Повышение энергоэффективности электросетевого комплекса России

Л. А. Добрусин, доктор техн. наук, академик АЭН РФ, ФГУП «Всероссийский электротехнический институт им. В. И. Ленина» (ФГУП ВЭИ), ведущий научный сотрудник экспертно-аналитического отдела

Основные параметры ЕЭС России

ЕЭС России располагается на территории, охватывающей 8 часовых поясов. Необходимостью электроснабжения столь протяженной территории обусловлено широкое применение дальних электропередач высокого и сверхвысокого напряжения. Системообразующая электрическая сеть ЕЭС (ЕНЭС) состоит из линий электропередачи напряжения 220, 330, 500 и 750 кВ. В электрических сетях большинства энергосистем России используется шкала напряжений 110–220–500–1150 кВ.

Линии электропередачи напряжением 0,4–1150,0 кВ имеют общую протяженность порядка 3 млн км (www.nashaucheba.ru/v11191/?download=4), в том числе электрические сети класса напряжения 220–1150 кВ – 158,14 тыс. км.

Протяженность линий класса напряжения 110–1150 кВ дана в таблице.

По состоянию на декабрь 2012 года в составе ЕЭС России работали семь объединенных энергосистем (ОЭС). Параллельно с ЕЭС России работали энергосистемы Белоруссии, Эстонии, Латвии, Литвы, Грузии, Азербайджана, Казахстана, Украины и Монголии.

В 2012 году общая установленная мощность электростанций ЕЭС России составила 223070,83 МВт, а выработка электроэнергии – 1032,3 млрд кВт•ч. Потребление электроэнергии в 2012 году достигло 1016,5 млрд кВт•ч.

Потенциал повышения энергоэффективности электросетевого комплекса России

Согласно данным документа президиума Госсовета РФ «О повышении энергоэффективности российской экономики», объем потерь в электрических сетях в 2007 году составлял 105 млрд кВт•ч, или 10,5% от всего потребления электроэнергии.

Это выше, чем в Западной Европе (7%). В России доля потерь должна была быть еще ниже, чем в Западной Европе, поскольку большая доля электроэнергии отпускается на высоком напряжении крупным промышленным предприятиям.

Потери в промышленных сетях статистикой не учитываются. Авторы данного документа считают, что эти потери составляют 3% от промышленного потребления.

С учетом этого допущения суммарные потери составляют 13,5%. В отдельных электросетевых организациях потери достигают 20%.

Согласно данным Минэнерго РФ, в 2011 году потери в сетях ФСК составили 5% от объема поступления электрической энергии в сеть, в сетях холдинга МРСК – 8,4%.

Цифры «105 млрд кВт•ч, или 10,5%» относятся к сегменту электрической сети России, образованному линиями класса напряжения 750–110 кВ. На долю данного сегмента приходится 80% всех потерь в электрической сети России.

Эту составляющую потерь можно уменьшить в 1,5 раза, то есть выйти на уровень Западной Европы – 7%, если реализовать инновационный проект [1], основанный на оптимизации распределения потоков активной мощности между линиями электрической сети.

В качестве средства управления потоками активной мощности предлагается применить фазосдвигающие трансформаторы (ФСТ).

Инновационный метод повышения энергоэффективности электросетевого комплекса России

Анализ процесса передачи активной мощности по линии электрической сети

Схема замещения линии, которая обычно используется для анализа процесса передачи активной мощности по высоковольтной линии [2, 3], показана на рис. 1. Зарядная емкость линии предполагается скомпенсированной, активным сопротивлением линии на данном этапе анализа можно пренебречь.

Рисунок 1. Схема замещения линии

Из векторной диаграммы нормального режима работы линии (рис. 2а), выводится формула для анализа процесса передачи активной мощности Р по линии [2]:

P = (EU / Xc)  • sin(d), (1)

где Р = U  •  I_a, (2)

где:
E – вектор э.д. с.;
U – вектор напряжения на выходе линии;
I_a– активная компонента вектора тока в линии;
I_хс– вектор падения напряжения на линии;
d – транспортный угол.

