Оперативно-технологическое управление

ОАО "ФСК ЕЭС"
Основные положения
Стратегии развития Единой
национальной электрической сети на
десятилетний период
г. Москва
Декабрь 2003 г.
Содержание
№№
Стр
.
Введение
5
1.
Анализ исходных условий и существующих проблем
функционирования и развития Единой национальной
электрической сети (ЕНЭС).
7
2.
Стратегические цели и задачи развития ЕНЭС.
13
2.1.
Внешние факторы, определяющие условия функционирования и
развития ЕНЭС.
13
2.2.
Стратегические цели развития ЕНЭС.
15
2.3.
Стратегические цели развития и задачи функционирования ОАО «ФСК
ЕЭС».
15
3.
Обобщенный критерий оценки эффективности функционирования
и развития ЕНЭС.
19
4.
Развитие ЕНЭС России на период до 2013 года.
22
5.
Новая техника и технологии, обеспечивающие функционирование
и развитие ЕНЭС.
24
5.1.
Новые электросетевые технологии.
24
5.2.
Новая техника.
28
Совершенствование эксплуатации электрических сетей.
33
6.1.
Основные направления совершенствования эксплуатации.
33
6.2.
Основные направления технического перевооружения сетевых
объектов.
35
6.3.
Совершенствование ремонтного производства.
36
6.
7.
Оперативно-технологическое управление электрическими сетями.
37
7.1.
Система регулирования частоты и активной мощности
38
7.2.
Регулирование напряжения и реактивной мощности.
39
7.3.
Релейная защита и автоматика сетей 110 -750 кВ.
39
7.4.
Противоаварийная автоматика (ПА).
40
7.5.
Автоматизированные системы коммерческого учета электроэнергии.
40
7.6.
Системы управления технологическими процессами подстанций.
40
7.7.
Система связи.
41
7.8.
Системная информационная технология.
41
Организация инвестиционной деятельности сетевых компаний,
обеспечивающей эффективное развитие ЕНЭС.
43
8.
2
Совершенствование электросетевого строительства.
47
9.1.
Повышение эффективности электросетевого строительства.
47
9.2.
Зарубежный опыт сооружения ВЛ.
47
9.3.
Совершенствование технологии сооружения ВЛ.
47
9.4.
Прогрессивные строительные решения при сооружении ПС.
48
9.5.
Этапы внедрения эффективных технологических процессов.
49
10.
Правовое и нормативно-техническое обеспечение
совершенствования управления, функционирования и развития
ЕНЭС.
50
11.
Развитие системы управления и совершенствованию
организационной деятельности сетевых компаний.
53
12.
Тарифная политика и ценовое регулирование.
57
13.
Основные положения по согласованию и изменению Стратегии
развития ЕНЭС.
61
9.
3
Приложения
№
№
.
1.
Приложение 1 к разделу 1.
Характеристика ограничений передачи электрической мощности в
ЕНЭС.
2.
Приложение 2 к разделу 2.
Анализ внешних факторов, определяющих условия функционирования
и развития ЕНЭС.
3.
Приложение 3 к разделу 3.
Состав интегральных критериев. Порядок принятия решений с
использованием ОКОР.
4.
Приложение 4 к разделу 4.
Развитие ЕНЭС России на период до 2013 года.
5.
Приложение 5 к разделу 5.
Программа «Создание в единой энергосистеме (ЕЭС) России гибких
(управляемых) систем электропередачи переменного тока и устройств
регулирования напряжения».
6.
Приложение 6 к разделу 5.
Программа по использованию сверхпроводниковых технологий в сетях
ОАО "ФСК ЕЭС".
7.
Приложение 7 к разделу 10.
Перечень основных нормативных правовых актов, регулирующих
правовое обеспечение функционирования и развития ЕНЭС.
8.
Приложение 8 к разделу 10.
Предложения ОАО «ФСК ЕЭС» о «Перечне технических регламентов,
подлежащих первоочередной разработке».
9.
Приложение 9 к разделу 11.
Модель бизнеса типовой создаваемой российской электросетевой
компании с целью выявления и исследования наиболее важных
показателей ее деятельности.
10.
Приложение 10 к разделу 11.
Рекомендации по оптимизации контроля над деятельностью
электросетевых компаний.
11.
Приложение 11 к разделу 11.
Пути повышения контроля ФСК за деятельностью сетевых компаний
более низкого уровня и механизмы реализации этого контроля.
12.
Приложение 12 к разделу 13.
Основные положения по согласованию и изменению Стратегии
развития ЕНЭС.
4
Введение
Основные положения Стратегии развития ЕНЭС на десятилетний период (далее
Стратегия развития ЕНЭС) разработаны в соответствии с решением Правления ОАО
«ФСК ЕЭС» № 6пр/2 от 26.11.02г. В ходе разработки документа учтены замечания,
высказанные при его обсуждении на Правлениях ОАО «ФСК ЕЭС», РАО «ЕЭС России» и
Совете Директоров ОАО «ФСК ЕЭС». Также учтены предложения ОАО «СО-ЦДУ» по
усилению межсистемных связей национальной электрической сети.
Исходным документом для разработки Стратегии является Концепция развития
Единой национальной электрической сети, в которой выявляются проблемы развития
ЕНЭС и в концептуальном плане намечаются основные направления совершенствования
функционирования и устойчивого развития ЕНЭС. Концепция развития ЕНЭС должна
выполняться в начале каждого цикла работ по разработке Стратегии развития ЕНЭС.
Действующая в настоящее время Концепция развития ЕНЭС одобрена решением
Правления ОАО «ФСК ЕЭС» и утверждена Председателем Правления ОАО «ФСК ЕЭС»
25 декабря 2003г.
В соответствии с решением Правления ОАО «ФСК ЕЭС» Концепция развития
ЕНЭС рассматривается как расширенное техническое задание при разработке Стратегии
развития ЕНЭС.
Стратегия развития ЕНЭС является документом, конкретизирующим цели, задачи
и основные направления долгосрочной программы развития ЕНЭС в десятилетней
перспективе с учетом складывающихся внутренних и внешних факторов в топливноэнергетическом комплексе России.
Стратегия развития ЕНЭС разрабатывается один раз в пять лет ОАО «ФСК ЕЭС» с
привлечением основных отраслевых проектных и научно-исследовательских институтов,
а также ведущих организаций Академии наук России, работающих в области
электроэнергетики.
Основой для разработки Стратегии развития ЕНЭС является широкий круг
документов: директивные материалы, социально-экономические документы различного
административного уровня, работы по перспективе развития электроэнергетики,
исследования по основным направлениям научно-технического прогресса в
электроэнергетике.
В качестве директивных документов принимаются действующие законы,
регламентирующие деятельность в электроэнергетике, законодательные и нормативные
акты Правительства Российской Федерации, а также решения Советов Директоров и
Правлений ОАО РАО "ЕЭС России" и ОАО «ФСК ЕЭС».
В качестве базовых социально-экономических документов различного
административного уровня принимаются:
 Стратегия развития Российской Федерации;
 Энергетическая стратегия России (разрабатывается Минэнерго РФ);
 Стратегии развития регионов Российской Федерации.
При разработке Стратегии развития ЕНЭС используются работы проектных и
научно-исследовательских
институтов,
различных
аналитических
агентств,
обеспечивающих анализ и прогноз:
 функционирования электроэнергетики, масштабов и географии развития
генерирующих мощностей в ЕЭС России;
 электропотребления для различных сценарных условий, обусловленных
развитием экономики страны;
 тенденции и конъюнктуры развития рынка электроэнергии;
 складывающихся и прогнозных балансов электроэнергии и мощности в
различных территориальных разрезах при различных схемно-режимных
решениях покрытия возникающих небалансов;
 тенденции развития мировой и отечественной энергетики;
 влияния новых технологических решений на базе новых технологий.
и т.д.
Дополнительно учитываются предложения субъектов оптового рынка
электроэнергии, в том числе объектов Минатома РФ (АЭС) в части расширения их
5
возможного развития (реконструкции) и, соответственно,
потребляемой или генерируемой электроэнергии.
увеличения
объемов
6
1. Анализ исходных условий и существующих проблем функционирования и
развития Единой национальной
электрической сети (ЕНЭС)
Принятие Федерального закона «Об электроэнергетике» определило основные
принципы реформирования электроэнергетики России, которые существенно изменяют
экономические и организационные условия функционирования и развития отрасли в
целом и отдельных ее сегментов, в том числе магистральных электрических сетей.
Технологической основой функционирования Единой энергетической системы
России является Единая национальная (общероссийская) электрическая сеть (ЕНЭС),
выполняющая функцию передачи потоков электрической энергии из энергоизбыточных в
энергодефицитные территории, обеспечивая за счет этого общую сбалансированность
территорий России по энергетическим ресурсам, а совместно с распределительными
сетями - устойчивое электроснабжение промышленных и коммунально-бытовых
потребителей электрической энергией. Кроме того, ЕНЭС обеспечивает параллельную
работу ЕЭС России и электроэнергетических систем иностранных государств, расширяя
экспортные возможности Российской Федерации.
Единая национальная электрическая сеть
формируется в соответствии с
Федеральным законом Российской Федерации «Об электроэнергетике» на основании
критериев отнесения магистральных линий электропередачи и объектов электросетевого
хозяйства к единой национальной (общероссийской) электрической сети, определенных
Постановлением Правительства РФ от 21 декабря 2001 года № 881 и включает линии
электропередачи и подстанции 220 кВ и выше, обеспечивающие параллельную работу
энергосистем различных субъектов РФ, выдачу мощности электростанций – субъектов
общероссийского оптового рынка электроэнергии и мощности, выдачу мощности в
крупные узлы электрической нагрузки, а также межгосударственные линии
электропередачи.
В соответствии с Федеральным законом «Об электроэнергетике» управление ЕНЭС
возложено на Федеральную Сетевую компанию, которая осуществляет деятельность по
оказанию услуг по присоединению пользователей к ЕНЭС и по передаче электроэнергии
по этим сетям. Данные виды услуг обеспечивают эксплуатацию и развитие ЕНЭС и
включают
меры, направленные на снятие (снижение объемов) технологических
ограничений возможности передачи электрической энергии между регионами РФ,
выдачу полного объема мощности действующих и вновь вводимых электростанций и
присоединение новых мощностей потребителей электроэнергии.
Электросетевое хозяйство Российской Федерации характеризуется следующими
данными:
Общая протяженность воздушных линий электропередачи 0,38-1150 кВ по
Российской Федерации в одноцепном исчислении по состоянию на 01.01.2003 г.
составляет порядка 3 млн. км, в том числе напряжением 220 – 1150 кВ - 156,9 тыс. км.
Количество подстанций 35-1150 кВ составляет порядка 18 тыс. шт., установленная
мощность трансформаторов – 610 тыс. МВА, в т.ч. напряжением 220 –750 кВ – 326 тыс.
МВА.
В распределительных электрических сетях действуют около 17 тыс. подстанций
35-110/6-10 кВ и 80 тыс. распределительных ТП 6-10/0,4 кВ.
В российских электрических сетях в эксплуатации находится более 1,5 млн.
комплектов устройств релейной защиты и электроавтоматики.
Общая численность эксплуатационного персонала в электрических сетях всех
напряжений составляет 226 тыс. чел., из них порядка 10 тыс. чел. – в сетях ОАО "ФСК
ЕЭС".
7
Объем капитальных затрат по объектам ОАО "ФСК ЕЭС" за 2002 год составил
6559,5 млн. руб., в том числе новое строительство – 4525,1 млн. руб., реконструкция и
техперевооружение – 1384,5 млн. руб.
На балансе ОАО "ФСК ЕЭС" находится 326 линии электропередачи
протяженностью 41,3 тыс. км и 142 подстанции, на которых установлено:

более 650 силовых трансформаторов и автотрансформаторов суммарной мощностью
более 130 тыс. МВА;

около 11 тыс. коммутационных аппаратов напряжением 110 кВ и выше
(выключателей - более 2 тыс., разъединителей – порядка 9 тыс. комплектов),
шунтирующих реакторов – более 250 шт., трансформаторов тока – более 1500 шт.,
устройств РЗ и автоматики – около 100 тыс. комплектов.
Федеральная сетевая компания своими сетями непосредственно связана (на
условиях параллельной работы) с энергосистемами 5-ти стран Содружества Независимых
Государств, странами Балтии, Грузией, а также с выделенными энергорайонами Китая и
Монголии. Сети ЕНЭС имеют связь через вставку постоянного тока (ВПТ РоссияФинляндия) с энергосистемой Скандинавии (НОРДЕЛ).
Единая национальная электрическая сеть формировалась в условиях жесткого
централизованного управления и фактически не соответствовала принятым в мире общим
экономическим принципам развития. В соответствии с принятыми в период
административно-командной системы управления принципами, слабые межсистемные
электрические связи могли обеспечить устойчивую передачу электроэнергии только за
счет совместной работы с системами противоаварийной автоматики, а ограничения и
отключения потребителей - являлись частью идеологии управления, что в условиях рынка
является недопустимым.
В условиях перехода к рыночным принципам взаимоотношений недостаточная
пропускная способность межсистемных и системообразующих электрических сетей в ряде
регионов России ограничивает возможность товарообмена между субъектами рынка и
создает значительные ценовые диспропорции между различными территориями.
Положение ухудшается тем, что ряд магистральных сетей проходит по территории других
стран. Это создает дополнительные сложности в надежном энергообеспечении
территорий России. В настоящее время ограничена возможность параллельной работы
ОЭС Сибири с европейской частью ЕЭС (на территории Казахстана выведена из работы
ЛЭП-1150 кВ, ранее работавшая на напряжении 500 кВ). Постоянно возникают проблемы
по связи центральной части ЕЭС с югом России из-за необходимости использования
сетей, проходящих по территории Украины. Связь с Калининградом осуществляется через
сети Балтии. Внутри ЕНЭС ограничена выдача мощности из Тюменской энергосистемы
на Урал и далее в европейскую часть страны, Омская энергосистема в основном связана с
сетями Казахстана, отсутствует возможность осуществления параллельной работы ОЭС
Сибири с ОЭС Востока. Ограничивается использование мощности ряда крупных
электростанций (Саяно-Шушенской ГЭС, Печорской ГРЭС, Кольской АЭС и др.).
Недостаточная пропускная способность снижает надежность электроснабжения
потребителей Карельской энергосистемы, северной части Кольской энергосистемы,
Архангельской энергосистемы, энергосистемы Коми, Бурятской, Читинской,
Дальневосточной энергосистем (информация об ограничениях передаваемой по ЕНЭС
электрической мощности в разрезе ОЭС приведена в приложении №1).
За последние 10 лет произошло масштабное старение основных фондов
электрических сетей из-за недостаточных объемов инвестиций в новое сетевое
строительство и техническое перевооружение. Общий показатель износа основных
фондов сетей в целом по РАО "ЕЭС России" составляет около 50 %. Доля полностью
8
отработавших основных фондов составляет 10 %, в том числе оборудование подстанций –
более 30%.
Износ сетей ФСК в целом составляет 41%, в том числе подстанционного
оборудования - 65%, ЛЭП – 36%, зданий и сооружений - 23,2%.
Нарастание объемов электросетевого оборудования, отработавшего свой ресурс,
намного превышает темпы вывода его из работы и обновления. Замену основного
электросетевого оборудования по ресурсным условиям необходимо производить после 25
– 30 лет эксплуатации. Реальное состояние электрических сетей таково:

Средний срок эксплуатации ВЛ 750-1150 кВ – 20 лет, ВЛ 330-500 кВ - 24 года;

Более 30 % ВЛ. напряжением 500 кВ эксплуатируются свыше 30 лет;

Более 28% трансформаторов напряжением 330 кВ эксплуатируются свыше 25 лет (в
Центральном регионе таких трансформаторов более 50%, а выключателей порядка
35%).
При таких темпах старения и не принятия срочных мер к 2006 году износ
подстанционного оборудования составит 70%, исчерпают ресурс более 30%
трансформаторов, около 50% выключателей, 12% шунтирующих реакторов.
Текущее состояние электрических сетей характеризуется относительно высокими
эксплуатационными расходами.

Технологический расход электроэнергии на ее транспорт (потери в сетях) в целом по
сетям составляют порядка 13 % от отпущенной в сеть электроэнергии (более 100
млрд. кВт. ч.), примерно десятую часть этих потерь (9,75 млрд. кВт.ч, или 3,06 % от
отпущенной в сеть электроэнергии) составляют потери в сети ФСК. (Для сравнения в
1991 году общие потери в сетях составляли 8,35%). В общих потерях примерно 30%
составляют коммерческие – недостатки учета, неоплата отпущенной энергии,
воровство и др.

За период с 1990 по 2000 год численность эксплуатационного персонала в расчете на
условную единицу возросла на 22,5% с 16,72 до 20,48 чел./тыс.у.е.). При этом
фактически сохранилась общая протяженность электрических сетей всех
напряжений, и довольно незначительно возросло количество подстанций (на
10%возросло количество ПС 35 кВ и выше, на 1% ТП 6-35/0,4кВ).

Незначительная автоматизация подстанций ЕНЭС, такое положение обусловлено
отсутствием программ комплексной автоматизации объектов и в значительной мере
связано с недофинансированием статей расходов направляемых на реконструкцию и
перевооружение сетевых объектов.

Неэффективна диагностика состояния оборудования электрических сетей, что
связано как с отсутствием на объектах электрических сетей технических средств в
необходимом объеме, так и недостаточностью нормативно-методической базы по
всему спектру возможных систем диагностики.

Уровень механизации ремонтно-эксплуатационных работ в электрических сетях не
превышает 50%, а в значительной части работ – 30%. Крайне низким уровнем
характеризуется
оснащенность
специализированными
механизмами
(автогидроподъемники, телескопические вышки, автокраны, электромеханические
мастерские и электролаборатории, грузовые машины повышенной проходимости).

