«Источники движутся на восток, а производство — на запад»

 

Автор

Фисун Андрей, Директор по организационному развитию ОАО «Энергострой-М.Н.»

 

    Из-за безудержного энергопотребления происходит быстрое истощение нево­зобновляемых источников энергии, что заставляет осваивать все новые и новые месторождения в удаленных и труднодоступных местах, со значительными дополнительными затратами продвигаясь на Восток. Удаление источников энергии от промышленно развитых территорий запада и населенных пунктов с малым и средним бизнесом постоянно требует строительства электрических сетей высокого и сверхвысокого класса напряжения (дальних линий электропередачи соответственно регионального и федерального значения). Для увеличения пропускной способности и снижения технологических потерь при передаче электроэнергии по протяженным линиям электропередачи и необходимо максимально увеличивать сечения проводов (расщепление) и класс напряжения в зависимости от передаваемой мощности и протяженности линий электропередачи. При переходе с одного класса напряжения на другой — сверхвысокий и обратно — невольно вспоминаешь закон сохранения энергии и его предел (границы) — ограниченность применения в замкнутой системе.
    При этом из года в год наблюдается рост потребности в «перетоках» электроэнергии из одной энергосистемы в другую. Рассматривая взаимодействия замкнутых объединенных энергосистем (ОЭС) с помощью дальних линий электропередач высокого и сверхвысокого напряжения федерального или регионального значения, непроизвольно задумываешься о законе сообщающихся сосудов с разным составом и начинаешь осознавать пределы (границы) происходящего — ограничения по неоднородности содержимого.
    В 1957 г. при вводе в эксплуатацию дальней линии электропередачи 400 кВ Куйбышев — Москва протяженностью более 800 км с пропускной способностью 1150 МВт возникли большие проблемы по передаче подключаемой мощности Куйбышевской ГЭС 2100 мВт. Проектом предусматривалась передача в Москву и Московскую область 60% установленной мощности Куйбышевской ГЭС с покрытием около 25% потребности в ней Москвы и Московской области. Практически так и не смогли достигнуть запланированных величин. В итоге ЛЭП 400 кВ была экстренно перепроектирована на рабочее напряжение 500 кВ с наименьшими затратами — без замены проводов, линейной изоляции опор и увеличения габаритов. Полный перевод в 1964 г. ЛЭП 400 кВ на рабочее напряжение 500 кВ позволил увеличить пропускную способность до 1800 МВт, повысить КПД передачи до 91,5% и снизить стоимость передачи электроэнергии на 8%. Однако проблемы по снижению потерь в дальних ЛЭП остались и по сей день. Например, при передаче мощности около 1000 МВт из-за относительно большого сопротивления ЛЭП 500 кВ и неблагоприятных погодных условий (пасмурная погода), которые вызывают повышенные потери на корону, потери активной мощности достигают 225 МВт. Надо помнить, что потери мощности, которые иногда исчисляются 10—15% всей передаваемой мощности в системе, обходятся сетевым компаниям или государству, если источником финансирования является бюджет, в десятки миллиардов рублей в год. На практике это означает, что из-за потерь в электрических сетях потребитель переплачивает почти 10—15 коп. из каждого рубля в счете за электричество.
    До недавнего прошлого и нефть, и газ, и уголь считались возобновляемыми источниками энергии, пока научно-технический прогресс не ворвался в нашу жизнь и ежегодные объемы добычи углеводородов стали превышать их столетний объем восполнения. Великий русский ученый Д.И. Менделеев говорил, что сжигать нефть — это то же, что топить печи ассигнациями. В настоящее время на смену нефти и газу, которые являются ведущими видами топлива на тепловых электростанциях, приходит уран, используемый на атомных электростанциях.
    В энергетической отрасли каждый раз для принятия решений необходимо использовать новые современные подходы. Мы часто говорим об этом, но смысл понимаем только тогда, когда неожиданно приходит давно видимая издалека глобальная энергетическая проблема. И тогда мы начинаем бороться за выживание в этом мире, который до сих пор называем развивающимся.
