48
СЕТИ
РОССИИ
П
опробуем
оценить
пред
-
посылки
и
перспективы
инновационного
развития
отечественной
энергетики
на
примере
филиала
ОАО
«
ДРСК
»
«
Амурские
электрические
сети
»,
крупнейшего
на
территории
Амур
-
ской
области
предприятия
,
обслужи
-
вающего
электрические
сети
0,4—
110
кВ
общим
объёмом
96534
условные
единицы
.
Как
известно
,
результаты
про
-
цесса
передачи
электроэнергии
формируются
под
влиянием
многих
факторов
,
и
среди
них
очень
важ
-
ное
место
занимает
состояние
ос
-
новных
производственных
фондов
и
сетевая
топология
.
К
сожалению
,
проблема
старения
основных
фон
-
дов
,
о
которой
так
много
говорится
применительно
к
российской
энер
-
гетике
,
не
стала
исключением
и
для
Амурских
электрических
сетей
.
Износ
основного
электросетевого
оборудования
предприятия
по
со
-
стоянию
на
1
января
2014
года
составляет
60,7%.
Часть
оборудова
-
ния
имеет
фактический
срок
служ
-
бы
,
превышающий
нормативный
более
чем
в
2
раза
(
рис
. 1).
Структура
электрических
сетей
предприятия
не
оптимальна
.
Замк
-
нутые
схемы
электроснабжения
,
от
-
личающиеся
большей
надёжностью
и
меньшими
потерями
мощности
,
составляют
лишь
немногим
более
20%
от
общей
протяжённости
сетей
.
При
этом
значительная
часть
ради
-
ально
-
магистральных
сетей
имеет
резервирование
по
другим
классам
напряжения
,
но
у
30%
электриче
-
ских
сетей
предприятия
возмож
-
ность
резервирования
отсутствует
.
Изменить
сложившееся
поло
-
жение
можно
путём
комплексной
реконструкции
с
применением
но
-
вейших
технических
разработок
.
Од
-
нако
объёмы
инвестиций
в
объекты
у
п
р
а
в
л
е
н
и
е
с
е
т
я
м
и
управление сетями
Концепция Smart
Grid: возможности
и перспективы
инновационного
развития энергетики
В России растёт интерес к активно развивающемуся в по-
следнее десятилетие во всём
мире направлению преобразо-
вания энергетики на базе но-
вой концепции интеллекту-
ального развития Smart Grid.
Ирина МИХАЛЬЧЕНКО,
заместитель директора
по экономике и финансам
Амурского филиала
ОАО «ДРСК»
49
№
5 (26),
сентябрь
–
октябрь
, 2014
электросетевого
хозяйства
предпри
-
ятия
недостаточны
.
Определённый
рост
капиталовложений
отмечался
в
2010—2011
годах
,
но
в
связи
с
ухуд
-
шением
финансового
состояния
,
вызванным
уходом
из
поступления
в
сеть
предприятия
больших
объ
-
ёмов
электроэнергии
по
объектам
«
последней
мили
»,
инвестицион
-
ная
программа
филиала
на
2012—
2014
гг
.
была
значительно
сокраще
-
на
:
в
2012
году
—
на
65,3%,
в
2013 —
на
86,5%,
в
2014 —
на
77,2%.
Безусловно
,
данные
факторы
оказывают
отрицательное
влияние
на
основные
показатели
передачи
электроэнергии
.
В
2011
году
по
операционной
зоне
Амурских
электрических
сетей
было
зафиксировано
1656
отключе
-
ний
,
в
2012
году
— 1546,
в
2013
году
— 1912.
Рост
аварийности
в
2013
году
,
помимо
состояния
оборудова
-
ния
,
связан
с
паводковой
ситуаци
-
ей
на
территории
Амурской
области
,
вызванной
проливными
дождями
в
июле
—
августе
.
Среднегодовое
количество
отключений
в
расчёте
на
100
у
.