В условиях, когда более 50% воздушных линий электропередачи проходит через
лесные массивы, работы по расчистке трасс выполняются в основном
малоэффективным механическим способом, характеризующимся как низкой
производительностью, так и серьезным нарушением почвенного слоя, что требует
дополнительных работ по рекультивации почвы.
9
Несмотря на имеющиеся сложности в существующих организационных, правовых
и технологических условиях функционирования электросетевая инфраструктура
обеспечивает относительно высокий уровень надежности электроснабжения потребителей
и устойчивости работы электросетевого комплекса России в целом. В 2002 году в
магистральных электрических сетях ФСК произошло 417 технологических нарушений,
что на 30 % меньше, чем в 2001 году. 40 случаев нарушений (9,6 % от общего количества)
вызваны ошибками персонала. Нарушений, классифицируемых как аварии, в 2002 году не
было. Нарушения в работе магистральных электрических сетей 330 кВ и выше не
сопровождались ограничениями или отключением потребителей.
Тем не менее,
достаточно велико (108 случаев) число инцидентов, связанное с разделением
энергосистем на части, снижением в них частоты. Был зафиксирован 21 случай отделения
энергосистемы Дагестана от ОЭС Северного Кавказа, имели место случаи разделения
энергосистем Урала, Центра, Сибири и Востока, а также нарушения в Северо-Западном
регионе (Карельская энергосистема, северная часть Кольской энергосистемы).
Эта надежность обеспечивается за счет организации
резервирования
генерирующих мощностей и пропускной способности сечений электрической сети,
выполнения значительных объемов ремонтных и регламентных работ, иерархической
автоматизированной системой диспетчерского управления, жесткого централизованного
оперативного управления. Особую роль в обеспечении достигнутого уровня надежности
играют глубоко эшелонированные системы противоаварийной и электросетевой
автоматики, релейной защиты, автоматического регулирования частоты и мощности в
ЕЭС России и регулирования возбуждения синхронных генераторов крупных
электростанций. Однако следует отметить устаревшую техническую базу этих систем:





Более 95% устройств релейной защиты и автоматики (РЗА) сетей 110-750 кВ
составляют устаревшие электромеханические устройства, а свыше 40% этих
устройств эксплуатируется свыше 25 лет.
На нижнем уровне систем управления ЕНЭС эксплуатируются несколько тысяч
устройств противоаварийной автоматики, выполненных на базе релейной
аппаратуры и исполнительных механических систем морально и физически
устаревших.
Крайне незначительное количество подстанций оснащено автоматизированными
системами управления с неполным объемом функций контроля и управления,
имеющими локальный характер.
На ряде объектов ЕНЭС установлены подсистемы комплексов централизованного
регулирования частоты и мощности, контролирующие загрузку слабых (по
критериям устойчивости) внутренних и внешних сетевых сечений. Техническая база
данных устройств также морально и физически устарела.
На подстанциях и электростанциях, подключенных к ЕНЭС, эксплуатируется ряд
автоматизированных систем контроля и учета электроэнергии (АСКУЭ), однако
многие из них используют индукционные и электронные электросчетчики первого
поколения и низкоскоростные каналы связи. Но даже такого рода систем
недостаточно, и общая система коммерческого учета, способная обслужить оптовый
рынок, отсутствует.
Одной из наиболее существенных особенностей системы противоаварийного
управления в ЕЭС России является широкое использование превентивного отключения
потребителей в целях сохранения устойчивости параллельной работы (САОН). Следует
отметить, что использование САОН в энергосистемах развитых стран запрещено
законодательно, а системная надежность поддерживается за счет формирования
электрических сетей с использованием критерия n-1.
10
В электрических сетях эксплуатируется более 45 тыс. фиксирующих индикаторов
определения мест повреждений в электрических сетях, из которых 85% построены на
полупроводниковой, микроэлектронной и микропроцессорной элементной базах.
Технологическая связь для передачи управляющих сигналов и управленческой
информации в основном построена на
аналоговых устройствах с использованием
кабельных и радиорелейных линий связи, ВЧ каналов по ВЛ и арендованных каналов
тональных частот. Начали развиваться
волоконно - оптические линии связи с
использованием цифровых систем передачи информации, однако их объем составляет
примерно 0,75% от общей протяженности сетей связи.
На энергообъектах ЕЭС России эксплуатируется более 15 тыс. устройств
телемеханики (УТМ) в комплекте с датчиками. На диспетчерских пунктах для приема
телеметрической информации используются центральные приемо-передающие станции
(ЦППС) на базе ЭВМ РПТ-80.
Основными средствами компенсации реактивной мощности в электрических сетях
110-750 кВ являются нерегулируемые масляные шунтирующие реакторы (ШР) и
синхронные компенсаторы (СК) мощностью 50, 100 и 160 МВАр, подключаемые к
третичным обмоткам АТ 220, 330, 500 кВ. Однако в целом управляемость ЕНЭС не
соответствует современным требованиям, недостаточен объем устройств регулирования
напряжения и реактивной мощности, в том числе на базе силовой электроники:

практически отсутствуют управляемые элементы сети – шунтирующие реакторы,
статические компенсаторы, элементы продольного и поперечного регулирования,
накопители энергии и др.;

отношение мощности всех видов управляемых средств компенсации к
установленной мощности электростанций в ЕЭС России значительно меньше, чем в
энергосистемах развитых европейских стран.
По этой причине для снижения напряжения до допустимых значений проводятся
вынужденные отключения системообразующих ВЛ 750-330 кВ, это снижает надежность
ЕНЭС и ЕЭС России в целом, ограничивает пропускную способность межсистемных
транзитов, создает трудности при проведении ремонтов ВЛ.
Технология сооружения новых и реконструкции существующих электрических
сетей в основном базируется на применении устаревших проектных решений,
возможностях отечественных производителей строительных конструкций, материалов и
оборудования, применении общестроительных машин и механизмов. В проекты
закладываются унифицированные строительные конструкции (унификация 1968-1972 г..).
Типовые конструкции фундаментов не отвечают требованиям монтажной
технологичности и надежности, подавляющее большинство металлических опор для ВЛ
220-750 кВ запроектированы и сооружаются с применением уголков на болтовых
соединениях.
При проектировании ПС используются конструктивно-компоновочные решения
открытых распределительных устройств 220-500 кВ, в которых предусмотрена установка
оборудования только на одном уровне с применением гибкой ошиновки и использованием
разъединителей, устанавливаемых на опорной изоляционной конструкции.
Действующая
система нормативно-технического и правового обеспечения,
сформированная в Минэнерго России и РАО «ЕЭС России», обеспечивает решение
конкретных вопросов, возникающих при проектировании, ведении научноисследовательских работ, строительства, эксплуатации и других аспектах деятельности
электроэнергетического
комплекса
(ремонте,
модернизации,
техническом
перевооружении, реконструкции и т.п.). Существенное место в ней занимают
нормативные документы в области охраны труда и безопасности производства,
эксплуатации энергообъектов и энергетического оборудования, охраны окружающей
среды, управления и организации энергетического производства, оперативнодиспетчерского управления, нормирования, метрологии и стандартизации, качества
11
продукции, подготовки персонала. Однако требуется адаптация этой нормативной базы к
новым экономическим и организационным условиям реформируемой энергетики.
В процессе преобразований прошедшего десятилетия и текущего реформирования
отрасли возник ряд проблем, влияющих на функционирование и развитие ЕНЭС.
Наиболее значимые проблемы:







Отсутствие целостной и полной нормативно-правовой базы функционирования и
развития ЕНЭС;
Отсутствие эффективной системы ценообразования на передачу электроэнергии,
компенсацию потерь электроэнергии;
Не разработана система оплаты реактивной мощности на оптовом рынке
электроэнергии;
Отсутствие стимулов для снижения затрат и внедрения на электросетевых
предприятиях новой техники и технологий;
Недостаточное ресурсное обеспечение для проведения последовательной научнотехнической и инвестиционной политики в части совершенствования эксплуатации и
развития электрических сетей;
Отсутствие со стороны ФСК, как компании, ответственной за функционирование и
развитие ЕНЭС, системы эффективного мониторинга финансово – экономических
показателей деятельности всех предприятий и организаций, обеспечивающих
эксплуатацию и управление звеньями и частями ЕНЭС;
Неурегулированность вопросов о взаимной ответственности за поддержание
качества электроэнергии, как сетевой компании, так и потребителей ее услуг, а также
Системного Оператора (СО).
Кроме указанных выше, важнейшими экономическими проблемами являются:

Проблема инвестиционной привлекательности ЕНЭС;

Необходимость разработки и внедрения в практику комплексного критерия оценки
качества функционирования и развития электрической сети, позволяющего
анализировать и оценивать эффективность мероприятий по ее развитию.
к




В условиях становления конкурентных рыночных отношений в электроэнергетике
проблемам в ЕНЭС могут добавиться новые:
Конкуренция в сфере производства и потребления энергии может привести к
появлению в ЕНЭС новых сечений с ограниченной пропускной способностью и
необходимости радикального пересмотра принципов, алгоритмов и аппаратной
реализации
общесистемных
устройств
автоматического
регулирования,
противоаварийного управления и защиты;
Необходимость построения эффективной иерархической системы управления
ЕНЭС, после того, как в ее состав будут переданы электросетевые объекты АОэнерго;
Усложнение решения вопросов согласования условий прохождения трасс линий
электропередачи при законодательно установленной частной собственности на
землю;
Возможность использования САОН в рыночных условиях, связанная с
необходимостью оценки оптимального соотношения затрат на компенсацию ущерба
у потребителей и капиталовложений в усиление слабых связей, или перевод их в
категорию управляемых и др.
12
2. Стратегические цели развития ЕНЭС.
2.1. Внешние факторы, определяющие условия функционирования и развития
ЕНЭС.
В ближайшем десятилетии требования к развитию и функционированию ЕНЭС
определяются основными положениями Энергетической стратегии России на период до
2020 года, утвержденной Правительством Российской Федерации (Распоряжение от 28
августа 2003 года № 1234-р). Этот документ конкретизирует цели, задачи и основные
направления долгосрочной энергетической политики государства в перспективный период
времени с учетом складывающихся внутренней и внешней ситуаций в энергетическом
секторе и его роли в обеспечении единства экономического пространства Российской
Федерации, глобализации энергетических рынков, тенденций политического,
макроэкономического и научно-технологического развития страны (факторы,
определяющие условия функционирования и развития ЕНЭС представлены в приложении
№ 2).
Главной задачей Энергетической стратегии России является определение путей
достижения качественно нового состояния ТЭК (включая электроэнергетику), роста
конкурентоспособности его продукции и услуг на мировом рынке на основе
использования потенциала и установления приоритетов развития комплекса,
формирования мер и механизмов государственной энергетической политики с учетом
прогнозируемых результатов ее реализации.
В соответствии с этим документом стратегическими целями развития
электроэнергетики в рассматриваемой перспективе являются:
 надежное энергоснабжение экономики и населения страны электроэнергией;
 сохранение целостности и развитие Единой энергетической системы страны, ее
интеграция с другими энергообъединениями на Евразийском континенте;
 повышение эффективности функционирования и обеспечение устойчивого
развития электроэнергетики на базе новых современных технологий;
 снижение вредного воздействия на окружающую среду.
Исходя из прогнозируемых объемов спроса на электроэнергию при высоких темпах
развития экономики (оптимистический и благоприятный варианты), суммарное
производство электроэнергии может возрасти по сравнению с 2000 г. более, чем в 1,2 раза
к 2010 г. (до 1070 млрд. кВт.ч). При пониженных темпах развития экономики
(благоприятный вариант) производство электроэнергии составит 1015 млрд. кВт.ч.
Обеспечение этих уровней электропотребления требует решения ряда проблем, которые
носят системный характер: снижение объемов ограничений на передачу мощности,
обновление основного энергетического и электротехнического оборудования,
преодоление технологической отсталости, рационализация структуры топливного баланса
и ряд других проблем.
Наибольшее влияние на масштабы и темпы развития ЕНЭС Росси, а также их
структуру в зависимости от назначения будут оказывать масштабы и темпы развития
экономики, ценовая политика (в том числе уровни и соотношение цен на электроэнергию,
различные виды топлива, оборудование, материалы и услуги); направление и динамика
производственных структурных изменений в ТЭК и в электроэнергетике; темпы
реформирования рынка электроэнергии и реструктуризации электроэнергетической
отрасли.
Намечаемая структурная перестройка экономики России, приведет к серьезному
изменению объема, размещения и режима электропотребления страны и регионов, что в
свою очередь определяет условия развития ЕНЭС. Для обеспечения эффективности и
надежности функционирования ЕНЭС потребуются значительные усилия по ее
оснащению современным оборудованием и средствами управления, новыми
13
технологиями управления потоками передаваемой мощности, регулирования напряжения
и реактивной мощности с учетом использования зарубежного опыта.
К резкому повышению требований потребителей и производителей электрической
энергии по реализации их права на свободный доступ к электрической сети приведут
начатые в соответствии с принятым Законом об электроэнергетике реструктуризация
отрасли и реформирование рынка электроэнергии.
Большая неопределенность всех перечисленных внешних условий делает
необходимым неоднозначный (сценарный) подход к выбору направлений развития ЕНЭС
и требует разработки новых критериев оценки эффективных масштабов и способов ее
развития.
Значительное влияние на развитие ЕНЭС будут оказывать геополитическая
ситуация, динамика мировой экономики и конъюнктура рынков, особенно
энергетических. Согласно Энергетической стратегии России будет увеличиваться экспорт
электроэнергии. Масштабы и направление экспорта электроэнергии, прежде всего, будут
зависеть от ожидаемого соотношения цен на электроэнергию в России и соседних
государствах, а также от решения вопросов технической совместимости энергосистем на
евроазиатском континенте. В предстоящий десятилетний период времени перечисленные
факторы будут в большей степени актуальны для западного, чем для восточного
направления экспорта электроэнергии. В период до 2010 г. преобладающим останется
экспорт из европейской части России в страны СНГ, Балтии и Скандинавии. Возможно
дальнейшее наращивание масштабов экспорта электроэнергии за счет стран азиатскотихоокеанского региона (страны АТР) из Сибири и Дальнего Востока, что потребует
сооружения новых экспортных линий электропередачи.
Для покрытия прогнозируемых уровней потребления электроэнергии на период
2004-2020 г.г., необходимо обеспечить вводы генерирующих мощностей на
электростанциях России (с учетом замены и модернизации оборудования):
 В оптимистичном и благоприятном вариантах - порядка 177 млн. кВт, в том числе
на ГЭС и ГАЭС – 11,2 млн. кВт, на АЭС – 23 млн. кВт, на ТЭС – 143 млн. кВт (из
них ПГУ и ГТУ – 37 млн. кВт).
 В умеренном варианте - порядка 121 млн. кВт, в том числе на ГЭС и ГАЭС – 7 млн.
кВт, на АЭС – 17 млн. кВт, на ТЭС – 97 млн. кВт (из них ПГУ и ГТУ – 31,5 млн.
кВт).
При этом в период до 2010 г. выработка АЭС в европейских районов увеличится на
38-53%. Здесь же сосредоточится основная часть прогнозируемого роста на 11-16%
выработки электростанций на газе, ориентированных на всё большее использование
наиболее прогрессивных газотурбинных и парогазовых технологий. В отличие от этого,
основной прирост производства электроэнергии угольными ТЭС (на 25-32%) и ГЭС (на 810%) сосредоточится в Сибири, причём всё большая его часть в перспективе должна
будет направляться по линиям электропередачи на Урал, а затем и в европейские районы
страны.
В соответствии с Энергетической стратегией России для развития Единой
национальной электрической сети как основного элемента Единой энергосистемы России
и укрепления единства экономического пространства страны предусматривается
сооружение ЛЭП в объеме, обеспечивающем устойчивое и надежное функционирование
ЕЭС России и устранение технических ограничений, сдерживающих развитие
конкурентного рынка электрической энергии и мощности.
В основу перспективного развития электрической сети закладываются следующие
основные принципы:
 гибкость, позволяющая осуществлять поэтапное развитие и возможность
приспосабливаться к изменению условий функционирования (рост нагрузки,
развитие электростанций, реверс потоков мощности, реализация новых
межгосударственных договоров по поставке электроэнергии);
14

развитие основной сети ЕЭС России путем постепенной «надстройки» линиями
более высокого напряжения после достаточно полного охвата территории сетями
предыдущего класса напряжения и исчерпания их возможностей, а также
готовности этих сетей к работе с наложенными на них одиночными
электропередачами более высокого напряжения;
 сведение к минимуму числа дополнительных трансформаций 220/330, 330/500,
500/750 кВ в зонах совместного действия этих напряжений;
 управляемость основной электрической сети путем использования средств
принудительного потокораспределения – регулируемых шунтирующих реакторов,
вставок постоянного тока, синхронных и статических компенсаторов,
электромеханических преобразователей, фазоповоротных устройств и т.п.
Основу системообразующих сетей ЕЭС России в период до 2020 г. по-прежнему
будут составлять линии электропередачи 500 - 750 кВ. Суммарный ввод ЛЭП
напряжением 330 кВ и выше в период до 2020 г. намечается в объеме 25-35 тыс.км.
2.2. Стратегические цели развития ЕНЭС.
Основными стратегическими целями развития ЕНЭС являются:

В сфере электроэнергетики – сохранение целостности Единой энергетической системы
России (ЕЭС России); обеспечение надежного и устойчивого функционирования ЕЭС
России, включая изолированные энергосистемы; развитие ЕЭС России в части
электрических сетей; присоединение к ЕЭС России изолированно работающих
энергосистем и энергоузлов при наличии экономических и энергетических
предпосылок; создание новых и расширение имеющихся электрических связей с
энергообъединениями зарубежных стран.

В топливно-энергетическом комплексе – улучшение структуры и снижение
напряженности
энергобаланса;
создание
условий
для
маневрирования
энергоресурсами в условиях сложной топливной конъюнктуры и в зависимости от
располагаемых гидроресурсов при изменении внешних и внутренних условий.

В сфере экологии – содействие снижению неблагоприятного воздействия
энергетического комплекса и промышленности на окружающую среду на базе
электрификации.

В политической сфере - обеспечение интегрирующей роли в государстве и ТЭК на
основе межрегиональных поставок электроэнергии; создание условий для надежного
электроснабжения в целях поддержания на требуемом уровне жизнеобеспечения
населения, хозяйственной деятельности и обороноспособности страны.

В области геополитических интересов - создание в будущем сетевой инфраструктуры
Евро-Азиатского
энергообъединения,
обеспечивающего
развитие
рынка
электроэнергии в этом регионе; способствование укреплению интеграционных связей
с государствами Содружества, Европы и АТР на основе межгосударственных
поставок электроэнергии.
2.3. Стратегические цели развития и задачи функционирования ОАО «ФСК
ЕЭС».
2.3.1. Стратегические цели развития ОАО «ФСК ЕЭС».
В основе реализации стратегических целей развития ЕНЭС лежит деятельность
ОАО «ФСК ЕЭС» по эффективному управлению электрическими сетями и их развитию, а
также созданию условий для становления конкурентного рынка в электроэнергетике.
15
Главными стратегическими целями развития ОАО «ФСК ЕЭС», обеспечивающие
указанные функции являются:
 Развитие электрических связей, позволяющих сохранить целостность ЕЭС России
и обеспечить устойчивую параллельную работу всех основных энергозон страны,
интеграцию ЕЭС России с другими энергообъединениями на Евразийском
континенте.
 Обеспечение выдачи мощности электростанций и создание условий для надежного
электроснабжения потребителей.
 Преодоление старения основных фондов электрических сетей и электросетевого
оборудования за счет увеличения масштабов работ по их реконструкции и
техническому перевооружению (модернизация подстанций, реконструкция
высоковольтных
линий
электропередачи,
модернизация
и
развитие
информационной инфраструктуры).
 Развитие централизованного технологического управления электрическими сетями.
 Создание сетевой и технологической инфраструктуры, способствующей
эффективному функционированию конкурентного рынка электроэнергии внутри
РФ и обеспечивающей интеграцию в международные рынки электроэнергии.
 Присоединение к электрической сети участников оптового рынка на условиях не
дискриминационного доступа при обеспечении системной надежности.
 Доведение технического уровня ЕНЭС до мировых стандартов посредством
использования новой высокоэффективной техники и технологий при новом
строительстве, техническом перевооружении и реконструкции электросетевых
объектов.
 Повышение эффективности функционирования за счет снижения издержек,
удельных расходов по эксплуатации и потерь в сетях ЕНЭС.
 Реализация единой стратегии в области инвестиций и привлечения капитала для
решения стратегических целей развития электрических сетей.
Задачи развития ОАО «ФСК ЕЭС» как бизнес-единицы не является предметом
настоящего материала и рассматривается в других документах.
2.3.2. Задачи функционирования и развития ОАО «ФСК ЕЭС».
Для достижения намеченных целей необходимо решение ряда стратегических
задач, наиболее значимыми из которых являются:
Основные задачи реформирования электросетевого комплекса:
 Образование законченной структуры ЕНЭС, включающей магистральные сети ОАО
"ФСК ЕЭС" и АО-энерго.
 Создание эффективной системы управления функционированием и эксплуатацией
электрических сетей.
 Обеспечение единства процесса формирования имущественных комплексов
межрегиональных магистральных сетевых компаний (ММСК) и распределительных
сетевых компаний в рамках Холдинга РСК и обеспечение их финансовой
устойчивости.
 Формирование единого подхода к ценообразованию на передачу электроэнергии для
сетей, входящих в ЕНЭС.
 Формирование договорных отношений в области передачи и распределения
электроэнергии и мощности в единой национальной электрической сети.
 Разработка единой стратегии в области инвестиций и привлечения капитала и
организация инвестиционной деятельности сетевых компаний, обеспечивающей
эффективное развитие ЕНЭС.
16
Основные задачи технологического функционирования и развития ЕНЭС:

Развитие Единой национальной электрической сети как основного элемента Единой
энергосистемы России для укрепления единства экономического пространства
страны.

