Силовой остров

05.12.2012 НТС ЕЭС

Заседание Научно-технической коллегии НП ‘НТС ЕЭС’

ОАО «ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ ИНСТИТУТ им. Г.М.КРЖИЖАНОВСКОГО» (ОАО «ЭНИН»)

Аннотация работы «Разработка программы модернизации ЕНЭС России на период до 2020 года с перспективой до 2030 года»

Москва, 2012

1. Общая характеристика состояния ЕНЭС России. Основания для разработки Программы модернизации ЕНЭС России

По состоянию на 01.01.2012 общая протяженность электрических сетей напряжением 220 кВ и выше по всем объединенным энергосистемам (ОЭС) составляла более 161,4 тыс. км, в том числе напряжением 330 кВ и выше – около 58,1 тыс. км. Суммарная установленная мощность трансформаторов (автотрансформаторов) с высшим номинальным напряжением 220 кВ и выше на подстанциях составляла более 406,5 тыс. МВА, в том числе напряжением 330 кВ и выше – более 173,0 тыс. МВА.

В настоящее время происходит масштабное старение основных фондов электрических сетей. По данным ОАО «ФСК ЕЭС», износ электрических сетей компании в целом составляет около 50%. Около трети ВЛ напряжением 220-500 кВ эксплуатируются свыше 40 лет и сейчас имеют низкие показатели надежности. На начало 2012 г. в ЕЭС России почти 60 % (по протяженности) ВЛ напряжением 220 кВ и выше эксплуатируются со сроком службы более 30 лет (более 40 лет – около 30 %). Примерно такие же показатели «возраста» электрических сетей свойственны для ВЛ 330 кВ и выше – 53 и 30 % соответственно. Средний по ЕЭС срок службы ВЛ 220 кВ и выше, по приблизительной оценке, составляет около 32 лет, ВЛ 330 кВ и выше – около 30 лет. В среднем по ЕЭС со сроком службы более 30 лет эксплуатируется (по мощности) трансформаторов 500 кВ – почти 25%, 330 кВ – 38 %, 220 кВ – более 40 %, из них со сроком службы более 40 лет – менее 10 % трансформаторов напряжением 220 кВ и выше.

Основаниями для проведения работы являются:

• Поручение Заместителя Председателя Правительства Российской Федерации И.И. Сечина (п.5 протокола от 02.10.2009 №ИС-П9-27пр);
• Поручение Минэнерго России (от 26.04.2009 №АШ-3389/09);
• Разработка Минэнерго России Программы модернизации электроэнергетики России на период до 2030 г.;
• Договор №5/11 от 3 июня 2011 г. между ОАО «ФСК ЕЭС» и ОАО «ЭНИН».

Разработка Программы модернизации ЕНЭС России выполнена ОАО «ЭНИН» в качестве головной организации совместно с организациями отрасли и Российской Академией Наук: ИНЭИ РАН, ОАО «Институт «Энергосетьпроект», ИСЭМ СО РАН, ОАО «НТЦ ЕЭС».

2. Цель, основные задачи, индикаторы и показатели Программы модернизации ЕНЭС России на период до 2030 г.

В работе определены цель, основные задачи, базовые положения, целевые индикаторы и показатели, направления развития ЕНЭС, направления совершенствования технологий, объемы вводов электросетевого оборудования, требования к оборудованию и технологическим системам, сделана оценка потребности в оборудовании, оценка технической и организационной возможности проведения модернизации, а также оценка капиталовложений и источников инвестиций, разработаны предложения по механизмам реализации Программы.

Цель Программы – создание надежного и эффективного электросетевого комплекса на базе инновационных технологий, обеспечивающего потребность экономики и населения страны в электрической энергии.

Основные задачи. Программа модернизации включает в себя мероприятия по строительству и техническому перевооружению подстанций и линий электропередачи, а также мероприятия по замене отдельных единиц оборудования с применением инновационных технологий.

Программой предусмотрены мероприятия по модернизации электрических сетей в следующих направлениях:

• строительство новых электросетевых объектов для выдачи мощности крупных электростанций, электроснабжения крупных узлов нагрузки, осуществления совместной работы энергосистем в составе ЕЭС России и развития внешних связей ЕЭС России;
• замена устаревшего и неэкономичного оборудования, состояние которого не соответствует современным техническим требованиям, условиям эксплуатации и режимам работы сетей;
• улучшение качества электроэнергии;
• снижение потерь электроэнергии;
• повышение уровня эксплуатации объектов;
• создание автоматизированных систем управления технологическими процессами.

