линий электропередачи и 47,5–80 ГВА мощности подстанций в зависимости от реализуемого варианта стратегии.

До настоящего времени в Российской Федерации находится в эксплуатации ряд изолированных энергосистем, обеспечивающих электроснабжение отдаленных от объединенных энергосистем территориальных районов (Камчатка, Сахалин, Магадан, Якутск и др.). С развитием объединенных энергосистем и расширением охвата электрическими сетями новых районов число изолированных энергосистем, несомненно, будет постепенно сокращаться.

Проблемы электроснабжения Байкало-Амурской магистрали и освоение прилегающих районов страны резко активизируют необходимость решения задач присоединения к ЕЭС России также ОЭС Востока. Это событие полностью завершит территориальное формирование ЕЭС России.

Единая энергетическая система России является крупнейшим в мире энергетическим образованием мирового класса, обеспечивающим производство, передачу, распределение электроэнергии и централизованное оперативно-технологическое управление этими процессами. Управление гигантским синхронно работающим объединением энергосистем на территории, достигающей с запада на восток 7000 км, а с севера на юг более 3000 км, представляет собой сложнейшую инженерную задачу, не имеющую аналогов в мире. Вместе с тем за 40 лет функционирования ЕЭС СССР, а затем ЕЭС России накоплен огромный опыт надежного и экономнчного снабжения потребителей качественной электроэнергией. Свидетельством тому является тот факт, что 99,9% календарного времени работы ЕЭС обеспечено стандартной частотой переменного тока 50 Гц.

Высокая степень и глубина централизации оперативного управления ЕЭС подобны таким же параметрам управления, которые осуществляются обычно в рамках объединенных энергосистем, однако в ЕЭС они представлены на более масштабном и ответственном уровне. В значительной мере это связано с тем, что объекты ЕЭС России расположены на территории одного государства, действуют в едином законодательном поле и находятся под существенным контролем государства.