Дерипаска восстановит энергомост из сибири на урал через казахстан.

В Советском Союзе была построена ЛЭП-1150кВ. До сих пор во всем мире нет ЛЭП такого высокого напряжения.

Высокое напряжение необходимо для передачи огромной мощности на большие расстояния. ЛЭП-1150 кВ должна была передавать мощность 5-6ГВт Экибастуз-Урал.

После распада Советского Союза большая часть линии «оказалась за границей», так как приблизительно 1400 из 1900км Линия “Барнаул-Экибастуз-Кокчетав-Кустанай-Челябинск” находится в Казахстане (Википедия).

На территории Казахстана ЛЭП-1150кВ Экибастуз-Кокчетав-Кустанай работала на номинальном напряжении 1150 кВ с 1988 по 1991 годы. На остальном участке линия временно работала на напряжении 500кВ. У электриков нет ничего постояннее временной линии, поэтому сейчас вся линия работает под напряжением 500кВ.

В 1998 году была введена в строй часть линии «Урал-Казахстан-Сибирь» линия «Итат-Барнаул» протяженностью 444,5км.

Во время работы ЛЭП проводились исследования и решались задачи, накапливался опыт. Находились решения по уменьшению потерь на коронные разряды, и снижению радиопомех. К сожалению, с 1991 года, кода линия эксплуатировалась на 500 кВ, практически ни каких исследований не проводилось, так как ЛЭП-500 кВ и так достаточно хорошо изучена.

Экономическое обоснование строительства ЛЭП УВН (ультравысокого напряжения).

Зачем все-таки возникает необходимость в строительстве ЛЭП высокой мощности. Ведь можно строить Электростанции вблизи больших городов и не заморачиваться строительством протяженных ЛЭП.

ЛЭП-1150 кВ строили для того чтобы передавать электроэнергию из Казахстана и Сибири на промышленно развитый Урал. Тепловые электростанции строились как можно ближе к месторождениям угля, тем самым снижались затраты на его транспортировку. Это выгодно так как можно предположить что затраты на транспортировку угля выше потерь электроэнергии при передаче через ЛЭП. Еще это выгодно с экологической точки зрения: лучше построить электростанцию в пустынной местности, чем рядом с городом-миллиоником.

С другой стороны город надо отапливать и лучше это делать, используя низко потенциальное теплоэлектростанции (ТЭЦ). Тем самым повысится эффективность использования топлива. А если мощная ТЭС стоит далеко от крупного города, то большая часть тепла будет улетать в атмосферу через градирню.

Строить ЛЭП выгодно вдоль часовых поясов. Например, когда на Урале люди идут на работу в Москве еще спят, а в Сибири уже готовятся к обеду. В эти часы можно было бы передавать электроэнергию от Москвы на Урал и Сибирь. А днем и вечером наоборот.

В этом смысле хорошо было бы объединиться в единую электросеть с Европой.

В Европе и Америке ночь – передаем электроэнергию от европейских американских электростанций в Китай и Японию, и наоборот. А в центре всего мира Россия: через Берингов пролив соединяемся с Америкой; через Дальний Восток с Китаем и Японией; на западе с Европой.

Россия будет получать не малые барыши от перепродажи электроэнергии, а также своей электроэнергией приторговывая. И наконец, то слезет с нефтяной иглы. Об этом уже говорилось в статье:

Проблема одна при передаче электроэнергии на такие большие расстояния, неизбежно будут высокие потери. Собственно говоря, почему неизбежно надо придумывать, как эти потери избежть. Еще больше увеличить напряжение. Использовать постоянное напряжение это сократит индукционные и емкостные потери. Изобретать новые «нано-материалы» которые уменьшат коронные разряды, снизят сопротивление и потери на преобразовании, и решат все проблемы. Ну и лучшее решение – СВЕРХПРОВОДНИКИ.

Конечно, это все выглядит научной фантастикой, но когда-то и компьютер за которым вы сидите, был научной фантастикой.

Пожалуйста, не забывайте добавлять свое мнение в комментарии.

Россия и Казахстан намерены возродить советский МЕГАПРОЕКТ строительства энергомоста Сибирь-Казахстан-Урал на основе сверхвысоковольтной ЛЭП 1150 кВ протяженностью 1900 км.

Главным идеологом выступает En+ Олега Дерипаски, заинтересованная как в энергорынке европейской части России для проектов в рамках СП с китайской Yangtze Power, так и в развитии угольного бизнеса в Казахстане. Но техническое состояние линии не позволит в ближайшее время вывести ее на номинальную мощность, и непонятно, кто будет оплачивать инфраструктурный проект стоимостью 40 млн руб. за 1 км.
En+ Group Олега Дерипаски начала согласование проекта, который позволит увеличить перетоки между энергосистемами Сибири, Казахстана и Урала с сегодняшних 1,7 ГВт до 5 ГВт. Решение об анализе целесообразности увеличения пропускной способности сетей было принято в рамках ноябрьского заседания подкомиссии по сотрудничеству в области ТЭК межправкомиссии Россия-Казахстан. По итогам Минэнерго РФ было поручено сформировать рабочую группу с участием Федеральной сетевой компании (ФСК), "Системного оператора ЕЭС" (СО ЕЭС), "Интер РАО", Агентства по прогнозированию балансов в электроэнергетике (АПБЭ) и En+, согласованные выводы которой по этому вопросу должны быть представлены Казахстану.