е
.
электросетевого
обору
-
дования
в
сети
6—110
кВ
за
пери
-
од
2011—2013
гг
.
составило
2,21.
При
этом
по
отдельным
сетевым
районам
этот
показатель
аварий
-
ности
значительно
превышает
сред
-
нее
значение
по
филиалу
(
рис
. 2).
К
ним
относятся
:
Шимановский
РЭС
СП
«
ЗЭС
» (2,52),
Архаринский
РЭС
СП
«
ВЭС
» (3,35),
Бурейский
РЭС
СП
«
ВЭС
» (3,02),
Завитинский
РЭС
СП
«
ВЭС
» (5,63),
Михайловский
РЭС
СП
«
ВЭС
» (3,17),
Зейский
РЭС
СП
«
СЭС
» (3,99),
Магдагачинский
РЭС
СП
«
СЭС
» (10,9).
Имеют
место
отключения
в
сетях
предприятия
с
длительным
простоем
—
более
10
часов
на
одно
отключение
.
Несмотря
на
большую
работу
,
проводимую
предприятием
для
улучшения
показателей
надежности
электроснабжения
,
на
протяжении
ряда
лет
они
существенным
обра
-
зом
не
меняются
(
рис
. 3).
В
сред
-
нем
за
период
с
2008
года
по
2013
год
среднее
время
устранения
по
-
вреждения
составило
2
ч
48
мин
,
среднее
время
простоя
потребите
-
ля
— 1
ч
24
мин
,
процентный
пока
-
затель
успешной
работы
АПВ
,
РПВ
по
присоединениям
6—110
кВ
—
55,78%.
По
результатам
2013
года
среднее
время
устранения
повреж
-
дения
— 2
ч
31
мин
,
среднее
время
Рис
. 1.
Износ
электросетевого
оборудования
по
филиалу
ОАО
«
ДРСК
» «
Амурские
электрические
сети
»
2009
г
.
2010
г
.
2011
г
.
2012
г
.
2013
г
.
55,9%
57,5%
57,1%
59,5%
60,7%
Рис
. 2.
Удельный
показатель
аварийности
по
филиалу
ОАО
«
ДРСК
»
«
Амурские
электрические
сети
»
Рис
. 3.
Динамика
показателей
надёжности
энергоснабжения
в
филиале
ОАО
«
ДРСК
» «
Амурские
электрические
сети
»
2011
г
.
2012
г
.
2013
г
.
3,5
3
2,5
2
1,5
1
0,5
0
4:48
3:36
2:24
1:12
0:00
всего
6–110
кВ
6–10
кВ
35
кВ
110
кВ
2,
1
78
2,83
1,
1
4
1
,52
2,02
2,7
7
0,89
1
,03
2,4
4
3,32
1
,08
1,
2
7
2008
г
.
2009
г
.
2010
г
.
2011
г
.
2012
г
.
2013
г
.
2:28
1:44
2:58
1:22
1:21
1:29
3:40
1:21
1:10
2:24
2:09
2:31
Среднее
время
устранения
повреждения
,
час
:
мин
Среднее
время
простоя
потребителя
,
час
:
мин
50
СЕТИ РОССИИ
простоя
потребителя
— 1
ч
21
мин
,
процентный
показатель
успешной
работы
АПВ
,
РПВ
по
присоединени
-
ям
6—110
кВ
— 59,52%.
Потери
электроэнергии
в
сетях
предприятия
в
2011
году
состави
-
ли
18,07%,
в
2012
г
. — 16,73%;
в
2013
г
. — 15,78% (
рис
. 4).
Несмо
-
тря
на
положительную
тенденцию
,
уровень
потерь
электроэнергии
остаётся
очень
высоким
.
В
между
-
народной
практике
принято
считать
,
что
относительные
общие
потери
электроэнергии
при
её
передаче
и
распределении
удовлетворительны
,
если
они
не
превышают
4—5%.
