Существующее состояние электроэнергетики

Электроэнергетическая отрасль России - это развивающийся в масштабе всей страны высокоавтоматизированный комплекс электростанций, электрических сетей и объектов электросетевого хозяйства, объединенных единым технологическим циклом и централизованным оперативно-диспетчерским управлением.

По состоянию на конец 2011 года установленная мощность электростанций России составила 230.0 ГВт, из них мощность ТЭС составляет примерно 68% , ГЭС – 21% и АЭС – 11% от суммарной установленной мощности. Выработка электроэнергии в 2010 г. составила около 1040 млрд. кВт.ч, в том числе на АЭС -160, на ГЭС – 180 и на ТЭС -700 млрд. кВтч.

В топливном балансе тепловых электростанций Европейской части страны доминирует газ, а с внедрением технологии ПГУ зависимость от газа еще более усилится вследствие монотопливного режима. За последние годы удельный вес газа увеличился до 68,1%, а доля угля снизилась до 25,3%. Отечественные энергоугольные технологии остановились в своем развитии на уровне 70-х годах прошлого века.

Стандарты надежности электроснабжения, качества электрической энергии и экологической безопасности значительно уступают практике развитых стран мира. Основой надежного и безопасного энергоснабжения страны является ЕЭС России, объединяющая на параллельную работу электрические станции всех типов. До последнего времени инфраструктура электроэнергетики полностью покрывала потребности страны в электрической и тепловой энергии с незначительной долей экспорта электроэнергии (не более 2% общего потребления в стране).

Электрические сети страны, являются сетями переменного тока. Общая длина ЛЭП 35 кВ и выше составляет более 600 тыс. км, а линий 0,4…20 кВ более 2000 тыс. км. Число ПС напряжением выше 35 кВ превышает 17 тыс. с общей мощностью трансформаторов более 575 ГВА, а ПС 6-35/0,4 более 500 тыс.

Сети подразделяются на системообразующие (магистральные), обеспечивающие целостность функционирования ЕЭС России, и распределительные сети, за счет которых осуществляется электроснабжение потребителей. Системообразующая сеть в европейской части ЕЭС России в основном сформирована на основе линий электропередачи с напряжением 330-500-750 кВ, в то время как в азиатской части ЕЭС России сложилась система номинальных напряжений 220 – 500 кВ. При этом одновременно с развитием системообразующей сети напряжением 750-500 кВ, начиналось промышленное освоение сети напряжением 1150 кВ сооружением промышленной электропередачи напряжением 1150 кВ Экибастуз-Кокчетав-Кустанай, однако освоение данного класса напряжения не было завершено.

Помимо сетей переменного тока в ЕЭС РФ функционирует вставка постоянного тока на ПС Выборгская, объединяющая на несинхронную параллельную работу ЕЭС и энергосистему Финляндии. Сооружалась электропередача постоянного тока +/- 750 кВ Экибастуз-Тамбов, однако её создание не было завершено.

Начало структурных реформ в электроэнергетике Российской Федерации (создание ОАО РАО «ЕЭС России» в 1992 году), совпало с периодом глубокого экономического спада 90-х годов, со снижением на четверть электропотребления и изменением его структуры из-за снижения потребления в промышленных секторах экономики, образованием существенного объема невостребованных мощностей. На порядок снизились объемы технического перевооружения и вводов новых мощностей электростанций и электрических сетей. По сравнению с советским периодом, когда в лучшие годы вводилось более 10 ГВт, в период с 1990 года по 2007 год было введено в эксплуатацию 24,6 ГВт новых мощностей, преимущественно на тепловых станциях.

Это привело к ускоренному росту степени износа основных фондов, величина которого в среднем по отрасли в 2006 г. приблизилась уже к 60%.

Доля турбинного оборудования 1971–1980 годов выпуска в установленной мощности составляет 31,4%, а выпуска 1961–1970 годов − 23,3%. При этом еще работает послевоенное оборудование (введенное до I960 г.) − 8,7%.