    С постижением практической значимости в энергетике законов природы появляется осознанная потребность сбалансированного применения всех источников энергии (ветра, солнца, воды, полезных ископаемых). Следовательно, для повышения живучести ОЭС в целом и естественного снижения потерь на всех уровнях напряжения обязательно потребуется максимальное использование комбинированной, многофункциональной распределенной генерации совместно с ВИЭ.
    При решении вопросов важны не только форма, но и содержание того, что делается. И порой при этом теория (теоретики) начинает убивать практику (практиков), а создаваемые бизнес-единицы тормозят общее дело, потому что практика доказывает, что в основе построения современной структуры энергетики лежит модель рационального человека, стремящегося к своей выгоде и точно знающего, в чем она состоит. Автор придерживается мнения, что бизнес должен помогать производственным процессам (производству) и главное — не перенасыщать производство, может быть, интересными, но второстепенными вопросами, создаваемыми бизнес-единицами или чрезмерными математическими выводами о доходности видов бизнеса, в которых утопает физический смысл энергетической отрасли и технологических процессов.
    Действительность заключается и в том, что несоразмерное количество событий при управлении энергетикой отрасли скрывают большие потери как технические, так и коммерческие, совершаемые при принятии решения руководителями, которым доверили управлять этими средствами на маленький срок и на разных уровнях. После этого некого спросить, каким могло быть это количество и как оно выражается в рублях. Не сомневаюсь, что защитники создаваемой системы энергетической отраслью предпочтут теоретический анализ и углубленные исследования, для того чтобы доказать, что потери в сетях даже одного киловатта или рубля происходят из-за неправильно принятых управленческих решений.
    Развитие сетей и создание энергетических систем
    В 1750 г. М.В. Ломоносов говорил, что с помощью изолированной проволоки можно будет передавать «электрическую силу на великое расстояние до тысячи сотен метров и далее». Уже в 1875 г. русским электротехником Ф.А. Пироцким была осуществлена передача мощности около 4,5 кВт (примерно мощность потребления небольшого современного дома) на расстояние свыше 1 км. А в 1880 г. русским ученым-электротехником Д.А. Лачиновым были в первые теоретически обоснованы возможность передачи электрической энергии на большие расстояния и необходимость повышения напряжения при увеличении мощности и дальности передачи. К 1980 г. общая протяженность электрических сетей страны всех напряжений превысила 4 млн км и установленная мощность в стране примерно равнялась 270 ГВт, а объем расходуемых государством средств на покрытие всех потерь в линиях и трансформаторах приблизился к миллиарду рублей в год. Так, в системе мощностью 1 ГВт (1000 МВт) потери (в среднем 10%) в денежном выражении по существующим ценам тех лет составляли порядка 6 млн руб./год. Кроме расходов по ежегодным потерям, в такой энергосистеме требовались единовременное вложение на установку дополнительного оборудования на станциях, компенсирующих устройств, дополнительный персонал, топливо для покрытия этих потерь.
    С объединением электростанций, линий передач, подстанций для параллельной работы на общую нагрузку, а также тепловых сетей, работающих по согласованному режиму, одна за другой начали образовываться энергетические системы. Затем районные энергосистемы, объединенные межсистемными связями, служащими для обмена мощностью, образовывали ОЭС. В дальнейшем развитие энергетики сопровождалось созданием мощных районных энергетических систем (особенно если в данных регионах имелись запасы энергоресурсов) и строительством высоковольтных сетей с постоянным увеличением класса напряжения линий электропередачи. Для повышения надежности и эффективной работы мощных энергосистем без наращивания резерва мощности в этих системах, а также для использования несовмещения максимумов нагрузок (как по величине, так и по времени) требовалось все больше межсистемных связей с другими энергосистемами (на Урале уже ночь, в Москве еще вечер). На основе линий электропередачи переменного тока напряжением 500, 750, и 1150 кВ началось развитие единой энергосистемы страны. Рост мощностей ОЭС, развитие ЕЭС, увеличение концентрации мощностей привели к необходимости развития электрических сетей с применением все более высоких классов напряжения и более крупных агрегатов в системах. Как результат, потребители стали получать энергию в централизованном порядке как от соседних, так и от удаленных ОЭС.