Целевые индикаторы и показатели Программы

• снижение потерь в ЕНЭС с 4,65 до 4,0 % к 2020 г. и до 3,0% – к 2030 г.;
• снижение процента износа электрооборудования до 45% в 2020 году и до 35 % в 2030 г.;
• обеспечение проектного показателя балансовой надежности на уровне 0,9991 к 2020 г. и на уровне 0,9997 к 2030 г.

3. Исходные предпосылки к Программе модернизации ЕНЭС России на период до 2030 года

Работа по разработке Программы модернизации ЕНЭС России осуществлялась в три этапа. В рамках первого этапа выполнен анализ текущего состояния и разработаны предварительные предложения по модернизации ЕНЭС России на период до 2020 года. В рамках второго этапа были разработаны методические рекомендации по формированию Программы и разработана Программа модернизации ЕНЭС России на период до 2020 г.

Исходными документами для разработки Программы являются следующие:

• Указ Президента Российской Федерации от 4 июня 2008 г. № 889 «О некоторых мерах по повышению энергетической и экологической эффективности российской экономики».
• Перечень поручений Президента Российской Федерации по модернизации и энергоэффективности в ТЭК от 29 марта 2010 года.
• Энергетическая стратегия России на период до 2030 г. Утверждена распоряжением Правительства РФ от 13.11.2009 г. № 1715-р.
• Программа модернизации электроэнергетики России на период до 2020 года.
• Сценарные условия долгосрочного прогноза социально-экономического развития Российской Федерации до 2030 г. Минэкономразвития России, 2012 г.
• Генеральная схема размещения объектов электроэнергетики до 2020 г. с учетом перспективы до 2030 г. (базовый вариант). Одобрена на заседании Правительства РФ от 03.06.2010 протокол № 24, п.2.
• Постановление Правительства РФ от 13 апреля 2010 г. № 238 «Об определении ценовых параметров торговли мощностью на оптовом рынке электрической энергии (мощности) переходного периода (с изменениями от 12 октября и 27 декабря 2010 г.).
• Схема и программа развития Единой энергетической системы России на 2011-2017 годы, утверждена Приказом Минэнерго России от 29 августа 2011 г. № 380.
• Схема и программа развития ЕЭС России на 2012-2018 годы, утверждена Приказом Минэнерго России от 13 августа 2012 года № 387.
• Государственная программа Российской Федерации «Энергосбережение и повышение энергетической эффективности на период до 2020 года», утверждена распоряжением Правительства РФ от 27 декабря 2010 г. № 2446-р.
• Программы модернизации энергокомпаний на период до 2020 г. (ответы на письма-запросы Минэнерго России от 26.04.2010 № АШ-3389/09 и от 13.08.2010 № 09-1107).
• Информация энергокомпаний для составления Прогнозного баланса электроэнергетики с учетом прогнозных условий развития электроэнергетики (ответы на письмо-запрос Минэнерго России от 27.10.2010 № АШ-9330/09).
• Материалы компаний о состоянии разработки, освоения и производства энергетического оборудования (ответы на письмо-запрос ОАО «ЭНИН» от 15.11.2010 № 01-8/0202/434-ЭВ и на письмо-запрос ОАО «ЭНИН» от 04.04.2012 № 01-8-0103/149-ЭВ).
• Материалы Межведомственной рабочей группы по вопросам определения долгосрочной потребности в энергетическом оборудовании.

Программа модернизации ЕНЭС России на период до 2030 г. разработана для уровня электропотребления, соответствующего базовому варианту Генеральной схемы, с корректировкой уровней в соответствии с фактическим уровнем электропотребления и Схемой и программой развития ЕЭС России на 2012-2018 годы.

Этот сценарий роста уровня электропотребления, по существу, может рассматриваться как усредненный вариант сценарных условий долгосрочного прогноза социально-экономического развития Российской Федерации на период до 2030 г., разработанного Минэкономразвития России.

Принципиальным отличием разработанных Программ модернизации электроэнергетики и ЕНЭС России на период до 2020 года с перспективой до 2030 г. от Генеральной схемы является снижение объемов вводов мощности на АЭС до 10 ГВт в период до 2020 г. и до 18 ГВт в период 2021-2030 гг., что изменяет требования к развитию основной электрической сети в Европейской части России и повышает актуальность решения вопросов по развитию транзита Восток-Запад за счет строительства ВЛ сверхвысокого напряжения для уменьшения рисков от снижения вводов генерирующих мощностей на АЭС и других рисков, связанных с возможным недостатком генерирующих мощностей в западных и восточных регионах России.

