Связанные одной сетью

Как устроена электроэнергетическая система России

Электроэнергетика — критически важная отрасль, характеризующаяся непрерывностью процессов генерации, передачи и потребления энергии и составляющая основу экономического развития любой страны. Стабильное и надежное функционирование этого комплекса, за которым стоят сложные организационные и технические процессы, в конечном итоге определяет благосостояние всего населения. В статье рассматриваются различные аспекты электроэнергетики, начиная с исторических основ формирования энергосистемы нашей страны и основных принципов ее функционирования. Понимание истоков и принципов, лежащих в основе электроэнергетической инфраструктуры, позволит глубже осознать современные вызовы, пути их преодоления и перспективы данной области.

Автор:

Екатерина Артеменкова, старший консультант группы «Аналитика в энергетике» Kept

Единая электроэнергетическая система России (ЕЭС) — сложнейший комплекс, в котором функционирующие объекты электроэнергетики (электростанции, линии электропередачи, электроприемники, устройства преобразования, управления, регулирования и защиты) объединены общим режимом и непрерывным процессом производства, передачи и потребления электрической энергии.

Основополагающие технические характеристики энергосистемы нашей страны, такие как частота 50 Гц и трехфазная электропередача на переменном токе, были установлены более ста лет назад и обусловлены как развитием электротехнической отрасли, так и историческими событиями. А концептуальные основы, согласно которым осуществлялась электрификация территорий, заложенные в плане ГОЭЛРО, по сей день определяют схему и инфраструктурный каркас энергосистемы России и стран постсоветского пространства.

Перед электроэнергетикой России стоит широкий спектр задач, включая обновление и модернизацию инфраструктуры, удовлетворение растущего спроса на электроэнергию, адаптацию методов и подходов к развитию, а также решение вопросов «интеллектуализации», энергетического перехода, экологических и климатических вызовов. Эти задачи требуют внимательного и скоординированного подхода к их решению, инициирования разработки и разумного использования передовых технологий, направленных на улучшение функционирования энергосистемы, повышение ее эффективности и надежности.

Сетевой комплекс: передача и распределение

В любой момент времени в энергосистеме генерируется на электростанциях ровно столько электроэнергии, сколько необходимо для покрытия спроса потребителей. Критерием данного непрерывного процесса является баланс между генерируемой и потребляемой мощностью, ключевым показателем — частота 50 Гц, а связующим элементом — электропередача.

Центры потребления электрической энергии не всегда расположены вблизи электростанций и, более того, распределены на значительной территории. Выбор оптимального размещения электростанций определяется путем проведения технико-экономического анализа, в котором основными являются топливный и потребительский факторы, при этом важнейшими параметрами в вопросе передачи мощности являются передаваемая мощность, протяженность линии и потери при передаче. 

Совершенствование и развитие электропередачи осуществлялось по пути увеличения номинального напряжения, а не за счет увеличения тока в линии. Выбор именно такого направления исходит из чисто экономических соображений: увеличение тока приводит к увеличению сечения проводника или большему числу параллельных цепей в передаче, что влечет кратное возрастание расходов на цветной металл, при этом увеличение напряжения приводит к возрастанию затрат на черный металл для опор и изоляцию (при сопоставлении затрат это является выгодным решением). Как правило, удвоение напряжения в линии увеличивает ее пропускную способность в три-четыре раза. К примеру, одна цепь ЛЭП напряжением 330 кВ может передать мощность примерно 450 МВт, 500 кВ — порядка 1300 МВт, а вот ЛЭП сверхвысокого напряжения 1150 кВ — 6000 МВт. Очевидно, что для того, чтобы передавать мощность 6000 МВт, необходимо построить 13 цепей 330 кВ, что при строительстве приведет к кратному росту затрат. Для сравнения, пропускная способность ЛЭП постоянного тока напряжением ±300 кВ составляет 1000 МВт, ±500 кВ — 4000 МВт. Передача постоянного тока имеет меньшие по сравнению с линиями переменного тока затраты при равных условиях надежности в случае превышения некоторой длины линии. Оценивается, что критическое значение длины линии, при котором вложения в электропередачу на переменном и постоянном токе становятся равными, составляет 400–700 км.

Максимальный допустимый переток по электропередаче в энергосистеме определяется критериями токовой нагрузки линии, напряжением, устойчивостью, а также наличием устройств противоаварийного управления, предотвращающих развитие аварийного режима работы.

