СПРАВОЧНИК ПО ПРОЕКТИРОВАНИЮ
ЭЛЕКТРИЧЕСКИХСЕТЕЙ
Под редакцией Д. Л. ФАЙБИСОВИЧА
Москва
«Издательство НЦ ЭНАС»
2006
УДК 621.311.001.63(035) ББК 31.279
С74
ПРЕДИСЛОВИЕ
С74
ISBN 5-93196-S42-4
Рецензент В. В. Могирев
Авторы: И. Г. Карапетян (пп. 5.1, 5.3-5.8, разд. 6, п. 7.4), Д. Л. Файбисович (разд. 1-3, п. 5.2, разд. 7 кроме п. 7.4), И. М. Шапиро (разд. 4)
Справочник по проектированию электрических сетей / Под редакцией Д. Л. Файбисовича. - М.: Изд-во НЦ ЭНАС 2006 -320 с. ил.
ISBN 5-93196-542-4
Приводятся сведения по проектированию электрических сетей энергосистем, методам технико-экономических расчетов, выбору параметров и схем сетей, данные по электрооборудованию, воздушным и кабельным линиям и по стоимости элементов электрических сетей.
Справочник предназначен для инженеров, занятых проектированием и эксплуатацией энергетических систем и электрических сетей, а также студентов энергетических вузов.
УДК 621.311.001.63(035) ББК 31.279
© ЗАО Издательство НЦ ЭНАС, 2005
Предисловие…………………………………………………………………...
|
6
|
Раздел 1
РАЗВИТИЕ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМ И ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ
СЕТЕЙ. ЗАДАЧИ ИХ ПРОЕКТИРОВАНИЯ……………………………….
|
8
|
1.1. Развитие энергосистем России………………………………………...
|
8
|
1.2. Основные сведения о развитии электрических сетей
энергосистем………………………………………………………………...
|
15
|
1.3. Краткая характеристика развития электрических сетей
за рубежом…………………………………………………………………...
|
23
|
1.4. Организация проектирования электрических сетей………………….
|
30
|
1.5. Содержание проектов развития электрических сетей……………….
|
31
|
Раздел 2
ПОТРЕБЛЕНИЕ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ И ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ
НАГРУЗКИ …………………………………………………………………...
|
34
|
2.1. Анализ динамики электропотребления
|
34
|
2.2. Методы расчета электропотребления и электрических нагрузок …..
|
35
|
2.3. Электрические нагрузки и потребление электроэнергии в промышленности, на транспорте и в сельскохозяйственном производстве ………………………………………………………………….
|
35
|
2.4. Электрические нагрузки и потребление электроэнергии
на коммунально-бытовые нужды и в сфере обслуживания ……………..
|
49
|
2.5. Расход электроэнергии на собственные нужды электростанций
и подстанций ………………………………………………………………..
|
54
|
2.6. Расход электроэнергии на ее транспорт ……………………………...
|
56
|
2.7. Расчетные электрические нагрузки подстанций …………………….
|
58
|
2.8. Определение потребности в электрической энергии и мощности районных и объединенных энергосистем
|
60
|
Раздел 3
ВОЗДУШНЫЕ И КАБЕЛЬНЫЕ ЛИНИИ …………………………………..
3.1. Воздушные линии ……………………………………………………...
|
64
|
64
|
3.1.1. Общие сведения…………………………………………………...
|
64
|
3.1.2. Выбор сечения проводов ВЛ …………………………………….
|
74
|
3.1.3. Технические показатели отдельных ВЛ ………………………...
|
79
|
3.2. Кабельные линии …………………………………………………...
|
83
|
3.2.1. Основные типы и марки кабелей ………………………………..
|
83
|
3.2.2. Условия прокладки кабельных линий …………………………..
|
88
|
3.2.3. Выбор сечения. Токовые нагрузки кабелей …………………….
|
94
|
Раздел 4
СХЕМЫ СЕТИ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ СИСТЕМЫ …………….
|
107
|
4.1. Номинальные напряжения электрической сети ……………………..
|
107
|
4.2. Принципы построения схемы электрической сети…………………
|
109
|
4.3. Схемы выдачи мощности и присоединения к сети
электростанций ……………………………………………………………..
|
116
|
4.4. Схемы присоединения к сети понижающих подстанций …………...
|
122
|
4.5. Схемы внешнего электроснабжения промышленных
предприятий ………………………………………………………………...
|
133
|
4.6. Схемы внешнего электроснабжения электрифицированных
железных дорог ……………………………………………………………..
