На главную

Статьи, публикации, архив номеров  

«     2018     2017  |   2016  |   2015  |   2014  |   2013  |   2012  |   2011  |   2010  |   2009  |   2008  |   »
«     Январь  |   Февраль  |   Март  |   Апрель  |   Май  |   Июнь  |   Июль  |   Август  |   Сентябрь  |   Октябрь  |   Ноябрь  |   Декабрь     »

Анализ и прогноз

01.02.2010 Проблемы «умной» энергетики

 

Проблемы «умной» энергетики

 

В последнее время в печати все чаще появляются публикации, касающиеся выбора дальнейших путей развития энергетики в условиях нарастающего дефицита энергии во всем мире. Основные споры и прогнозы при этом относятся к прогнозам динамики энергопотребления и выбора структуры генерирующих мощностей, определяемым видами энергоресурсов с учетом их возможных запасов, объемов добычи и эффективности.

 

Конечно, не обходят вниманием также вопросы энергосбережения и развития нетрадиционной энергетики. Однако следует признать, что интерес к объемным показателям, за редким исключением, в подобных работах превалирует, хотя будущее энергетики неразрывно связано с происходящей революцией в информационных технологиях, которая уже преобразовала и продолжает преобразовывать такие отрасли промышленности, как, например, телекоммуникации.

 

Анализируя сложившуюся ситуацию с поиском стратегических путей развития энергетики, обратимся к опыту США, где вопрос модернизации энергетической системы в целях обеспечения экономической и национальной безопасности рассматривался на государственном уровне, в результате чего был разработан документ «Сеть 2030» – «Национальный взгляд (видение) на второе столетие электроэнергетики» [1]. В названном документе констатировано, что электрическая система Америки – «высшее техническое достижение 20-го столетия – становится неэффективной, перегруженной и неспособной к обеспечению будущих потребностей энергии Будущей Информационной Экономики…».

В одном из разделов документа подробно рассматривается будущая «Сеть 2030» как «полностью автоматизированная сеть доставки электроэнергии, которая контролирует и управляет каждым клиентом и узлом, гарантируя двусторонний поток электричества и информации между электростанцией и потребителем…». В частности, к 2010 г. будет «организовано более широкое использование программ управления энергопотреблением со стороны заказчиков» и обеспечено «использование разумных (домашних) приборов», к 2020 г. все бытовые приборы будут обеспечены интеллектуальным управлением», к 2030 г. должна быть «обеспечена полностью автоматическая система реагирования на потребности потребителей». Главным прорывом создаваемой системы названо ее базирование на информационных и сетевых технологиях.

При анализе «Сети 2030» в [2] отмечено, что эта программа – пример «масштабного социотехнического проекта, стоящего в одном ряду с проектами ГОЭЛРО и ЕЭС СССР, и этим сильно отличается от проекта ГОЭЛРО-2, в котором социальная составляющая и социальная ориентация практически отсутствуют». Сегодня приходится констатировать, что хотя и не только по этой причине, но проект ГОЭЛРО-2 в России провален, и основательно. Как следствие – в настоящее время разрабатывается новый проект (дополнительным толчком к его разработке послужила катастрофа на Саяно-Шушенской ГЭС, приведшая к выводу из эксплуатации на длительный срок более 6 млн кВт генерирующих мощностей). В связи с этим коротко остановимся на сути и сделаем некоторые комментарии к материалам Минэнерго России, подготовленным в декабре 2009 г. для рассмотрения вопроса о безопасности энергетических объектов на заседании правительства РФ.

В материалах справедливо отмечается, что «основные проблемы в обеспечении безопасности и надежности возникают из-за разделения участников единого технологического процесса генерации, передачи, потребления электроэнергии и появления многих независимых субъектов рынка, возможности появления конфликта интересов…».

Вместе с тем, учитывая, что конкурентные отношения в энергетике России не сложились из-за отсутствия необходимых в этом случае избыточных генерирующих мощностей и даже наоборот – резкого сокращения инвестиций в их сооружение (не более 2 млн кВт в год вместо требуемых 8–10 млн кВт), наиболее значимой угрозой безопасности энергетических объектов и энергетики в целом следует признать старение основных фондов (как генерации, так и сетей), которые по определению не могут быть надежными, полностью исчерпав расчетный срок эксплуатации. В этих условиях при поиске путей решения проблемы покрытия электрических нагрузок следует рассчитывать не только на традиционные – сооружение новых и реконструкцию действующих генерирующих источников и сетей.