База для энергомоста уже существует - это проект, разработанный в 1980-х годах для передачи на Урал дешевой энергии сибирских электростанций, в том числе ГЭС Ангаро-Енисейского каскада и угольных ГРЭС Канско-Ачинского угольного бассейна.

В рамках проекта в 1985-1990 годах была построена ЛЭП Итат-Михайловский-Экибастуз-Кокчетав-Кустанай-Шагол (Челябинск) напряжением 1150 кВ, уникальная по классу напряжения для своего времени. Поскольку подстанции на 1150 кВ на российских концах линии - Шагол и Итатская - не были построены, участки Экибастуз-Итат и Кустанай-Шагол с самого начала работали на напряжении 500 кВ. Казахский участок Экибастуз-Кокчетав-Кустанай более двух лет работал на номинальном напряжении, однако потом было принято решение и их переключить на напряжение 500 кВ.

На казахском участке пять из восьми проводов сняты; на российских участках провод сохранен. В негодность пришло уникальное подстанционное оборудование 1150 кВ, изготовленное в 1981-1986 годах. Линия работает на напряжении 500 кВ. Она была задействована после аварии на Саяно-Шушенской ГЭС в 2009 году для компенсации выпадения сибирских мощностей.

Энергомост нужен, чтобы увеличить перетоки между энергосистемами Сибири (энергоизбыточный регион с дешевой электроэнергией) и Центром России. Кроме того, говорит руководитель экспертно-аналитического центра ИНЭИ РАН Георгий Кутовой, энергомост позволил бы реализовать потенциал Канско-Ачинского и Экибастузского угольных бассейнов. Сейчас 85% в топливном балансе электростанций европейской части России занимает газ, вовлечение угольной энергетики в баланс позволило бы высвободить ресурсы "Газпрома" для поставки на внешние рынки, отмечает эксперт. Экономия газа может составить до 15 млрд кубометров в год. Также появляется возможность сократить перевозку ископаемого топлива на электростанции Урала и европейской части России.

Наибольший интерес к проекту пока проявила En+, представившая на рассмотрение Минэнерго проработанный в сотрудничестве с ГК "СетьСтройСервис" (ГК ССС) проект ТЗ на пред-ТЭО энергомоста. Интерес En+ объясняется несколькими факторами. В рамках СП с китайской Yangtze Power "Евросибэнерго" планирует ввести до 10 ГВт новых мощностей в Сибири. Пиковую мощность компании намереваются продавать в Китай, а по энергомосту могли бы направлять энергию и в европейскую часть России, где цены выше. Кроме того, "Русал" (контролируется En+) владеет 50% в угольном СП "Богатырь Комир", эксплуатирующем 8 из 12 участков Экибастузского месторождения. En+, говорят в группе, уже получены отзывы c индикацией заинтересованности в проекте от СУЭК, ФСК, НИИПТ (структура "СО ЕЭС"), "Э.Он Россия".

В ФСК поясняют, что готовы выступить экспертами при рассмотрении материалов пред-ТЭО. "Проект очень дорогой, и решение по его запуску должно быть тщательно проработано и взвешено,- говорят в компании.- О реализации каких-то конкретных мероприятий имеет смысл говорить только по результатам согласования пред-ТЭО".

Но пока неясно, кто будет нести расходы по проекту - даже по его ТЭО. En+ предлагает три варианта финансирования работ - НИОКР Минэнерго или Совета безопасности, инвестпрограмма ФСК или она же плюс софинансирование заинтересованных компаний (с последующим выделением энергомоста в отдельную компанию и конвертацией вкладов по финансированию ТЭО в доли участвующих сторон). А сам проект очень дорог: ГК ССС оценивает 1 км ЛЭП в 36-42 млн руб. С этой оценкой согласен заместитель гендиректора по проектированию ОАО "Энергостройинвест-Холдинг" Тагир Нигматулин. "Примерная стоимость 1 км ЛЭП-1150 составляет порядка 40 млн руб., ЛЭП напряжением 500 кВ стоит вдвое дешевле (порядка 20 млн руб. за 1 км), но позволяет передать в шесть раз меньшую мощность,- поясняет он.- Кроме того, ЛЭП-1150 дает возможность передавать энергию на расстояния до 3 тыс. км, тогда как передающие возможности ЛЭП-500 на расстоянии свыше 1000 км не оптимальны из-за возрастающих потерь. Стоимость 3 тыс. км ЛЭП-1150 с учетом подстанций может достичь 100-150 млрд руб.".

Компетенции, необходимые для строительства, пока сохранились, поясняет эксперт, хотя в последние десятилетия таких линий в России не возводили. В мировой практике ЛЭП сверхвысокого напряжения строят редко, они необходимы лишь для передачи энергии на большие расстояния в крупных энергосистемах. По мнению Георгия Кутового, строительство энергомоста может на начальном этапе послужить физической основой для формирования Евразийского межгосударственного оптового рынка электроэнергии в рамках ЕЭП.