|
141
|
4.7. Схемы внешнего электроснабжения магистральных
нефтепроводов и газопроводов ……………………………………………
|
145
|
4.8. Схемы электрических сетей городов …………………………………
|
147
|
4.9. Схемы электроснабжения потребителей в сельской местности
|
157
|
4.10. Техническое перевооружение и обновление основных фондов электрических сетей ………………………………………………………….
|
161
|
4.11. Вопросы экологии при проектировании развития электрической
сети……………………………………………………………………………
|
165
|
4.12. Расчеты режимов электрических сетей………………………………
|
168
|
Раздел 5
ОСНОВНОЕ ЭЛЕКТРОТЕХНИЧЕСКОЕ ОБОРУДОВАНИЕ…………….
|
174
|
5.1. Генераторы ……………………………………………………………..
|
174
|
5.1.1. Турбо- и гидрогенераторы………………………………………..
|
174
|
5.1.2. Газотурбинные электростанции. Парогазовые установки ……..
|
183
|
5.1.3. Ветроэнергетические электростанции (ВЭС)……………………
|
185
|
5.1.4. Геотермальные электростанции (ГеоТЭС)………………………
|
186
|
5.1.5. Энергия морских приливов
|
|
5.1.6. Солнечные электростанции (СЭС
|
|
5.2. Подстанции
|
|
5.2.1. Общие технические требования
|
|
5.2.2. Основное электрооборудование подстанций 330 кВ
|
|
и выше
|
|
5.2.3. Главная схема электрических соединеий
|
|
5.2.4. Схема собственных нужд, оперативный ток,
|
|
кабельная сеть
|
|
5.2.5. АСУ ТП,АСКУЭ, системы РЗА, ПА и связи
|
|
5.2.6. Строительная часть подстанции
|
|
5.2.7. Ремонт, техническое и оперативное обслуживание
|
|
5.2.8. Нормативно-методическое сопровождение
|
|
5.3. Трансформаторы и автотрансформаторы
|
|
5.3.1. Основные определения и обозначения
|
|
5.3.2. Схемы и группы соединения обмоток трансформаторов
|
|
5.3.3. Параллельная работа трансформаторов
|
|
5.3.4. Трансформаторы с расщепленными обмотками
|
|
5.3.5. Регулирование напряжения трансформаторов
|
|
5.3.6. Нагрузочная способность трансформаторов
|
|
5.3.7. Технические данные трансформаторов
|
|
5.4. Коммутационная аппаратура
|
|
5.5. Компенсирующие устройства
|
|
5.6. Электродвигатели
|
|
5.7. Комплектные трансформаторные подстанции
|
|
5.8. Технические показатели отдельных подстанции
|
|
Раздел 6
ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ РАСЧЕТЫ
ПРИ ПРОЕКТИРОВАНИИ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ
|
|
6.1. Общие положения
|
|
6.2. Сравнительная эффективность вариантов развития электрической
сети
|
|
6.3. Система критериев экономической эффективности инвестиций
|
|
6.4. Условия сопоставимости вариантов
|
|
6.5. Учет фактора надежности электроснабжения
|
|
6.5.1. Основные показатели надежности
|
|
6.5.2. Расчет показателей надежности электрической
|
|
6.6. Оценка народнохозяйственного ущерба от нарушения электроснабжения
|
|
Раздел 7
УКРУПНЕННЫЕ ПОКАЗАТЕЛИ СТОИМОСТИ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ
СЕТЕЙ
|
|
7.1. Общая часть
|
|
7.2. Воздушные линии
|
|
7.3. Кабельные линии
|
|
7.4. Подстанции
|
|
7.5. Отдельные данные по стоимости электросетевых объектов
|
|
и их элементов в зарубежных энергосистемах
|
|
ПЕРЕЧЕНЬ ПРИНЯТЫХ СОКРАЩЕНИЙ
|
|
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
|
|
Предисловие
Проектирование электроэнергетических систем требует комплексного подхода к выбору и оптимизации схем электрических сетей и технико-экономическому обоснованию решений, определяющих состав, структуру, внешние и внутренние связи, динамику развития, параметры и надежность работы системы в целом и се отдельных элементов.
Решение этих задач требует использования большого объема информации, рассредоточенной в различных литературных источниках, нормативных документах, ведомственных инструкциях, а также накопленного десятилетиями отечественного и зарубежного опыта проектирования. Концентрация такого материала в одном издании существенно облегчает работу проектировщика.