    На рис. 1 видно, что условно сети стали разбиваться на три группы:
    1) местные, обслуживающие небольшие районы с радиусом действия в десятки километров и напряжением до 110 кВ. К таким сетям относятся городские, сельские, промышленные и др.;
    2) районные, охватывающие большие районы, напряжением 110 кВ и выше;
    3) межсистемные, связывающие между собой отдельные системы.
    Это было единое энергетическое хозяйство, с единым технологическим процессом и с единоличным исполнительным органом (управляющей организацией).
    Основные направления дальнейшего развития энергетики были указанны в Энергетической программе СССР и рассчитаны на длительную перспективу. В этой комплексной программе были заложены научно обоснованные принципы и важнейшие мероприятия по расширению и совершенствованию топливно-энергетического комплекса всей страны в едином технологическом процессе (добыча, производство, передача и потребление). Разработанная Энергетическая программа являлась основой ускоренного перевода экономики на интенсивный путь развития.
    Основные положения Энергетической программы предусматривали:

  • форсированное развитие ядерной энергетики и высвобождение на этой основе значительного количества органического топлива с одновременным экстенсивным строительством в качестве маневренных мощностей гидроаккумулирующих электростанций (ГАЭС) в Европейской части страны;
  • ускоренное строительство мощных ТЭС в восточных районах страны с использованием дешевых углей, добываемых открытым способом;
  • создание технической и материальной базы для широкого использования нетрадиционных возобновляемых источников энергии, в том числе солнечной, геотермальной, приливной, ветровой и биомассы;
  • оптимальное сочетание различных способов транспортировки в европейскую часть страны большого количества энергетических ресурсов из восточных районов, где будет обеспечен основной прирост объема добычи органического топлива.
    Надо учитывать, что 80% геологических запасов топливных ресурсов сосредоточено в восточных регионах России, а дальние линии электропередачи сверхвысокого напряжений ЕЭС России очень дороги как в строительстве, так и в эксплуатации. В 1985 г. строительство 1 км линий напряжением 750 кВ обходилось примерно в 100 тыс. руб. (в ценах тех лет). Для сравнения: в 2011 г. стоимость строительства 1 км 750 кВ составляла примерно 35 млн руб., а 500 кВ — 20 млн руб. Из года в год разрабатываются и внедряются сложные дорогостоящие комплексные устройства релейной защиты и противоаварийной автоматики с противоаварийными устройствами системообразующих сетей, в особенности межсистемных связей ЕЭС и ОЭС. Непрерывно ведутся работы по автоматическому ограничению перетоков активной мощности на межсистемных связях ЕЭС европейской части страны и ОЭС и работы по снижению потерь. Сегодня российская энергосистема разделена на две ценовые зоны: первая включает в себя европейские, уральские, южные и северо-западные территории России, вторая — Сибирь. В этих зонах, по сути, два отдельных энергорынка. Разделение историческое — они не соединены линиями электропередачи сверхвысокого напряжения. Чиновники уже давно обсуждают возможность объединения энергосистем европейской части России и Сибири и считают, что это должно привести к снижению цен на электричество. Но затраты на строительства линий электропередачи сверхвысокого напряжения для объединения Первой и Второй ценовых зон оптового энергорынка могут оказаться на сегодняшний день гигантскими и по предварительным подсчетам составить порядка 20 млрд долл. Идея правильная, но из-за высоких затрат на проект можно не добиться главной цели — снижения стоимости электроэнергии в европейской части России, но получить при этом рост цен в Сибири и неизбежный рост федерального тарифа. Чиновники считают, что объединение зон — вопрос не сегодняшнего дня, поскольку очевидно, что проект дорогой, а у федеральной сетевой компании есть ограничения по тарифам. Поэтому изначально класс напряжения строящихся линий электропередачи определялся экономически с учетом всех основных внутренних и внешних факторов и ограничений.