Источник, знакомый с ситуацией, говорит, что проблема этого проекта - не только высокая стоимость, но и незаинтересованность в нем эксплуатантов, в первую очередь казахстанской KEGOC, которая сейчас закладывает обслуживание ЛЭП в тариф, а в эксплуатации она на половинном напряжении сверхнадежна, поскольку строилась под существенно более строгие требования.

В восьмидесятые годы строительство ЛЭП-750 кВ приобрело массовый характер. На повестке дня стоял вопрос освоения новых, ранее не существоваших в мире классов напряжения -1150 кВ переменного и 1500 кВ постоянного тока, названных ультравысокими.

Строительство линий электропередачи ультравысокого напряжения открывало захватывающие перспективы - возможность быстро, с минимальными потерями перебрасывать электроэнергию и мощность на тысячи километров из энергоизбыточных регионов страны в энергодефицитные.

Первым в мире «широтным» линиям электропередачи предстояло связать воедино пять объединённых энергосистем Советского Союза – Сибири, Казахстана, Урала, Волги, Центра. Электропередача Сибирь – Казахстан – Урал строилась и вводилась в эксплуатацию поэтапно.

24 марта 1977 года ЦК КПСС и Совмин СССР приняли Постановление №243 "О создании Экибастузского топливно-энергетического комплекса и строительства линии электропередачи постоянного тока напряжением 1500 кВ Экибастуз-Центр". Этим постановлением было предусмотрено эффективнее развивать топливно-энергетический комплекс, реализовать энергетическую программу СССР, где Казахстану предусматривалась в ближайшие годы одна из ключевых ролей в советской энергетике. В то время Казахстан занимал третье место среди республик СССР по производству электроэнергии.

Учитывая несметные запасы угля и масштабы его добычи, было принято решение о строительстве в Экибастузе крупных тепловых электростанций в непосредственной близости от разрезов, чтобы сократить до минимума расходы на транспортировку угля. С вводом в эксплуатацию энергоблоков на строящихся ГРЭС Казахстан не только полностью обеспечивал электроэнергией народное хозяйство республики, но и имел возможность передавать электроэнергию в другие регионы бывшего Советского Союза.

Для этих целей и было принято решение строительства электролиний 500 кВ и уникальной линии электропередачи сверхвысокого напряжения 1150 киловольт переменного тока Экибастуз-Урал протяженностью 900 км с подстанциями в Экибастузе, Кокчетаве, Кустанае и участок Кустанай - Челябинск протяженностью 300 км, с временным использованием его на напряжение 500 кВ.

Технико-экономическое обоснование электропередачи 1150 осуществлялось отделением дальних передач института "Энергосетьпроект". Разработка проектно-сметной документации производилась этим же институтом.

Генеральным подрядчиком по строительству электропередачи были по ВН-1150 кВ - трест "Спецсетьстрой". По строительству объектов ПС 1150 кВ Экибастузская - трест "Экибастузэнергострой". По строительству подстанций в Кокчетаве, Кустанае и Челябинске - трест "Южуралэнергострой".

Разработкой оборудования для уникальной электропередачи занимались десятки научных центров и институтов. К примеру, автотрансформаторы АОДЦТ-66700 разрабатывал и изготавливал НПО "Запорожтрансформатор". Реакторы шунтирующие РОДЦ-300000/1150 - Московский завод "Электросила", воздушные выключатели ВНВ-1150 разработал НПО "Уралэлектротяжмаш". Полый провод для ошиновки оборудования ОРУ-1150 изготовил Московский электротехнический завод АН СССР в содружестве с институтами, энергетиками и работниками других отраслей промышленности. Для электропередачи были созданы новые классы контактных и изоляционных материалов, аппаратуры релейной защиты, автоматики и связи, рассчитанной на безотказную и длительную работу узлов и агрегатов при сверхвысоких нагрузках.

Строительство ВЛ-1150 кВ осуществлялось несколькими передвижными мехколоннами и опережало строительство подстанций. Строительство первой из четырех подстанций началось генподрядчиком СУЭПК, начальник Ю.А. Казанцев Для повышения индустриализации и сокращения сроков строительства проектными институтами были приняты усовершенствованные конструкции со сборкой отдельных узлов на сборочных площадках.

Имеющаяся на то время практика подстанционного строительства на объектах ПС-1150 кВ была неприемлема, так как маслонаполненное электротехническое оборудование, монтируемое на площадке, весило более 500 тонн. Металлоконструкции линейных и ячейковых порталов весили до 30 тонн и монтировались на высоте 40 и более метров при значительных габаритах.

Подрядчиками для их монтажа применялась на тот период передовая мобильная грузоподъемная техника, краны "Като", "Днепр", "Январец", ДЭК-50, автовышки "Магирус-Бронто-33", АГП-22 и др.

Используя вышеназванную технику в стесненных условиях площадки, строителям и монтажникам приходилось проявлять смекалку для организации безаварийной работы механизмов.