В СССР такую роль успешно выполнял «Справочник по проектированию электроэнергетических систем» под редакцией С.С. Рокотяна и И.М. Шапиро, выдержавший 3 издания (1971, 1977 и 1985 тт.). Успех книги (3-е издание тиражом 30 000 экземпляров разошлось очень быстро) побудил авторов подготовить в 1990 г. 4-ю редакцию. Однако по причинам внешнего характера это издание не вышло в свет.
За прошедшие с тех пор 20 лет в стране произошли существенные социально-экономические изменения. Образование на территории бывшего СССР ряда самостоятельных государств изменили состав и структуру Единой энергетической системы (ЕЭС) страны. Переход к рыночной экономике коренным образом отразился на электроэнергетике. Значительная часть собственности в отрасли акционирована и приватизирована с сохранением контрольного пакета акций у государства. Создан рынок электроэнергии.
В этих условиях авторы, принимавшие участие в разработке указанного справочника, сочли необходимым подготовить настоящее издание, ограничившись в нем вопросами проектирования электрических сетей. При этом в основном сохранены структура и наименования разделов. Материал предыдущего издания существенно обновлен, а в ряде разделов - полностью переработан.
Авторы стремились в сжатой форме привести необходимую информацию по развитию современных электрических сетей, принципиальным методическим вопросам проектирования, стоимостным показателям элементов электрических сетей, а также последние данные по отечественному оборудованию и материалам, применяемым в электроэнергетических системах.
В справочнике учтены произошедшие за последние годы изменения в организации проектирования, новые нормативные документы, последние научные и инженерные разработки. В период работы над книгой произошел переход на новые сметные нормы и цены в строительстве, велись разработки новых нормативных и методических материалов по ряду важнейших вопросов проектирования электрических сетей. Несмотря на то, что некоторые разработки еще находились в стадии рассмотрения и утверждения, авторы сочли целесообразным отразить их в настоящем издании справочника.
Авторы выражают благодарность Л.Я. Рудык и P.M. Фришбергу за полезные предложения.
Авторы благодарят рецензента к.т.н. В.В. Могирева за ценные замечания, сделанные им при просмотре рукописи.
Авторы
Раздел 1
РАЗВИТИЕ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМ И ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ. ЗАДАЧИ ИХ ПРОЕКТИРОВАНИЯ
1.1. РАЗВИТИЕ ЭНЕРГОСИСТЕМ РОССИИ
Начало развития электроэнергетики России связано с разработкой и реализацией плана ГОЭЛРО (Государственная комиссия по электрификации России). 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.
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 ирис. 1.1,
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.
Таблица 1.1
Развитие электроэнергетической базы страны
Показатели
|
1930г
|
1940г
|
1950г
|
1960г
|
1970г
|
1980г
|
1990г
|
2000г
|
2001г
|
2002г
|
2003г
|
1. Установленная
мощность элект-
ростанций, 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 элект-
ростанциях:
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
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.
Рис. 1.1. Протяженность ВЛ 110 кВ и выше (а) и установленная мощность трансформаторов 110 кВ и выше (б)
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.
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.
Производство электроэнергии в 1975 г. по стране достигло 1038,6 млрд кВт·ч и увеличилось по сравнению с 1970 г. в 1,4 раза, что обеспечило высокие темпы развития всех отраслей народного хозяйства. 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.
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-Шу-шенская ГЭС - 6,4 млн. кВт.
Развитие электроэнергетики продолжало идти опережающими темпами. Так, с 1955 г. производство электроэнергии в СССР выросло более чем в 10 раз, в то время как произведенный национальный доход увеличился в 6,2 раза. Установленная мощность электростанций увеличилась с 37,2 млн. кВт в 1955 г. до 344 млн. кВт в 1990 г. Протяженность электрических сетей напряжением 35 кВ и выше в этот период возросла с 51,5 до 1025 тыс. км, в том числе напряжением 220 кВ и выше - с 5,7 тыс. до 143 тыс. км. 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.
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.
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. 1.2. Энергосистема Калининградской области Янтарьэнерго отделена от России территорией государств Балтии.
На территории России действуют изолированно работающие энергосистемы Якутии, Магадана, Сахалина, Камчатки, районов Норильска и Кольты.
В целом энергоснабжение потребителей России обеспечивают 74 территориальных энергосистемы.
Таблица 1.2
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, Се и ер о-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
|
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.
-
ОСНОВНЫЕ СВЕДЕНИЯ О РАЗВИТИИ
ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ ЭНЕРГОСИСТЕМ
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.
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.
Структура электрической сети и динамика се роста за последние 15 лет приведена в табл. 1.3.
Таблица 1.3
|