Обеспечение экономически обоснованного уровня надежности и управляемости
процессов выдачи мощности электростанций, передачи и распределения
электрической энергии и мощности.

Создание единой корпоративной системы диспетчерско-технологического
управления ЕНЭС.

Минимизация в экономически обоснованных пределах технологических
ограничений по условиям функционирования электрической сети на оптовом и
розничном рынках электроэнергии и мощности, увеличение пропускной способности
электрических сетей.

Повышение технического уровня функционирования ЕНЭС с реализацией пилотных
проектов новой техники и технологий.

Разработка, создание и внедрение опытных и опытно-промышленных образцов
электросетевого оборудования.

Обеспечение необходимых объемов технического перевооружения и реконструкции
с целью предотвращения нарастания износа основного оборудования.

Создание новых электрических связей с энергообъединениями зарубежных стран
при соблюдении согласованных требований к качеству поставляемой электрической
энергии.

Ликвидация энергетической зависимости отдельных регионов России от
энергетических систем других государств.

Обеспечение необходимых инвестиций в развитие электрических сетей для решения
общесистемных задач развития Единой энергетической системы России, из которых
наиболее приоритетными являются направления:
- усиление межсистемных связей между ОЭС Средней Волги - ОЭС Центра - ОЭС
Северного Кавказа, ОЭС Урала - ОЭС Средней Волги - ОЭС Центра, а также
ОЭС Северо-Запада и Центра;
- восстановление устойчивой параллельной работы ОЭС Сибири с европейской
частью ЕЭС России путем усиления электрической сети новыми линиями
электропередачи переменного и постоянного тока, проходящими по территории
России;
- создание надежных электрических связей между ОЭС Сибири и ОЭС Востока,
позволяющих обеспечить устойчивую параллельную работу всех энергозон
страны и гарантировать надежное энергоснабжение районов Дальнего Востока.

Обеспечение равного (недискриминационного) доступа субъектов рынка
электроэнергии к электрической сети при соблюдении ими установленных
технологических правил и процедур, основанных на соблюдении технических,
проектно-конструкторских и оперативных рабочих критериев и требований, а также
наличии технической возможности такого присоединения.

Повышение эффективности функционирования электросетевых объектов и снижение
эксплуатационных расходов за счет создания автоматизированных систем
управления технологическими процессами (АСУТП) подстанций.

Создание информационных систем диагностики и мониторинга основного
оборудования электрических сетей, развитие средств связи и передачи информации.

Экономически обоснованное сохранение и совершенствование системы
противоаварийного управления.

Создание системы автоматизированного контроля и учета электроэнергии (АСКУЭ).
17

Снижение затрат на эксплуатацию, ремонты и развитие электрических сетей за счет
создания иерархической АСУ диспетчерско-технологической, производственнотехнической и организационно экономической деятельностью ФСК ЕЭС, ее
филиалов и предприятий электрических сетей.
Основные задачи управления капитальным строительством:

Повышение
эффективности
электросетевого
строительства,
внедрение
прогрессивных
технологий, снижение стоимости и сроков сооружения
электросетевых объектов.

Обеспечение единой научно-технической политики
в области капитального
строительства, сохранение и развитие научно-технического потенциала, включая
реорганизацию проектных структур, модернизацию экспериментальной базы и
системы научно-технической информации.

Совершенствование организации конкурсных и внеконкурсных закупок товаров,
работ и услуг, связанных с капитальным строительством, техперевооружением и
реконструкцией электросетевых объектов.
Основные задачи управления научно-техническим обеспечением развития и
эффективного функционирования ЕНЭС:

Разработка стратегии, долгосрочных и среднесрочных прогнозов развития
национальной электрической сети. Подготовка ежегодных отчетов для
потенциальных инвесторов с информацией о планах развития основной
электрической сети на предстоящие 7-10 лет, а также перспективы на 15 – 20 лет,
ожидаемой загрузки сети и оценке мест целесообразного развития генерирующих
источников и узлов потребления.

Формирование, координация и осуществление единой научно-технической политики
для Федеральной сетевой компании, Межсистемных магистральных и Региональных
сетевых компаний, в том числе в области расширения электрических связей для
синхронной работы энергообъединений с энергосистемами зарубежных стран.

Создание, регламентация и обеспечение эффективного функционирования
корпоративной системы аккредитации предприятий-поставщиков и аттестации
новых видов сетевого электрооборудования.

Развитие инновационной деятельности, организация защиты интеллектуальной
собственности, совершенствование проектной деятельности, развитие инжиниринга,
создание условий для широкомасштабного внедрения новой

Модернизация системы проектирования электросетевых объектов с учетом
зарубежного опыта.

Разработка системных требований к производителям и потребителям электрической
энергии и мощности, современным магистральным линиям электропередачи,
современному электрооборудованию и подстанциям высокого и сверхвысокого
напряжения, распределительным сетям нового поколения.

Создание системы нормативно-технического обеспечения для функционирования и
развития ЕНЭС.

Обеспечение гармонизации нормативов и стандартов Российских организаций
федерального уровня по электросетевой тематике со стандартами международных
электротехнических организаций.

Разработка и формирование методологической базы перспективного развития
национальной электрической сети (обновление существующих и разработка новых
нормативно-методологических и руководящих документов по перспективному
проектированию развития энергосистем и электрических сетей, гарантирующих
безопасность, надежность и экономичность работы ЕНЭС).
18
3. Обобщенный критерий оценки эффективности
функционирования и развития ЕНЭС.
Федеральным законом Российской Федерации «Об электроэнергетике» (статьи 8 и
10) за ОАО «ФСК ЕЭС» закреплена роль интегрирующего и координирующего центра,
выполняющего функции по управлению и развитию всего комплекса ЕНЭС. Выполнение
этих функций на практике должно обеспечиваться возможностью реального контроля
состояния входящих в ЕНЭС линий электропередачи и эффективного управления
магистральным электросетевым комплексом. Учитывая,
что роль государства в
управлении ОАО «ФСК ЕЭС» будет возрастать, на компанию в дальнейшем должны быть
возложены функции эффективного инструмента государственной политики в сфере
электроэнергетики. Основным звеном этого инструмента является отвечающая
требованиям времени стратегия развития ЕНЭС (Стратегия ЕНЭС).
Гарантированная реализация решений, принимаемых ОАО «ФСК ЕЭС» в рамках
формирования и реализации Стратегии ЕНЭС, должна обеспечиваться:




наличием законодательно прописанных процедур, позволяющих ОАО «ФСК ЕЭС»
управлять процессами в сетевом строительстве России;
наличием соответствующих финансовых ресурсов, включаемых в сетевой тариф;
авторитетом и влиянием ОАО «ФСК ЕЭС» в энергетическом сообществе в России
и за ее пределами;
значимостью рекомендаций ОАО «ФСК ЕЭС» для институциональных инвесторов,
готовых финансировать создание электросетевых объектов в России.
В основе выбора оптимальных путей развития электросетевого комплекса на
среднесрочную и долгосрочную перспективу лежит комплексный анализ и оценка всей
совокупности
определяемых Стратегией достаточно неоднородных задач
функционирования и развития ЕНЭС на базе обеспечения эффективного контроля и
управления ее текущей деятельностью.
Для достижения этой цели необходимо иметь возможность:




достоверно оценивать уровень удовлетворенности потребителей качеством
предоставляемых им услуг ЕНЭС (ее потребительские свойства) на современном
этапе и прогнозировать их изменение в будущем;
достоверно оценивать уровень издержек, связанных с эксплуатацией ЕНЭС, на
современном этапе и прогнозировать его изменение в будущем;
адекватно сопоставлять уровень потребительских свойств ЕНЭС с уровнем
издержек ее функционирования для различных внешних условий и состояния сети;
оперативно корректировать получаемые оценки с учетом изменения нормативных
требований, приоритетов в сфере определения качества электросетевых услуг и
эффективности управления электросетевым хозяйством.
В целом это обеспечит возможность своевременно корректировать принятые в
рамках Стратегии ЕНЭС решения в случае выявления неустранимых внутренних
факторов с учетом новых тенденций развития экономики страны (регионов), других
внешних (по отношению к ЕНЭС) условий, препятствующих реализации Стратегии.
Наиболее полным образом множественность факторов, влияющих на принятие
решений, может быть выражена через «Обобщенный критерий оценки эффективности
функционирования и развития ЕНЭС » (ОКОР).
ОКОР предназначен для использования при принятии стратегических решений по
развитию ЕНЭС и для получения макроэкономических комплексных выводов о ее
функционировании за определенный интервал времени, независимо от того, каким
субъектам принадлежат отдельные элементы электрической сети.
19


Как инструмент, ОКОР используется:
для осуществления контроля изменения во времени состояния ЕНЭС, как системы
в целом;
для проведения стратегических исследований по следующим направлениям:
 пути развития ЕНЭС, как сложной системы;
 обоснование выбора новых технологий для ЕНЭС
 другие условия, влияющие на стратегию функционирования и развития ЕНЭС.
Применение ОКОР при осуществлении управления со стороны ОАО «ФСК ЕЭС»
функционированием и развитием ЕНЭС требует организации:

сбора необходимой информации (показателей) от всех владельцев магистральных
электрических сетей, входящих в ЕНЭС (или организаций, осуществляющих
эксплуатацию этих сетей);

работы по разработке утверждаемой Советом Директоров ОАО «ФСК ЕЭС»
Стратегии ЕНЭС, в составе которой проводится расчет также утверждаемого
показателя ОКОР;

анализа текущего функционирования ЕНЭС, базирующегося на расчете ОКОР, с
выявлением факторов, влияющих на отклонение текущего показателя ОКОР от
принятого при утверждении Стратегии развития ЕНЭС.
Оценка эффективности текущего функционирования ЕНЭС выполняется путем
сопоставления величины ОКОР, рассчитанной для разных отчетных периодов. Выбор
наиболее оптимальных путей развития ЕНЭС осуществляются путем сопоставления
значений ОКОР, рассчитываемых для различных вариантов (условий) ее развития. ОКОР
принципиально не предназначен для обоснования эффективности отдельных проектов
развития конкретных звеньев и элементов ЕНЭС, выбора видов и марок оборудования,
способов обслуживания и т.п., то есть для задач, традиционно решаемых при
проектировании электрических сетей и энергосистем.
Численное выражение ОКОР представляет собой в общем виде отношение
показателей, характеризующих
деятельность ЕНЭС - «Интегральный критерий
потребительских свойств ЕНЭС» (ИКПС) и затрат, произведенных для обеспечения этой
деятельности - «Интегральный критерий затрат ЕНЭС» (ИКЗ).
Каждый из критериев представляется суммой функциональных показателей,
приведенных в сопоставимые условия путем умножения на коэффициент нормализации
данного показателя. Число функциональных показателей при корректировке Стратегии
ЕНЭС может изменяться в зависимости от оценки значимости влияющих на ОКОР
факторов.
ОКОР рассчитывается как частное от деления указанных показателей:
ОКОР = ИКПС / ИКЗ
Интегральный критерий потребительских свойств (ИКПС) отражает уровень
соответствия результатов функционирования ЕНЭС требованиям, предъявляемым к ней
потребителями услуг ЕНЭС и другими заинтересованными сторонами.
ИКПС включает следующие функциональные показатели, которые отражают
состояние отдельных наиболее значимых свойств сети, характеризующих эффективность
ее функционирования и развития, в том числе: надежность ЕНЭС, ремонтопригодность
сетей, качество функционирования ЕНЭС, удовлетворенность спроса на услуги ЕНЭС.
20
Интегральный критерий затрат (ИКЗ) отражает уровень затрат, обеспечивающих
текущее функционирование ЕНЭС, а также инвестиционных
средств, которые
приходится нести организации, обеспечивающей функционирование и развитие ЕНЭС ОАО «ФСК ЕЭС» и других собственников сетевых активов ЕНЭС.
ИКЗ включает конкретные функциональные показатели, отражающие объем
затрат, направляемых на функционирование и развитие ЕНЭС, в том числе: стоимость
текущего обслуживания ЕНЭС, стоимость инвестиционного портфеля ЕНЭС.
Состав интегральных критериев и порядок принятия решений с использованием
ОКОР, а так же величина ОКОР, отражающая функционирование сети ОАО "ФСК ЕЭС",
как основы ЕНЭС, в разрезе магистральных электрических сетей – филиалов ОАО "ФСК
ЕЭС" (по основным показателям функционирования) представлены в приложении 3.
21
4. Развитие ЕНЭС России на период до 2013 года.
Главным условием обеспечения полноценных конкурентных взаимоотношений на
рынке электроэнергии со стороны электрических сетей является минимизация
технических ограничений, приводящих к снижению против возможных предлагаемых
продавцами или покупателями объемов покупки (продажи) электроэнергии или
вынужденной коррекции рыночной цены электроэнергии из-за ограничений на свободу
предложений.
Развитие электрической сети ЕЭС и ОЭС России напряжением 220 кВ и выше на
период до 2013 года разработано для повышенного и пониженного вариантов развития
электроэнергетики России с уровнями возможного спроса на электроэнергию по России в
целом, соответственно, 1109 млрд. кВт.ч и 1049 млрд. кВт.ч на уровне 2013 г.
В основу перспективного развития электрической сети переменного тока ЕЭС и
ОЭС России заложена шкала номинальных напряжений 110 – 220 – 500 – 1150 кВ,
принятая в большинстве регионов России. В Северо-Западном регионе, а также частично в
регионе Центра и на Северном Кавказе используется шкала номинальных напряжений 110
(150) – 330 – 750 кВ. Схема развивается таким образом, чтобы свести к минимуму число
дополнительных трансформаций 220/330, 330/500, 500/750 кВ в зонах совместного
действия этих классов напряжений.
В период до 2013 г. для повышенного варианта рекомендуется сооружение новых
электросетевых объектов напряжением 220 кВ и выше для1:

выдачи мощности АЭС, ТЭС и ГЭС: Кольской, Калининской, Волгодонской,
Балаковской АЭС, Белоярской АЭС-2, Псковской, Конаковской, Нижневартовской,
Пермской, Харанорской ГРЭС Березовской ГРЭС-1, Калининградской ТЭЦ-2,
Ульяновской ТЭЦ-2, Краснодарской ТЭЦ, Уфимской ТЭЦ-5, Тюменской ТЭЦ-1,
Красноярской ТЭЦ-3, Амурской ТЭЦ-1, Хабаровской ТЭЦ-3, Уссурийской ТЭЦ,
Ирганайской ГЭС, Зарамагской ГЭС, Богучанской ГЭС, Бурейской ГЭС, НижнеБурейской ГЭС, Чагоянской ГЭС, Усть-Среднеканской ГЭС.
Это потребует ввода 5580 км ВЛ, 4582 МВА трансформаторной мощности и
капиталовложений в размере 49 410 млн. руб., из них электросетевые объекты
напряжением 330 кВ и выше составят ВЛ – 3221 км, ПС – 4206 МВА, капитальные
вложения – 39 700 млн. руб.

надежного электроснабжения потребителей: ОЭС Северо-Запада, ОЭС Центра, ОЭС
Средней Волги, ОЭС Северного Кавказа (в т.ч. Чеченской республики), ОЭС Урала,
ОЭС Сибири, ОЭС Востока (в т.ч. Приморья), а также увеличения пропускной
способности межсистемных связей: ОЭС Сибири – ОЭС Урала, ОЭС Центра – ОЭС
Северного Кавказа, ОЭС Средней Волги – ОЭС Центра, ОЭС Урала – ОЭС Средней
Волги, Комиэнерго - Архэнерго, Колэнерго – Карелэнерго - Ленэнерго, Дагэнерго – с
центральной и западной частью ОЭС Северного Кавказа, Тюменьэнерго – Урал –
Центр, Новосибирскэнерго – Омскэнерго, Бурятэнерго – Читаэнерго,
Хабаровскэнерго – Дальэнерго.
Для этого необходим ввод ВЛ протяженностью 21562 км, в том числе 10380 км ВЛ
330 кВ и выше, трансформаторов мощностью 44258 МВА, в том числе 20129 МВА
на ПС напряжением 330 кВ и выше, что потребует капиталовложений в
размере 179 936 млн. руб., в том числе на электросетевые объекты напряжением
330 кВ и выше 106 600 млн. руб.

расширение экспортных возможностей в Финляндию, Азербайджан, Китай.
Это потребует ввода 385 км воздушных линий, 626 МВА трансформаторной
мощности и капиталовложений в размере 5620 млн. руб. в том числе для
электрических сетей напряжением 330 кВ и выше соответственно 355 км ВЛ, 626
МВА и 5 400 млн. руб.

обеспечение надежного электроснабжения Калининградской области в условиях
вывода из эксплуатации энергоблоков Игналинской АЭС.
1
капиталовложения в сооружение электросетевых объектов приведены в текущих ценах.
22
Это потребует ввода 1501 МВА трансформаторной мощности (501 МВА в ОРУ
Смоленской АЭС и 1000 МВА на ПС 750 кВ Белорусская) и капиталовложений в
размере 675 млн. руб. (учтено в инвестициях для обеспечения надежного
электроснабжения потребителей).
В период до 2013 г. при наличии проектной документации предполагается
провести реконструкцию и техническое перевооружение электросетевых объектов 220 кВ
и выше 5675 км ВЛ, заменить автотрансформаторы суммарной мощностью 60256 МВА,
что потребует капиталовложений в размере 103 200 млн. руб., в том числе на
электросетевых объектах напряжением 330 кВ и выше намечается заменить 1072 км ВЛ,
32967 МВА трансформаторной мощности, для чего необходимо 72 000 млн. руб.
Всего за период 2004-2013 гг. намечается ввод ВЛ 330 кВ и выше протяженностью
15028 км, трансформаторной мощности 59429 МВА (включая работы по реконструкции и
техническому перевооружению). Такой объем электросетевого строительства потребует
223 700 млн. руб.
За тот же период вводы электросетевых объектов напряжением 220 кВ намечается в
следующих объемах ВЛ - 18174 км, трансформаторная мощность 51794 МВА (включая
работы по реконструкции и техническому перевооружению). Потребность в капитальных
вложениях составит около 114 500 млн. руб.
Суммарно в повышенном варианте развития электроэнергетики ввод воздушных
линий напряжением 220 кВ и выше за период 2004-2013 гг. намечается протяженностью
33 202 км, трансформаторной мощности 109722 МВА. Такой объем электросетевого
строительства потребует 338 200 млн. руб.
Анализ балансов мощности и электроэнергии крупных энергетических узлов для
пониженного варианта развития электроэнергетики России показал, что в период до 2013
г. новое строительство электросетевых объектов напряжением 330 кВ и выше потребуется
в меньшем объеме, чем в повышенном варианте. В пониженном варианте за период 20042013 гг. намечается ввод 10778 км ВЛ и 54927 МВА трансформаторной мощности
напряжением 330 кВ и выше (ниже максимального варианта на 20 % и 8 %
соответственно), что потребует капиталовложений в размере 137 800 млн. руб.
Вводы электросетевых объектов напряжением 220 кВ и объемы реконструкции и
технического перевооружения электрических сетей напряжением 220 кВ и выше
практически не зависят от вариантов развития электроэнергетики России и для
пониженного варианта могут быть приняты на уровне повышенного варианта.
Всего в пониженном варианте за период 2004-2013 гг. намечается ввод 30024 км
ВЛ и 106721 МВА трансформаторной мощности напряжением 220 кВ и выше. Реализация
этого варианта развития электроэнергетики потребует капиталовложений в
электросетевое строительство в размере 324 260 млн. руб.
Подробная информация по рекомендуемым к сооружению в период 2004-2013 гг.
электросетевым объектам напряжением 220 кВ и выше, включая объекты, вошедшие в
"Инвестиционную программу ОАО "ФСК ЕЭС" на 2004 год", приведена в Приложении 4.
Объемы вводов электросетевых объектов ЕНЭС на десятилетний период и
необходимые для этого капиталовложения носят предварительный характер и будут
уточнены в "Схеме развития Единой национальной электрической сети ЕЭС России
напряжением 220 кВ и выше на период 2004-2013 гг.", в ходе разработки которой будут
проведены системные исследования, обосновывающие рациональное развитие ЕНЭС, а
также анализ режимов ее работы в новых условиях, удовлетворяющих критериям
экономичности и надежности электроснабжения потребителей.
Рекомендации по развитию электрических сетей использованы при формировании
среднесрочной "Инвестиционной программы ОАО "ФСК ЕЭС" на 2004 – 2006 гг.
В соответствии с проектом инвестиционной программы на 2004 год за счет всех
источников финансирования, включая заемные средства, намеченный объем инвестиций
составляет 24 127 млн. руб., в том числе на техническое перевооружение и
реконструкцию электросетевых объектов 5 350 млн. руб.
23
5. Новая техника и технологии, обеспечивающие
функционирование и развитие ЕНЭС.
Развитие мировой электроэнергетики на современном этапе характеризуется
ростом генерирующих мощностей, увеличением плотности потоков мощности по линиям
электропередачи и усложнением структуры энергосистем. Следствием этого являются
новые требования к устройствам и системам, обеспечивающим повышение пределов
передаваемых мощностей, повышение статической и динамической устойчивости ЭЭС,
демпфирование качаний мощности, поддержание напряжения и перераспределение
потоков мощности в электрических сетях. Развитие, реконструкция и техническое
перевооружение электрических сетей необходимо проводить с учетом этих требований и
базироваться на применении новых электросетевых технологий и современного
оборудования. Решение этих задач требует, в свою очередь, пересмотра технических
требований на основное оборудование подстанций (выключатели, разъединители,
реакторы, силовые трансформаторы и др.) и линий электропередач и обеспечения
готовности производства к выпуску новой техники, освоение новой техники и технологий
в условиях эксплуатации как на объектах техперевооружения, так и нового строительства.
5.1. Новые электросетевые технологии.
5.1.1. Гибкие (управляемые) системы передачи электроэнергии.
Одним из эффективных способов решения проблем, возникающих при развитии и
реконструкции системообразующей сети, является применение гибких линий
электропередачи, создаваемых на базе преобразовательной техники нового поколения, а
также
электромашиновентильных
систем
(асинхронизированных
машин)
с
использованием
микропроцессорных
систем
автоматического
управления
и
регулирования.
К гибким (управляемым) системам передачи, относятся не только электропередачи
переменного тока с устройствами силовой электроники, но и вставки и линии
электропередачи постоянного тока (FACTS).
К электромашинным устройствам FACTS относятся асинхронизированные машины:
генераторы и компенсаторы реактивной мощности, которые благодаря наличию
двухфазной обмотки на роторе и соответствующей системы регулирования обеспечивают
векторное регулирование в энергосистемах. Две асинхронизированные машины,
расположенные на одном валу, обеспечивают асинхронную связь двух энергосистем
(аналог вставки постоянного тока).
Широкомасштабное применение подобных технологий и построение сети с
использованием устройств FACTS обеспечит:

повышение пределов устойчивости вплоть до пределов ограниченных нагревом
проводов;

оптимальное потокораспределение между линиями различного класса напряжения;

демпфирование колебаний активной и реактивной мощности;

регулирование напряжения (реактивной мощности) в сетях в широких пределах.
В нашей стране создан научный задел по разработке и созданию статических
устройств FACTS, созданы и испытываются макетные образцы отдельных типов
устройств.
За рубежом созданы и внедрены опытные и опытно-промышленные типы различных
статических устройств FACTS.
В области асинхронизированных машин в нашей стране разработаны, созданы и
внедрены в эксплуатацию асинхронизированные турбогенераторы, не имеющие мировых
аналогов, подготовлено производство асинхронизированных машин для описанных выше
24
задач. За рубежом нашли широкое применение асинхронизированные гидрогенераторы
для ГАЭС и асинхронизированные компенсаторы.
Для широкомасштабного применения технологий FACTS и создания гибких систем
необходимо:

разработать полномасштабную программу создания и внедрения оборудования
технологии FACTS;

выполнить ТЭО применения технологии FACTS для ряда объектов;

разработать спецификацию и изготовление необходимого оборудования на основе
современной силовой электроники;

обеспечить внедрение опытных образцов.
При этом актуальным является создание гибких электропередач на следующих
направлениях: ОЭС Сибири – ОЭС Востока, Тюмень – Урал, Ленэнерго – Карелия - Кола,
ОЭС Сибири – Европейская часть ОЭС, ОЭС Центра – ОЭС Северного Кавказа, ОЭС
Северного Кавказа – ОЭС Закавказья (Грузия, Азербайджан), глубокая модернизация
преобразовательного комплекса на ПС «Выборгская» с использованием СТАТКОМ, при
проектировании и строительстве глубоких вводов высокого напряжения в центры
нагрузок.
Для внедрения современной технологии гибких электропередач FACTS
необходимо создание и освоение опытно-промышленных современных образцов новой
техники. В первую очередь необходимо создание статических тиристорных
компенсаторов, управляемых шунтирующих реакторов и систем их управления на базе
микропроцессорной техники.
Первоочередной задачей должно быть осуществление в течение ближайших 3-4 лет
ряда пилотных проектов, в качестве которых по результатам
предварительных
исследований могут быть использованы:

СТАТКОМ на одной из подстанций ОАО "ФСК ЕЭС" (например, ПС «Выборгская»).

Управляемая установка продольной компенсации (например, на межсистемной связи
330/220/110 кВ Ленэнерго-Карелия-Кола).

Преобразователь частоты для связи по сетям 220 кВ ОЭС Дальнего Востока и ОЭС
Сибири и др. (например, ПС «Могоча»).

Управляемые шунтирующие реакторы (на ПС-500 кВ линейные – ЛУШР –
«Барабинская», «Фроловская», «Хабаровская»; шинные – УШР – «Новоанжерская»,
«Таврическая», «Новониколаевская»; на ПС-110 кВ «Жирекен» – УШР).
Программа «Создание в единой энергосистеме (ЕЭС) России гибких (управляемых)
систем электропередачи переменного тока и устройств регулирования напряжения»
представлена в Приложении 5.
5.1.2. Использование явления сверхпроводимости в электроэнергетике.
Достижения последних лет фундаментальной науки в области явления
"высокотемпературной" сверхпроводимости (ВТСП) позволяют надеяться на то, что в
ближайшем будущем может быть начато внедрение устройств и оборудования,
использующих это явление в практике электрических сетей. Рядом ведущих зарубежных
фирм (АВВ, Сименс, Альстом и др.) с участием ряда энергокомпаний такая работа уже
проводится, начата работа по созданию и внедрению макетных и опытных образцов.
25
В первую очередь необходимо отметить следующие направления использования
«высокотемпературной» сверхпроводимости:

сверхпроводящие ограничители тока (СОТ), способствующие снижению запасов
прочности всего электрооборудования по токам КЗ и повышению надежности
энергоснабжения потребителей;

силовые кабели;

трансформаторы;

синхронные (вращающиеся) компенсаторы.
Эффективность использования в схемах подстанций СОТ определяется
уникальными физическими свойствами сверхпроводниковых материалов, которые дают
возможность создать токоограничивающие устройства с нелинейной вольт-амперной
характеристикой. Такие токоограничивающие устройства в нормальном режиме работы
сети имеют малое сопротивление, соответственно малые потери как активной, так и
реактивной мощности и малое падение напряжения, а в режимах короткого замыкания
(КЗ) имеют большое индуктивное сопротивление, обеспечивающее ограничение тока КЗ
до требуемых величин.
Важнейшим элементом, входящим в комплекс энергетического оборудования,
связанного со сверхпроводящей (СП) линией электропередачи или другими СП
устройствами, является силовой трансформатор. Главной целью разработки силовых СП
трансформаторов является устранение с помощью явления сверхпроводимости
недостатков, присущих обычным трансформаторам традиционного исполнения.
Определенный интерес при этом представляет создание силового трансформатора со
сверхпроводящей и обычной обмотками для обеспечения тепловой изоляции между
обычным электротехническим оборудованием, работающим при нормальной температуре,
и сверхпроводящими устройствами, что обеспечивает минимум теплопритоков и тем
самым повышает к.п.д. сверхпроводящей системы.
ВТСП трансформаторы разрабатывают специалисты США, Японии, Франции,
Германии и др. промышленно развитых стран. Так, в 1997 г. фирмой АВВ был создан и
включен в энергосистему г. Женевы (Швейцария) трехфазный трансформатор с ВТСП
обмотками мощностью 630 кВА, напряжением 18720/420 В.
Весьма перспективным является создание высоковольтных кабелей на основе
явления ВТСП для вводов мощностей в крупные города, при передаче больших потоков
мощностей и ограниченных территориях.
Должна быть разработана полномасштабная программа по созданию и
применению в сетях ЕНЭС устройств и оборудования на основе явления ВТСП. На
первом и втором этапах должны быть проведены совместно с Минатомом и
Минпромнауки полномасштабные НИОКР по разработке, созданию и испытанию
макетных опытных и опытно-промышленных образцов оборудования на основе явления
ВТСП, а на третьем этапе – начато их освоение в эксплуатации.
Программа по использованию сверхпроводниковых технологий в сетях ОАО "ФСК
ЕЭС" представлена в Приложении 6.
5.1.3. Накопители электрической энергии.
Накопители электрической энергии (НЭЭ) – устройства, предназначенные для
частичного или полного разделения во времени процессов выработки и потребления
электроэнергии.
В накопителях энергии осуществляется аккумулирование энергии, получаемой из
энергосистемы, ее хранение и выдача при необходимости обратно в систему. Накопители
позволяют частично или полностью решить следующие задачи:

выравнивание графиков нагрузки энергосистем;

повышение пропускной способности межсистемных связей;
26




стабилизация частоты и напряжения, повышение качества электроэнергии;
принудительное распределение мощности по сети;
улучшение статической и динамической устойчивости энергосистем;
повышение надежности работы энергосистем.
Основные типы накопителей энергии:
 сверхпроводящие индуктивные накопители энергии (СПИН),
 емкостные накопители (конденсаторные батареи),
 электромеханические на основе асинхронизированных машин с маховиками на
валу,
 гидроаккумулирующие.
Наиболее перспективным из них является СПИН, создаваемый с использованием
явления низко и высокотемпературной сверхпроводимости. По существу своих
функциональных
возможностей
сверхпроводниковый
накопитель
является
противоаварийным силовым элементом, локальным регулятором активно - реактивной
мощности, действия которого адаптивны к меняющимся режимам энергосистемы.
В настоящее время наибольшее практическое применение за рубежом в
электроэнергетике нашли сверхпроводниковые индуктивные накопители энергоемкостью
(6 105) Дж, получившие в технической литературе общее название микро-СПИН. В связи
с небольшой величиной запасаемой энергии основной областью их применения является
повышение качества напряжения, хотя в ряде ситуаций они используются и как
регулируемые источники активной мощности. Основным преимуществом микро-СПИН
по сравнению с традиционными регуляторами реактивной мощности является их высокое
быстродействие, позволяющее при провалах напряжения в сети обеспечить устойчивость
синхронной и асинхронной нагрузки потребителей. Микро-СПИН работают на ряде
предприятий США, Европы и Южной Африки.
Среди важнейших достоинств СПИН:
2. Высокий КПД схем преобразования - до 95-98%.
3. Компактность, связанная с высокой плотностью запасаемой энергии (до 108
Дж/м3). Удельная энергоемкость увеличивается с ростом абсолютного значения
запасаемой энергии, что определяет снижение удельных затрат при увеличении
масштаба системы.
4. Отсутствие физических ограничений на значение мощности СПИН, поскольку
энергия запасается в них в электромагнитной форме.
5. Широкий диапазон изменения времени рабочего цикла (от 104 до 10-3 с) и высокое
быстродействие (переключение режимов заряда – разряда энергии может быть
осуществлено за 0,01 с (1/2 периода тока промышленной частоты). Исключительно
«тонкое» реагирование на изменение графика нагрузки.
6. Незначительное экологическое влияние (отсутствие шумов и вредных выбросов),
упрощающее проблему выбора места расположения.
Электромеханические накопители на основе асинхронизированных машин
обладают существенно меньшей энергоемкостью (6 105 Дж) и сравнительно низкой
стоимостью.
Отечественная электропромышленность практически готова к выпуску подобного
рода агрегатов мощностью до 500 МВА.
За рубежом фирмой Тошиба было в 1998 г. создано и внедрено в энергосистеме о.
Окинава (Япония) подобного рода устройство мощностью 60 МВА.

Представляется необходимым:
на первом и втором этапах развернуть работы по выбору пилотных проектов с
НЭЭ различного типа, создать и испытать макетные образцы;
27

на третьем этапе начать их опытную и опытно-промышленную эксплуатацию.
5.2. Новая техника.
Краткая оценка зарубежного опыта.
Анализ оборудования и технологий применяемых в зарубежных странах при
реконструкции и перевооружении электросетевого хозяйства позволяет сделать
следующие выводы:
В части подстанционного оборудования преобладают следующие технологические
решения:





Подстанции
напряжением
220
кВ
и
выше
сооружаются
полностью
автоматизированными, с дистанционным управлением коммутационными аппаратами,
позволяющими осуществлять коммутации из центра управления.
Эксплуатируются силовые трансформаторы, обладающие повышенной стойкостью к
токам короткого замыкания, современными
устройствами пожаротушения и
современными надёжными вводами, в том числе с твёрдой изоляцией. Применяются
измерительные трансформаторы тока и напряжения, имеющие повышенный класс
точности, порядка 0,2. Внедрены в эксплуатацию оптоволоконные трансформаторы
тока. В сетях 220 кВ и выше применяются емкостные трансформаторы напряжения,
что исключает возможность появления феррорезонансных явлений.
Доля элегазовых выключателей составляет 56% от общего количества установленных
выключателей, причём, среди выключателей, установленных за последние 10 лет, доля
элегазовых выключателей составляет 93%. В Российской Федерации элегазовые
выключатели составляют 3% от общего числа установленных выключателей.
Применяются надёжные разъединители как полупантографного и пантографного типа,
так и горизонтально-поворотного типа, в которых используются подшипниковые
устройства, не требующие обслуживания в течение всего срока службы. Защита от
перенапряжений обеспечивается ограничителями перенапряжений (ОПН) с
повышенной пропускной способностью и энергоёмкостью, выполненные на
нестареющих варисторах.
Широко используются элегазовые комплектные распределительные устройства
(КРУЭ). Высокая стоимость КРУЭ во многих случаях затрудняет их применение. В
связи с этим за рубежом начат выпуск элегазовых аппаратных комплексов. Один
комплекс может включать до шести аппаратов: выключатель, два разъединителя,
заземлитель, датчики тока и напряжения.
В части оборудования воздушных линий:




Линии электропередачи сверхвысокого напряжения (345, 550, 765 кВ), и
ультравысокого напряжения сооружаются двухцепными с применением высоких
стальных опор башенного типа высотой 60  80 м из стальных труб.
На новых ВЛ всех классов напряжения практически во всех странах мира широко
применяются полимерные длинностержневые изоляторы, внутрифазовые распоркидемпферы, междуфазовые изолирующие распорки. При этом масштабы применения
полимерных изоляторов на ВЛ неуклонно возрастают.
В качестве грозозащитных тросов широко используются провода типа «алюмовелд» и
провода из высокопрочных алюминиевых сплавов.
В странах Европы и Северной Америки находят всё большее применение
термостойкие сталеалюминиевые провода, способные работать при температуре 200 –
240С. Применение этих проводов позволяет передавать значительно большую
мощность как по вновь строящимся, так и по эксплуатируемым ВЛ.
28
Основываясь на опыте передовых зарубежных стран, возможности отечественной
промышленности и строительных организаций, при модернизации и перевооружении
энергетических объектов сетевых компаний, должно отдаваться предпочтение
использованию следующих видов новой техники:
В части подстанционного оборудования:
Трансформаторное оборудование







Силовые трансформаторы и автотрансформаторы с автоматическим регулированием
напряжения, должны быть оснащены современными надежными вводами и
устройствами РПН повышенной надежности, необходимой динамической стойкости и
низкими потерями.
Должны применяться трехфазные двухобмоточные автотрансформаторы напряжением
330-500 кВ, что позволит значительно снизить капитальные затраты.
На подстанциях 220 кВ с установленной мощностью автотрансформаторов 63 и 125 МВА,
где нет необходимости энергоснабжения потребителей на напряжении 6, 10 кВ, должны
применяться автотрансформаторы с обмоткой НН напряжением 0,4 кВ.
Должны применяться элегазовые трансформаторы тока напряжением 110 кВ и выше с
требуемым классом точности (в т.ч. 0,2 и 0,2s), обеспечивающие повышенную
надежность и пожаробезопасность.
Оптоэлектронные трансформаторы тока.
Емкостные трансформаторы напряжения класса точности 0,2.
Антирезонансные электромагнитные трансформаторы напряжения, позволяющие
предотвратить возникновение явления феррорезонансных перенапряжений на
подстанциях.
Коммутационное оборудование







Колонковые элегазовые выключатели взамен воздушных и масляных выключателей.
Баковые элегазовые выключатели, имеющие встроенные трансформаторы тока
взамен баковых масляных выключателей.
В качестве опорных изоляторов для колонковых и баковых выключателей должны
применяться полимерные изоляторы, что позволит улучшить характеристики
выключателей, снизить вес, обеспечить устойчивость к загрязнению и актам
вандализма.
Элегазовые выключатели напряжением 500, 750 и 1150 кВ с большим коммутационным
ресурсом для коммутации шунтирующих реакторов.
На напряжение 110-220 кВ разъединители серии РГ (производитель ОАО "ЗЭТО") и
разъединители типа SGF (производитель АББ УЭТМ) с электродвигательными
приводами, что значительно повысит возможность автоматизации этих подстанций.
На напряжение 330-750 кВ полупантографные разъединители серии РПГ,
разработанные на современном техническом уровне и не требующие капитального
ремонта в течение всего срока службы.
Разъединители пантографного типа.
Комплектные распределительные устройства