При большой концентрации механизмов на площадках строительства была удачно применена кольцевая схема временного электроснабжения, исключающая отключение и повреждение линий при передвижении механизмов.

Для координации вышеназванных мероприятий в Экибастузе работала группа рабочего проектирования Одесского филиала института "Оргэнергострой" (возглавлял ее В.Х. Ким), которая разрабатывала проекты производства работ на технологические процессы монтажа строительных конструкций и оборудования.

Большой объем работ по монтажу металлоконструкций ОРУ-500 кВ и ОРУ-1150 кВ был выполнен участком под руководством А.В. Музыка треста "Электросредазмонтаж". Монтаж всего маслонаполненного оборудования и его ревизию выполнил
участок во главе с М.Е. Семеновым этого же треста.

Строительные и монтажные работы по укладке кабельных лотков и каналов, монтажу стоек УСО, устройство дорог и переездов выполнило СУЭПК (начальник участка В.И. Веселов).

По своему техническому оснащению первенец казахстанской энергетики сверхвысокого напряжения ПС-1150 кВ являлась уникальным сооружением, которому не было аналогов в мире. Само оборудование на ПС-1150 кВ считалось технически сложным для эксплуатации и требовало от эксплуатирующего персонала особых знаний и особого отношения к своей работе. Именно такими качествами обладали Ю.Н. Пакулин, начальник подстанции, Л.Р. Беседин, заместитель начальника ПС, Г.И. Пилюгин, мастер по ремонту воздушных выключателей. Оперативно-диспетчерский персонал - Н.И. Токманцеца, И.П. Долгов, Е.Н. обко, А.В. Аксиньин. Ведущие инженеры группы релейной защиты и автоматики А.Н. Юхно, И.Т. Финк, К. Ергалиев - электрослесарь по ревизии и наладке маслонаполненного оборудования и др. Бесперебойной работой подрядных организаций, занятых в круглосуточном режиме, руководил штаб стройки во главе с главным инженером треста "Экибастузэнергострой" М. Барковским.

В предпусковой период в течение продолжительного времени на площадке ПС-1150 кВ практически жила группа ведущих специалистов объединения во главе с главным инженером ПО "Дальние электропередачи" О.А. Никитиным. После четырехлетней напряженной работы многих подрядных, пусконаладочных и шефских заводских организаций, участвующих в создании уникальной подстанции, в последних числах июля 1985 года впервые в мировой практике было подано напряжение на уникальное оборудование подстанции Экибастузская 1150 кВ, предназначенное для передачи электроэнергии по линии Экибастуз-Урал до подстанции в Кокчетаве. Началось промышленное испытание первой очереди крупнейшего энергомоста.

Впервые в мировой практике промышленного потребления получена электроэнергия переменного тока сверхвысокого напряжения 1150 кВ.

В честь такого события был проведен митинг на территории ПС-1150 кВ с участием общественности города.

На снимке запечатлен момент передачи символичного ключа от строителей эксплуатационникам. Фото Б.КИРИЧЕК, участника строительства электропередачи переменного тока 1150 кВ Экибастуз-Урал.

Так в 1987 году был сдан участок этой линии от Экибастуза до Чебаркуля протяжённостью 432 километра на уровне напряжения 1150 кВ. Ни одна другая линия в мире не способна работать под столь высоким напряжением. Участок должен был выдавать мощность от двух построенных Экибастузских ГРЭС на подстанцию 1150 кВ в Чебаркуле. Диспетчерское наименование: Костанайская-Челябинская. Пропускная способность линии достигала 5500 МВт.

Проложенная от Экибастуза через Кокчетаев и Кустанай вплоть до Челябинска, ЛЭП-1150 соединила энергосистемы Казахстана и России. Средняя высота опор линии составляет 45 метров. Вес проводников приблизительно 50 тонн.

Уникальная высоковольтная линия электропередачи «Сибирь-Центр» проектного напряжения 1150 кВ обошлась стране в 1,3 трлн. рублей. Одновременно с ней шло строительство линии электропередачи постоянного тока 1500 кВ Экибастуз – Центр.

На территории Казахстана ЛЭП-1150 кВ Экибастуз-Кокчетав-Кустанай работала на номинальном напряжении 1150 кВ с 1988 по 1991 годы.

Завершение строительства «широтных» ЛЭП 1150 и 1500 кВ планировалось в 1995 году, однако из-за распада СССР проект остался неоконченным. Большая часть линии оказалась «за границей», так как приблизительно 1400 из 1900 км линии «Барнаул-Экибастуз-Кокчетав-Кустанай-Челябинск» находится в Казахстане.

«Линию построили, но использовать ее, окупив затраченные деньги, так и не пришлось. Сначала во время распада СССР перестали работать обе электростанции в Экибастузе, их продали американцам фактически как металлолом. Потом и линию демонтировали на участке, проходящем по Казахстану. А участок от Петропавловска до Чебаркуля эксплуатируется на напряжении 500 киловольт и практически незагружен. Но опоры-рюмки стоят».

Заместитель управляющего Челябэнерго Владимир Михайлович Козлов

В 2012 Олег Дерипаска заявил о намерении En+ возродить проект строительства энергомоста Сибирь - Казахстан - Урал на основе сверхвысоковольтной ЛЭП.