В Программе сформированы три рациональных варианта структуры генерирующих мощностей в период 2021 – 2030 гг., которые различаются следующим:

Вариант 1 – предусматривает ввод в период 2021-2030 гг. 20 энергоблоков суммарной мощностью 24,6 ГВт на АЭС. При этом суммарная мощность АЭС в ЕЭС России к 2030 г. составит с учетом демонтажа 42,5 ГВт.

Вариант 2 – ориентирован на более умеренные темпы развития АЭС в период 2021-2030 г. и предусматривает ввод 15 энергоблоков на АЭС, суммарной мощностью 18,3 ГВт. В этом случае, суммарная мощность АЭС в ЕЭС России к 2030 г. составит с учетом демонтажа 36,2 ГВт.

Сокращение вводов АЭС на 5 энергоблоков в варианте 2 по сравнению с вариантом 1 предлагается компенсировать за счет сооружения в европейской части ЕЭС России (ЕЕЭС России) наиболее прогрессивных электростанций на основе ПГУ (ПГЭС). Реализация данного варианта позволит избежать чрезмерного наращивания угольных мощностей в ЕЕЭС России, но приведет к еще бóльшему увеличению доли газа в структуре топливопотребления ТЭС ЕЕЭС России на 4,2%.

Вариант 3 – также, как и вариант 2, предусматривает ввод 15 энергоблоков АЭС в период 2021-2030 гг. Однако при этом снижение масштабов развития АЭС в Европейской части России будет компенсироваться за счет получения мощности и электроэнергии от угольных КЭС по ЛЭП из ОЭС Сибири. Реализация такого варианта позволит диверсифицировать структуру топливопотребления в Европейской части России.

4. Результаты обосновывающих исследований к Программе модернизации ЕНЭС России на период до 2030 года

Исследования охватывают выбор структуры, технологий и параметров ЕНЭС, в том числе исследования, включая расчеты перспективных режимов и технико-экономические обоснования:

• вариантов структуры и параметров электрического транзита Восток — Запад, в том числе с учетом риска невыполнения программы вводов генерирующих мощностей, намеченных в Энергетической стратегии России на период до 2030 г.;
• оптимальных направлений развития основных электрических сетей ОЭС и межсистемных связей, включая определение мест размещения и параметров управляемых устройств;
• по определению «узких мест» в системе передачи электроэнергии и их устранению;
• по определению направлений целесообразного развития связей ЕЭС России с энергосистемами стран ближнего и дальнего зарубежья;
• по обоснованию целесообразности присоединения электроэнергетически изолированных энергосистем и районов к ЕНЭС России.

Основные направления развития ЕНЭС России на период до 2030 года предусматривают:

• развитие сети напряжением 750 кВ в Европейской части ЕЭС России в целях усиления связей между ОЭС Северо-Запада и ОЭС Центра, выдачи мощности атомных электростанций, сооружаемых в этой зоне;
• ввод линий электропередачи напряжением 500 кВ для выдачи мощности крупных электростанций, в том числе атомных, и усиления основной сети в ОЭС Центра, Юга, Средней Волги, Урала, Сибири и Востока, а также для развития межсистемных связей;
• развитие сети напряжением 330 кВ с выполнением системообразующих функций и обеспечением выдачи мощности крупных электростанций в западной части ОЭС Центра, в ОЭС Северо-Запада и Юга, а также для усиления связей между ОЭС Центра и Северо-Запада;
• сохранение основных тенденций в развитии сетей напряжением 220 кВ, заключающихся в усилении распределительных функций и обеспечении выдачи мощности электростанций. В изолированных энергосистемах Дальнего Востока, а также в энергосистемах Архангельской области и Республики Коми сети 220 кВ останутся системообразующими.

Для выявления оптимальных направлений развития ЕНЭС России на период до 2030 года проводились следующие исследования:

• расчеты статической устойчивости ЕЭС России;
• определение затрат на увеличение пропускной способности межсистемных связей;
• исследования балансовой надежности;
• исследования изменения общесистемных затрат в зависимости от увеличения пропускных способностей межсистемных связей;
• выбор мест размещения и параметров управляемых устройств. Рассмотрено применение конкретных управляемых устройств FACTS.