    Реализация Энергетической программы СССР должна была осуществляться двумя этапами. Первый этап должен был завершиться на рубеже 1980—1990-х гг. В этот период должны были создать условия для интенсивного наращивания добычи угля и перевода экономики на энергосберегающий путь развития. Второй этап должен был закончиться на рубеже ХХ—ХХI вв. В эти годы добыча газа должна была достигнуть максимального уровня, и прирост энергетических ресурсов должен был обеспечиваться главным образом за счет производства ядерной энергии, добычи угля открытым способом и использования ВИЭ. Интенсивное развитие производства при возрастающем потреблении требовало перестройки энергетической базы и изменения структуры в энергетике.
    Как известно, второй этап развития попал на период рыночных преобразований в нашей стране. В это время происходила постепенная замена командно-административного управления электроэнергетической отраслью государственным регулированием рыночных отношений между производителями тепловой и электрической энергии и услуг, связанных с энергоснабжением, и потребителями электроэнергии. При этом структура собственности потребителей энергии и электроэнергии, а также их экономические финансово-хозяйственные связи претерпевали принципиальные изменения в сторону приватизации и коммерциализации. Произошло разделение энергокомпаний по видам бизнеса и появление таких же монополии. Началась либерализация энергетического рынка без элементов планирования энергетической отрасли в целом. Развитие генерации и сетевого хозяйства велось параллельно. Из-за хозяйственного разделения участников единого технологического процесса генерации, передачи, распределения и потребления электроэнергии в процессе реформирования начали возникать проблемы. В то время проблемы казались мелкими и преодолимыми. В энергетической области с каждым годом реформирования эти проблемы обострялись: изнашивался основной фонд, были неэффективными технологии и инфраструктура, отсутствовали инновации и инвестиции, нормативно-правового обеспечение в этой сфере деятельности в условиях рыночной экономики и др. Стало необходимым значительное инвестирование в строительство новых мощностей. При планировании энергетической отрасли в целом многих проблем на некоторых этапах можно было бы избежать.
    Дальнейшее формирование ЕЭС продолжало осуществляться в соответствии с исторически сложившимися условиями, без использования единого технологического процесса на всех уровнях, с учетом рыночных отношений в энергетической отрасли, собственных нужд и интересов1.
    Надежность и естественное снижение потерь
    Анализируя проблемы качественного и надежного снабжения потребителей электроэнергией, нельзя не выделить две противоречивые и в определенной мере даже антагонистические тенденции, особенно четко проявившиеся в последние годы. Первая, явно позитивная и устойчивая тенденция, выражающаяся в непрерывном увеличении количества вводимых крупных агрегатов (генерирующих мощностей) в ОЭС и межсистемных линий электропередачи сверхвысокого напряжения, объединяющих ЕЭС России. Вторая, безусловно, негативная, но, можно надеяться, временная тенденция, состоит в существенном ухудшении в последние годы качества электроснабжения удаленных потребителей, питающихся от распределительных электрических сетей, входящих в состав ОЭС России, иными словами — от крупных электрогенераторов системы централизованного электроснабжения.
    Названному негативному фактору способствует несколько известных обстоятельств политического и технического характера, хотя все они в большей или меньшей степени связаны с ограниченными финансовыми возможностями энергетических компаний России и во многом обусловлены непрерывным процессом реформирования в энергетической отрасли2. Первым обстоятельством является постоянный рост цен на топливо и постоянное требование в ограничение роста цен конечному потребителю. Второе обстоятельство — это неудовлетворительное состояние значительной части энергетических мощностей и сетевого оборудования, отработавших свой расчетный ресурс, при отсутствии достаточного финансирования средств на их ремонт, модернизацию или замену. Кроме того, нельзя сбрасывать со счетов и не столь уж редкие в энергетике чрезвычайные ситуаций аварийного характера, возникающие из-за природных, в том числе метеорологических, катаклизмов в разных регионах страны, когда при этом не хватает резервной мощности на уровне районных энергосистем.