Из формулы (1) следует, что при стабилизации параметров E и U величиной активной мощности, передаваемой по линии, можно управлять, изменяя величину транспортного угла.

Это свойство процесса передачи активной мощности по линии широко используется для решения локальных задач в электроэнергетических системах стран Западной Европы и Северной Америки [4]: защиты линий от перегрузки; равномерного распределения активной мощности между параллельными линиями; плавки гололеда и т.д.

В качестве средства управления транспортным углом применяются фазосдвигающие трансформаторы.

С другой стороны, транспортный угол δ является функцией параметров E, U, Р. На рис. 2б показана векторная диаграмма в режиме передачи большей мощности (обозначена линиями зеленого цвета), чем в режиме диаграммы на рис. 2а при условии, что величины Е и U поддерживаются средствами регулирования на прежнем уровне.

Новые значения соответствующих векторов и углов имеют индекс «н».

Как следует из диаграммы (рис. 2б), при увеличении мощности, передаваемой по линии, значение транспортного угла возрастает. Чтобы при этом сохранить величину U на прежнем уровне, необходимо повысить степень компенсации реактивной мощности нагрузки.

Рисунок 2. Векторная диаграмма работы линии а) нормального режима б) режима большей мощности

Физическое содержание и техника реализации

Главная причина больших потерь в электрических сетях России – неоптимальное распределение потоков активной мощности между магистральными и распределительными линиями замкнутой части электрической сети.

Определим понятие «линия замкнутой части электрической сети».

Линия замкнутой части электрической сети – компонента электрической сети, предназначенная для передачи электроэнергии и ограниченная по ее концам подстанциями одного класса напряжения.

Рассмотрим процесс передачи активной мощности на участке замкнутой электрической сети, который состоит из двух параллельных линий и ограничен по концам автотрансформаторными подстанциями. Первая линия относится к магистральному сегменту сети, вторая – к распределительному сегменту.

Необходимое условие оптимального распределения потоков активной мощности между линиями – загрузка линий пропорционально их пропускной способности. Однако в замкнутой сети это условие никогда не выполняется, так как по законам электротехники в многоконтурной схеме величина токов в ветвях обратно пропорциональна их сопротивлениям. Поэтому часть транспортного потока активной мощности, ориентированного на магистральную линию, всегда ответвляется в линию распределительной сети. Для обозначения этой составляющей транспортного потока активной мощности используется термин «неадекватный транспортный поток» [1].

Поскольку активное сопротивление линии распределительной сети больше, чем активное сопротивление магистральной линии, суммарные потери в сети увеличиваются по сравнению с вариантом, когда весь транспортный поток передается по магистральной линии.

Чтобы осуществить оптимальный по потерям режим работы данного фрагмента сети, необходимо вытеснить неадекватную составляющую транспортного потока в магистральную линию.

Техника реализации этой процедуры состоит в следующем:

1. В линию распределительной сети вводится ФСТ.
2. Устанавливается такая величина угла ФСТ, чтобы его сумма с величиной естественного транспортного угла равнялась нулю.

В масштабе всей единой национальной энергетической сети (ЕНЭС) достаточно оборудовать ФСТ все подстанции класса 500/220 кВ. Тогда потери в ЕНЭС уменьшатся в 1,5 раза.

Оценка срока окупаемости

Исходные данные

• Количество подстанций ЕНЭС класса 500/220 кВ – 75 шт.
• Количество ФСТ на одной подстанции – 2.
• Номинальная мощность ФСТ – 150 МВА.
• Удельная стоимость разработки, производства и ввода в эксплуатацию ФСТ [5] – 4900 долл. США/МВА.
• Потери электроэнергии в электрических сетях России в 2011 году¹  –  76655 млн кВт•ч.
• Удельная стоимость потерь электроэнергии¹ –  1 руб./кВт•ч.