Следует рассчитывать также и на использование режимного фактора, т. е. на уплотнение суточных графиков нагрузок с тем, чтобы существенно снизить пиковые электрические нагрузки, обеспечив таким образом отсрочку ввода генерирующих мощностей.

К сожалению, независимые субъекты рынка и региональные энергетические комиссии России на сегодняшний день подобные мероприятия практически не стимулируют, устанавливая соотношение платы за потребление электроэнергии в зонах пиковых нагрузок и ночных близкими по величине, а не отличающимися, как это обосновано расчетами, в 2,5–3 и более раза.

Следовательно, в таких условиях потребители отказываются от дифференцированных по зонам суток тарифов. В результате из-за повышенной платы за электроэнергию и мощность повышается цена на производимую продукцию, а у генерирующих компаний снижается эффективность использования основных фондов. В конечном итоге убытки несет и государство в целом. Сегодня в энергетике России создан оптовый и розничный рынки энергии и мощности, имеется достаточно разнообразное «тарифное» меню с учетом временных зон суток, сезонов года, уровней напряжения и т. д., развивается информационное обеспечение, на что истрачены значительные финансовые средства. Однако, как отмечено в [3], результат функционирования созданных автоматизированных систем неудовлетворительный: «деньги потрачены, сертификаты получены, по каналам связи продолжают передаваться какие-то данные, в лучшем случае эти сведения востребованы службами технического контроля, в худшем – никем».

В упомянутых выше материалах Минэнерго России при рассмотрении вопросов применения информационных технологий (ИТ) так остро, как автором [3], эти вопросы не ставятся. Наоборот, в материалах излагается ряд современных идей, связанных с применением ИТ, обеспечивающих функционирование тех же «умных сетей», создаваемых в будущем по аналогии с американскими. Однако не следует забывать, что в США ежегодно добавляется и реконструируется до 30–40 млн кВт новых высокоэффективных мощностей, и там действительно может быть постепенно создана высокоэффективная «умная энергетика». Создавать же ускоренными темпами подобную энергетику, имея 120 млн кВт полностью исчерпавших свой ресурс мощностей, конечно, бессмысленно. Иначе результаты будут аналогичными тем, как отмечено в [3], где говорилось только о малой части ИТ в энергетике – автоматизированном энергоучете, хотя причины отрицательных результатов в первом и втором случае разные.

Сказанное выше, однако, не означает, что не следует идти в ногу с техниче­ским прогрессом, имея высокую долю устаревших и неэффективных основных фондов в виде генерирующих источников и электрических сетей с устаревшими физически и морально средствами релейной защиты, автоматики, телемеханики и связи. Наоборот, в таких условиях вопросы их модернизации стоят особенно остро, поскольку возникает проблема обеспечения комплексности и выбора очередности решения задач, где одна часть оборудования остается, а другая частично или целиком заменяется.

Для примера обратимся к вопросу модернизации релейных защит, которые в электроэнергетике занимают свое достойное место в качестве средств, обеспечивающих ее надежное функционирование. Конечно, прогресс, достигнутый в ИТ, коснулся и релейных защит, ставших микропроцессорными и имеющими все признаки компьютеров, как отмечено в [4], где перечислены практически все трудности, которые предстоит решать как в области построения релейных защит, так и в области автоматизации энергоучета. Эти трудности, прежде всего, обусловлены необходимостью унификации технических средств, поскольку сегодня на рынке микропроцессорных устройств релейной защиты (МУРЗ) присутствуют сотни моделей десятков различных производителей. То же можно сказать и о технических средствах АСКУЭ, которые предлагаются изготовителями в еще большем количестве вариантов, чем МУРЗ. Аналогичны по перечню, а также сложности решения и другие проблемы, перечисленные в [4] (всего их приведено 12). Отметим, например, такие, как резервирование, количество функций, выполняемых устройствами МУРЗ и АСКУЭ, требования к конструкции, параметрам и программному обеспечению, испытания и т. д.