    Остается добавить, что и в вполне благополучных в энергетическом плане странах мира объем применения самых современных и весьма дорогостоящих специальных систем электроснабжения интеллектуального уровня (Smart Grid) постоянно увеличивается. Это связано с тем, что самая надежная система централизованного электроснабжения, даже при наличии нескольких независимых источников энергии и устройств автоматического включения резерва (АВР), не всегда в состоянии предотвратить кратковременные сбои и искажения напряжения в питающих сетях, которые могут быть вызваны коммутационными переходами и атмосферными процессами с бесконечными и непредсказуемыми природными явлениями. К тому же мировая энергетическая практика показывает, что не удается избежать не только кратковременных, но и достаточно длительных аварийных перерывов в электроснабжении крупных энергонасыщенных регионов даже самых развитых стран мира. Негативные примеры из отечественной практики, к сожалению, тоже имеются.
    Периодичность возникновения крупных системных аварий с длительными перерывами электроснабжения значительна, а промежуток времени между двумя последовательными авариями обычно составляет порядка 10—15 лет. Тем не менее такие системные аварии сопровождаются столь значительными экономическими потерями, что подобные ситуации должны учитываться в проектной практике электроснабжения. Поэтому на стадии проектирования распределительных электрических сетей учитывать в проектах формирование резервной мощности с использованием систем гарантийного электроснабжения (СГЭ), интегрированных с ВИЭ.
    Из вышеперечисленного следует, что в современных экономических условиях России едва ли можно ожидать в ближайшие годы коренного изменения в части улучшения качества и повышения надежности централизованного электроснабжения для потребителей, подключенных к удаленным распределительным сетям. Соответственно объективная потребность в использовании специальных децентрализованных систем электроснабжения в виде автоматизированной системы аварийного, резервного и автономного электроснабжения в условиях самой большой энергосистемы России нисколько не уменьшится в ближайшие, годы и даже на федеральном уровне.
    Как пример, в мая 2012 г. ОАО «Мобильные ГТЭС», дочернее общество ОАО «ФСК ЕЭС», подписало очередной договор с Государственной корпорацией «Олимпстрой» на установку девяти мобильных газотурбинных электрический станций (мобильных ГТЭС) в Сочинском регионе. Данные станции предназначены для покрытия пиковых нагрузок и оперативного реагирования на возникновение дефицита электро­энергии зимних олимпийских игр 2014 г. Общество эксплуатирует с 2006 г. 17 мобильных ГТЭС совокупной мощностью 382,5 МВт. По состоянию на 1 июня 2012 г. мобильные газотурбинные электрические станции с целью поддержания надежного и бесперебойного энергоснабжения потребителей в энергодефицитных регионах включались в работу по команде диспетчеров филиалов ОАО «СО ЕЭС» порядка 2000 раз. ГТЭС выработали порядка 250 млн кВт•ч электроэнергии и условно снизили потери энергии в высоковольтных сетях — порядка 24 млн кВт•ч. Также общество в рамках инвестиционной программы установило и испытало современный дизель-генератор на подстанции 500 кВ «Юрга» в Кемеровской области. Агрегат мощностью 1000 кВА применяется как независимый источник питания системы собственных нужд.
    Важно отметить, что с началом развития Единой энергосистемы страны на основе линий электропередачи переменного тока напряжением 500, 750 и 1150 кВ с использованием более крупных агрегатов в системах и создания централизованного электроснабжения для потребителей как соседних, так и удаленных ОЭС началось плановое сокращение резервных мощностей. Резервы мощностей в каждой системе, особенно на уровне районных энергосистем, сокращались из-за «большого экономического эффекта», появившегося при передаче мощности из одной удаленной энергосистемы в другую. Доказано, что использование более крупного агрегата, подключенного к сетям федерального значения, обходится намного дешевле, чем нескольких «мелких» такой же суммарной мощности. С годами ранее установленные «мелкие агрегаты» устаревают, а в замен им подключают к сетям федерального значения более крупные агрегаты, которые намного дешевле по капитальным затратам на 1 кВт.