Эта линия, известная, как линия электропередачи "Экибастуз-Кокчетав", (см., например, материалы Википедии под одноименным наименованием), имеет длительную историю. Мне вместе с моими соратниками д.т.н. Кудрявым В.В. и д.э.н. Сюткиным Б.Д. принадлежит идея ее восстановления в проектных параметрах в связи с необходимостью создания Единой энергетической системы ЕврАзЭС (см., например, И.А.Данилов и др. "Энергетический баланс ведущих стран мира. Роль и место энергетического комплекса ЕврАзЭС" М., Издательство "НАУКА", 2009 г.).

Справка:

Линия электропередачи Экибастуз-Кокчетав - участок уникальной высоковольтной линия электропередачи «Сибирь-Центр» проектного напряжения 1150 кВ. Ни одна другая линия в мире не способна работать под столь высоким напряжением. В настоящий момент работает под напряжением 500 кВ. Протяжённость участка - 432 километра, установлена на электрических опорах со средней высотой 45 метров. Вес проводников приблизительно 50 тонн. Проложенная от Экибастуза через Кокчетаев и Кустанай вплоть до Челябинска, соединяет энергосистемы Казахстана и России.

ВЛ "Барнаул-Экибастуз-Кокчетав-Кустанай-Челябинск" построена в годы Советской власти, ее трасса проходит, в основном, по территории Казахстана. Ее протяженность - 1900 км (длина казахстанского участка составляет 1400 км).

По мере развития энергоисточников, увеличения расстояний между энергоисточниками и потребителями электроэнергии мощных ГЭС и ТЭС дальности передач электроэнергии и масштабов перетоков мощности возникла потребность усиления протяженных связей между районами восточной зоны ЕЭС России путем наложения на сети 500 кВ электропередачи 1150 кВ от ТЭС КаТЭКа до Урала, т.е. создания широтной передачи.

Создание электропередачи СВН 1150 кВ Сибирь - Казахстан - Урал позволяет наряду с транспортными функциями использовать часовые, месячные и годовые отклонения в балансах мощности по зонам, т.е. обеспечивать реализацию системного эффекта.

В рамках решения этой задачи в 1988 году была введена ВЛ 1150 кВ Барнаул-Экибастуз-Кокчетав-Кустанай-Челябинск с ПС 1150 кВ в Экибастузе, АТ 2х(3х667) МВА в Кокчетаве, АТ (3х667) МВА в Кустанае.

Данная ЛЭП является единственной в мире линией электропередачи такого класса напряжения, пропускная способность которой достигает 5500 МВт. Она была построена в качестве сверхмощного энергомоста для передачи электроэнергии от Экибастузского энергоузла и электростанций Сибири на промышленно развитый Урал России. В 1998 году в качестве заключительного этапа создания межсистемного транзита 1150 кВ Сибирь - Казахстан - Урал введена в строй ВЛ 1150 кВ Итат-Барнаул (Алтай) на напряжение 500 кВ длиной 444,5 км. Сооружение ВЛ 1150 кВ Итат-Барнаул увеличивает возможность передачи избыточной электроэнергии и мощности из Восточной Сибири в дефицитную Западную. При этом пропускная способность увеличивается на 800-1000 МВт.кта.

Отмечу сразу, что эта работа обсуждалась неоднократно в Интеграционном Комитете ЕврАзЭС и с руководством и ведущими экспертами этой уважаемой организации, а также 9 февраля 2010 г. на совместном заседании Россотрудничества и ОАО "Газпром промгаза".

И вот 12.04.2012 газета "Коммерсант" в своей "пылкой" публикации "Олег Дерипаска заглянул в светлое прошлое", устами ее авторов Н.Скорлыгиной и В.Дзагуто поведали предпринимательскому миру о том, что главным иделогом проекта восстановления ВЛ 1150 кВ выступает небезывестный Олег Дерипаска и связанные с ним структуры En+Group (на сайтах которой, и сайтах подведомственных ей организаций, а именно Евросибэнерго, Евросибэнергоинжиниринг по состоянию на 15.04.2012 никто ни сном, ни духом не ведают о такой "громкой" инициативе их шефа и связанных с ним структур), что убеждает в рекламном характере статьи в "Коммерсанте". Странно, но именно в этот день на новостных сайтах (см., например, Lenta.ru: http://lenta.ru/news/2012/04/12/sledcom/), публикуется сообщение о том, что "Испанским делом Дерипаски займутся следователи МВД РФ".

Здесь же я хочу обратить внимание, что проблема значительно серьезнее и крупнее, чем нам предлагается обсудить ее в рамках указанной "пылкой" статьи.