Аналогичным образом обстоит дело и с применением современных техниче­ских средств в виде преобразователей тока, напряжения, мощности в системах диспетчеризации сетей, с применением средств связи и телемеханики. Более того, с появлением современной ИТ появляется возможность и возврата к более эффективному решению таких задач в электрических сетях, которые ранее решались неэффективно или не решались вообще.

Так, в 1983 г. была опубликована статья [5], касающаяся практической проверки дрейфа нулевой точки в воздушных линиях электропередачи напряжением 10 кВ на железобетонных опорах при однофазных замыканиях на землю. Необходимость выполнения подобной работы была продиктована большим количеством подобных замыканий через металлическую арматуру опор и недостаточно надежными изоляторами, монтируемыми на крючьях или штырях и составляющими одно целое с арматурой. Заметим, что основная часть распределительных воздушных электрических сетей была построена в 60–70-х гг. прошлого века с расчетным сроком их службы в 40 лет. Таким образом, в настоящее время в энергосистеме эксплуатируется значительное количество линий, уже отслуживших свой срок, в связи с чем их аварийность увеличивается, а основными ее причинами являются пробой изоляции и обрывы проводов.

Как было экспериментально показано в [5], токи замыкания на землю при различном виде грунта, его влажности и времени протекания тока составляют от 0,3 до 27–30 А, при этом напряжение прикосновения изменяется от 30 до 5 650 В, что помимо прочих причин (прежде всего опасность для персонала) приводит к существенным потерям электроэнергии (десятки или даже сотни кВт•ч в среднем на одно короткое замыкание при времени его устранения, равном 2 ч и более). Как известно, согласно существующим правилам технической эксплуатации сетей напряжением 6–10 кВ [6] в сетях с изолированной нейтралью допускается (п. 5.11.7 Правил) работа воздушных и кабельных линий электропередачи с замыканием на землю. При этом к отысканию места повреждения персонал должен приступить немедленно и устранить повреждение в кратчайший срок. Более определенной записи (что такое, например, кратчайший срок?) в условиях, когда поиск места повреждения даже при наличии соответствующих приборов может занять много часов, привести в Правилах невозможно, так как оперативная информация по ряду показателей, в том числе и по дрейфу нулевой точки не собирается, а следовательно, и не анализируется. Рассмотрим приведенный пример более подробно.

На рис. 1 представлена динамика изменения напряжений в сети с изолированной нейтралью по результатам проведения одного из опытов замыкания на землю начиная с момента замыкания (точка О), через 10 минут (точка О1) и через 1 час (точка О2).

Как видно из рис. 1, спустя 10 минут после замыкания нулевая точка сместилась по дуге окружности в сторону точки С на диаграмме, но в последующий период имел место ее дрейф в обратную сторону к центру треугольника напряжений. Данные напряжения практически восстановились из-за увеличения сопротивления грунта вокруг опоры ввиду его высыхания. Подобный пример свидетельствует о том, что отслеживание в динамике изменений напряжений на фазах воздушных линий при наличии значительного количества повреждений в зоне любого района электрических сетей – задача, решение которой возможно в полном объеме только при наличии современных средств постоянной диагностики состояния сетей. Такими средствами являются микропроцессорные средства, многофункциональность которых позволяет успешно решать задачи не только противоаварийной автоматики [7], но и другие. В частности, задачу отслеживания дрейфа нулевой точки во всех нерасчетных условиях запоминания данных, выполнения соответствующих расчетов для выдачи рекомендаций по проведению управляющих воздействий (отключений).

В текущем десятилетии начался отсчет времени, превысившего 40 лет с начала строительного бума в 60-х гг. прошлого века по сооружению распределительных электрических сетей на железобетонных опорах с указанным расчетным сроком службы. Неизвест­но, сколько еще будут эксплуатироваться подобные сети, однако с полной определенностью можно сказать, что надежность их будет постепенно уменьшаться. Поэтому совершенствование диагностики их состояния должно стать первостепенной задачей, как и замена таких сетей посредством нового строительного «бума», для чего специальных средств, разумеется, не предусмотрено.