    Системы гарантийного электроснабжения были созданы более 30 лет назад, вскоре после появления мощных компьютерных центров, которые позволяли обеспечить бесперебойное функционирование самых чувствительных электроприемников при любых авариях в питающих распределительных электрических сетях. Все СГЭ, как правило, представляли собой комбинацию довольно сложной разноплановой и дорогостоящей техники: агрегатов бесперебойного питания, как их главной составляющей части, и автономно работающих источников электроэнергии (дизельные электростанции, ГТЭС или «мелкие агрегаты»). Как следствие, на базе СГЭ в те годы фактически формировалась дополнительная резервная мощность для распределительных электрических сетей. Необходимо помнить, чем дальше и больше требуется передавать мощность (энергию), тем значительней потери в технологической цепочке. Потери мощности в загруженных дальних линиях электропередачи и становятся соизмеримы с затратами на строительство и содержание мелких региональных электростанций, от которых планомерно отказываются бизнес-единицы.
    Очевидно, что с учетом новых рыночных отношений формирование и эксплуатация резерва мощностей на уровне распределительных сетей за счет «мелких агрегатов» стало экономически невыгодным. Хотя бесспорно, что это необходимо для технологического процесса и нормальной работы чувствительных электроприемников. Покрытие пиков нагрузок на региональном уровне и разгрузка элементов сетей высокого класса напряжения, соединяющих районы с централизованным источником питания, положительно влияет и на работу ОЭС. В электрической сети снижается потребление реактивной мощности, что в свою очередь приводит к экономии активной мощности и снижению общей потери мощности. За счет формирования в распределительной сети резерва как активной, так и реактивной генерируемой мощности повышается живучесть сетей и регионального, и федерального уровня. Одновременно получаем эффект естественного снижения потерь и увеличения пропускной способности линий электропередачи. Как никогда сегодня выгодно расширять спектр естественного снижения потерь с другим подходом — более комплексным и рациональным, затронув более высокий уровень отраслевого государственного значения. Автор считает, что необходимо без создания монополии объединить «мелкие традиционные агрегаты», содержание которых неэффективно в рыночной экономике, интегрировать их с ВИЭ, считающиеся пока дорогостоящими при установке, и создать достаточное количество «зеленой» электроэнергии от ВИЭ с синхронным формированием резерва мощности в узловых точках сети. Организовать возможность закупки на рынке у производителя достаточного количество «зеленой» электроэнергии от комбинированных, многофункциональных комплексов для максимального покрытия нормативных потерь в соответствии с Поручением В.В. Путина от 12.06.10 № ВП-П9-3955.
    Сегодня с появлением новых технологий создаются эффективные и экономичные передвижные электростанции, которые занимают малые площади, с малым числом обслуживающего персонала и незначительным уровнем шума. Передовые технологии позволяют обеспечить выдачу номинальной мощности уже через семь минут после пуска станции, и на базе таких станций возможно создание «самодостаточных районных энергосистем». Самодостаточность позволяет активно и эффективно внедрять по району систему Smart Grid, которая последовательно (автоматически) объединит интеллектуальные районы, как следствие — сформируется интеллектуальная ОЭС. Разработанные учеными современные биоэнергетические станции не просто дают электроэнергию и тепло, но и позволяют решить проблему утилизации отходов в регионах, т.е. государственную проблему по экологии и т.д.
    Поэтому смею утверждать, что основой мероприятий по кардинальному естественному снижению потерь и повышению устойчивости и качества электроснабжения удаленных ответственных электроприемников среднего и малого бизнеса, в том числе прочих потребителей, подключаемых к распределительной сети, безусловно, является СГЭ, интегрированная с ВИЭ. По сути, речь идет о создании опорных пунктов с резервом генерирующей мощности для диспетчерских служб Системного оператора (ЦДУ, ОДУ и РДУ) на базе комбинированного, многофункционального энергетического комплекса комплекса «ВИЭ Плюс». Для эффективной эксплуатации ВИЭ Плюс опорные пункты необходимо располагать по границам федеральных/региональных и региональных/районных распределительных сетей в зависимости от подключаемой величины генерирующей мощности. Комплексные проекты должны создаваться всеми заинтересованными участниками энергорынка с долевым участием на всех стадиях внедрения проекта (при проектировании, строительстве и эксплуатации). Таким образом, дольщики не датируют, а инвестируют в инфраструктуру развития распределительных сетей с последующим гарантированным быстрым возвратом денежных средств, и появляется возможность снова и снова инвестировать такие проекты с участием сторонних региональных инвесторов (губернаторов, предпринимателей среднего и малого бизнеса, производителей оборудования, иностранных партнеров и т.д.).