Результаты расчета

• Суммарная мощность ФСТ для подстанций ЕНЭС класса 500/220 кВ –  22500 МВА.
• Суммарная стоимость разработки, производства и ввода в эксплуатацию ФСТ для подстанций ЕНЭС класса 500/220 кВ –  110,25 млн долл. США.
• Объем сокращения потерь электроэнергии в результате внедрения ФСТ на подстанциях ЕНЭС класса 500/220 кВ – 25551 млн кВт•ч.
• Стоимость сокращенного объема потерь электроэнергии в результате внедрения ФСТ на подстанциях ЕНЭС класса 500/220 кВ –  25551 млн руб. или 824 млн долл. США.

Отсюда следует, что срок окупаемости инновационного проекта повышения энергоэффективности российской электрической сети на основе применения ФСТ по капитальным затратам составляет менее одного года.

Сокращение потерь электроэнергии

25 февраля 2013 года Минэнерго РФ представило на обсуждение экспертного совета при «открытом правительстве» проект документа «Стратегия развития электросетевого комплекса Российской Федерации»¹. Основной акцент в этом документе делается на ликвидацию перекрестного субсидирования и сокращение потерь электроэнергии.

Согласно отчетности, в 2011 году потери в сетях ФСК составили 5% от объема поступления электрической энергии в сеть, в сетях холдинга МРСК – 8,4%. К 2017 году предполагается снизить уровень потерь в сетях ФСК до 3,5%, в сетях холдинга МРСК – до 7,5%.

Документ вернули на доработку, поскольку в нем проблемы сетей были только обозначены без указания механизмов их решения. В марте 2013 года документ был доработан и утвержден. В нем указано, что повышение операционной эффективности неразрывно связано с реализацией мероприятий², направленных на снижение потерь электрической энергии при ее передаче по электрическим сетям.

Потери электрической энергии в российских электросетях при ее передаче и распределении составляют 11% полезного отпуска, что выше аналогичного показателя зарубежных компаний, который составляет 6–8%. При этом наблюдаются существенные различия в уровне потерь между регионами. Максимальные потери отмечаются в регионах с высоким бытовым потреблением. Например, потери в распределительных электрических сетях Тверской и Смоленской областей находятся на уровне 15–18%, а в регионах Северного Кавказа достигают 30–40%.

Высокий уровень потерь электроэнергии в первую очередь обусловлен наличием коммерческих потерь, высоким износом электросетевого хозяйства и неоптимальными режимами работы электрических сетей.

Рассмотренный выше инновационный проект повышения энергоэффективности электросетевого комплекса России предлагает конкретный механизм минимизации потерь электроэнергии в электрических сетях России, основанный на технологии вытеснения неадекватных транспортных потоков активной мощности из линий распределительной сети в магистральную сеть посредством фазосдвигающих трансформаторов.

Литература

1. Ольшванг М.В. Поэтапная технологическая реформа электроэнергетической сети России для достижения наилучшего использования сетей ФСК и сетей МРСК посредством рационального управления сетевыми потоками. Материалы инновационного предложения. www.mvo.ipc.ru.
2. Жданов П.С. Вопросы устойчивости электрических систем. М. : Энергия, 1979.
3. Куро Ж. Вопросы качества при передаче и распределении электроэнергии. Франко-российский семинар «Оптимизация и повышение качества электросетей». М., 2004.
4. Paul Jarman, Patrick Hynes, Trevor Bickley, Alan Darwin, Nigel Thomas. The specification and application of large quadrature boostersto restrict postfault power flows. Cigre 2006, A2–207.
5. Ольшванг М.В. Оценка эффективности инноваций по оптимизации маршрутов потоков активной мощности и по стабилизации локальных частот единой энергосистемы России. mvo.ipc.ru.

¹ www.rbcdaily.ru/tek/562949985893433.

² Распоряжение Правительства РФ от 3 апреля 2013 года № 511-р.