При разработке Программы модернизации электроэнергетики России на период до 2030 г. объекты, предусмотренные Схемой и Программой развития ЕЭС России на 2012-2018 годы, рассматриваются в качестве вводимых с высокой вероятностью к 2020 году.

Выдача мощностей крупных новых электростанций в ОЭС и электроснабжение крупных центров нагрузки будет осуществляться в рамках уже сложившихся систем напряжений 750 – 500(330) кВ.

Напряжение 220 кВ будет использовано повсеместно для выдачи мощности существующих, расширяемых, новых электростанций в близлежащие нагрузочные узлы, как в существующие с увеличенным электропотреблением, так и во вновь создаваемые центры электроснабжения потребителей. Кроме этого, в ОЭС Востока на напряжении 220 кВ планируется выдача мощности Нижнебурейской ГЭС и Уссурийской ТЭЦ. Таким образом, на период до 2030 г. предполагается существенное усиление и повышение надежности схемы системообразующей электрической сети ЕЭС России (рисунок 3.1.3). В период 2011-2020 гг. рекомендуется сооружение основных электросетевых объектов напряжением 330 кВ и выше (в период 2012-2018 гг. — 220 кВ и выше) для выдачи мощности следующих электростанций:

АЭС:

Блок № 4 Калининской АЭС, блок № 1 Нововоронежской АЭС-2, блок № 1 Ленинградской АЭС-2, блок № 4 Белоярской АЭС, блок № 3 Ростовской АЭС, блок № 2 Нововоронежской АЭС-2, блок № 2 Ленинградской АЭС-2, блок № 1 Балтийской АЭС, блок № 4 Ростовской АЭС.

ГЭС и ГАЭС:

Блоки № 1-4 Загорской ГАЭС-2, Зарамагская ГЭС-1, Зеленчукская ГЭС-ГАЭС, Агвалийская ГЭС, Богучанская ГЭС, Бурейская ГЭС, Усть-Среднеканская ГЭС, Нижнебурейская ГЭС, Зейская ГЭС

ТЭС:

Новгородская ТЭЦ, Правобережная ТЭЦ-5, Киришская ГРЭС, Петрозаводская ТЭЦ, ТЭЦ-25 (г. Москва), ТЭЦ-27 (г. Москва), Ивановская ГРЭС, Ярославская ТЭС, Владимирская ТЭЦ-2, Череповецкая ГРЭС, ТЭЦ-12 (г. Москва), ТЭЦ-16 (г. Москва), ТЭЦ-20 (г. Москва), ТЭЦ в Огородном проезде (г. Москва), Новогорьковская ТЭЦ, Нижегородская ТЭЦ, Автозаводская ТЭЦ, Ставропольская ГРЭС, Адлерская ТЭЦ, Центральная котельная (г. Астрахань), Кудепстинская ТЭС, Туапсинская (Джубгинская) ТЭС, Южноуральская ГРЭС-2, Троицкая ГРЭС, Сургутская ГРЭС-2, Няганьская ТЭС, Нижневартовская ГРЭС, Яйвинская ГРЭС, Уральская ГРЭС-2, Уфимская ТЭЦ-5, Серовская ГРЭС, Ново-Богословская ТЭЦ, Ново-Березниковская ГРЭС, Ново-Салаватская ТЭЦ, Уренгойская ГРЭС, ПГУ в Тарко-Сале, Березовская ГРЭС, Красноярская ТЭЦ-3, Харанорская ГРЭС, Кузнецкая ТЭЦ, Правобережная ТЭЦ (г. Иркутск), Ново-Зиминская ТЭС, ТЭЦ ППГХО, Газовая ТЭС в Усть-Куте, Алтайская КЭС, Уссурийская ТЭЦ, ТЭЦ Приморского НПЗ.

Для выдачи мощности энергоблока № 2 Ленинградской АЭС-2 намечается сооружение передачи постоянного тока напряжением ± 300 кВ мощностью 1000 МВт ЛАЭС-2 – Выборгская.

В период 2021-2030 гг. намечается сооружение электросетевых объектов для выдачи мощности расширяемых и вновь вводимых электростанций:

АЭС:

Блок № 1 Кольской АЭС-2, блоки № 3-4 Ленинградской АЭС-2, блок № 2 Балтийской АЭС, блок № 1 Центральной (Костромской) АЭС, блоки № 1-4 Курской АЭС-2, блоки №1-2 Смоленской АЭС-2, блоков №№ 1 и 2 Нижегородской АЭС, блок № 5 Белоярской АЭС, блок № 1 Северской АЭС.