    Накопившиеся общие проблемы в энергетической отрасли за период реформирования сейчас следует рассматривать вместе со всеми участниками энергорынка, но в ином ракурсе и общие недостатки превращать в преимущества с дальнейшей выгодой для каждого участника энергорынка. Мы часто ищем компромисс, а надо искать синергию, чтобы производительность результирующей комбинации была выше, чем сейчас у суммы элементов по отдельности.
    И все-таки вернется к своим истокам. Вблизи новых, надежных и эффективных энергетических источников, как правило, развивается инфраструктура, благоприятно способствующая формированию промышленности, развитию малого и среднего бизнеса и росту городов и поселков в удаленных уголках России. Альянс участников проекта позволит осуществлять технологический и управленческий контроль в области генерации, распределения и сбыта для дальнейшего снижения и компенсации потерь. Такой симбиоз становится очень значительным, эффективным и выгодным для каждого участника комплексного комбинированного проекта «ВИЭ Плюс», а также для государства в целом3.
    Разворот векторов мощности вспять или управление источниками энергии
    Интенсивное развитие производства при возрастающем потреблении энергии ведет к необходимости перестройки энергетической базы. Доказано, что при создании рыночных отношений в энергетической отрасли экономически выгодно развитие промышленности и мегаполисов вблизи источников энергии. Однако исторически складывается так, что источники движутся на восток, а производство — на запад.
    Оптимальное сочетание различных способов транспортировки в европейскую часть страны большого количества энергетических ресурсов из восточных районов, где обеспечивается основной прирост добычи органического топлива, остается одной из актуальных задач в энергетической отрасли России. Необходимо учитывать, что для транспортировки большого количества энергетических ресурсов по сетям магистральных нефте- и газопроводов нужно много электроэнергии с высокими запросами к надежности электроснабжения. Протяженный трубопровод требует протяженных электрических сетей, равномерности расположения нефтеперекачивающих станций и компрессорных станций газопроводов с почти одинаковыми нагрузками. Подстанции, питающие нефтеперекачивающие станции, располагаются на расстоянии 40—50 км друг от друга, компрессорные станции — на расстоянии 80—90 км.
    Очевидно, что совместным планированием и решением сетевых проблем (нефте-, газопроводов и электрических сетей) на уровне как регионального, так и федерального значения можно оптимизировать количество строительства крупных генерирующих объектов и передачу этой энергии на большие расстояния с незначительными потерями.
    Задача рационального построения сети (выбор конфигураций, сечений, мощностей трансформатора и др.) и оптимизации развития сети заключалась в поддержании наивыгоднейшего соотношения между стоимостью сети и потерями мощности, т.е. в обеспечении минимума приведенных затрат. Чтобы энергетические системы и сети надежно и экономично работали, надо понимать сложные процессы в линиях сверхвысоких, высоких и других классов напряжения и рассматривать их в комплексе технологического процесса от генерации до сбыта. Надо уметь правильно эти сети проектировать: выбирать наиболее экономичные и надежные схемы и конфигурации, рациональное напряжение, оптимальные сечения, число и мощность трансформаторов, мощность и место расположения компенсирующих устройств с учетом перспективы роста населения и промышленности. Надо применять инновационные методы расчетов нормативных и аварийных режимов работы: мощности (или тока) на отдельных участках сети и напряжения в узлах системы для различных режимов, т.к. потери мощности достигают 15% всей передаваемой мощности в системе и обходятся сетевым компаниям в миллиарды рублей в год. Надо быть в курсе основных инновационных направлений развития методов управления этими режимами, использовать возможности регулирования напряжения, понимать значение релейной защиты, автоматики контроля и управления, регулирования режимами уже с малыми периодами постоянства, уметь решать важные вопросы выбора рационального варианта сетей, обеспечивающего надежность работы и качество энергии. Необходимо получать достоверную информацию о состоянии сети и энергетического оборудования от подстанций нового поколения (цифровых). И осознавать, что вопросы экономики стоят на переднем крае всех рассматриваемых проблем в комплексе технологического процесса и их не следует подразделять по уровню федерального или регионального значения. Несомненно, все указанные мероприятия для снижения потерь требуют и требовали больших затрат.