По некоторым оценкам до 2030г. на ЭС необходимо ввести около150 ГВт новых мощностей.

Износ сетей Федеральной сетевой компании в целом составляет 48,5%, в том числе подстанционного оборудования − 60%, линий электропередач − 41,9%. Удельная повреждаемость оборудования с большим сроком эксплуатации существенно возрастает.

Автоматизация технологических процессов на подстанциях осуществлена в незначительном объеме, а АСУ ТП имеют менее 3% по отношению ко всем подстанциям, поэтому эксплуатация ориентирована на круглосуточное пребывание оперативного персонала. Существующие в настоящее время на подстанциях системы учета электроэнергии в большинстве случаев не отвечают современным требованиям, как в части автоматизации, так и в части выполнения ФЗ «О единстве измерений».

Значительны колебания уровня напряжения, поскольку средства регулирования напряжения в распределительных сетях недостаточно эффективны, мало средств регулирования реактивной мощности в системообразующих и распределительных сетях. Большинство трансформаторов не имеет систем автоматического регулирования РПН.

Высокие темпы роста потребления, превышающие темпы ввода генерирующих мощностей, наряду с отставанием развития электрических сетей, приводят к снижению, как системной надежности, так и надежности энергоснабжения потребителей. Свертывание в 90-х годах программ разработки и освоения новых технологий производства, транспорта и распределения электрической и тепловой энергии вызвало растущее отставание технического уровня российской электроэнергетики от уровня, достигнутого промышленно развитыми странами. Низкая эффективность отечественной электроэнергетики оказывает негативное влияние на конкурентоспособность экономики страны в целом, создает избыточную нагрузку на топливные отрасли, ведет к росту цен на электроэнергию для промышленных потребителей и населения.

Среднегодовой прирост электропотребления в стране за 2000-2005 год составил 1,7%, в 2010 году 4,7 %. В ближайшие годы ожидается превышение исторического максимума потребления электроэнергии 1990 года в 1074 млрд. кВт.ч. В ряде регионов страны (Москва, Санкт-Петербург, Тюмень и др.) данное превышение уже произошло и стало серьезным сдерживающим фактором регионального развития. Давление спроса в виде отложенных заявок на присоединение нарастает.

Основные проблемы электроэнергетики в контексте разрабатываемого документа:

– высокие темпы роста потребления, превышающие темпы ввода генерирующих мощностей;

– недостаточная надёжность схем внешнего энергоснабжения крупных городов и конечных потребителей;

– нарастающий физический износ действующего оборудования;

– технологически и морально устаревший парк оборудования;

– недостаточная развитость электрических сетей;

– высокий уровень потерь в электрических и тепловых сетях;

– высокий уровень удельных расходов топлива на производство электрической и тепловой энергии.

Для решения этих проблем ОАО РАО «ЕЭС России» завершает реструктуризацию отрасли, развивает модели рынка электрической энергии и мощности, организует долгосрочные инвестиции в модернизацию отрасли, строительство новых генерирующих и сетевых мощностей. Инвестиционная программа ОАО РАО «ЕЭС России» предусматривает строительство в ближайшие годы новых генерирующих мощностей объемом свыше 40 ГВт. Кроме этого, вырабатываются новые системные организационные изменения в сфере стратегического планирования, регулирования и управления электроэнергетикой, направленные на обеспечение энергетической безопасности страны, повышение надежности и эффективности работы электроэнергетической отрасли, проведение государственной энергосберегающей политики в электроэнергетике.

Обеспечить своевременность и эффективность оперативных и инвестиционных решений и достичь поставленных целей возможно лишь при ясном понимании направлений и приоритетов развития электроэнергетики на долгосрочную перспективу. Учитывая масштабность задач, стоящих перед электроэнергетикой, долговременным направлением технической политики в отрасли должен стать системный подход для комплексного решения проблем по всем показателям повышения ее технического уровня.

2.2. Техническая политика развития электроэнергетики