Элегазовые трехполюсные комплектные распределительные устройства (КРУЭ)
110-750 кВ.
Рекомендуется расширение районов применения КРУЭ в экономически
обоснованных случаях, в первую очередь вблизи городов, а также в районах с высокой
29
плотностью застройки, с суровыми климатическими
сейсмичностью и в труднодоступных районах.
условиями,
с
высокой
Защитные аппараты
Обеспечение надежности работы изоляции электрических сетей должно быть
достигнуто за счет совершенствования системы защиты от грозовых и коммутационных
перенапряжений на основе широкого внедрения ОПН. Целесообразно применение ОПН с
повышенной пропускной способностью и энергоемкостью, изготовленных на основе
«нестарящихся» варисторов (не изменяющих свои характеристики в процессе
эксплуатации) большого диаметра (одноколонковой конструкции).
Устройства регулирования напряжения (реактивной мощности) и повышения пропускной
способности линий электропередачи
 Управляемые шунтирующие реакторы (УШР)
УШР с подмагничиванием напряжением 110-500 кВ предназначены для плавного
регулирования реактивной мощности и напряжения вплоть до натуральной мощности
линии электропередачи. Зарубежные аналоги отсутствуют.
Отечественной промышленностью освоено производство УШР напряжением 110-220
кВ, разрабатываются УШР напряжением 500 кВ.
Проходят опытно-промышленную и промышленную эксплуатацию УШР
напряжением 110 кВ (ПС «Кудишкар») и УШР 220 кВ (ПС «Чита»).
 Вакуумные реакторные группы (ВРГ)
Для целей нормализации уровней напряжения в электрических сетях могут быть
применены вакуумные реакторные группы.
ВРГ представляют собой коммутируемые посредством вакуумных выключателей
«сухие» шунтирующие реакторы, подключаемые к обмоткам НН автотрансформаторов
подстанции.
Автоматическим изменением количества включаемых реакторных групп
обеспечивается регулирование напряжения и реактивной мощности.
Отечественной промышленностью освоено производство ВРГ, подобная техника
используется так же зарубежными фирмами.
ВРГ так же, как УШР используются для регулирования напряжения вплоть до
натуральной мощности линии электропередачи. Имеется опыт применения ВРГ на
подстанции 330 кВ (ПС «Новосокольники») и на ПС-500 кВ (ПС «Луч»).
 Статические тиристорные компенсаторы (СТК)
СТК содержит управляемые тиристорно-реакторные группы (ТРГ), подключаемые
к обмоткам НН автотрансформаторов подстанции, фильтры для устранения высших
гармоник тока и напряжения (при необходимости), конденсаторные установки для выдачи
реактивной мощности, устройства (регулятор) для управления режимами работы СТК.
СТК является быстродействующим устройством регулирования реактивной
мощности как выше, так и ниже натуральной мощности, а также способствует
повышению пределов устойчивости и обеспечивает погасание дуги в паузе ОАПВ.
Отечественной промышленностью освоено производство оборудования для СТК.
За рубежом СТК находят широкое применение.
На сегодняшний день основная стратегия по применению СТК заключается в
замене синхронных компенсаторов на СТК, что является также мировой тенденцией.
Первый пилотный проект такой замены СК на СТК 100 МВА выполняется для ПС-500 кВ
30
«Ново-Анжерская» с внедрением в 2003 г. Должны быть так же выполнены и реализованы
пилотные проекты замены СК 50 МВА и 160 МВА на СТК.
По мере освоения промышленностью синхронных компенсаторов типа СТАТКОМ
последние пойдут на замену СТК (см. раздел 5.1.1).
По мере освоения промышленностью производства линейных шунтирующих
реакторов (ЛУШР) представляется целесообразным поэтапная замена стандартных ШР на
ЛУШР, которые в сочетании с СТК (или СТАТКОМ), установленных на шинах
подстанции, позволят обеспечить повышение управляемости электрических сетей,
пропускной способности линий электропередачи и регулирования напряжения.
Прочее оборудование подстанций







Элегазовые токопроводы высокого и сверхвысокого напряжения.
Силовые конденсаторы.
Конденсаторные батареи и устройства управляемой продольной компенсации (см. раздел
«Гибкие (управляемые) системы передачи электроэнергии»).
Необслуживаемые аккумуляторные батареи со сроком службы не менее 15 - 18 лет.
Системы релейной защиты и автоматики (РЗА) на основе современных
микропроцессорных устройств.
Цифровые средства и системы связи и передачи данных.
Современное газотехнологическое оборудование необходимое для повышения
качества и культуры эксплуатации при внедрении элегазового оборудования, для
обеспечения безопасности и современных экологических требований.
В части оборудования воздушных линий электропередачи:
Опоры и фундаменты







На магистральных ВЛ высокие стальные опоры башенного типа, в том числе
двухцепные, для улучшения экологической обстановки вблизи ВЛ и сокращения
ширины полосы, занимаемой трассой ВЛ.
Конструкции опор оптимальных геометрических размеров, разрабатываемые для
конкретных ВЛ.
Марки сталей повышенной прочности и коррозионной стойкости для изготовления
опор. Более широкое применение низколегированной стали для опор обеспечит их
применение в районах с холодным климатом и позволит получить необходимую
надёжность опор без увеличения расхода металла. Применение коррозионно-стойких
сталей дает возможность отказаться от антикоррозионных покрытий элементов
конструкций на заводах-изготовителях, при строительстве и в процессе эксплуатации,
обеспечивая в то же время их достаточную надёжность.
Промежуточные и анкерно-угловые опоры для ВЛ 35-500 кВ на основе стальных
многогранных конических полых стоек.
Конструкции фундаментов опор, разработанные для условий неразрушающих
структур грунтов - винтовые сваи, анкера.
Монолитные фундаменты опор.
Малозаглубленные монолитные железобетонные фундаменты, особенно в грунтах с
малой несущей способностью.
31
Провода и грозозащитные тросы

Сталеалюминиевые провода со стальным сердечником, заполненным смазкой (марка
АСКС).
Провода марки АСКС (межпроволочное пространство стального сердечника
заполнено смазкой) применяются в районах с загрязненной атмосферой. Целесообразно
расширить область применения этих проводов.
 Высокотемпературные сталеалюминиевые провода.
 Провода с проволоками типа «алюмовелд» или из нержавеющей азотосодержащей
стали в качестве грозозащитных тросов.
Грозозащитные тросы по ГОСТ 3062-80, 3063-80 и 3064-80 имеют значительно
меньший срок службы по сравнению с проводами и опорами ВЛ. Грозозащитные тросы из
проволоки типа "алюмовелд" обладают лучшей проводимостью по сравнению со
стальными, повышенной коррозионной стойкостью, механические же характеристики их
находятся на уровне стальных тросов. Они обладают высокой стойкостью к усталостным
напряжениям, возникающим на ВЛ при вибрации. Применение проводов из проволоки
типа "алюмовелд" значительно повысит срок службы грозозащитных тросов.
Провода из проволоки типа "алюмовелд" могут применяться для изготовления
оттяжек опор.
 Тросы со встроенными оптиковолоконными кабелями для организации по ним
современных каналов связи.
Изоляторы



Стеклянные изоляторы со сниженным уровнем радиопомех с уплотнениями из
кремнийорганической резины.
Длинностержневые фарфоровые изоляторы с уровнем отбраковки 10-7.
Полимерные подвесные изоляторы нового поколения. Полимерные изоляторы по
сравнению со стеклянными изоляторами имеют более высокие разрядные
характеристики, более высокую стойкость к загрязнению, устойчивость к ударам и
расстрелам, что обеспечивает их высокую надежность по отношению к стеклянным
изоляторам, масса их в 8 – 10 раз меньше массы гирлянд из стеклянных изоляторов.
Линейная арматура






Линейная арматура повышенной износостойкости и прочности;
Эффективные внутрифазовые распорки-демпферы с резинометаллическими
шарнирами на ВЛ с расщепленными проводами.
Междуфазовые изолирующие распорки. Распорки применяются для предотвращения
междуфазовых перекрытий, схлестывания проводов при интенсивной пляске и при
несинхронных качаниях проводов под действием порывистых ветров.
Расстраивающие маятники для ограничения колебаний проводов при пляске на ВЛ в
районах с частой пляской проводов.
Грузы-ограничители закручивания проводов и снегоотталкивающие кольца для
защиты проводов от налипания мокрого снега.
Многорезонансные гасители вибрации, предназначены для эффективного ограничения
вибрации фазных проводов и грозозащитных тросов.
Подвесные нелинейные ограничители перенапряжения (ОПН)

Подвесные ОПН для повышения грозоупорности ВЛ 220 кВ и выше. ОПН могут быть
использованы как дополнительно к тросовой защите для повышения грозоупорности
ВЛ, так и вместо грозозащитных тросов на бестросовых участках ВЛ.
Важнейшие направления деятельности компании по созданию и внедрению новой
техники и новых технологий является организация инжиниринга по реализации и
сопровождению пилотных проектов.
32
6. Совершенствование эксплуатации электрических сетей.
6.1. Основные направления совершенствования эксплуатации.
Совершенствование эксплуатации электрических сетей должно обеспечить
повышение надежности функционирования ЕНЭС и снижение текущих затрат на
поддержание в работоспособном состоянии основных элементов ЕНЭС.
Решение этих задач базируется на организации:








внедрения прогрессивных форм организации и
управления техническим
обслуживанием и ремонтом;
внедрения современных систем мониторинга и диагностики состояния
оборудования подстанций и линий электропередачи;
минимизация потерь электроэнергии при ее передаче (схемно-режимные
мероприятия) и оптимизация режимов потребления электроэнергии на собственные
нужды.
внедрения передовых методов работ на электроустановках и оборудовании
комплексной механизации, прогрессивных технологий;
внедрения специализации проводимых ремонтных работ;
обеспечения эффективного контроля качества выполняемых работ по ремонту и
состоянию оборудования после ремонта;
своевременного обеспечения ремонтных работ материалами, запчастями и
комплектующим оборудованием;
анализа параметров и показателей технического состояния оборудования до и
после ремонта по результатам испытаний.
Наиболее существенное повышение эффективности эксплуатации электрических
сетей может быть обеспечено по следующим направлениям:
6.1.1. Переход к ремонтам на основе оценки технического состояния с внедрением
надежных методов и средств диагностики текущего технического состояния
оборудования электрических сетей с использованием дистанционного контроля и
испытаний без вывода оборудования из работы.
6.1.2. Механизация выполнения работ на линиях электропередачи и подстанциях,
первую очередь наиболее трудоемких видов работ, основные из которых:







в
расчистка трасс ВЛ и территорий подстанций от древесно-кустарниковой и травяной
растительности;
ремонт и замена провода (троса);
замена дефектных изоляторов и элементов арматуры;
окраска металлоконструкций опор и порталов распределительных устройств
подстанций, металлических элементов железобетонных опор;
замена деревянных опор и их деталей;
ремонт заземлений опор;
демонтаж и монтаж высоковольтного оборудования и его элементов при ремонте,
техперевооружении и реконструкции подстанций, в особенности, когда эти работы
выполняются в стесненных условиях эксплуатируемых электроустановок.
Наиболее эффективными путями механизации работ непосредственно на линиях
является применение многооперационных машин для выполнения комплексов работ:
33


многоцелевых универсальных машин для линий различных классов напряжения,
оснащенных необходимыми механизмами, приспособлениями и инструментом с
гидравлическим и пневматическим приводом, стационарно установленных на шасси
автомобилей повышенной проходимости;
механизмов и приспособлений, используемых совместно с базовыми машинами по
мере необходимости, т.е. систем базовая машина – комплекс навесных устройств.
6.1.3. Ремонт воздушных линий электропередачи под напряжением (без отключения).
Высокие требования к надежности магистральных и межсистемных линий
электропередачи 330-750 кВ, трудности их отключения для ремонтов и экономические
соображения определяют необходимость проведения ремонтов без отключения – под
напряжением, в том числе с касанием провода.
Широкое внедрение работ под напряжением обеспечивает:
 более надежное электроснабжение потребителей: отключение линий для ремонта
снижает надежность схем питания, может привести к дефициту мощности, а
отключение межсистемных связей – к снижению устойчивости работы энергосистем;
 сохранение оптимальных режимов работы энергосистем и обеспечение экономичных
режимов работы электростанций;
 повышение надежности работы ВЛ за счет своевременного устранения дефектов
независимо от возможностей предоставления отключений для ремонтов;
 снижение затрат времени на выполнение ремонтов ВЛ за счет исключения
согласований заявок на отключение линии, операций по отключению и заземлению.
Проведение работ под напряжением предусматривает полное оснащение бригад
комплектом необходимых приспособлений, устройств, инструмента и средств
безопасности, повышает степень укомплектованности техническими средствами
персонала.
6.1.4. Оптимизация аварийного резерва оборудования и элементов ВЛ.
Оптимизация состава и количества аварийного резерва должна учитывать многие
факторы, в частности:
 выявление районов с часто повторяющимися авариями;
 спецификация необходимого оборудования, включая модули быстромонтируемых
опор для повышения оперативности ликвидации аварий, связанных с падением опор;
 порядок создания региональных баз и управления ими;
 обеспечение восстановления резерва взамен израсходованного.
С учетом новой структуры электросетей и самостоятельности в управлении
сетевым хозяйством в новых рыночных условиях, требует разработки нормативная база
создания и размещения этого запаса.
Средства для создания и поддержания на уровне норматива аварийного запаса
должны включаться в тариф на передачу электроэнергии.
6.1.5. Улучшение противопожарного состояния линий электропередачи и подстанций.
В целях повышения пожарной безопасности линий электропередачи,
электротехнического оборудования и подстанций в целом, сокращения объемов
повреждений в случае возникновения пожаров необходимо:

Разработать и применять нормативные требования к степени огнестойкости
вспомогательных цепей КРУ, используя эти требования при разработке новых
конструкций КРУ.

Отказаться от использования АВР секционного выключателя при возникновении
коротких замыканий на секциях 6-10 кВ КРУ.
34







Обеспечить внедрение дуговой защиты на действующих подстанциях, не
подлежащих реконструкции.
Применять конструкции КРУ наружной установки с учетом рекомендаций по
ограничению возможности их использования.
Обеспечить постоянный контроль изоляции электрооборудования под рабочим
напряжением.
Обеспечить защиту кабелей от воздействия пожаров в РУ 6-10 кВ и ОРУ высокого
напряжения.
Обеспечить пожарную сигнализацию на подстанциях, эксплуатирующихся без
постоянного дежурного персонала.
Обеспечить широкое использование химических методов при расчистке трасс ВЛ и
территорий подстанций от древесно-кустарниковой растительности.
Обеспечить применение на кабельных трассах и в кабельных каналах конструкций,
покрываемых огнезащитными составами, тугоплавких сшитых полимеров и
термоусаживающих материалов.
6.2. Основные направления технического перевооружения сетевых объектов.
Работы по реконструкции и техническому перевооружению электрических сетей
направлены на повышение уровня и культуры эксплуатации
объектов ЕНЭС
предусматривают следующий комплекс мер:

замену малонадежного, устаревшего и неэкономичного оборудования, состояние
которого не соответствует современным техническим требованиям, условиям
эксплуатации и режимам работы сетей;

совершенствование схем сети, повышение надежности электроустановок
электрических сетей и электроснабжения потребителей, повышение пропускной
способности;

внедрение технических средств и мероприятий по снижению технологического
расхода электроэнергии на ее передачу и распределение;

улучшение условий и повышение безопасности труда персонала;

улучшение экологического состояния окружающей среды;

комплексную механизацию работ по ремонту и техническому обслуживанию сетей;

внедрение средств и систем технической диагностики оборудования подстанций и
линий электропередачи с целью проведение ремонтов по результатам оценки
технического состояния;

внедрение автоматизированных систем коммерческого учета электрической энергии
(АСКУЭ) на всех сечениях, связывающих сеть с потребителями ее услуг, а также на
границах сетей разных собственников.
В целях подтверждения возможности дальнейшей эксплуатации, определения
остаточного ресурса, необходимости технического перевооружения, установления
потребности и номенклатуры в замещающем оборудовании, устройствах и конструкциях
должна производиться оценка технического состояния подстанций и линий
электропередачи.
Оценка технического состояния основана на результатах испытаний, измерений,
осмотров, выявлении соответствия электроустановки и оборудования требованиям
основных нормативных документов, рассмотрении проектной, эксплуатационной и
ремонтной документации, анализе режимов, условий эксплуатации, расследований
аварий и технологических нарушений.
Основные критерии оценки технического состояния сетей:
35





соответствие схем соединений требованиям и параметрам нормального, аварийного и
послеаварийного режимов работы электрической сети, нормам проектирования и
условиям эксплуатации;
соответствие требованиям нормативной документации по значениям показателей
отказов, ресурса и срока службы элементов сети;
соответствие затрат на эксплуатацию и ремонт утвержденным нормативам;
соответствие результатов профилактических испытаний требованиям «Объема и
норм испытаний электрооборудования»;
соответствие сооружений и технологических систем нормативным требованиям
безопасности и производительности.
При проведении работ по реконструкции и техническому перевооружению взамен
устаревшего, необходимо использовать оборудование, основные требования к которому
сформулированы в разделе 5 настоящего документа.
6.3. Совершенствование ремонтного производства.
В соответствии с конструктивными особенностями, технологией и условиями
производства работ, структурой управления электросети организацию обслуживания
необходимо осуществлять силами специально подготовленного и прошедшего аттестацию
персонала, специализируемого на проведении основных видов работ по техническому
обслуживанию и ремонту электрических сетей.
Повышение эффективности ремонтов в электрических сетях требует:




функционального выделения и обособления персонала, выполняющего
преимущественно работы по капитальному и среднему ремонту, от работ по
техническому обслуживанию;
организационно-финансового обособления ремонтных подразделений предприятий
электрических сетей;
поэтапного создания или развития действующих сервисных ремонтных организаций;
внедрения конкурентных рыночных отношений в сфере ремонта электрических
сетей.
При поэтапном преобразовании ремонтных видов деятельности определение
численности переводимого персонала и передаваемого имущества из предприятий
электрических сетей в ремонтные электросетевые предприятия следует производить
исходя из необходимых объемов работ в электрических сетях.
Подрядным способом на основе конкурсных торгов следует выполнять следующие
виды работ:

ремонт зданий и сооружений, содержание территории;

ремонт и обслуживание внутриплощадочных и подземных автомобильных и
железных дорог и их сооружений, систем канализации, водопровода, тепловых
сетей, артезианских скважин, систем сброса трансформаторного масла;

покраска опор и оборудования;

ремонт и обслуживание расчистка трасс и расширение просек воздушных линий
электропередачи;

ремонт коммутационных аппаратов, кабельных линий электропередачи,
вспомогательного оборудования и систем питания вторичных цепей;

капитальный ремонт маслонаполненного оборудования, высоковольтных вводов;

специальные работы, требующие применения специальных технологий.
36
7. Оперативно-технологическое управление электрическими сетями.
В условиях структурной обособленности организаций, обеспечивающих
нормальное функционирование инфраструктуры оптового рынка, крайне актуальным
является четкое разграничение функций и ответственности организации по управлению
ЕНЭС (ОАО «ФСК ЕЭС») и Системного Оператора (ОАО «СО-ЦДУ»).
Основные функции, выполняемые в части оперативно-технологического
управления персоналом ОАО «ФСК ЕЭС» на всех уровнях управления:

Управление переключениями.

Оперативный контроль состояния загрузки элементов сети.

Оперативный контроль и анализ потерь в сети.

Анализ технического состояния оборудования сети и формирование заявок на
ремонт линий электропередачи и основного оборудования подстанций.

Оценка текущего состояния надежности сети и принятие мер по ее повышению.

Определение мест повреждения.

Контроль выполнения аварийно - восстановительных работ.
Основные функции, выполняемые в части оперативно-технологического
управления персоналом ОАО «СО-ЦДУ» на всех уровнях управления:

Осуществление координации и непосредственного оперативно-диспетчерского
управления ЕЭС России.

Прогноз потребления электроэнергии, в том числе прогноз активных и реактивных
нагрузок по узлам.

Разработка и доведение до субъектов рынка диспетчерских графиков, учитывающих
результаты торгов на этом рынке.

Расчет и организация размещения резервов мощности.

Оптимизация суточного режима и введение режима в допустимую область.

Оперативный контроль параметров и допустимости текущего режима.

Проверка допустимости и организация согласования (разрешения) выполнения
ремонтных (в т.ч. аварийных) работ.

Формирование аварийных графиков ограничений и отключений потребителей.

Обеспечение функционирования балансирующего сегмента оптового рынка.
Для выполнения функциональных обязанностей субъектов инфраструктуры
требуется усиление, как диспетчерской вертикали управления, так и построения
автоматизированных систем, обеспечивающих нормальное функционирование
транспортной инфраструктуры. Учитывая особенности ЕНЭС как объекта управления, в
условиях территориальной удаленности генерации и потребления друг от друга
оптимизация действий разнесенных на значительные расстояния систем управления
может быть обеспечена только их иерархической структурой. При этом по вертикали
остается функциональная независимость отдельных систем, а по горизонтали (на
отдельных уровнях управления) предусматривается интеграция технических и
программных средств. Иначе говоря, на каждом уровне управления могут быть
организованы автоматизированные системы, обслуживающие наряду с АСДУ также и
системы автоматического управления и регулирования, имеющие общие средства сбора и
верификации информации, базы данных, программные средства для выполнения общих
режимных расчетов и т.д. Иерархическая структура организации оперативнотехнологического управления для ОАО «ФСК ЕЭС» и ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС» в основном
совпадают. Учитывая, что объекты контроля (управления) на пространстве электрической
37
сети являются общими (в пределах выполняемых функций), на всех уровнях разумно
предусмотреть максимально возможную интеграцию технических и программных
средств обеспечения информацией и управления.
Состав автоматизированных систем оперативно-технологического управления ЕНЭС.
Основными подсистемами каждого уровня иерархии являются следующие
технологические подсистемы:
 Автоматизированное оперативно-диспетчерское управление электрическими сетями,
выполняющее функции:
 текущего управления;
 оперативного управления и планирования;
 контроля, учета и управления электропотреблением;
 планирования и управления ремонтами.