Комментарии

Второй комментарий. К созданию ЕЭС ЕврАзЭС (ЕЭС ЕАЕС)

Приведем здесь цели и задачи проекта (в редакции, изложенной на нашем сайте, см. здесь: https://sites.google.com/site/eeseaec/services/our-company), которые были сформулированы и доложены нами, как уже отмечалось, в том числе, 9 февраля 2010 г. на совместном заседании Россотрудничества и ОАО "Газпром промгаз". Еще раз обращаю внимание, что нами (Даниловым Ильей Анатольевичем и Сюткиным Борисом Дмитриевичем) привлекались крупные специалисты-энергетики (Решетов В.И., Толмачев Г.М. и др.). Мы также информировали об этом наших коллег из Казахстана и, в частности, достаточно подробно и сотрудников ФНБ "Самрук-Казына", и Кадыржанова А.К. (в прошлом генерального директора "Алматаэнерго"), подготовившего аналитическую записку руководству Республики Казахстан).

1. Краткое обоснование проекта.
Начиная с 1990 года, развитие электроэнергетического комплекса страны стало существенно отставать от развития таких комплексов в Европе, Индии, Китае, США, Южной Кореи и других. Особенно быстрыми темпами развивается электроэнергетика стран азиатского региона. Усиление межгосударственных связей является безальтернативным вариантом для преодоления отставаний в вводах энергетических мощностей стран-участниц ЕврАзЭС, повышения эффективности функционирования национальных энергосистем. 12 декабря 2008 г. Межгосударственный Совет Евразийского экономического сообщества решением № 402 утвердил «Концепцию формирования общего энергетического рынка» (Приложение №2). Начало практической реализации указанной Концепции и создания ЕЭС ЕврАзЭС может начаться с проекта достройки и перевода на номинальное напряжение 1150 кВ линии электропередачи, известной как Итат – Барнаул –Экибастуз – Кокчетав- Кустанай- Челябинск (см. ниже пункт 4. Пояснительная записка). Инновационный характер и высокая научная значимость проекта в электрической части адекватны переходу на парогазовую технологию в тепловой части.
Предлагается учредить ООО «ЕЭС ЕврАзЭС»
Проектируемые учредители: ЕврАзЭС, ОАО «СО ЕЭС», ОАО ФСК России, российский банк (1-й этап) и АО «Фонд Национального благосостояния «Самрук-Казына» (2-й этап)
Уставный капитал (основные фонды) ООО «ЕЭС ЕврАзЭС» на первом этапе формируется за счет передачи на его баланс линии электропередачи ВЛ-1150 кВ территории России (1-й этап) и на территории Казахстана (2-й этап)
Цели и задачи ООО «ЕЭС ЕврАзЭС»:
восстановления ВЛ 1150 кВ и ее реконструкция на другое напряжение, для выдачи дешевой электроэнергии ГЭС Востока в Центр;
ускорение сооружения ВЛ сверхвысокого напряжения Экибастуз-Джамбул;
ускорение строительства ГЭС на Дальнем Востоке, в Средней Азии;
сооружение ГТУ в Туркмении, Узбекистане и Казахстане для покрытия пиковых нагрузок;
строительство ГРЭС в Казахстане на новых месторождениях у озера Балхаш и расширение Березовской ГРЭС;
подача туркменского газа на Джамбульскую ГРЭС от газопровода Туркмения-Китай;
обеспечение давальческим сырьем (газом) простаивающих газомазутных блоков в Украине (Углегорская ГРЭС, Трипольская ГРЭС)
создание ЦДУ ЕЭС ЕврАзЭС и оптового рынка электроэнергии и мощности на территории Евразийского экономического сообщества по модели «Единого покупателя».
2. Ожидаемые результаты:
Ускорение научно-технического прогресса, повышение качества и уровня жизни народов России, стран Центральной Азии и стран, испытывающих заинтересованность в интеграции в рамках Евразийского экономического сообщества.
Решение задач вовлечения в баланс дешевых энергоносителей Западной и Восточной Сибири, Экибастузского топливно-энергетического комплекса. Создание условий для развития производительных сил Уральского, Сибирского и Дальневосточного федеральных округов России. Снижение тарифов на электрическую энергию и ликвидация диспропорций в их уровнях. Повышение энергетической эффективности экспорта за счет увеличения доли электроэнергии..
Развитие энергетического потенциала и восстановление экспортно-ориентированного промышленного комплекса Юга Казахстана. Решение «узких мест» водно-хозяйственного баланса стран Центральной Азии. Повышение числа часов использования установленной мощности электростанций Восточной и Центральной Украины.
Повышение надежности и устойчивости национальных энергосистем России, Белоруссии, стран Центральной Азии, в том числе за счет оптимизации аварийных резервов мощности.
3. Ожидаемый экономический эффект:
На первом этапе реализации составит не менее:
Сокращения потребности ввода новых мощностей в размере до 3 % от установленной мощности электростанций ЕврАзЭС или 6-7 ГВт;
Экономии до 7 млрд. куб. метров природного газа в Европейской части России за счет достройки ВЛ 1150 кВ и перевода ее на номинальное напряжение 1150 кВ, что обеспечит передачу до 4,5 ГВт электрической мощности
Снижения уровня тарифов до 20% за счет резкого сокращения посредников, уменьшения удельного расхода условного топлива, оптимизации режимов и других системных и внесистемных эффектов
4. Пояснительная записка
4.1. История вопроса.
Северный Казахстан и Сибирский регион России располагают уникальными запасами энергетических углей. Это Экибастузский угольный бассейн (ЭТЭК: запасы по сумме категорий А+В+С1 8,65 млрд. тонн) в Казахстане и Канско-Ачинский угольный бассейн (КАТЭК: запасы по сумме категорий А+В+C1 72 млрд. тонн) в Сибири. Уровни затрат на добычу углей этих месторождений являются самыми низкими на территории стран СНГ и дальнейшее их использование - важнейшие геополитическая и экономическая задачи, направленные на развитие производительных сил ЕврАзЭС.
Крупномасштабное вовлечение указанных углей в топливно-энергетический баланс СССР обусловили строительство:
Березовской ГРЭС-1 мощностью 6400 МВт (в настоящее время Березовская ГРЭС – филиал «Э.ОН Россия», установленная мощность 1550 МВт, вводы: 1 блок -1987 и 2 блок – 1990 г.)
Экибастузской ГРЭС-1 мощностью 4000 МВт (вводы: 1 и 2 блоки – 1980 г., 2 и 3 блоки – 1981 г., 5 блок – 1982 г., 6 и 7 блоки – 1983 г., 8 блок – 1984 г., в настоящее время ТОО «Экибастузская ГРЭС-1 им. Булата Нуржанова», располагаемая мощность 2500 МВт, акционеры -50/50: АО «Фонд Национального благосостояния «Самрук-Казына» и частная горнорудная и металлургическая компания «Казахмыс»);
Экибастузской ГРЭС-2 мощностью 4000 МВт (в настоящее время установленная мощность 1000 МВт; вводы 1 блок – 1990 г., 2 блок – 1993 г., акционеры 50/50: АО «Фонд Национального благосостояния «Самрук-Казына» и ОАО «ИНТЕР РАО ЕЭС»)
Общую установленную мощность ЭТЭК планировалось довести до 20000 МВт с учетом строительства Южно-Казахстанской ГРЭС на побережье оз. Балхаш.
Для транспортировки электроэнергии была запроектирована и к 1990г. построена линия электрической передачи напряжением ВЛ 1150 кВ Итат-Барнаул-Экибастуз-Кокчетав-Кустанай-Челябинск.
Трансформаторные подстанции с высшим напряжением 1150 кВ были построены только на территории Казахстана. Этот участок линии электропередачи Экибастуз – ¬Кокшетау (Кокчетав) – Кустанай общей протяженностью 800 км, проработал на номинальном напряжении 1150 кВ с 1987 по 1991 г., тем самым, подтвердив практическую возможность строительства и успешной эксплуатации линий электропередачи такого класса напряжения.
Участки ВЛ 1150 киловольт Кустанай – Челябинск и Экибастуз – Итат из-за неготовности концевых подстанций 1150 киловольт в п. Шагол и Итате были включены временно, на более низком напряжении 500 кВ, на котором работают в настоящее время. Максимальная загрузка достигала 1500 МВт при пропускной способности до 4500 МВт.
Перевод на номинальное напряжение 1150 кВ всей электропередачи не был осуществлен в виду известных событий.
Сооружение электропередачи такого класса напряжения было выдающимся достижением отечественной науки и техники. Разработаны были конструкции ВЛ (опоры, провода, фазы), изоляция высоковольтной аппаратуры (выключатели, разъединители, трансформаторы и т.д.), релейная защита и автоматика на новой аппаратной базе, ВЧ-связь, устройства регулирования напряжения и т.д., а также был проведен комплекс режимных испытаний. В настоящее время она является единственной самой протяженной в мире линией электропередачи на ультравысоком напряжении.
4.2. Основные характеристики ВЛ 1150 кВ:
Протяженность линейной части ВЛ 1150 кВ всего 2395,325 км; 5 подстанций с установленной трансформаторной мощностью 10386,1 МВА,
в том числе:
4.2.1. Казахстан:
На балансе KEGOK (Акционерное общество «Казахстанская компания по управлению электрическими сетями» (Kazakhstan Electricity Grid Operating Company) "KEGOC", учредителем является Правительство Республики Казахстан, 100% акций принадлежат АО «Фонд Национального благосостояния «Самрук-Казына»):
линейная часть ВЛ 1150 кВ – 1421,225 км;
3 подстанции- 1150 кВ (Экибастузская, Кокшетауская, Костанайская) с установленной трансформаторной мощностью 9384,1 МВА;
4.2.2. Россия:
На балансе ФСК (Открытое акционерное общество «Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы» (ОАО «ФСК ЕЭС», акционеры: Федеральное агентство по управлению государственным имуществом РФ (Росимущество) – 79,48%, миноритарные акционеры – 20,52%):
линейная часть ВЛ-1150 кВ – 974,1 км;
2 ПС-1150 кВ с установленной трансформаторной мощностью 1 002 MBа.
Выявить балансовую стоимость не представляется возможным.
Оценка ориентировочной стоимости ВЛ 1150 кВ в сумме ~ 1,6 млрд. рублей приводится ниже (исходя из укрупненных показателей стоимости):
линейная часть 1150 кВ (стоимость сооружения - 170000 руб./км без поправочных коэффициентов на природно-геологические условия прохождения трассы) может быть оценена в сумме 407 млн. рублей;
подстанционная часть (стоимость автотрансформатора 1150/500 – 4300000 руб., стоимость одной ячейки ОРУ с воздушным выключателем – 1600000 руб.).
Итого = (4300000 2 5 + 1600000 2 5) 2 ~ 1180 млн. рублей
Ожидаемые результаты:
В случае достройки передачи ВЛ 1150 кВ по проектной схеме и перевода ее на номинальное напряжение:
1. Будут объединены энергетические центры Объединенной Энергетической Системы Сибири и Объединенной Энергетической Системы Урала (сейчас они объединены по краям объединенных систем, что не позволяет в полной мере реализовать долготный эффект).
2. Расчетный предел передачи составит порядка 5000 МВт в сечении Сибирь-Казахстан и порядка 2500 МВт в сечении Урал-Казахстан.
3. Повышается коэффициент использования ГЭС Ангаро-Енисейского каскада и ГРЭС на Канско-Ачинских углях (Березовская ГРЭС и последующие).
4. Улучшается качество регулирования частоты в Единой энергосистеме СНГ и стран Балтии за счет привлечения ГЭС Сибири к регулированию частоты, при этом уменьшается регулировочная нагрузка на ГЭС Волжско-Камского каскада.
5. Передача позволяет более полно загрузить ГРЭС Экибастузского топливно-энергетического комплекса.
6. С включением передачи в зону рынка можно включить ОЭС Сибири, а также Энергосистемы стран Центральной Азии.
7. Передача повысит реализацию эффекта Единой энергосистемы за счет увеличения передачи мощности в часы максимума нагрузок в европейскую часть ЕЭС СНГ и увеличения передачи мощности в ночные часы провала нагрузок за счет разгрузки ГЭС Сибири и ГЭС Средней Азии.
8. Усиление связи Север-Юг Казахстана позволяет реализовать и широтный эффект объединения за счет более короткого периода осенне-зимнего максимума в энергосистемах Центральной Азии (более позднего наступления и более раннего окончания осенне-зимнего максимума).

