Понятие «умных» сетей
Понятие «умных» сетей, в том числе в его англоязычном варианте Smart Grid, появилось в нашей жизни совсем недавно. И пока даже среди специалистов нет его единодушного толкования. Одни, например, говорят именно об электрических сетях, поскольку в России термин активно употребляется прежде всего представителями электросетевых компаний.
Другие употребляют это словосочетание, когда говорят об «умных» энергосистемах, подразумевающих комплексную перестройку всей соответствующей инфраструктуры, которая должна привести если не революции, то как минимум к технологическому прорыву. Для кого-то Smart Grid - некая идеология развития, для кого-то - оптимизация бизнеса, а для кого-то, возможно, просто очередной расплывчатый лозунг.
Если же обобщить мнения специалистов, то получится некая гибкая «интегрированная, саморегулирующаяся и самовосстанавливающаяся система», позволяющая на основе современных - прежде всего коммуникативных - технологий не только внимательнее отслеживать и более оперативно реагировать на процессы в этой самой системе, но и, грубо говоря, во многих случаях просто полагаться на автоматику, которая и сама что-то исправит и отрегулирует.
Энергоснабжение без напряжения
Применительно к электросетям принято говорить прежде всего о повышении надежности и качества энергоснабжения, включая сокращение количества аварий и времени на их ликвидацию, об оптимизации потерь электроэнергии и расходов, а также режимов нагрузки, и о прочих задачах, выполнение которых в конечном счете должно и обслуживание потребителей улучшить, и решить многие проблемы энергетиков.
В России, правда, пока можно говорить лишь об элементах Smart Grid, которые внедряются в рамках пилотных проектов. В частности, один из таких проектов - «Умный город» - реализуется электросетевой компанией «МРСК Центра» в Белгороде и предусматривает в том числе создание «умных» сетей. В «МРСК Центра» в первую очередь в качестве одного из результатов внедрения новых технологий отметили оперативное реагирование в режиме реального времени, когда дежурный диспетчер наблюдает и управляет работой электрических сетей посредством систем телемеханизации.
«В зоне действия ОАО «МРСК Центра» на территории Белгородского региона на всех трансформаторных подстанциях 35-110 кВ управление коммутационными аппаратами производится дистанционно. Это позволяет снизить вероятность возникновения развития аварийной ситуации и сократить время обесточивания потребителей, а значит, снизить недоотпуск электроэнергии и сократить эксплуатационные издержки», - отметили в «МРСК Центра». Еще ближе к потребителю энергетики планируют стать после выполняемой сейчас телемеханизации подстанций и распределительных пунктов более низкого напряжения - 6 (10) кВ, а также линий электропередач (ЛЭП) 0,4 кВ.
Ток качества
При этом качество энергоснабжения повышается с установкой целого ряда устройств, например так называемых реклоузеров и вольтодобавочных трансформаторов (бустеров). Первые представляют собой вакуумный выключатель в совокупности микропроцессорной релейной защитой и позволяют определить повреждение ЛЭП с точностью до одного метра. При этом они распределены по ЛЭП и отключают в случае повреждения лишь небольшой участок линии.
Бустеры, в свою очередь, позволяют сохранить качество электроэнергии, например в вечерний пик нагрузок, когда бытовые потребители массово включают приборы, и напряжение в сети падает. В таких случаях и появляется необходимость в «добавочных вольтах».
В целом подобные устройства могут работать в комплексе с так называемыми системами OMS (outage management system, система управления аварийными отключениями) и DMS (distribution management system, система управления распределением электроэнергии), где первая автоматически локализует аварийное отключение, вторая - их предотвращает, анализируя параметры работы сети и автоматически формирую оптимальную последовательность переключений в случае критичного отклонения параметров от нормальных значений. Как свидетельствуют специалисты «Белгородэнерго», в результате повышения уровня автоматизации на ликвидацию нарушений в сетях филиала в среднем уходит 2,12 часа, то есть почти в полтора раза меньше, чем в целом по «МРСК Центра», где аналогичный показатель составляет 2,95 часа.