Технологические системы автоматического управления электрическими сетями:
 частоты и активной мощности (АРЧМ)- в части контроля сечений с недостаточной
пропускной способностью;
 напряжения и реактивной мощности (АРН);
 релейной защиты и автоматики (РЗА) сетей 110-750 кВ;
 противоаварийной автоматики (ПА).

Автоматизированные системы коммерческого и технического учета электроэнергии.
 Система сбора и передачи информации, средства связи и телекоммуникаций.
Все технологические системы автоматического управления электрическими
сетями представляют собой иерархические системы, у которых на каждом уровне
управления вырабатываются либо координирующие воздействия для нижнего уровня,
либо непосредственно управляющие воздействия для энергообъектов прямого
подчинения.
Все подсистемы на каждом уровня управления (кроме исполнительных
механизмов) должны быть логически увязаны в составе общей автоматизированной
системы управления.
Основные функциональные требования, предъявляемые к указанным системам:
7.1. Система регулирования частоты и активной мощности в части взаимодействия
с сетью.
Выполняет следующие основные функции:
 контроль (мониторинг) фактических перетоков активной мощности по всей сети
(особенно по слабым линиям и сечениям) и сравнение их с максимально
допустимыми значениями,
 автоматическое регулирование сальдо перетоков районов регулирования
(территорий) с коррекцией по частоте (балансирование районов регулирования по
активной мощности),
 автоматическое быстродействующее ограничение перетоков активной мощности по
слабым линиям и сечениям в случае их перегрузок по условиям обеспечения
устойчивости.
Для реализации этих функций системой АРЧМ Системному Оператору
потребуется закупать на балансирующем рынке регулировочные диапазоны на
электростанциях, привлекаемых к автоматическому регулированию, а также
потребителей, способных регулировать потребление электроэнергии для ограничения
перетоков активной мощности по контролируемым сечениям. ОАО «ФСК ЕЭС»
38
необходимо поддерживать максимально возможные пропускные способности связей и
взаимодействовать с потребителями, подключенными к сетям ЕНЭС в части организации
регулирования ими нагрузки, включая соответствующие условия в договора на
присоединение к сети, в последующем переводя услуги потребителей, участвующих в
подобных мероприятиях, на конкурентные отношения.
7.2. Регулирование напряжения и реактивной мощности.
Проблема регулирования напряжения и реактивной мощности в основных сетях
ЕЭС России на ближайшую и более отдаленную перспективу должна быть решена путем
создания региональных систем вторичного регулирования напряжения, охватывающих
ОЭС и (или) отдельные регионы ЕЭС.
Для обеспечения требуемой работоспособности и эффективности региональных
систем вторичного регулирования напряжения необходимо осуществить:

установку минимально требуемого количества коммутируемых (ШР) и управляемых
средств компенсации реактивной мощности (УР, СТК и др.) в точках сетей,
наиболее удаленных от шин электростанций;

повышение надежности и коммутационного ресурса РПН трансформаторов связи
сетей разных классов напряжения путем замены их новыми отечественными
разработкам или аппаратами, приобретенными за рубежом;

расширение регулировочных диапазонов отдельных электростанций в сторону
приема реактивной мощности путем замены части синхронных турбогенераторов
асинхронизированными машинами (АСТГ);

оснащение средствами группового управления возбуждения (ГУВ) синхронных
машин многоагрегатных электростанций и подстанций с несколькими синхронными
компенсаторами;

использование средств компенсации зарядной мощности и электрических
параметров линий, входящих в состав гибких управляемых электропередач;

использование микро-СПИН для регулирования напряжения в распределительных
сетях.
7.3. Релейная защита и автоматика сетей 110 -750 кВ.
Техническое перевооружение и реконструкцию релейной защиты необходимо
выполнять в следующей последовательности:

заменять физически изношенную, выработавшую свой срок службы аппаратуру
РЗА;

заменять устройства РЗА, пониженная надежность которых может приводить к
развитию крупной аварии, связанной с недоотпуском энергии потребителю или
потерей устойчивости энергосистемы;

заменять устройства РЗА, улучшение характеристик которых позволит ускорить
отключение повреждений на защищаемом присоединении и в прилегающей сети.
При осуществлении модернизации устройств РЗА целесообразно ориентироваться
на использование нового поколения микропроцессорных устройств, что обеспечит
интеграцию средств РЗА в АСУ ТП энергообъектов.
Развитие новых принципов и средств управления электрическими сетями
потребует проработок соответственно новых принципов организации релейной защиты,
так как отдельные виды действующих защит не смогут обеспечить необходимую
чувствительность и селективность срабатывания, а в ряде случаев могут оказаться
полностью неработоспособными.
39
7.4. Противоаварийная автоматика (ПА).
Система ПА сохраняется как иерархическая структура (по вертикали)
противоаварийного управления для предотвращения нарушения устойчивости (АПНУ).
Однако
размещение
элементов этой автоматики на энергообъектах должно
соответствовать рыночным принципам в увязке с организацией рынка резервной
мощности.
Развитие системы противоаварийного управления связано с использованием новых
видов управляющих воздействий - элементов гибких линий электропередачи (FACTS) и
сверхпроводниковых накопителей энергии (СПИН) с целью снижения объемов
отключаемой при авариях нагрузки потребителей. По мере развития техники
сверхпроводников и, соответственно, снижения стоимости СПИН до экономически
приемлемого уровня их использование для целей ПА станет реальным. Поэтому
необходимо проводить исследования и разработку принципов управления этими
устройствами в аварийных режимах. Необходимым условием технического
перевооружения является наличие современной и перспективной микропроцессорной
аппаратуры на базе программируемых контроллеров для реализации функций локальных
устройств ПА.
7.5. Автоматизированные системы коммерческого учета электроэнергии.
В связи с предстоящим запуском конкурентного оптового рынка электроэнергии
создается иерархическая система коммерческого учета электроэнергии оптового рынка
(АСКУЭ ОРЭ), использующая новые электронные и микропроцессорные счетчики и
устройства сбора и передачи данных, обеспечивающие выполнение требований целевой
модели конкурентного ОРЭ и Концепции построения АСКУЭ ОРЭ.
Создание АСКУЭ ОРЭ предусматривает создание сети центров сбора и обработки
данных (ЦСОД) коммерческого учета, которые должны обеспечивать также возможность
взаимодействия с автоматизированными системами ФСК и Системного Оператора.
Для ОАО «ФСК ЕЭС» указанная система должна обеспечить контроль
технологического расхода электроэнергии на ее транспорт в электрических сетях (потери
в сетях) и организацию на этой базе расчетов с участниками рынка за эти потери.
7.6. Системы управления технологическими процессами подстанций.
Опыт автоматизации подстанций, накопленный в энергетике развитых стран,
свидетельствует о том, что эффективные современные АСУТП подстанций создаются на
базе развитых специализированных программно-технологических комплексов (ПТК),
интегрирующих в своем составе средства решения различных задач автоматического и
автоматизированного контроля и управления.
Структура АСУТП ПС должна строиться на основе следующих общих принципов:
*
интегрированность (единство) системы;
*
автономность подсистем;
*
иерархичность архитектуры системы;
*
функциональная и территориальная децентрализация (в том числе,
распределенность);
*
расширяемость и открытость;
*
координация со смежными системами и автоматизированными системами
диспетчерского и технологического управления вышестоящего уровня иерархии
(энергосистемы, электросетевых предприятий).
40
Перспективным направлением развития систем управления ПС является
увеличение степени их автоматизации, позволяющее не только оптимизировать процессы
преобразования, передачи и распределения электроэнергии в ЕНЭС, но и перейти на
организацию оперативного телеуправления ПС с диспетчерского пункта предприятий
электрических сетей, что сделает возможным отказаться от постоянного присутствия на
ПС оперативного персонала.
С этой целью необходимо использовать ПТК, имеющие в своем составе
современные микропроцессорные средства сбора, обработки и телепередачи текущей
информации о состоянии основного оборудования и режимах ПС, причем с организацией
удаленных автоматизированных рабочих мест диспетчерского персонала и служб
диспетчерских пунктов. При этом должна обеспечиваться возможность передачи (по
волоконно-оптическим каналам связи с использованием стандартных международных
протоколов информационного обмена) оперативной телеинформации в объеме,
достаточном для эффективного диспетчерского управления ПС, а также информации,
необходимой для ретроспективного анализа аварийных ситуаций на ПС и в прилегающих
электрических сетях.
7.7. Система связи.
В связи с развитием автоматизированных систем и организацией рынка
электроэнергии требуется существенное увеличение объема, качества передаваемой
информации и, в первую очередь, увеличение скорости ее передачи. Основным
направлением развития средств связи в электроэнергетике является широкое внедрение
цифровых систем передачи и коммутации.
Общее развитие принципов и средств передачи информации обусловлено научнотехническим прогрессом в этой области, но для исследования новых технологий в
электроэнергетике необходимо выполнение ряда научно-исследовательских работ:
*
*
*
*
разработка концепции применения и построения отраслевой спутниковой связи
(ССС) на базе геостационарных спутников;
разработка концепции использования низкоорбитальных спутников для передачи
приоритетных аварийных сигналов РЗА и ПА:
исследование методов и разработка аппаратуры цифровой передачи информации
по ВЛ путем временного уплотнения каналов;
использование спектрального уплотнения оптических кабелей с волновым
разделением каналов для увеличения объема передаваемой информации.
7.8. Системная информационная технология.
Особое место в общей системе управления необходимо отвести новым
информационным технологиям, обеспечивающим технологическую поддержку всего
комплекса задач управления ЕНЭС. Исходя из поставленных целей, специфики
предметной области и корпоративной сущности компании, как объекта управления,
информационная технология АС ЕНЭС должна удовлетворять следующим требованиям:



Поддержка распределенной в пространстве компании архитектуры системы.
Поддержка корпоративной нормативно – справочной информации.
Наличие механизмов обмена информацией, хранящейся на разных уровнях
управления.
41




Модульный принцип построения, допускающий изолированное использование
отдельных компонент системы, а также их комбинаций, диктуемых
производственно – экономическими задачами.
Возможность агрегирования, консолидации и интеграции данных по уровням
управления.
Обеспечение интерфейсов взаимодействия с внешними системами.
Возможность наращивания функционального состава системы, как собственными
силами, так и силами сторонних разработчиков.
В основе построения системы управления ЕНЭС для информационного
обеспечения задач контроля и управления состоянием и режимом сетей и оборудования,
а также финансовыми расчетами должно лежать создание единой информационной
корпоративной системы управления.
Кроме того, представляется целесообразным
в связи с пересечением
информационных моделей СО и ФСК, для ускорения внедрения АС "Оптового рынка
электроэнергии" создать единое информационное пространство. В этом случае все
субъекты оптового рынка (СО, ФСК, АТС, участники рынка – продавцы и покупатели) на
всех уровнях управления являлись бы клиентами этого информационного пространства.
Системной основой единого информационного пространства как для АС ФСК, так
и для АС "Оптового рынка электроэнергии" должны стать стандартные реляционные
системы управления базами данных (SQL2). Указанные системы должны использовать
единую расчетную модель, единую систему классификаторов и справочников,
унифицированные структуры данных, единые данные параметров системы в реальном
времени, данные коммерческого учета электроэнергии, единую геоинформационную
систему. Системной основой унификации разработки должны быть существующие и
проектируемые стандарты МЭК в части " что передавать" и стандарты международного
консорциума W3C в части "как передавать".
Информационное наполнение данного пространства должно осуществляться
всеми субъектами рынка в соответствии с Правилами рынка (регламенты обмена
информацией) и организацией информационного взаимодействия субъектов оптового
рынка между собой.
42
8. Организация инвестиционной деятельности сетевых компаний,
обеспечивающей эффективное развитие ЕНЭС.
Одной из важнейших приоритетных задач Стратегии ЕНЭС является организация
процесса инвестиционного планирования на корпоративном уровне, осуществляемом
ОАО «ФСК ЕЭС». При этом важным является налаживание механизмов эффективного
взаимодействия с регулирующими органами и другими государственными органами,
ответственными за стратегическое планирование в регулируемых отраслях (МЭРТ,
Минэнерго, и др.).
Инвестиционная политика сетевых компаний предусматривает решение двух задач:
наращивание объема инвестиций и изменение их структуры с направленностью на
повышение технического уровня сетевой инфраструктуры. Решение этих сложных задач
основывается на вовлечении в инвестиционный процесс всех форм капитала.
В качестве основных источников для осуществления инвестиционной деятельности
сетевых компаний могут использоваться: инвестиционная составляющая сетевого тарифа,
амортизация и заемные средства. Однако в организационный период времени для сетевых
компаний основой их инвестиционной деятельности и главным источником
финансирования инвестиционных программ останутся собственные средства
(инвестиционная составляющая и амортизация).
При формировании инвестиционных программ сетевых компаний главным
принципом работы должна стать постоянная корректировка существующей и реализуемой
программы развития со сдвигом горизонта планирования на год и учетом изменений
текущего состояния уже строящихся объектов.
С момента запуска конкурентного рынка инвестиционная деятельность сетевых
компаний будет зависеть от следующих факторов:

возникновение
сетевых
ограничений,
вызванных
работой
рынка,
не
предусмотренных Схемами развития ОЭС и ЕЭС России на 10 лет;

степень адаптации сетевых компаний к возникшим изменениям;

региональные особенности реализуемых инвестиционных проектов;

учет интересов бизнеса других отраслей.
Основой инвестиционной деятельности сетевых компаний должны стать
механизмы обоснования и привлечения отечественных и зарубежных инвестиций.
Разработка таких механизмов должна базироваться на оценке ряда факторов, от которых
во многом будут зависеть алгоритмы, порядок подготовки документов, а также
технология прохождения инвестиционных предложений. К наиболее значимым факторам
могут быть отнесены требования со стороны:

потенциальных инвесторов;

инициатора (инициаторов) инвестиционного проекта (рынок, сетевая компания
согласно планам развития, потребитель);
а также учет характеристик:

типа сетевого объекта (выдача мощности, межсистемная ВЛ, ВЛ до конкретного
потребителя, обеспечение экспорта);

инвестиционного проекта с позиции экономической, коммерческой и бюджетной
эффективности.
При разработке механизмов обоснования и привлечения отечественных и
зарубежных инвестиций первостепенное внимание должно быть обращено на:
1. Совершенствование амортизационной политики, в основе которой должна лежать
разработка методики усовершенствования расчета амортизационных отчислений и
43
повышения эффективности их использования на цели финансирования реконструкции и
технического перевооружение электрических сетей.
2. Совершенствование системы ценообразования и сметного нормирования в
строительстве, разработку сметных нормативов на строительные, монтажные и
пусконаладочные работы, требующее создания базы данных по методологии
ценообразования в строительстве с целью эффективного использования капитальных
вложений.
3. Разработка стандарта бизнес-планирования сетевых компаний в части раздела
«Инвестиции», главными задачами которого являются:


оптимизация инвестиционных решений в условиях формирующегося рынка
капитала, в части:
- объемов, направлений и сроков капиталовложений;
- источников инвестиций;
рост вводов объектов, построенных на базе современных высокоэффективных
технологий.
В составе стандарта бизнес-планирования сетевых компаний необходима
разработка и утверждение показателей, позволяющих проводить оценку результатов их
деятельности. В качестве таких показателей могут быть приняты:
1) Соотношение заемных
и собственных
средств в инвестиционной
деятельности (характеризует привлекательность компании для инвесторов и стремление
к переходу к рыночным механизмам инвестирования).
2) Соотношение капиталовложений в объекты
производственного и
непроизводственного
назначения
(характеризует
отвлечение
средств
на
непроизводственное развитие).
3) Внутренняя норма доходности по каждому новому инвестиционному проекту
(определяет предельную эффективность капиталовложений).
4) Соотношение освоения капиталовложений и финансирования приоритетных
объектов (характеризует степень использования средств, выделенных на приоритетные
объекты).
5) Соотношение капиталовложений в объекты техперевооружения и
реконструкции и нового строительства (характеризует выбранную стратегию развития
производственной сферы).
6) Удельные капиталовложения во вновь вводимые объекты и на реконструкцию и
техперевооружение объектов (определяет капиталоемкость вводимых мощностей).
7) Коэффициент инвестиционной активности (характеризует долю средств,
направленных компанией на развитие и на финансовые вложения в другие организации).
Одним из существенных моментов в инвестиционной деятельности в рамках
бизнес-планирования является управление осуществлением инвестиционных программ
(проектов), в основе которого должны лежать следующие принцы:

взаимодействие участников программ (проектов) при выработке и принятии
управленческих решений;

обеспечение неразрывной связи между процессом проектирования и строительства
объектов;

управление программами (проектами) по временным параметрам, создание
механизмов управления стоимостью проекта, управление рисками, управление
изменениями в программах (проектах);

методы и инструментарий обеспечения эффективного принятия решений на всех
уровнях управления;

выбор оптимальных схем финансирования программ (проектов).
44
Функционирование сетевых компаний в условиях рынка неизбежно связано с
рисками, вызываемыми неопределенностью будущих условий работы. В связи с этим в
рамках бизнес-планирования должен осуществляться риск-анализ возможных ситуаций и
предусматриваться комплекс мер по уменьшению рисков.
В целях повышения эффективности инвестиционной деятельности при
формировании годовых инвестиционных программ необходимо проводить обоснование:

экономической эффективности проектов на основе системного эффекта (для
Минэкономиразвития и ФЭК РФ);

финансово-коммерческой эффективности проектов на основе факторов, влияющих
на величину доходов, стоимость основных фондов, величину текущих расходов
сетевой компании (для ОАО «ФСК ЕЭС»);

бюджетной эффективности.
При этом основными факторами, влияющими на эффективность инвестиционной
деятельности, являются:
Для экономической эффективности: эффект увеличения мощности; экономия
топлива; снижение ущерба от недоотпуска электроэнергии у потребителей; снижение
потерь электроэнергии в сети.
Для коммерческой эффективности: доходы (увеличение дохода компании за счет
увеличения передаваемой мощности; разница узловых цен); основные фонды (повышение
интенсивности использования оборудования и продление срока его эксплуатации;
уменьшение стоимости приобретаемых в будущем активов, товаров и услуг); текущие
расходы
(снижение
ремонтно-эксплуатационных
расходов;
повышение
производительности труда; уменьшение штрафов и исков за счет повышения надежности
электроснабжения).
Для бюджетной эффективности: увеличение налоговых поступлений; дивиденды
по принадлежащим государству акциям и другим ценным бумагам, выпущенным с целью
финансирования проекта; отчисления по заработной плате, связанной с реализацией
проектов; плата за пользование землей, водой и другими природными ресурсами;
таможенные пошлины.
Особенности и масштабы задач, поставленные перед ОАО «ФСК ЕЭС» требуют
комплексного рассмотрения внутренней и внешней среды сетевых компаний и
достижение поставленных целей через реализацию правильной инвестиционной политики
при обеспечении неразрывности инвестиционного процесса. При этом управление
инвестиционным процессом осуществляется поэтапно по следующей схеме:
Предпроектный этап включает: разработку Стратегии развития ЕНЭС; определение
прогнозного спроса на электроэнергию и основных показателей режимов
электропотребления (Прогноз электропотребления); разработку Схемы развития единой
национальной электрической сети ЕЭС России; разработку Программы развития
электрических сетей ОАО "ФСК ЕЭС" на десятилетний период; разработку Программы
техперевооружения и реконструкции электрических сетей ФСК на десятилетний период.
Этап разработки и утверждения проекта включает: организацию подготовки
технических заданий на разработку проектов; разработку проектов; организацию их
экспертизы, подготовку перечня проектов для Главгосэкспертизы/Росэнергоэкспертизы
РФ; анализ и оценку эффективности проектов по объектам нового строительства,
техперевооружения и реконструкции; организацию утверждения проектов, включение
этих работ в формируемые трехлетние и годовые инвестиционные программы.
Прединвестиционный этап включает:
45

Утверждение инвестиционной программы ОАО "ФСК ЕЭС" на трехлетний период
по объектам нового строительства и техперевооружения; сбор и формирование
предложений для составления проекта годовой инвестиционной программы по
объектам нового строительства и техперевооружения.