Самой высоковольтной ЛЭП в мире является линия Экибастуз-Кокчетав, номинальное напряжение - 1150 кВ. Однако, в настоящее время линия эксплуатируется под вдвое меньшим напряжением - 500 кВ. В Советском Союзе была построена ЛЭП-1150кВ. До сих пор во всем мире нет ЛЭП такого высокого напряжения. Высокое напряжение необходимо для передачи огромной мощности на большие расстояния. ЛЭП-1150 кВ должна была передавать мощность 5-6ГВт Экибастуз-Урал. После распада Советского Союза большая часть линии «оказалась за границей», так как приблизительно 1400 из 1900км Линия "Барнаул-Экибастуз-Кокчетав-Кустанай-Челябинск" находится в Казахстане (Википедия). На территории Казахстана ЛЭП-1150кВ Экибастуз-Кокчетав-Кустанай работала на номинальном напряжении 1150 кВ с 1988 по 1991 годы. На остальном участке линия временно работала на напряжении 500кВ. У электриков нет ничего постояннее временной линии, поэтому сейчас вся линия работает под напряжением 500кВ. В 1998 году была введена в строй часть линии «Урал-Казахстан-Сибирь» линия «Итат-Барнаул» протяженностью 444,5км. Во время работы ЛЭП проводились исследования и решались задачи, накапливался опыт. Находились решения по уменьшению потерь на коронные разряды, и снижению радиопомех. К сожалению, с 1991 года, кода линия эксплуатировалась на 500 кВ, практически ни каких исследований не проводилось, так как ЛЭП-500 кВ и так достаточно хорошо изучена. Экономическое обоснование строительства ЛЭП УВН (ультравысокого напряжения). Зачем все-таки возникает необходимость в строительстве ЛЭП высокой мощности. Ведь можно строить Электростанции вблизи больших городов и не заморачиваться строительством протяженных ЛЭП. ЛЭП-1150 кВ строили для того чтобы передавать электроэнергию из Казахстана и Сибири на промышленно развитый Урал. Тепловые электростанции строились как можно ближе к месторождениям угля, тем самым снижались затраты на его транспортировку. Это выгодно так как можно предположить что затраты на транспортировку угля выше потерь электроэнергии при передаче через ЛЭП. Еще это выгодно с экологической точки зрения: лучше построить электростанцию в пустынной местности, чем рядом с городом-миллиоником. С другой стороны город надо отапливать и лучше это делать, используя низко потенциальное теплоэлектростанции (ТЭЦ). Тем самым повысится эффективность использования топлива. А если мощная ТЭС стоит далеко от крупного города, то большая часть тепла будет улетать в атмосферу через градирню. Строить ЛЭП выгодно вдоль часовых поясов. Например, когда на Урале люди идут на работу в Москве еще спят, а в Сибири уже готовятся к обеду. В эти часы можно было бы передавать электроэнергию от Москвы на Урал и Сибирь. А днем и вечером наоборот. 1150 kV-Übertragungsleitung