По
-
тери
электроэнергии
на
уровне
10%
оцениваются
как
максимально
допу
-
стимые
.
Важно
отметить
,
что
эта
ситуация
типична
для
российской
энергетики
.
Неудовлетворительное
состояние
электросетевого
хозяйства
и
неопти
-
мальная
структура
сетей
в
условиях
ограничения
в
финансовых
ресурсах
неизбежно
приводят
к
низким
пока
-
зателям
надёжности
и
значительным
потерям
электроэнергии
.
Несмотря
на
определённые
капиталовложе
-
ния
в
объекты
энергетики
,
такое
положение
сетевых
организаций
на
протяжении
многих
лет
существен
-
ным
образом
не
меняется
.
Наряду
с
этим
в
последнее
время
отмечается
значительное
усиление
влияния
на
энергетику
целого
ряда
факторов
:
технологического
прогресса
,
расту
-
щего
энергопотребления
в
условиях
ограниченности
энергоресурсов
;
повышения
требований
к
качеству
и
надёжности
электроснабжения
со
стороны
потребителей
;
внедрения
рыночных
отношений
;
формиро
-
вания
государственной
политики
в
сфере
энергоэффективности
,
энер
-
гобезопасности
,
экологической
без
-
опасности
и
охраны
окружающей
среды
.
Продиктованные
вызова
-
ми
времени
,
новые
требования
к
энергетике
в
нормативном
виде
за
-
креплены
в
Стратегии
её
развития
на
период
до
2030
года
.
При
этом
основная
проблема
практической
реализации
стратегических
целей
заключается
именно
в
том
,
что
ре
-
альные
возможности
сетевых
пред
-
приятий
в
сложившихся
условиях
оказываются
несопоставимыми
с
масштабами
поставленных
задач
.
Разрешить
данную
ситуацию
в
энер
-
гетике
,
не
предпринимая
кардиналь
-
ных
мер
,
вряд
ли
удастся
.
Требуется
пересмотр
классических
представ
-
лений
и
выработка
новых
подходов
,
принципов
и
механизмов
её
функ
-
ционирования
.
И
с
этой
позиции
переход
от
экстенсивной
концепции
развития
отрасли
,
основанной
пре
-
имущественно
на
улучшении
отдель
-
ных
видов
оборудования
и
техноло
-
гий
,
к
концепции
интеллектуального
развития
на
платформе
Smart Grid
может
стать
решением
проблемы
.
Энергетическая
система
,
функ
-
ционирующая
на
базе
Smart Grid,
от
-
личается
от
классической
принципи
-
ально
новыми
свойствами
.
Полное
резервирование
схем
электроснаб
-
жения
в
сочетании
с
интеллектуаль
-
ными
технологиями
,
позволяющими
осуществлять
в
режиме
реального
времени
информационный
обмен
между
всеми
участниками
процес
-
са
передачи
электроэнергии
,
а
так
-
же
основанные
на
распределённых
принципах
управления
специальные
методы
и
алгоритмы
принятия
и
выполнения
решений
создают
воз
-
можности
удалённого
мониторинга
и
управления
элементами
сети
,
обе
-
спечивают
способность
системы
к
саморегулированию
и
к
самовос
-
становлению
при
аварийных
ситу
-
ациях
.
В
результате
происходит
зна
-
чительное
повышение
надёжности
электроснабжения
,
снижение
потерь
электроэнергии
,
повышается
эффек
-
тивность
управления
как
капиталь
-
ными
затратами
,
так
и
эксплуатаци
-
онными
расходами
.
Согласно
заключениям
зарубеж
-
ных
экспертов
,
при
внедрении
Smart
Grid
снижение
потерь
при
передаче
электроэнергии
прогнозируется
на
уровне
25—30%,
расходов
энергии
на
хозяйственные
нужды
— 20—45%,
расходов
на
устранение
аварийных
повреждений
и
ремонтные
работы
—
10—15%,
потерь
от
перерывов
в
по
-
даче
электроэнергии
(
недоотпуска
) —
15—20%,
капиталовложений
в
обо
-
рудование
— 10—15%.