Проблемные вопросы, возникающие при внедрении новейших технологий (например, при замене ограничителями перенапряжения ОПН вентильных разрядников РВ), рассмотрены и в [8], где перечислено 12 направлений исследований, которые необходимо выполнить для обеспечения грозозащиты оборудования подстанций. Это, в частности, ведение банка данных по грозовой поражаемо­сти линий и оборудования, получение и анализ вольт-секундных характеристик линейной изоляции, анализ процессов в заземлителях опор, анализ входных параметров оборудования в микросекундном диапазоне времени, изменение в процессе эксплуатации параметров ОПН и РВ и др.

Полезный информационный материал, касающийся модернизации электрических сетей в мире, приведен в [9]. Там представлены некоторые сведения о планируемом (и ведущемся) строительстве интеллектуальных электрических сетей, для чего до 2015 г. будет израсходовано в общей сложности 200 млрд долл. (84 % данной суммы будет направлено на внедрение систем автоматизации и 14 % – на датчики по измерению расхода в режиме реального времени (интеллектуальные датчики)). Фактически эти сведения почерпнуты из уже упоминаемой программы «Сеть 2030», которую некоторые аналитики назвали амбициозной. Однако основное направление программы – создание интеллектуальной электрической сети, в которой передача и распределение энергии управляются цифровыми технологиями с использованием в том числе и беспроводных технологий связи, – не подвергается сомнению.

На фоне наращиваемых в мире темпов модернизации измерительных, информационных и информационно-управляющих систем на основе современных достижений науки наращивание таких темпов в Беларуси не прослеживается, хотя определенные шаги в этом направлении сделаны. Так, в 2005 г. в соответствии с постановлением Совета Министров РБ от 02.08.2005 г. № 847 «О мерах по внедрению в республике автоматизированной системы контроля и учета электрической энергии» была разработана Программа создания в республике в течение 2006–2012 гг. автоматизированной системы контроля и учета энергии (АСКУЭ). Согласно Программе намечалось выполнить целый комплекс работ, начиная с оргструктуры, организующей весь процесс создания АСКУЭ, и включая такие важные разделы, как нормативно-правовое обеспечение, тарифы и тарифные системы, проектирование и создание АСКУЭ, техническое и метрологическое обеспечение, ремонтно-эксплуатационное обслуживание, технико-экономическое обоснование, подготовка и переподготовка кадров, объемы и сроки внедрения. Поскольку о проблемах, возникающих при реализации упомянутой выше программы в печати упоминалось неоднократно, обратим внимание на другой важный аспект – назревшую необходимость комплексного решения не только вопросов автоматизации энергоучета, контроля и управления энергопотреблением на основе современных цифровых технологий, но и вопросов связи ее с другими, упоминаемыми выше: релейной защитой, автоматикой и телемеханикой. Связь эта обусловлена необходимостью обеспечить совместимость (техническую, программную, метрологическую, функциональную и др.) для высокой степени унификации, выполняемой по модульному принципу, экономии финансовых средств за счет унификации и обеспечения более эффективной управляемости в энергетике, чем та, с которой мы сейчас имеем дело.

Поясним данный тезис на конкретном примере. На рис. 2 представлен график электрических нагрузок по продолжительности за 2009 г. в Белорусской энергосистеме (сведения приведены с некоторым округлением для упрощения расчетов). Из рис. 2 следует, что в энергосистеме имели место максимальные нагрузки в пределах до 6 000 МВт в течение нескольких десятков часов и минимальные – в пределах 2 500 МВт приблизительно за такой же срок. Из построенного графика и его варианта, выполненного с учетом возможного снятия этих пиков и ликвидации провалов путем управления нагрузок с применением современных средств управления, видно, что подобное управление позволило бы снизить кратковременные пики нагрузок на 500 МВт и, соответственно, ликвидировать провалы на аналогичную величину.

В итоге можно было бы получить следующие результаты (при том же общем объеме электропотребления за год):

• увеличение коэффициента загрузки генерирующего оборудования с величины КЗ1 до КЗ2,

где

 

 

откуда

 

 

• увеличение коэффициента резерва генерирующего оборудования с КР1 до КР2,

где

 

 

 

Руст – установленная мощность генерирующего оборудования по состоянию на конец 2009 г., тыс. МВт;

• отсрочку ввода новых генерирующих мощностей на Pmax1 – Pmax2 = 500 МВт, что эквивалентно 1,5 млрд долл. капвложений при стоимости 1 кВт установленной мощности в 3 000 дол.