Найти потерянное
Тут стоит напомнить, что технологические потери по-прежнему представляют собой серьезную проблему для электросетевых компаний России, изношенность основных фондов которых, по признанию самих энергетиков, порой превышает 70%. Стоит ли удивляться, что технологические потери электроэнергии в сетях, согласно отчетам самих компаний, в среднем по России насчитывают 9-10% от объема полезного отпуска электроэнергии, хотя встречаются показатели и в 12% и выше. Отсюда и солидная доля нормативных потерь в тарифе электросетевых компаний.
Можно также напомнить, как теперь уже бывший министр энергетики Сергей Шматко осенью минувшего года высказал мнение, что наибольшим потенциалом для сдерживания роста тарифов на электроэнергию обладают именно сетевые компании, поскольку на полностью либерализованном с 2011г. рынке электроэнергии для снижения тарифов, обещанного в ходе реформы РАО ЕЭС, в принципе нет системных предпосылок. С одной стороны, по словам экс-министра, необходимы колоссальные капиталовложения в модернизацию российской электроэнергетики. С другой стороны, по его оценке, около 60-70% тарифа на электроэнергию составляет цена на ОРЭМ (оптовом рынке электроэнергии и мощности), «а у генераторов нечего резать, так как расходы на топливо постоянно растут».
«Выход, в том числе, в том, чтобы контролировать издержки сетевых компаний. Там большой запас заложен», - сказал тогда министр. А по оценкам различных специалистов, внедрение «умных» сетей в России в целом может снизить потери электроэнергии на четверть, дав экономию десятков миллиардов рублей. Так что, возможно, технологии Smart Grid уже в ближайшие время окажутся если не единственным, то необходимым условием сетевого комплекса. А, может, и не только его.
Под давлением прогресса
Россия делает лишь первые шаги на этом пути, и, как уже говорилось выше, Smart Grid это не только электросети. Данную концепцию надо понимать в более широком смысле, как интегрированную энергетику, предполагающую двусторонний поток электроэнергии, а существующая энергосистема является односторонней: от электростанции энергия передается по магистральным сетям высокого напряжения на большие расстояния, затем распределяется по сетям среднего и низкого напряжения, доходя, соответственно, до более или менее крупных и мелких потребителей, которых так и принято называть - конечными.
Вместе с тем, как отмечает генеральный директор некоммерческого партнерства «Инновации в электроэнергетике» (ИНВЭЛ) Эдуард Наумов, современные реалии таковы, что потребитель может накапливать электроэнергию и, следовательно, не только получать, но и отдавать ее. «Например, многие потребители в ближайшее время пересядут на электромобили, и реально появится огромный ресурс для хранения электроэнергии. Особенность же электромобилей такова, что ночью они, например, заряжаются, а днем часть из них может подзаряжаться, а другая часть в пике потребления будет подключена к электросети и отдавать электроэнергию. То есть Smart Grid - это достаточно емкое понятие, и мы сторонники широкого толкования», - отметил Э.Наумов.
Или, например, за рубежом в связи с интенсивным развитием генерации на основе возобновляемых источников энергии уже возникает децентрализация существующей энергосистемы, для управления которой требуется совокупность новейших как телекоммуникационных, информационных, так и энергетических технологий. Прогресс последних, кстати, тоже требует совершенно нового подхода к регулированию процессов в электроэнергетике.
«Еще 10 лет назад сложно было представить, что телефон в руке будет более производительным, чем тогдашний компьютер. Сейчас также возможен качественный рывок, когда энергетика вместе с информационными технологиями резко изменят мир. На мой взгляд, то, каким образом будет управляться энергосистема, во многом и определит облик экономики на ближайшее время», - заключил Э.Наумов.
Павел Батурин, РБК