Эти
данные
позволили
предварительно
оценить
годовой
экономический
эффект
от
внедрения
Smart Grid
для
филиала
ОАО
«
ДРСК
» «
Амурские
ЭС
»
в
разме
-
ре
580—740
млн
руб
.
Несомненно
,
весьма
существен
-
ным
аргументом
в
пользу
новой
кон
-
цепции
должно
послужить
и
то
,
что
одним
из
её
ключевых
принципов
является
принцип
преемственности
и
технологической
совместимости
:
модернизированное
оборудование
энергетических
компаний
совмеща
-
ется
с
новыми
технологиями
и
инте
-
грируется
в
новую
энергетическую
систему
.
В
связи
с
этим
необходимо
отметить
,
что
в
настоящее
время
в
Амурских
электрических
сетях
реа
-
лизуется
ряд
проектов
по
модерни
-
зации
электросетевого
оборудова
-
ния
,
которые
могут
рассматриваться
с
точки
зрения
перспектив
внедре
-
ния
Smart Grid.
С
2008
года
происходит
поэтап
-
ное
внедрение
информационно
-
из
-
мерительной
системы
коммерче
-
ского
учёта
электроэнергии
(
АИИС
КУЭ
).
На
границах
с
потребителями
розничного
рынка
электроэнергии
уже
установлено
более
47
тысяч
ин
-
теллектуальных
приборов
учёта
,
что
составляет
30%
от
общего
количе
-
ства
точек
учёта
,
производится
уста
-
новка
оборудования
автоматизации
для
обеспечения
дистанционного
сбора
и
передачи
данных
.
В
теку
-
щем
году
предусматривается
завер
-
шение
работ
по
созданию
локаль
-
ной
автоматизированной
системы
учёта
по
общедомовым
счётчикам
электроэнергии
в
многоквартирных
жилых
домах
.
Рис
. 4.
Структура
баланса
электроэнергии
в
сетях
филиала
ОАО
«
ДРСК
» «
Амурские
электрические
сети
»
за
2013
год
Сверхнормативные
потери
электрической
энергии
Нормативные
потери
электрической
энергии
Полезный
отпуск
1,00%
84,22%
14,78%
51
№
5 (26),
сентябрь
–
октябрь
, 2014
На
сегодняшний
день
в
филиале
заменено
672
морально
и
физиче
-
ски
устаревших
устройства
РЗА
на
современные
микропроцессорные
устройства
.
Их
применение
позво
-
ляет
повысить
быстродействие
и
селективность
релейной
защиты
и
автоматики
.
Это
повышает
устой
-
чивость
энергосистемы
,
а
также
надёжность
электроснабжения
по
-
требителей
за
счёт
снижения
по
-
вреждаемости
электрооборудова
-
ния
при
коротких
замыканиях
.
В
2011
году
начато
внедрение
современного
программно
-
техни
-
ческого
комплекса
«
ЦУС
»,
позволя
-
ющего
диспетчерскому
персоналу
круглосуточно
,
в
режиме
реального
времени
,
отслеживать
работу
энер
-
гообъектов
предприятия
,
контроли
-
ровать
уровни
напряжения
,
нагруз
-
ку
энергооборудования
,
перетоки
мощности
в
основной
сети
,
дистан
-
ционно
управлять
режимами
ра
-
боты
оборудования
и
оперативно
реагировать
на
возникающие
по
-
вреждения
.
С
этих
же
позиций
можно
рас
-
сматривать
и
планомерно
модер
-
низируемую
систему
телекомму
-
никаций
.