ГЭС и ГАЭС:

Блоки № 1-2 Ленинградская ГАЭС, блоки № 1-10 Центральной (Ржевской) ГАЭС, блоки № 1-3 Курской ГАЭС, Мотыгинская ГЭС, Мокская ГЭС.

ТЭС:

ТЭЦ Морской Фасад, Медвежьегорская ТЭС, Новгородская ТЭС, Тамбовская ТЭС, Петровская ГРЭС, Камышинская ТЭС, Новоростовская ТЭС, Демидовская ТЭС, Вавожская ТЭС, Ново-Салаватская ТЭЦ, Северо-Сосьвинская ТЭС, Няганьская ТЭС, Газовая ТЭС в Усть-Куте, Славинская ТЭС, Улан-Удэнская ТЭЦ-2.

Усиление межсистемных связей также будет осуществляться в рамках сложившихся систем напряжений 220(330)-500(750) кВ. Для увеличения пропускной способности межсистемной связи ОЭС Урала – ОЭС Сибири, повышения эффективности ее работы может оказаться целесообразным перевод на номинальное напряжение (1150 кВ) транзита Итат – Алтай – Экибастуз – Кокчетав – Кустанай – Челябинск.

Указаны места установки и параметры возможных устройств FACTS, целесообразность размещения которых должна рассматриваться для каждого объекта отдельно на основании подробных технико-экономических расчетов.

В части исследований вариантов структуры и параметров электрического транзита Восток – Запад:

Проанализированы различные предлагавшиеся ранее варианты структуры и параметров транзита высокого и сверхвысокого напряжения постоянного и переменного тока;

Проанализированы технико-экономические показатели электропередачи постоянного и переменного тока высокого и сверхвысокого напряжения;

Рассмотрены различные варианты развития транзита Восток-Запад:

• сооружение первой и второй цепи из ВЛ 500 кВ, связывающих ОЭС Сибири с ОЭС Уралом через центральную часть Сибири.
• сооружение первой и второй цепи из ВЛ 500 кВ, связывающих ОЭС Сибири – ОЭС Урала – ОЭС Центра через энергосистему Тюменской области.
• перевод ВЛ 1150 кВ ОЭС Сибири – ЕЭС Казахстана – ОЭС Урала на номинальное напряжение.
• сооружение ВЛ 1150 кВ, связывающей ОЭС Сибири и Европейскую часть и проходящую по территории России.
• сооружение электропередачи постоянного тока ОЭС Сибири – ОЭС Урала – ОЭС Центра в различных вариантах.

На основании исследований сделаны следующие выводы:

• При существующей тенденции опережающего роста цен на электросетевое строительство по сравнению с ростом цен на строительство электростанций, рассмотренные в работе усиления электрических сетей на переменном токе в сечении Сибирь – Урал являются неэффективными по затратам из-за большой стоимости усиления пропускных способностей этих связей, которые не компенсируются существенным снижением общесистемных затрат, связанных с развитием и функционированием генерирующих источников, хотя очевидно, что усиление связей Сибирь – Урал повышает энергетическую безопасность России.
• Увеличение пропускной способности межсистемной связи Урал – Сибирь до рассматриваемой ранее величины 6 ГВт может быть экономически оправданным при стоимости увеличения пропускной способности связи Урал – Сибирь порядка 600 $/кВт.
• Необходимо отдельное специальное рассмотрение вопроса согласования цен на сооружение электрических станций и электросетевое строительство.
• Требуемые пропускные способности межсистемных связей к 2030 г. должны составить в сечениях: Северо-Запад – Центр – порядка 3,5 ГВт, Центр – Средняя Волга – 3 ГВт, Центр – Урал – 3,5 ГВт, Центр – Юг – 3,5 ГВт, Средняя Волга – Юг – 3 ГВт, Средняя Волга – Урал – 3 ГВт, Урал – Сибирь – 6 ГВт, Сибирь – Восток – 1,5 ГВт.