Формирование пообъектного плана капитальных вложений с поквартальной
разбивкой за счет всех источников финансирования; подготовку предложений для
рассмотрения годовой инвестиционной программы.

Согласование перечня строек и объектов в Минэнерго России и
Минэкономразвития России и утверждение в ФЭК России; определение формы
вложения инвестиционных средств в другие хозяйствующие субъекты (при
необходимости) – непрофильные виды деятельности.

Доведение показателей утвержденной инвестиционной программы до участников
инвестиционного процесса.

Проведение корпоративных действий, необходимых для оформления инвестиций в
другие хозяйствующие субъекты (при необходимости); утверждение титульных
списков вновь начинаемых и переходящих строек.
Организация финансирования предполагает: согласование договорных цен в
строительстве; подготовку лимитов финансирования; формирование заявок на
осуществление платежей; контроль, учет и анализ исполнения платежей; корректировку
лимитов финансирования капитальных вложений, исходя из анализа освоения
капитальных вложений.
Управление инвестиционным процессом требует организации и проведения контроля
использования инвестиций со стороны заказчика и инвестора.
46
9. Совершенствование электросетевого строительства.
9.1. Повышение эффективности электросетевого строительства.
Повышение эффективности сооружения ВЛ и ПС достигается за счет применения
передовых конструкций и технологий, способствующих сокращению сроков
строительства и уменьшению затрат на их сооружение с минимизацией техногенного
воздействия выполняемых строительно-монтажных работ на окружающую среду.
Для повышения эффективности электросетевого строительства необходимо
проведение следующих мероприятий:

применение новых конструкций фундаментов и опор, отличающихся высокой
степенью монтажной технологичности;

организационное реформирование линейных подразделений с учетом региональных
особенностей строительства и специализации с внедрением элементов поточной
технологии;

техническое перевооружение строительно-монтажных подразделений на основе
применения специальных средств механизации, учитывающих специфику
производства линейных работ;

разработка нормативно-технической документации (правил, указаний, инструкций),
в частности, совершенствование системы допусков на приемку поставляемых
конструкций и оценки качества строительства по видам линейных работ;

совершенствование системы контроля качества, в частности создание специальных
средств для обнаружения дефектов.
9.2. Зарубежный опыт сооружения ВЛ.




Сооружение ВЛ за рубежом основано на применении эффективных технологий:
при вырубке просек применяются высокопроизводительные комплексы машин и
оборудования;
при сооружении фундаментов применяются свайные фундаменты (40%);
при монтаже опор применяется метод наращивания в проектном положении (100%);
при монтаже провода и грозозащитного троса применяется метод монтажа под
тяжением в сочетании с соединением проводов при помощи энергии взрыва (95%).
9.3. Совершенствование технологии сооружения ВЛ
Совершенствование технологии сооружения ВЛ должно быть направлено на
уменьшение объемов земляных работ, сокращение затрат ручного труда, сокращение
размеров
монтажных
площадок
и
отчуждаемых
площадей,
повышение
производительности труда, повышение сохранности проводов и надежности ВЛ. Этому
будут способствовать:

Внедрение комплексной механизации работ при вырубке просек с использованием
высокопроизводительных комплексов машин и оборудования, дифференцированных
по видам рубок, крупномерности древостоев, рельефным и почвенно-грунтовым
условиям; использование перспективных технологических процессов лесосечных
работ
и
способов
срезания
древесно-кустарниковой
растительности;
совершенствования организации работ с учетом природно-производственных и
лесорастительных условий: комплексное и полное использование заготовляемого
древесного сырья.
47

Максимальный отказ от производства земляных работ за счет применения различных
типов свайных фундаментов (призматические железобетонные сваи, буронабивные
сваи, в том числе с уширенной плитой, сваи с закрылками, винтовые якоря и сваи),
малозаглубленных и поверхностных фундаментов, термосвай и якорей в вечномерзлых грунтах, стержневых заделок в скальных грунтах; применение
высокоэффективных рабочих буровых органов для проходки скважин в крепких
породах и скальных грунтах.

Исключение из технологического процесса подъема свободностоящих опор шарниров и стрел, для чего скорректировать существующие конструкции
металлических опор под технологию монтажа их методом наращивания; разработка
опор из гнутого профиля на напряжение 220-750 кВ; массовое внедрение опор из стали
повышенной коррозионной стойкости и опор из гнутого профиля; отказ от трудоемкой
технологии сборки опор из отдельных элементов на болтовых соединениях на пикетах.

Внедрение современных методов монтажа проводов:
- монтажа проводов под тяжением при помощи комплекта специальных машин,
реализующих данный метод, позволит обеспечить сохранность провода при
монтаже, уменьшить потери электроэнергии на корону и радиопомехи;
- соединение проводов при помощи энергии взрыва, позволяющее повысить
качество выполнения соединений проводов.

Применение комплексной вертолетной технологии монтажа линий электропередачи, в
том числе в охранных зонах действующих ВЛ.

Исключение негативного воздействия на окружающую среду во время проведения
строительно-монтажных работ путем внедрения экологически чистых технологий. Под
экологически чистыми технологиями подразумеваются методы производства работ,
исключающие или сводящие к минимуму вредное воздействие на окружающую среду.

Для разработки новой нормативно-технической документации необходимо
воссоздание в одном из проектных институтов специализированного подразделения по
организации и технологии строительного производства электрических сетей.
Объединение проектировщиков ВЛ и технологов этих неразделимых областей
линейного проектирования упростит работу и уменьшит формализм в вопросах
согласования и утверждения проектов.
9.4. Прогрессивные строительные решения при сооружении ПС.
При сооружении ПС рекомендуется применять следующие прогрессивные
строительные решения:

стали повышенной прочности и коррозионностойкие стали для изготовления
металлоконструкций порталов и опор под оборудование;

облегченные
предварительно-напряженные
железобетонные
стойки
и
железобетонные сваи под оборудование (типа СОН);

фундаменты для безкареточной и безрельсовой установки трансформаторов;

отказ от засыпки гравием маслоприемников трансформаторов с устройством
огнепреградителей;

применение новых высокоэффективных материалов для защиты от коррозии
строительных конструкций;

применение новых эффективных материалов для кровельных конструкций, полов и
отделки помещений зданий;

выполнение экологических мероприятий в соответствии с действующим
законодательством по охране природы.
48
9.5. Этапы внедрения эффективных технологических процессов.
I этап.
Начиная с 2004 года проектными институтами в конкретных проектах сооружения ВЛ 220
– 500 кВ должны применяться вместо сборных железобетонных фундаментов
эффективные фундаменты из свай. В этот же период подрядные организации должны
внедрить метод соединения проводов при помощи энергии взрыва.
II этап.
Переработка конструкций стальных опор ВЛ 220-330 кВ допускающих их монтаж при
помощи наращивания в проектном положении. Срок 2005 год.
III этап.
Начиная с 2006 года привлечение подрядных организаций для строительства
электрических сетей должно проводиться с обязательным учетом следующих требований:

работы по вырубке просеки должны производиться только с применением
высокопроизводительных комплексов машин;

монтаж проводов должен производиться с применением комплектов машин для
монтажа проводов под тяжением.

Это должно быть включено в качестве специальных требований в конкурсную
документацию по выбору подрядных организаций.
49
10. Правовое и нормативно-техническое обеспечение совершенствования
управления, функционирования и развития ЕНЭС.
Реализация Стратегии ЕНЭС невозможна без совершенствования системы
нормативно-технического и правового обеспечения функционирования и развития
электросетевой инфраструктуры. Решение этой задачи имеет важное значение для
деятельности ОАО "ФСК ЕЭС" и лежит в основе осуществления единой научнотехнической политики, которая может обеспечить решение всего комплекса конкретных
вопросов, возникающих при проектировании, ведении научно-исследовательских работ,
строительстве, эксплуатации и других аспектах деятельности электроэнергетического
комплекса (ремонт, модернизация, техническое перевооружение, реконструкция и т.п.).
В системе нормативно-технического обеспечения существенное место занимают
НТД в области охраны труда и безопасности производства, эксплуатации энергообъектов
и энергетического оборудования, охраны окружающей среды, управления и организации
энергетического производства, в том числе оперативно-диспетчерского управления,
нормирования, метрологии и стандартизации, качества продукции, подготовки персонала.
Правовое обеспечение функционирования и развития ЕНЭС в настоящее время
регулируется блоком основных нормативных правовых актов, затрагивающих основные
сферы деятельности ОАО «ФСК ЕЭС» (см. приложение 7).
Структура системы нормативно-технических документов (НТД) и ее состояние
определена рядом директивных требований и справочных изданий, позволяющих
оперативно использовать имеющиеся обширные материалы, оцениваемые величиной
порядка 20 тыс. документов и в том числе непосредственно для ЕНЭС только
государственного и корпоративного уровня ориентировочно – 500 документов.
Период становления новых экономических отношений и перехода к новым формам
управления требует обновления существующей системы нормативно-технического и
правового обеспечения. Необходимо осуществить адаптацию данной системы к условиям
формирования электросетевых компаний, учитывая пакет принятых Законодательных
актов по электроэнергетике, Федеральный закон РФ от 27.12.02 № 184-ФЗ «О
техническом регулировании», Федеральный закон РФ от 26.03.03 № 35-ФЗ «Об
электроэнергетике».
В процессе переработки НТД необходимо сохранить преемственность нормативнотехнологического обеспечения, не допустить снижения уровня эксплуатации
оборудования и надежности функционирования ЕНЭС.
В этой связи предлагается:

Провести анализ действующих в электроэнергетике нормативно-технических
документов (НТД), подготовить предложения по их пересмотру, переутверждению,
отмене устаревших, разработке новых с обеспечением преемственности основных
положений действующих НТД и с адаптацией структуры и рубрикатора НТД под
условия формирования электросетевых компаний.

По мере создания новых электросетевых компаний систематически осуществлять
необходимую корректировку действий и разрабатывать предложения и меры по
надлежащему функционированию системы нормативно-технического обеспечению.
Организация пересмотра и разработки нормативно-технических документов в
соответствии с новыми требованиями должна осуществляться по двум направлениям:
1. Обеспечить через Минэнерго России утверждение до 01 июля 2003 г. в
министерствах и ведомствах Российской Федерации первоочередных НТД, которые будут
действовать в переходной период в соответствии с требованиями ФЗ «О техническом
регулировании».
2. Формирование перечней технических регламентов, национальных стандартов и
стандартов организаций, которые необходимы для обеспечения функционирования
электроэнергетики. Предложения ОАО «ФСК ЕЭС» о «Перечне технических регламентов,
50
подлежащих первоочередной разработке» уже подготовлен и находится на рассмотрении
(см. приложение 8).
Следует акцентировать особое внимание к разработке технических регламентов,
касающихся обеспечения технической
и
технологической
безопасности в
электроэнергетике (статья 28 Федерального закона «Об электроэнергетике»). В основе
этих документов должно лежать прогнозирование и предупреждение риска, обеспечения
готовности предприятий к чрезвычайным ситуациям. По оценке Управления
стандартизации и сертификации Минпромнауки РФ затраты на прогнозирование и
предупреждение рисков, а также на обеспечение готовности предпринимателей к
чрезвычайным событиям примерно в 15 раз меньше по сравнению с величиной
предотвращения ущерба.
Создание технических регламентов должно проходить при жестком требовании
внедрения прогрессивных технических решений, современных технологий и материалов
на основе отечественных и зарубежных достижений науки и техники.
Технический регламент должен соответствовать международным норма и
правилам, соответствующим директивам Евросообщества, стандартам МЭК, но с учетом
условий России (климатических и др.), а также стимулирования развития российских
производителей.
Главным требованием к создаваемым техническим регламентам, национальным
стандартам и стандартам предприятий является обеспечение безопасности производства,
совершенствование производства и обеспечение качества продукции на основе
предметного внедрения прогрессивных решений, современных технологий и материалов,
достижений науки и техники. Именно эти действия обеспечат решение проблем
технического регулирования, связанных с защитой жизни или здоровья граждан,
имущества физических или юридических лиц, государственного или муниципального
имущества, охраной окружающей среды, предупреждающих действия, вводящие в
заблуждение потребителей.
Для ОАО «ФСК ЕЭС» необходимо создание ведомственного контроля за
соблюдением требований нормативно-правовых документов, разработки мер по
устранению выявленных недостатков и предупреждению нарушений требований НТД.
Одним из действенных средств в этой области является создание полноценной отраслевой
экспертизы предназначенной для использования проектно-изыскательской продукции.
Приобретает особую значимость создание в производственных звеньях ЕНЭС
систем качества на базе требований международного стандарта ГОСТ Р ИСО 9001-2001.
Одной из актуальных задач при реализации федерального закона «О техническом
регулировании является максимальная гармонизация российской системы технического
регулирования с международной. Уровень гармонизации национальных стандартов с
международными является предметом внимания организаций стандартизации
европейских стран. По данным Госстандарта уровень гармонизации во Франции и в целом
по Евросоюзу достигает 40%, в Германии – 50%, а в Великобритании – 70%. В России
этот показатель по всем отраслям в 1998 году составлял 23% и в настоящее время достиг
35%. Это означает, что из 15 тысяч международных стандартов более 5 тысяч применены
у нас в качестве национальных. Для электроэнергетики существующий уровень
гармонизации подлежит определению.
Следует организовать изучение опыта отдельных промышленно развитых стран в
области технического регулирования, в первую очередь Германии, а также
активизировать деятельность представителей отраслевых организаций (ВНИИЭ,
«Энергосетьпроект», МЭС и др.) в технических комитетах Госстандарта России.
В настоящее время на государственном уровне рассматривается представленный
Минэкономразвития России проект Плана мероприятий программы реформирования
электроэнергетики на 2003-2005 годы. Проект предусматривает поэтапную разработку,
подготовку и принятие нормативных правовых и других актов (законов, указов
51
Президента РФ, Постановлений и распоряжений Правительства РФ, ведомственных актов,
а также директив представителям РФ в органах управления РАО «ЕЭС России»). С учетом
этого обстоятельства в ОАО «ФСК ЕЭС» целесообразна разработка сводного графика
корректировки и разработки НТД, необходимых для нормального функционирования и
развития ЕНЭС
В рамках первоочередных задач подготовки НТД для обеспечения
функционирования ЕНЭС в условиях рынка электроэнергии требует:







создание на базе отраслевых и межотраслевых научно-исследовательских опытноконструкторских работ корпоративного стандарта (стандарта предприятия),
обобщающего
современные
требования
к
основным
видам
нового
электротехнического оборудования;
разработка
технических
регламентов,
отражающих
требования
к
электрооборудованию в области безопасности, экологичности и электромагнитной
совместимости;
разработка новых государственных стандартов на электротехническое оборудование
(реакторы, ограничители перенапряжений, опорная полимерная изоляция и т.д.) и
корректировка
существующих
ГОСТов
(трансформаторы,
выключатели,
разъединители и т.д.) с целью внесения в них изменений, обусловленных новыми
требованиями к электротехническому оборудованию;
обеспечение эффективного функционирования корпоративной системы аттестации
новых видов оборудования, технологий и материалов и аккредитации предприятийпоставщиков электротехнического оборудования для электросетевых объектов;
создание нормативно-технического обеспечения в области эксплуатации
современного электротехнического оборудования;
разработка технических требований и внедрение современных систем диагностики
электрооборудования подстанций и линий электропередач и оснащение их
системами мониторинга;
решения проблемы не дискриминационного доступа к услугам по передаче
электрической энергии.
В настоящее время условия не дискриминационного доступ к услугам по передаче
электрической энергии определяет ряд документов, основными из которых являются
Федеральный закон «Об электроэнергетике» и «Правила не дискриминационного доступа к
услугам субъектов естественных монополий в электроэнергетике и услугам
администратора торговой системы оптового рынка», утверждаемых Постановлением
Правительства Российской Федерации.
Реализация требований ФЗ от 27.12.02 № 184-ФЗ «О техническом регулировании»
будет определена директивными документами Госстандарта и Госстроя России. На эти
работы законом предусмотрены 7 лет (см. статью 46, п. 7). Первоочередные регламенты,
подлежащие разработке в 2004 году, названы в приложении 8 и находятся на
рассмотрении.
Процесс гармонизации отечественных и зарубежных НТД оценивается периодом
2004-2010 гг. Его реализация будет определена наличием информации о зарубежных
нормах и, очевидно, будет проходить поэтапно как в части сроков, так и технологических
разделов.
52
11. Развитие систем управления и совершенствование
организационной деятельности сетевых компаний.
Взаимодействие типовой создаваемой российской электросетевой компании с
другими элементами энергетической системы страны и ее экономики в целом должно
осуществляться на основе существующей и разрабатываемой нормативно-правовой базе с
учетом сложившейся системы отношений в электросетевом хозяйстве России.
Согласно принятому законодательству и существующим в РАО «ЕЭС России»
планам реформирования отрасли, структура отечественного электросетевого бизнеса по
окончании переходного этапа реформ должна иметь вид, представленный в таблице 11.1.
Таблица 11.1
Перспективная структура отечественного электросетевого бизнеса
Компании
Основные функции
1. Управление ЕНЭС.

2. Предоставление услуг по
передаче электроэнергии. 
ФСК
Межрегиона
льные
магистральн
ые сетевые
компании
(ММСК)
Распределит
ельные
сетевые
компании
(РСК)
1. Предоставление услуг по 
передаче электроэнергии.