Современные энергосистемы, в частности ЕЭС, обладают сложной структурой, конфигурацией, многоступенчатостью электрической сети. Повышение или понижение напряжения происходит обычно несколькими ступенями. Каждой ступени напряжения соответствует своя сеть линий электропередачи и электрических подстанций, через которые электроэнергия поступает в сеть следующей ступени напряжения.

Основу системы передачи электрической энергии от электростанций до крупных потребителей или распределительных узлов (подстанций) составляет системообразующая сеть. Она создает «каркас» энергосистемы, обеспечивает транзит больших объемов мощности, а также объединяет различные энергосистемы между собой. Исторически в энергосистеме России такая сеть представлена системой номинальных напряжений 220–500 кВ в восточной части ЕЭС и 220–330–500–750 кВ — в западной части ЕЭС. Основное требование, предъявляемое к таким сетям, — обеспечение надежной и устойчивой работы в нормальных и аварийных режимах.

Основу системы передачи мощности от небольших станций, распределение между подстанциями 110– 35–10–6 кВ и доставку электроэнергии от центров питания до потребителей составляют распределительные сети. В основном распределительные функции возлагаются на сети 110 кВ и ниже, однако такое деление на базе номинального напряжения довольно условно, так как в отдельных энергосистемах (из-за большого охвата территорий и наличия крупных энергоемких потребителей) задача распределения мощности переходит к сетям высшего класса напряжения. Сложная, разветвленная и многоступенчатая конфигурация распределительных сетей позволяет обеспечивать надежную доставку мощности до потребителей, удаленных на значительные расстояния от узловых центров питания. 

Потребитель: замыкающее звено

Замыкающим звеном в цепочке поставки электроэнергии являются потребители. За каждым потребителем стоит определенный технологический процесс преобразования электрической энергии в другой вид — механическую, тепловую, химическую, световую, звуковую. Электроэнергия, доставляемая до этих преобразователей-потребителей, должна соответствовать требованиям или нормам качества, обеспечивающим их бесперебойную и стабильную работу. На первый взгляд может показаться, что нарушение этих норм сказывается только на работе локальных потребителей: приводит к снижению их производительности, отключению или в худшем случае повреждению электроустановки. Но на самом деле несоблюдение этих требований приводит к ухудшению работы всех потребителей в энергосистеме, включая электроустановки, которые являются непосредственными участниками технологического процесса выработки энергии на электростанциях. Цикл замыкается, и возникает лавинообразный процесс нарушения баланса в цепочке «генерация — передача — потребление», приводя к погашению всей энергосистемы. Таким образом, потребитель предъявляет технические требования к энергоснабжению, начиная с процессов выработки электроэнергии и ее передачи, такие как бесперебойность, надежность и обеспечение качества. 

Многочисленный ряд особенностей, параметров и взаимосвязей формирует задачу управления режимом работы энергосистемы, которую концептуально можно разделить на два этапа — планирование и управление в режиме реального времени.

Планирование режима: прогноз и баланс

Планирование режимов работы электростанций и сетей имеет два временных уровня: долгосрочное и краткосрочное планирование. Ключевой задачей планирования является прогнозирование и формирование режима, сбалансированного по потреблению и нагрузке электростанций с учетом межсистемных перетоков, сезонных, технических и технологических ограничений генерации, ремонтов сети и оборудования, допустимых перетоков по электропередачам. Для обеспечения надежного электроснабжения и функционирования энергосистемы при колебаниях нагрузки, выбытии генерирующих мощностей, отключении потребителей также планируются резервы мощности. Очевидный факт: чем крупнее блоки в энергетической системе, чем больше станций с переменной выработкой электроэнергии (ВИЭ), тем больше объемы требуемых резервов в системе. Спланированный режим должен обеспечиваться минимизацией суммарных затрат для покупателей электроэнергии.

Участие станции в балансе определяется ее техническими, режимными и экономическими возможностями или ролью станции в системе, о которой мы говорили ранее. График нагрузки имеет три зоны: базовая, полупиковая и пиковая. В базу графика помещается АЭС, режим которой в течение суток, недели и месяца менять обычно нежелательно (в силу различных, в том числе экономических, причин), хотя у современных энергоблоков с реакторами ВВЭР такая возможность есть. Также в базе графика размещается вынужденная мощность ГЭС, которая обусловлена условиями водохозяйственного комплекса, и теплофикационная мощность ТЭС, определенная требованиями тепловых потребителей. После формирования обязательной мощности баланс составляется из генерации по критериям экономичности — от дешевой к более дорогой. При этом ГЭС работает в пике нагрузки и ведет регулирование мощности, сглаживая графики режимов работы тепловых и атомных станций, повышая их надежность и экономичность, а также балансируя режим при выработке мощности солнечными и ветряными станциями.