В части анализа «узких мест» и состава мероприятий для ликвидации причин их возникновения:

Выполнен анализ «узких мест» в электрической сети 220 кВ и выше на основе результатов расчетов режимов работы ЕЭС России на перспективу;

В качестве исходной информации были использованы материалы:

• Инвестиционной программы ОАО «ФСК ЕЭС» на 2012-2014 гг.,
• Схемы и программы развития ЕЭС России на 2012-2018 годы;

Анализ «узких мест» выполнен по всем ОЭС и свыше 40 проблемным энергосистемам и энергорайонам, в том числе в энергосистеме г. Санкт-Петербург и Ленинградской области, в энергосистеме г. Москва и Московской области, в энергосистеме Краснодарского края и Республики Адыгея, в энергосистеме Тюменской области, ХМАО и ЯНАО, в энергосистемах Амурской области, Приморского и Хабаровского краев, в Южном энергорайоне Республики Саха (Якутия), по связям ОЭС Сибири с ОЭС Урала, ОЭС Сибири с ОЭС Востока, в энергосистеме Омской области, в энергосистеме Республики Хакассия.

Выявлено свыше 80 «узких мест», предложено около 100 мероприятий по их устранению.

Мероприятия по ликвидации «узких мест» направлены на повышение надежности выдачи мощности существующих блоков атомных электростанций: Кольской АЭС, Ленинградской АЭС, Калининской АЭС, Нововоронежской АЭС, Балаковской АЭС; гидроэлектростанций: Саяно-Шушенской ГЭС, Зейской ГЭС и Бурейской ГЭС; повышение надежности электроснабжения потребителей в энергосистемах в местах возможного ограничения потребления электроэнергии, а также повышение пропускных способностей внутренних сечений различных ОЭС и межсистемных связей между ОЭС, в том числе:

1. повышение надежности электроснабжения г. Санкт-Петербург и Ленинградской области;
2. повышение надежности электроснабжения г. Москвы и Московской области за счет реконструкции основного электротехнического оборудования подстанций 500 кВ «Московского кольца».
3. повышение надежности питания основных источников электроснабжения центральной части энергосистемы Краснодарского края и Сочинского энергорайона – ПС 500 кВ Центральная и ПС 500 кВ Кубанская, путем сооружения ВЛ 500 кВ Кубанская – Центральная и расширения ПС 500 кВ Кубанская и ПС 500 кВ Центральная;
4. повышение надежности электроснабжения потребителей юга Хакассии, в особенности алюминиевых заводов СаАЗ и ХАЗ и выдачи мощности Саяно-Шушенской ГЭС за счет сооружения второй ВЛ 500 кВ Алюминиевая – Абакан – Итат.
5. повышение надежности электроснабжения юга энергосистемы Приморского края за счет сооружения ВЛ 500 кВ Чугуевка – Лозовая – Владивосток с ПС 500 кВ Лозовая.
6. создание прямой межсистемной связи ОЭС Сибири с ОЭС Урала;
7. создание межсистемных связей ОЭС Сибири с ОЭС Востока.

В части анализа направлений целесообразного развития связей ЕЭС России c энергосистемами стран ближнего и дальнего зарубежья:

Проведен анализ современного состояния и основных направлений развития электрических связей с энергосистемами стран ближнего и дальнего зарубежья – Финляндии, Норвегии, Литвы, Латвии, Эстонии, Польши, Германии, Белоруссии, Украины, Молдовы, Румынии, Азербайджана, Армении, Грузии, Абхазии, Турции, Центральной Азии, Китая.

Проведена оценка эффективности экспортных поставок электроэнергии по двум направлениям:

• из ОЭС Северо-Запада в энергосистему Финляндии (на рынок электроэнергии NORDEL);
• из ОЭС Сибири и ОЭС Востока в энергосистему Китая.

При этом производилась оценка возможной цены производства электроэнергии на новых угольных КЭС в ОЭС Сибири и ОЭС Востока, новых АЭС и ПГУ в ОЭС Северо-Запада, также рассматривался вариант покупки электроэнергии на ОРЭМ, осуществлялся прогноз ценовой ситуации на внешних рынках электроэнергии и определялась предельная удельная стоимость экспортных ВЛ в тыс. руб./кВт, при вариантных изменениях цен на топливо, удельных затрат на строительство электростанций, ставки дисконтирования.

Результаты выполненного исследования выявили потенциальные возможности и условия осуществления эффективного экспорта электроэнергии из России на зарубежные рынки – из ОЭС Северо-Запада в Финляндию и из ОЭС Востока в Китай.