На
данном
этапе
связь
между
всеми
узловыми
подстанциями
110
кВ
филиала
организована
с
применением
цифровых
каналов
связи
по
волоконно
-
оптическим
ка
-
бельным
линиям
,
широкая
полоса
пропускания
которых
в
перспекти
-
ве
позволит
передавать
большие
информационные
потоки
.
В
электрических
сетях
предпри
-
ятия
,
выполненных
по
радиально
-
петлевому
принципу
,
на
отходящих
от
центров
питания
протяжённых
фидерах
ВЛ
6(10)
кВ
,
весьма
про
-
блемных
с
точки
зрения
надёжности
электроснабжения
,
установлено
и
интегрировано
в
существующий
опе
-
ративно
-
информационный
комплекс
«
Диспетчер
NT»
тридцать
реклоузе
-
ров
—
интеллектуальных
коммута
-
ционных
аппаратов
наружной
уста
-
новки
.
Они
способны
автоматически
идентифицировать
и
отрабатывать
повреждения
в
сети
по
заранее
за
-
программированному
алгоритму
,
производить
автоматическое
выде
-
ление
повреждённого
участка
,
обе
-
спечивая
электроснабжение
потре
-
бителей
«
здоровых
»
участков
схемы
.
Работа
в
этом
направлении
будет
продолжаться
и
дальше
.
При
этом
принятые
на
правительственном
уровне
решения
по
вопросу
«
послед
-
ней
мили
»
позволяют
предприятию
начиная
с
2015
года
ежегодно
нара
-
щивать
объёмы
капиталовложений
,
в
том
числе
и
на
модернизацию
обо
-
рудования
.
Так
,
в
2013
году
освое
-
ние
инвестиционной
программы
со
-
ставило
590,6
млн
руб
.,
к
2017
году
годовой
объём
инвестиций
должен
достигнуть
1,1
млрд
руб
.
Внедрение
новых
технических
разработок
,
рассматриваемое
с
позиций
создания
элементов
не
-
обходимого
организационно
-
тех
-
нического
базиса
под
Smart Grid,
наряду
с
наличием
объективных
предпосылок
для
изменения
клас
-
сических
принципов
и
механизмов
функционирования
отрасли
в
со
-
временных
условиях
,
позволяет
говорить
о
перспективах
развития
Амурских
электрических
сетей
в
на
-
правлении
инновационных
преоб
-
разований
.
Однако
концепция
интеллектуаль
-
ной
энергетики
не
может
быть
реа
-
лизована
в
рамках
отдельно
взятого
электросетевого
предприятия
или
даже
региональной
энергосистемы
,
это
задача
государственного
мас
-
штаба
.
Уже
не
вызывает
сомнения
,
что
Smart Grid
получит
развитие
в
российской
энергетике
.
Но
,
безус
-
ловно
,
внедрение
зарубежного
опы
-
та
должно
происходить
в
проекции
на
отечественную
действительность
.
Нельзя
не
учитывать
сложившиеся
особенности
нашей
энергетики
—
значительную
протяжённость
элек
-
трических
сетей
,
серьёзный
«
техно
-
логический
разрыв
»
между
Россией
и
странами
Запада
,
который
оцени
-
вается
как
минимум
в
10—15
лет
,
высокую
степень
износа
основного
парка
оборудования
.
Переход
к
столь
инновационной
технологии
предъявляет
очень
се
-
рьёзные
требования
,
и
не
только
к
технической
модернизации
основ
-
ных
элементов
инфраструктуры
,
но
и
к
изменению
правил
работы
всего
рынка
.
Задача
перехода
к
тех
-
нологиям
Smart Grid
должна
стать
долговременной
стратегией
,
ини
-
циируемой
и
поддерживаемой
на
уровне
государства
.
Оригинал статьи: Концепция Smart Grid: возможности и перспективы инновационного развития энергетики
В России растёт интерес к активно развивающемуся в последнее десятилетие во всём мире направлению преобразования энергетики на базе новой концепции интеллектуального развития Smart Grid.