Управление режимом: реагировать без промедления

Управление режимами работы энергосистем осуществляется диспетчерским и оперативным персоналом, а также системами и устройствами противоаварийной и режимной автоматики. Быстрота переходных процессов устанавливает требования к организации автоматического управления без участия человека, настройка и алгоритмы которого определяются в большей части заранее, для обеспечения требуемых параметров режима работы, незамедлительного выявления и ликвидации нарушений.

Диспетчерский персонал контролирует нагрузку электростанций, перетоки по линиям электропередачи, регулирует частоту тока и напряжение на шинах энергообъектов, осуществляет переключения в электроустановках дистанционным способом или посредством отдачи команд, разрешений оперативному персоналу, непосредственно управляющему электроустановками на объекте. При возникновении аварийной ситуации, приводящей к выходу за допустимые пределы параметров электрического режима (частоты, мощности, тока, напряжения), задачей персонала становится ликвидация аварийной ситуации и восстановление нормального режима в минимально возможный срок. Ликвидация аварий в энергосистеме — сложнейшая задача. В минимальное время диспетчер должен определить причину и последствия нарушений и на базе тысяч сигналов, поступивших в информационный комплекс, и сообщений от оперативного персонала с места аварии принять верное решение о дальнейших действиях.

«Умные сети»: естественная эволюция ЕЭС

С развитием энергетической системы, увеличением мощности потребителей и электростанций, а также усложнением конфигурации электрической сети становится очевидно, что планирование режимов и их управление требует совершенствования средств автоматизации процессов и повышения их эффективности.

Особую популярность это направление приобрело в России при запуске процессов цифровизации экономики и промышленности, в значительной мере пересекающихся с программами Smart Grid (что можно перевести как «Умные сети», «Интеллектуальные сети», «Интеллектуальная электроэнергетическая система с активно-адаптивной сетью»). При этом отсутствие единого и однозначного трактования термина Smart Grid, не отражающего его первоначальную сущность (внедрение контроллеров, предназначенных для управления режимом работы и синхронизации автономных ветрогенераторов), позволило распространить подход «интеллектуальности» на все элементы электроэнергетики и затронуть даже экологические аспекты. Концепция «умной сети» предполагает активное участие в процессах выработки, передачи и распределения электроэнергии всех участников цепочки поставки. Используя современные информационные, цифровые и коммуникационные технологии, оборудование энергосистемы взаимодействует друг с другом, управляется автоматизированной системой на базе анализа поступающей информации от объектов. Результатом такого подхода является оптимальное функционирование энергосистемы во всех режимах работы, снижение затрат, повышение надежности, эффективности и экономичности работы энергосистемы.

Стоит отметить, что идеология «умной сети» формирует предпосылки к созданию комплексного эффекта для энергосистемы, и распределение долей этих эффектов между участниками может быть сильно неравномерным. В рамках текущей организационной структуры электроэнергетики в России компании готовы развивать подходы «умной сети» для повышения эффективности собственных процессов. Однако перед непосредственной «интеллектуализацией» всей ЕЭС стоит сложный процесс формирования методологии и нормативов, а также их принятия всеми участниками цепочки поставки. 

С появлением и развитием технологий искусственного интеллекта (ИИ) все активнее обсуждается его возможное применение в электроэнергетике для повышения качества планирования, эффективности, снижения затрат на производство и распределение энергии. Использование обучаемых нейронных сетей для анализа и обработки данных, а также для выполнения рутинных задач значительно уменьшает трудозатраты и минимизирует влияние человеческого фактора. Такое применение ИИ оправданно и может существенно повысить эффективность ряда процессов в энергосистеме. Тем не менее делегирование полномочий по принятию решений и ответственности за них в критически значимых процедурах сопряжено со значительными опасностями, даже если система обеспечена мерами кибербезопасности.

Прогресс в области электроники, коммуникационных технологий, а также алгоритмов обработки и поиска информации сегодня позволяет внедрять все более автоматизированные системы управления, контроля и учета. Реализация масштабных проектов по созданию «умных сетей», подобных тем, что разрабатываются в Европе, Китае или США, требует значительных инвестиций. В России же целесообразно поэтапно развивать концепцию «умной сети», отдавая приоритет модернизации устаревших активов и повышению энергетической безопасности, не забывая при этом о кибербезопасности.