    Однако возможны мероприятия по снижению потерь, не требующие больших затрат: установка специального первичного (вольтодобавочные трансформаторы, компенсирующие устройства и др.) и вторичного (релейная защита и устройство автоматики, противоаварийной автоматики и др.) оборудования. Автор предлагает создание опорных пунктов на базе комбинированного многофункционального энергетического комплекса «ВИЭ Плюс» с автоматизированной системой поддержки заданного режима.
    Если сравнить возможную схему районной сети централизованного питания приемников (рис. 1) и возможную схему районной децентрализованного питания сети (рис. 2), то мы увидим противоположное направление потоков мощности S1-3, S1-4, S2-3 и S2-4. Нормальный режим работы линий при централизованном питании возможен от минимальной величины потребления приемников до максимума нагрузок. При аварийном режиме и отключении одной из линий, работающих параллельно, возможен перегруз линий электропередачи. При децентрализованном питании возможен нормальный длительный режим линий с нулевой нагрузкой и выдачи в узлы 1 и 2 емкостной реактивной мощности. Следовательно, в присоединенных линиях электропередачи увеличивается пропускная способность и уменьшаются активные потери. Кроме того, в узлах 1 и 2 можно снизить нагрузку на силовые трансформаторы и другое электрооборудование.
    В осуществлении проекта необходимо активное долевое участие федеральных и региональных сетей, системного оператора, газовой отрасли и губернаторов для обеспечения выдачи дополнительно вводимой мощности от комплекса «ВИЭ Плюс» и нахождения оптимального варианта схемы выдачи мощности. Схема должна быть наименее затратной и при этом наиболее эффективной по техническому исполнению. Очень важно получить линии электропередачи с повышенной пропускной способностью, используя новые технические решения, позволяющие передавать существенно больше мощности по сравнению с существующей конфигурацией сети.
    Да, пока строительство 1 кВт установленной мощности от ВИЭ выше, чем от традиционных источников. Однако строительство комбинированных энергообъектов (интеграция традиционных и нетрадиционных источников) снижает стоимость киловатта установленной мощности, и в долгосрочной перспективе эти затраты быстро окупаются благодаря экономии на топливе и многофункциональному применению энергообъекта. При таком подходе возможен гарантированный быстрый возврат денежных средств, т.к. проектирование, строительство и эксплуатация осуществляются совместным предприятием с обособленной формой правления, что не грозит размывание долевого участия гарантов энергорынка и других соинвесторов, а оппоненты становятся союзниками и соучастниками технологического процесса, равно заинтересованными в его реализации.
    Бесспорно, для решения актуальных проблем нужны альянсы всех заинтересованных сторон рынка и представителей всех сетевых компаний (по стране — порядка 6 тыс.). Снижение степени «раздробленности» и создание единого (консолидированного) распределительного электросетевого комплекса открывает значительный резерв для повышения эффективности эксплуатации распределительных электрических сетей и обеспечения надежной инфраструктуры.
    С запуском комбинированного многофункционального энергетического комплекса растет эффективность выработки электроэнергии и тепла, что повышает качество жизни людей, позволяет несколько сдерживать рост тарифов и улучшает инвестиционную привлекательность региона в целом. В регионах повышается надежность в случаях пиковой нагрузки или экстремальных случаях за счет создаваемой дополнительной резервной мощности мобильных ГТЭС, ДГУ и увеличивается период постоянства4 при подключении гарантированного источника питания, интегрированного с ВИЭ. Регион становится самодостаточным, появляется возможность эффективного внедрения Smart Grid и повышения «живучести» районных сетей.