Экспорт электроэнергии из ОЭС Сибири в Китай оказывается нецелесообразным практически при всех рассмотренных условиях.

В части определения целесообразности присоединения электроэнергетически изолированных энергосистем и районов к ЕЭС России

Рассмотрены следующие вопросы:

• приведены характеристики изолированных энергосистем и энергорайонов Дальневосточного федерального округа;
• показана целесообразность присоединения изолированных энергорайонов и энергоузлов к ОЭС Сибири и ОЭС Востока. В том числе:
• соединение Южного и Центрального энергорайонов энергосистемы Республики Саха (Якутия);
• создание энергомоста Хабаровский край – о. Сахалин с перспективой экспорта электроэнергии в Японию.

В части определения конфигурации основных сетей энергосистем и энергосистем с распределенной генерацией электроэнергии и выбору методов и способов взаимной работы централизованной энергосистемы и энергосистем с распределенной генерацией

В работе выполнены анализ существующего состояния распределенной генерации в России и мире, дана оценка масштабов развития для наиболее перспективных источников распределенной генерации на территории России, анализ работы централизованной энергосистемы и энергосистем с распределенной генерацией.

Оценка масштабов развития наиболее перспективных источников распределенной генерации показала:

Экономически целесообразный потенциал выработки электроэнергии за счет когенерации на базе существующих котельных при условии их регулирования по графику отпуска тепла составляет порядка 370 млрд кВт·ч/год.

Экономически целесообразный потенциал выработки электроэнергии на электростанциях, использующих сельскохозяйственные отходы, составляет 44 млрд кВт·ч/год.

Срок окупаемости ветряных электростанций при рассмотренных уровнях цен составляет 11 лет. Наличие технического ветропотенциала — 11,5 трлн кВт·ч/год и ряда районов с КИУМ >30% требует более детального исследования целесообразности использования ВЭС в России в средне- и долгосрочной перспективе.

Срок окупаемости солнечных фотоэлектрических электростанций при рассмотренных уровнях цен составляет порядка 15 лет.

5. Направления совершенствования технологий, объемы вводов электросетевого оборудования и финансирования Программы модернизации электроэнергетики

Программа модернизации ЕНЭС России предполагает использование различных инновационных технологий и устройств, в том числе:

• устройств для гибких (управляемых) линий электропередачи переменного тока (устройств FACTS): управляемых шунтирующих реакторов, статических тиристорных компенсаторов, статических компенсаторов на базе полностью управляемых вентилей (СТАТКОМ), фазоповоротных устройств, управляемых устройств продольной компенсации, вставок и передач постоянного тока;
• высоковольтных кабелей с изоляцией из сшитого полиэтилена;
• автоматизированных ПС в сетях всех классов напряжения без постоянного дежурного персонала;
• микропроцессорных устройств защиты, автоматики, управления, регулирования, контроля, связи и телемеханики, многоуровневых автоматизированных систем учета электроэнергии и др.;
• трансформаторов со сниженными в несколько раз значениями нагрузочных потерь и потерь холостого хода, КРУЭ, комбинированных выключателей-разъединителей;
• стальных многогранных опор;
• проводов с повышенной пропускной способностью и рабочей температурой, низкими коэффициентами линейного расширения и возможностью использования встроенных волоконно-оптических кабелей связи (ВОКС);
• силовых полупроводниковых приборов (СПП) на основе нанотехнологий на токи 6-7 кА и напряжения 10-12 кВ, переход на SiC-технологии производства СПП всех назначений;
• накопителей энергии различных типов;
• устройств на базе высокотемпературных сверхпроводников — кабелей, трансформаторов, синхронных компенсаторов, ограничителей токов короткого замыкания.

Программой модернизации ЕНЭС России за период 2011-2030 гг. предусмотрен ввод новых и реконструкция существующих электросетевых объектов в объеме более 140 тыс. км ЛЭП напряжением 220 кВ и выше, почти 340 тыс. МВА трансформаторной мощности, в том числе направленные на:

• обеспечение выдачи мощности новых и расширяемых крупных электростанций – 18,0 тыс. км, 31,5 тыс. МВА;
• сооружение межсистемных связей – 11,9 тыс. км, 7,3 тыс. МВА;
• обеспечение экспорта электроэнергии – 4,1 тыс. км, 11,0 тыс. МВА;
• обеспечение присоединения новых потребителей – 23,8 тыс. км, 82,7 тыс. МВА;