1. Предоставление услуг по
передаче электроэнергии
(по
сетям
среднего
напряжения).
2. Предоставление услуг по
распределению
электроэнергии (по сетям
низкого напряжения).
Участие в
ЕНЭС
Собственники2




государство (до 75% УК
плюс 1 акция);
другие бывшие акционеры
РАО «ЕЭС России» (25%
УК минус 1 акция).
ФСК (не менее 50% УК
плюс 1 акция);
другие бывшие акционеры
РАО «ЕЭС России» (не
более 50% УК минус 1
акция).
бывшие акционеры РАО
«ЕЭС России»3;
бывшие акционеры АОэнерго;
региональные
и
муниципальные
органы
власти;
другие
собственники
электросетевого
оборудования.
Основа
ЕНЭС и ее
управляюща
я компания
Входят в
ЕНЭС
Не входят в
ЕНЭС, но
плотно с
ней
контактиру
ют
Модель взаимодействия типовой создаваемой российской электросетевой
компании (далее – ЭСК) с другими элементами энергетической системы и экономики в
целом представлена в таблице 11.2.
Таблица 11.2
Модель взаимодействия типовой ЭСК с другими элементами
энергетической системы и экономики в целом
Субъекты
отношений
2
3
Воздействие субъекта
на объект4
Воздействие объекта
на субъект
На момент окончания переходного периода в реформировании отрасли.
Возможно, в результате распределения долей РАО в АО-энерго.
53
Федеральные
органы власти
Региональные и
местные органы
власти
ФСК
Системный
оператор (СО)
Другие сетевые
компании
Генерирующие
компании и блокстанции
Сбытовые
компании
Потребители
электроэнергии
4
Устанавливают
основные
правила
функционирования
электросетевого хозяйства и порядок ценообразования в сфере
услуг
по
передаче
электроэнергии
и
контролируют их соблюдение.
Утверждают инвестиционные
программы ЭСК.
Устанавливают
тарифы
на
услуги
по
передаче
электроэнергии (для ФСК и
ММСК).
Устанавливают
тарифы
на
услуги
по
передаче
электроэнергии (для РСК).
Выступает агентом государства
по
реализации
интересов
последнего
в
сфере
электросетевого строительства.
Определяет
величины
складывающихся и прогнозных
балансов
(небалансов)
электроэнергии. Информирует
ЭСК о перспективах изменения
этих потоков.
ЭСК сигнализирует органам
власти и ФСК о необходимости
корректировки или изменения
существующих условий ее
функционирования с целью
сохранения или повышения
качества предоставляемых ею
услуг.
ЭСК информирует СО о
возможности
обеспечения
требуемых перетоков энергии
по ее сетям (текущих и
перспективных).
Взаимодействуют как элементы ЕНЭС.
Информируют ЭСК о своих Являются одной из двух групп
планах
по
вводу/выводу непосредственных
генерирующих мощностей.
потребителей услуг ЭСК –
поставляют
в
ее
сеть
вырабатываемую ими электроэнергию.
Выступая
агентами ЭСК информирует СК о
потребителей электроэнергии, возможности
обеспечения
информируют ЭСК об их заявленных ими перетоков
количестве,
местах энергии по ее сетям и
присоединений к сетям ЭСК, подключения к ним новых
величинах
их потребителей.
энергопотребления
и
перспективах изменения этих
показателей.
Наличие и изменение числа Являются одной из двух групп
потребителей
энергии, непосредственных
подключенных к сети ЭСК, потребителей услуг ЭСК –
изменение
объемов
их получают
по
ее
сетям
энергопотребления, планы их потребляемую
ими
развития стимулируют ЭСК электроэнергию.
изменять и корректировать
Под объектом воздействия понимается ЭСК.
54
Поставщики и
подрядчики
Акционеры
(в том числе, ФСК)
Инвесторы
направления
развития
собственной сети.
Предлагаемым набором товаров
и услуг и их стоимостью
влияют на способность ЭСК
предоставлять
качественные
услуги по устанавливаемым
ценам и ее возможность
эффективно развиваться.
Определяют основные цели
функционирования и развития
ЭСК, пути их достижения и
способы
финансирования,
лоббируют интересы ЭСК в
органах власти, участвуют в
финансировании
ее
деятельности.
ЭСК
информирует
поставщиков и подрядчиков о
своих
потребностях
в
предоставляемых ими товарах и
услугах,
уровне
их
потребительских свойств и
разумном уровне цен на них.
ЭСК
обеспечивает
определенный уровень дохода
своим
акционерам
или
удовлетворяет другие их потребности
и
интересы
(обеспечение энергетической
безопасности страны и региона,
стимулирование
экономического
развития,
решение вопросов социальной
политики и т.п.).
Предоставляют
ЭСК ЭСК информирует инвесторов
инвестиции в обоснованных о
реализуемых
или
размерах и на оправданных рассматриваемых
ею
условиях.
инвестиционных проектах и
возникающих у нее в связи с
этим
потребностях
в
привлечении инвестиций.
Таким образом, ФСК должна выполнять по отношению к ЕНЭС следующие
функции:

быть проводником государственных интересов в ЭСК;

обеспечивать эффективное и надежное функционирование и развитие ЕНЭС как
основы инфраструктуры оптового рынка электроэнергии в стране;

отстаивать интересы ЭСК и их собственников перед органами власти, СО,
потребителями их услуг;

обеспечивать эффективное взаимодействие между ЭСК, представляющими собой
единые технологические цепочки по передаче и распределению электроэнергии;

координировать и стимулировать процесс разработки и внедрения в отрасли
перспективных научно-технических разработок;

координировать инвестиционный процесс в отрасли.
В этих условиях необходимость построения эффективной централизованной
системы управления ЕНЭС и всего электросетевого хозяйства страны становится одной из
важнейших задач ФСК на ближайшую (2…3 года) перспективу.
Наиболее важными принципами, на основе которых возможно построение
эффективной системы централизованного управления электросетевым хозяйством страны,
являются:

построение иерархической структуры электросетевого хозяйства страны (ФСК 
ММСК  РСК);

создание единых корпоративных стандартов управления, составления отчетности и
обмена информацией;
55

развитие для этих целей единой системы технологических телекоммуникаций,
АСУТП, многоуровневой АСКУЭ и т.д.;

создание единых стандартов проектирования, строительства и эксплуатации сетей
как высокого, так и среднего и низкого напряжения;

наличие эффективной системы контроля за деятельностью ЭСК.
Очевидно, что основой такой системы должно быть обеспечение корпоративного
контроля за деятельностью ЭСК со стороны ФСК. Основным инструментом такого
контроля должно стать создание и регулярное обновление моделей бизнеса ЭСК.
Модель бизнеса типовой создаваемой российской электросетевой компании с
целью выявления и исследования наиболее важных показателей ее деятельности
представлена в Приложении 9.
Используя разработанную типовую модель бизнеса российских ЭСК, можно
осуществлять достаточно эффективный контроль за их экономическим состоянием. В
сочетании с контролем за эффективностью функционирования и развития ЭСК,
основывающемся на расчете обобщенного критерия оценки (ОКОР ЭСК5), это позволит
осуществлять многоплановый и высокоэффективный контроль за всеми основными
сторонами деятельности ЭСК как составной части ЕНЭС.
Рекомендации по оптимизации контроля за деятельностью электросетевых
компаний представлены в Приложении 10.
Пути повышения контроля ФСК за деятельностью сетевых компаний более низкого
уровня и механизмы реализации этого контроля компаний представлены в Приложении
11.
5
См. Раздел 3.
56
12. Тарифная политика и ценовое регулирование.
Основным
источником
доходов
всех
организаций,
обеспечивающих
функционирование ЕНЭС, являются поступления средств от пользователей сетями за
оказание услуг по передаче электрической энергии через сети ЕНЭС с обеспечением
нормативного уровня потерь электрической энергии в этих сетях. Учитывая, что данный
вид деятельности является монопольным, ценообразование на данный вид услуг сетевых
организаций регулируется государством и в обозримом будущем не предполагается
осуществление перехода на свободные (рыночные) цены. Возможно лишь
совершенствование механизма государственного регулирования тарифов на услуги по
передаче электрической энергии.
1. Совершенствование ценообразования
Необходимо выделить несколько этапов введения полноценных тарифов на
передачу электроэнергии:
Установление тарифов в условиях, когда не сформирована в полном объеме
структура собственности и эксплуатации ЕНЭС (переходный период - продлится не
менее, чем до 2005 года).
Внутренние шаги этого периода:
 Переход на собственный тариф;
 Расчеты по присоединенной мощности;
 Расчеты по заявленной мощности
1.1. Расчеты по присоединенной мощности должны проводиться в соответствии с
утвержденной ФЭК России методикой, которая предусматривает в качестве расчетной
базы мощность потребителя услуг, присоединенную к сети ФСК.
В части установления платы за передачу электрической энергии по сетям,
передаваемым в управление ОАО «ФСК ЕЭС», необходимо учитывать, что, начиная со
второго полугодия 2005 года, субъектам электроэнергетики запрещается совмещать
деятельность по производству и передаче электроэнергии, поэтому соответствующие
виды деятельности должны быть обособлены в отдельные бизнесы. Прежде всего, это
относится к формированию межрегиональных магистральных сетевых компаний и
передачи объектов электросетевого хозяйства в управление ОАО "ФСК ЕЭС". Этот
процесс носит распределенный во времени характер и продлится в течение двух лет.
При этом в соответствии с действующей методикой расчета платы за передачу
(предусматривающей частичное перераспределение финансовой нагрузки между классами
напряжений) установление платы по классу напряжения 220 кВ (в общем случае)
возможно только после передачи в управление всех сетей региона под управление ОАО
"ФСК ЕЭС". Необходимо также учитывать, что регулирование (установление тарифа на
передачу) производится только один раз в год. Таким образом, установление
полноценного тарифа на передачу электроэнергии возможно, начиная с 2005 года, то есть
периода, когда указанная передача состоится.
1.2. В 2005-2006 годах целесообразно осуществить переход на расчет платы за
услуги по передаче электроэнергии на основе заявленной мощности потребителей.
Переход к заявленной мощности необходимо рассматривать как инструмент определения
платы за передачу, позволяющий потребителю участвовать в определении закупаемых
объемов мощности (механизм двусторонней договоренности) и оплачивать фактический
уровень использования сети. Указанный механизм должен стимулировать потребителей
оптимизировать режимы потребления электрической энергии, что позволит ОАО "ФСК
ЕЭС" более эффективно использовать имеющиеся трансформаторные мощности. Кроме
этого переход на заявленную мощность является экономически более обоснованным
подходом к выбору базы для начисления платы за передачу электроэнергии, поскольку
соответствует требованиям потребителя, а не является следствием топологии сети,
57
конструкция которой в большей степени является «наследием» плановой экономики и не
учитывает реалий ее реструктуризации.
1.3. В качестве дополнительного рыночного инструмента регулирования
необходимо внедрить (2005-2007 годы) систему предоставления пропускной способности
сети на конкурсной основе. Прежде всего, это относится к услугам сети, связанным с
передачей электрической энергии на экспорт. В этом случае конкурс на право экспорта
будет являться дополнительным рыночным инструментом, позволяющим повысить
эффективность производства электроэнергии, и дополнительным источником
финансирования деятельности ФСК, направленной на развитие сетевой инфраструктуры.
2. Управление структурой валовой выручки.
Данное направление преследует цель оптимального использования средств,
получаемых от предоставленных услуг, и включает программы управление издержками и
управление доходностью.
2.1. Управление издержками
Начиная с 2005 года целесообразно осуществить переход на длительные 3-5 летние
и более периоды регулирования тарифов в условиях умеренной инфляции (путем
индексации в увязке с темпом инфляции). После установления тарифа на длительный
период производится его ежегодная индексация с использованием принципа «инфляция
“–“ ежегодное планируемое снижение издержек» или «инфляция “+” ежегодный рост
издержек». Выбор одного из вышеуказанных принципов индексации зависит от сроков,
темпов и масштабов проведения реформ в отрасли. Такой подход позволяет
использование достигнутой экономии в течение срока, большего, чем период
регулирования и стимулирует компанию в части сокращения издержек и повышения
эффективности ее функционирования.
Основания для применения указанного подхода в действующих Основах
ценообразования на электрическую и тепловую энергию в Российской Федерации
имеются. В соответствии с основами ценообразования регулирующие органы, на основе
предварительно согласованных с ними мероприятий по сокращению расходов
организаций, осуществляющих регулируемую деятельность, обязаны в течение 2 лет
после окончания срока окупаемости затрат на проведение этих мероприятий сохранять
расчетный уровень удельных расходов, сложившихся в период, предшествующий
сокращению расходов.
2.2. Управление доходностью
Начиная с 2005-2006 года необходимо осуществить переход на установление
прибыли компании, на основе принципа определения доходности на инвестированный
капитал (в соответствии с Федеральным законом «Об электроэнергетике»). В качестве
базы для начисления доходности можно использовать два подхода: по оценке
эффективности активов или пассивов компании, а именно:

Установление норматива доходности на собственный (целевой) и заемный (по
среднегодовой ставке заимствований на рынке капитала) капитал компании (WACC
= g*Rd + (1-g)*Re). где: g - соотношение между заемным и собственным
финансированием; Rd – возврат на заемные средства (или стоимость заемного
финансирования); Re – возврат на собственные средства (или стоимость
собственного финансирования).

Установление норматива доходности на работающие активы компании. В этом
случае за базу может быть принята стоимость основных средств на отчетную дату.
58
В целях реализации принципа доходности необходимо разработать программу
поэтапного перехода (в течении 2-3 лет) к целевому уровню доходности на собственный
капитал компании.
3. Расширение списка оказываемых услуг и их последующая тарификация
3.1. Учет оплаты потерь в тарифе на передачу электроэнергии



Включение в плату за передачу электроэнергии средств на оплату потерь с 2004 года
потребует внесения соответствующих изменений в порядок формирования плановых
балансов ФОРЭМ, а также тарифов на электрическую энергию, отпускаемую с
ФОРЭМ. Общество (ОАО «ФСК ЕЭС») должно стать полноценным участником
рынка электрической энергии – оптовым покупателем электрической энергии для
компенсации потерь электроэнергии.
Необходимо увязать установление нормативов потерь и режимы работы сети. Для
этих целей необходимо разработать и внедрить систему надбавок за потребление
реактивной мощности, предусматривающую использование повышающих
коэффициентов к платежу потребителя за потери электрической энергии, поскольку
потребление реактивной мощности потребителями вызывает рост нагрузочных
потерь и, соответственно, рост общей величины потерь электроэнергии.
Следует обеспечить разработку и внедрение стимулирующих методов установления
потерь, основанных на фиксации (замораживании) нормативов (методов их расчета)
на длительный период времени. Данный подход, как и подход к многолетнему
регулированию платы за передачу электроэнергии основывается на создании
стимулов для компании в части минимизации потерь и возможности использования
полученной экономии, в том числе и для внедрения новых технологий,
направленных на дальнейшее развитие в этой области.
3.2. Другие инфраструктурные проекты
Следует обеспечить условия для возможности деятельности сетевых организаций
и, в первую очередь ОАО «ФСК ЕЭС», по расширению перечня предоставляемых услуг,
для которых не осуществляется ценовое регулирование, так как их предоставление
возможно на основе конкуренции. Приведенный ниже перечень услуг содержит основные
из них, но не является исчерпывающим:





Разработка и введение в действие порядка и методики расчета платы за
присоединение к ЕНЭС, включая разработку и утверждение перечня технических
условий на присоединение к ЕНЭС.
Участие ОАО «ФСК ЕЭС» в работе конкурентного сектора оптового рынка
электрической энергии (мощности) в части расчета величины и стоимости потерь
электроэнергии в магистральных электрических сетях с учетом перспективной
возможности оптимизации товарно-стоимостных потоков в случае реализации
узловой модели рынка.
Участие в рынке резервов мощности, в части включения в рынок регулируемых
потребителей электроэнергии с возможностью выполнения функцией агента по
продаже резервов в режиме консолидации услуги ряда регулируемых потребителей.
Участие ОАО «ФСК ЕЭС» в оказании субъектам оптового рынка услуг по
обеспечению системной надежности.
Разработка правил и обеспечение проведения аукционов пропускной способности
сети в слабых сечениях, для участников сектора прямых договоров на рынке
электроэнергии и мощности.
59
4. Ценовые факторы реализации стратегии.
При анализе ценовых факторов реализации стратегии основное внимание было
уделено оценке влияния на величину (изменение) тарифа на электрическую энергию для
конечных потребителей необходимой выручки от оказания услуг по передаче
электрической энергии по сетям ЕНЭС, т.е. доле сетевого тарифа в общем тарифе,
предъявляемом потребителям всеми субъектами рынка.
В этой оценке было принято, что общая цена электроэнергии на потребительском
рынке за десятилетний период не повысится более чем на 35% (с учетом фактора
стабилизации цены за счет внедрения конкурентных рыночных механизмов). Цена услуг
по функционированию и развитию ЕНЭС (сетевой тариф ЕНЭС) изменяется достаточно
плавно со средним темпом роста порядка 5 - 6%. При этом необходимо иметь в виду, что
соответствующие затраты исключаются из тарифов АО-энерго (или тарифов
территориальных сетевых организаций).
В этих условиях составляющая сетевого тарифа по ЕНЭС в общем тарифе конечных
потребителей изменится с 7,27 % в 2004 году до 9,86% в 2013 году (средняя за период –
8,1%). Следует учитывать, что в большинстве развитых стран это соотношение превышает
10%.
Указанная динамика цен обеспечивает формирование доходной базы для покрытия
эксплуатационных затрат и необходимых инвестиционных ресурсов для реализации
программ, предусмотренных Стратегией с учетом возможных заимствований в период
2004-2006 года в объемах не превышающих 10% от общей суммы необходимых
инвестиционных средств.
60
13. Основные положения по согласованию и
изменению Стратегии развития ЕНЭС.
После разработки и предварительных консультаций Стратегия развития ЕНЭС
рассматривается и проходит согласование с Минэкономразвития РФ, Федеральной
энергетической комиссией РФ, ОАО РАО «ЕЭС России», ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС», НП
«АТС».
После завершения процесса согласования Стратегия развития ЕНЭС утверждается
Советом Директоров ОАО «ФСК ЕЭС». Затем Стратегия рассылается в
Минэкономразвития РФ, Минэнерго РФ, Минатом РФ, Федеральную энергетическую
комиссию РФ, ОАО РАО «ЕЭС России», ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС», НП «АТС»,
генерирующие компании, а также в администрации субъектов федерации для
ознакомления и использования в работе. Таким образом, обеспечивается обратная связь с
Энергетической стратегий России и другими документами по развитию ТЭК и
электроэнергетики, учитываемыми в Стратегии развития ЕНЭС.
На основании утвержденной Стратегии развития ЕНЭС разрабатывается ее
адаптированная версия для ознакомления общественности и размещается на сайте ОАО
«ФСК ЕЭС».
Учитывая капиталоемкий и долгосрочный характер развития сетевой
инфраструктуры, а также то, что Стратегия развития ЕНЭС является корпоративным
документом, пересмотр целей и приоритетов развития ЕНЭС может происходить только в
связи:
 с изменением директивных материалов;
 при возникновении новых организационных отношений в энергетической отрасли;
 при изменении макроэкономических параметров экономики Российской
Федерации.
Ключевые направления развития ЕНЭС, обоснованные в Стратегии развития
ЕНЭС, выделяются в самостоятельные программы.
В развитие Стратегии для обоснования сроков сооружения и экономических
предпосылок строительства конкретных электросетевых объектов Федеральная сетевая
компания аккумулирует предложения инвесторов на сооружение генерирующих
источников, заявок сбытовых организаций и конкретных потребителей на увеличение
объемов покупки электроэнергии. На основе анализа исходных материалов ОАО «ФСК
ЕЭС» организует разработку «Схемы развития ЕНЭС на десятилетний период». Схема
развития формируется с учетом требований ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС» в части обеспечения
надежности функционирования сетевой инфраструктуры и НП «АТС» в части
минимизации технологических ограничений для субъектов рынка, накладываемых
сетевой инфраструктурой на коммерческие взаимоотношения. В процессе разработки
Схемы развития ЕНЭС Федеральная сетевая компания организует обсуждение материалов
с:
 Минэнерго РФ,
 Минатом РФ;
 ОАО РАО «ЕЭС России»;
 ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС»;
 НП «АТС»;
 представителями администраций округов Российской Федерации;
 представителями Федеральной Энергетической Комиссии РФ;
 представителями министерства экономического развития и торговли РФ.
После обсуждения и учета замечаний «Схема развития ЕНЭС на десятилетний
период» утверждается Правлением ОАО «ФСК ЕЭС».
Следующим этапом работ по Стратегии развития ЕНЭС является выполнение
отдельных исследований по развитию отдельных направлений совершенствования
эксплуатации и повышению эффективности функционирования и развития ЕНЭС.
На базе утвержденной Стратегии развития ЕНЭС, Схемы развития ЕНЭС и других
уточняющих работ по перспективе развития ЕНЭС Федеральная сетевая компания
ежегодно разрабатывает Программу ввода электрических сетей ОАО «ФСК ЕЭС» на
десятилетний период. В Программе ввода рекомендуются для сооружения экономически
61
обоснованные электросетевые объекты с определением объемов и источников
инвестиций, необходимых для их реализации.
Программа ввода электрических сетей ОАО «ФСК ЕЭС» на десятилетний период
используется в ежегодно формируемой «Инвестиционной программе ОАО «ФСК ЕЭС» на
очередной год.
62