Обновление фондов: ключ к надежности

Старение основных фондов остается одной из серьезнейших проблем для энергосистемы России. Период с 1960 по 1990 год стал временем интенсивного ввода новых энергетических мощностей (от 2 до 8 ГВт ежегодно). В дальнейшем принимаемые программы модернизации значительно обновили парк генерации: в рамках программы ДПМ было модернизировано около 30 ГВт, а программа КОММод, рассчитанная до 2031 года, предполагает обновление еще до 50 ГВт. Однако впереди еще примерно такие же объемы работ.

Системообразующий сетевой комплекс имеет значительный износ: 59% подстанций работают более 25 лет, а 49% линий электропередачи — более 35 лет. Что касается распределительного комплекса, то здесь показатели еще выше: 63% подстанций имеют срок службы свыше 25 лет, а 51% линий электропередачи — более 35 лет. Поэтому состояние электросетей определяет приоритетные направления инвестиционной политики сетевых компаний.

Установленное на объектах основное оборудование изготовлено в основном в 1960–1970-е годы и уступает современным аналогам по техническим характеристикам, требует увеличивающихся с ростом срока службы затрат на техобслуживание и ремонт, а также приводит к нарастанию числа аварий и нарушений в энергосистеме. Отдельный вопрос связан с климатическими изменениями: аномалии все чаще оказывают влияние на функционирование сетевого комплекса. Мы можем наблюдать растепление грунта и грозовую активность на арктических территориях, длительную аномальную жару и ледяные дожди в средней и южной полосах России, что значительно усложняет эксплуатацию объектов и режимы работы энергосистемы. Опыт показывает, что режимные ситуации, которые сложились на Дальнем Востоке в прошлом году и в ОЭС Юга в текущем, связанные в том числе как с погодными условиями, так и с аварийностью оборудования, все больше приоритезируют направление обновления энергетической инфраструктуры с учетом новых климатических реалий.

Энергетический переход: развитие ВИЭ

В контексте глобального энергоперехода энергетический сектор и экономика России столкнулись с новыми вызовами и задачами.

Возвращаясь к историческим предпосылкам формирования структуры топливного баланса в нашей энергосистеме, необходимо еще раз отметить, что благодаря условиям единства народного хозяйства, в котором происходило становление энергосистемы, цель рационального и эффективного использования ископаемого топлива и уменьшения издержек на производство энергии была ключевой и направляющей для всех стратегий электрификации и индустриализации государства. А выстроенная в те времена система охраны и сбережения природы абсолютно противоречит истинным целям современного зеленого перехода, который служит инструментом регулирования и управления экономиками стран. Эти моменты важно разделять, в особенности когда речь идет о развитии отрасли, являющейся основой для экономического развития и, как следствие, благополучия жизни населения.

В условиях экономической доступности технологий на базе ВИЭ в энергосистеме России активно развиваются солнечные и ветровые электростанции. Программы развития ВИЭ, получившие преимущественное распространение в ОЭС Юга, подтвердили на практике вопросы, которые необходимо заблаговременно решать для эффективной интеграции таких станций. Одна из ключевых проблем — зависимость мощности ВИЭ от погодных условий, что не гарантирует бесперебойного электроснабжения и затрудняет прогнозирование выработки возобновляемыми источниками. Это требует от энергосистемы наличия достаточных резервных мощностей на маневренных электростанциях, которые могут быть оперативно задействованы при снижении или увеличении выработки ВИЭ. Концепция программ ДПМ ВИЭ-1 и ДПМ ВИЭ-2, не предполагающая дополнительных затрат на строительство магистральной сети для обеспечения выдачи мощности СЭС и ВЭС, привела к невозможности использования их максимального, проектного потенциала, а при управлении режимом работы приходится отдавать команды на ограничение выдачи мощности ВИЭ-генерации.

Анализ балансов энергосистем зарубежных стран порой показывает качественное ухудшение структуры топливного баланса в стране при нескоординированном подходе к интеграции ВИЭ. Так, масштабное развитие СЭС и ВЭС во Франции привело к необходимости суточного регулирования мощности атомными электростанциями, что в целом противоречит роли данной технологии в энергосистеме.