Таким образом, решив задачу с применением ряда организационных мероприятий и цифровых технологий, а также современных алгоритмов управления электрическими нагрузками, можно было бы существенно снизить объемы сооружения новых генерирующих источников, отсрочив их вводы по крайней мере до тех пор, пока не появятся более совершенные. Кстати, в том числе и в атомной энергетике, так как в ней тоже наметились существенные перспективы и уже известно о новых результатах, приведших к тому, что современные реакторы третьего поколения постепенно становятся устаревшими. А поскольку сооружение АЭС – это всегда долгострой, то разумнее закладывать в проект самый перспективный реактор, если, конечно, строительство атомной станции экономически, технически и экологически обоснованно.

Приведенный пример показывает, что игнорирование достижений современных информационных технологий уже приводит к существенным финансовым потерям в отрасли, а следовательно, и в государстве. Данные потери могут быть еще большими в перспективе, так как нельзя забывать пророчество Артура Кларка о том, что единицей денег будущего будет киловатт-час электроэнергии. Со временем это пророчество становится все менее фантастическим.

 

Евгений ЗАБЕЛЛО, доктор технических наук, заведующий лабораторией РУП «БЕЛТЭИ«

 

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

 

1. В Государственную комплексную программу модернизации основных производственных фондов Белорусской энергосистемы следует внести раздел, в котором на основе использования мировых достижений в области новейших информационных технологий были бы представлены материалы для обеспечения более качественного развития энергетики по всем ее показателям, в том числе надежности, экономичности и управляемости.

 

2. Следует также провести определенные организационные преобразования в структуре управления энергетической отраслью, которые бы предусматривали применение новых технологий. Причем преобразования должны затронуть все уровни структуры с тем, чтобы управление носило систематизированный характер, имело соответствующую научную, кадровую поддержку и приоритетное финансирование.

 

 

ЛИТЕРАТУРА

 

1. Трансформирование сети для революционного изменения электроэнергетики в Северной Америке – «Сеть 2030». Национальный взгляд (видение) на второе столетие электроэнергетики. Департамент энергетики США. М.: Информационно-маркетинговый центр Всероссийского электротехнического института. – 2003.

2. Бутырин П. А. Электротехника и общество: взаимосвязанное развитие. Известия Российской академии наук. Энергетика. – 2008. – № 6. – С. 49–70.

3. Генгринович Е. Роль и место измерительных систем в электроэнергетике // Энергорынок. – 2008. – № 10. – С. 66–69.

4. Гуревич В. Микропроцессорные реле защиты: вопросов больше, чем ответов // Энергетика и ТЭК. – 2009. – № 12. – С. 12–16.

5. Забелло Е. П., Кондратьев М. П. Однофазные замыкания на землю в воздушных линиях электропередачи 10 кВ на железобетонных опорах // Электричество. – 1983. – № 12. – С. 40–41.

6. Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей. Минск: Дизайн ПРО, 2010. – 256 с.

7. Федосов А. Н., Пусенков Е. В. Проблемы, возникающие при внедрении микропроцессорной техники в системах противоаварийной автоматики // Электрические станции. – 2009. – № 12. – С. 40–41.

8. Ефимов Б., Данилин А., Невретдинов Ю., Халилов Ф., Гумерова Н. Анализ надежности грозозащиты подстанций // Новости электротехники. – 2009. – № 5. – С. 50–53.

9. Хай-тек-энергетика. 200 млрд долларов за 8 лет // Энергетика Беларуси. – 2010. – № 1 (187).

 

 

Контакты

Беларусь: 220121, г. Минск
а/я 72
Тел.: +375 (17) 385-94-44,
385-96-66

Факс: +375 (17) 392-33-33
Gsm: +375 (29) 385-96-66 (Vel)

Е-mail: energopress@energetika.by
E-mail отдела рекламы:
reklama@energetika.by

© ОДО Энергопресс, 2003—2009. Все права защищены.
Мониторинг состояния сайта
Создание сайта Атлант Телеком