Наиболее перспективным вариантом реализации программ строительства СЭС и ВЭС в России могут стать комплексные технические решения: сочетание ВИЭ-генерации с промышленными системами хранения электроэнергии или ГЭС/ГАЭС. Отдельным направлением эффективного развития ВИЭ в целях рационализации экономических параметров северного завоза и снижения выбросов можно отметить комбинированные решения (в сочетании с дизель-генераторами) в локальных энергосистемах на неэлектрифицированных территориях нашей страны. 

Электрификация транспорта также является одним из направлений энергоперехода. В соответствии со стратегией развития отрасли электромобилей в России, к 2030 году планируется установить 72 000 зарядных станций, более 40% из которых будут станциями быстрой зарядки. Предположительно, суммарная мощность всех зарядных станций достигнет 6,3 ГВт, при этом большая часть будет приходиться на регионы с высоким спросом на электромобили, то есть с высокой плотностью населения. Геопространственное размещение зарядных станций может способствовать снижению их концентрации и уменьшению вероятности одновременного использования. Однако массовое строительство зарядных станций, как правило в крупных городах и населенных пунктах, требует тщательного анализа их влияния на городскую распределительную электросеть, а также учета резервов мощности генерации для обеспечения надежного и стабильного энергоснабжения всех потребителей в пиковые часы нагрузки.

Вызовы развития энергосистемы и новые технологии

Задачи развития электроэнергетики, стоящие в условиях современных технологических, геополитических и экологических вызовов, весьма серьезны. Тесная связь электроэнергетики с другими отраслями промышленности усиливает ответственность за принимаемые решения в планах развития энергосистемы. Стоит отметить, что 50% потребления электроэнергии в России приходится на добывающую и обрабатывающую промышленности. Географическое положение страны, в основном расположенной в умеренном, арктическом и субарктическом поясах, влияет на себестоимость производства электроэнергии: она значительно выше, чем в странах, находящихся, например, южнее 50-й параллели. При этом доля расходов на электроэнергию и тепло в себестоимости продукции может составлять до 35–40%. Этот факт подчеркивает важность рационального подхода к планированию развития энергетической системы для сохранения конкурентоспособности товаров и продукции промышленного сектора как на внутреннем, так и на мировом рынке.

В настоящее время на общественное обсуждение вынесен проект Генеральной схемы размещения объектов электроэнергетики до 2042 года, который определяет стратегию развития на ближайшие 18 лет. Учитывая сложность и политизированность энергоперехода, этот проект демонстрирует взвешенный подход к формированию структуры топливного баланса. Среди принципиально уникальных направлений в российской энергосистеме можно выделить строительство атомных электростанций на быстрых нейтронах и линий электропередачи на постоянном токе. Развитие этих технологий обусловлено как серьезными вызовами, стоящими перед мировой атомной отраслью, так и необходимостью устранения локальных дефицитов мощности в ряде регионов России. При этом решение вопроса передачи больших объемов мощности поставило под сомнение экономическую целесообразность использования традиционных электропередач переменного тока.

Говоря о концепции «интеллектуальной сети», можно уверенно сказать, что она продолжит развиваться на базе единой информационной CIM-модели энергосистемы, формируя системный подход к управлению и развитию, повышая энергетическую и экономическую эффективность. Для достижения желаемых эффектов критически важно своевременно обновлять устаревшее оборудование, внедрять инновационные технологии и материалы. В их числе активные элементы сети: устройства продольной компенсации, управляемые шунтирующие реакторы, фазоповоротные устройства, статические компенсаторы реактивной мощности, промышленные накопители электроэнергии, реклоузеры, а также интеллектуальные системы мониторинга оборудования, учета электроэнергии, новые материалы — сверхпроводники и композиты.

Сверхпроводящие материалы представляют собой особенно перспективное направление благодаря их способности передавать электричество с минимальными потерями. Но высокая стоимость таких технологий становится значительным препятствием для их широкого применения в протяженной по территории энергосистеме нашей страны.

История показывает, что реализация новых технологий требует времени: многие из них были известны более 70–100 лет назад, но лишь сейчас начинают активно использоваться и внедряться в промышленную эксплуатацию. На настоящем этапе развития электротехники прорывные технологии находятся в стадии поиска. Без сомнений, самая амбициозная технология электропередачи — это ее физическое отсутствие. Однако поиск путей реализации такого решения, как и общий прогресс в сфере прорывных технологий, требует мощной фундаментальной основы, а также значительных инвестиций в научную отрасль, исследования и подготовку кадров.