Техника передачи электроэнергии: проблемы развития (Аналитический обзор)

Page 1

Page 2

«КАБЕЛЬ-news», апрель 2010

Тема номера

Вводный комментарий

Желание заглянуть в будущее,

каким бы отдаленным оно не пред-

ставлялось, всегда отличало пере-

довые умы человечества. К числу

таких людей в простейшем случае

относятся обычные «фантазеры»,

строящие свои заключения порой

на абсолютно беспочвенных осно-

ваниях. Более серьезны предвиде-

ния «научных фантастов» — писа-

телей, достаточно эрудированных

как в технических, так и гуманитар-

ных областях. Наконец, «футуроло-

ги» — специалисты по прогнозиро-

ванию динамики развития той или

иной сферы человеческой деятель-

ности на основании исследования

трендов соответствующих эволюци-

онных процессов. От правильности

сделанных ими прогнозов потребно-

стей общества в тех или иных инно-

вациях во многом зависит выработ-

ка

стратегии развития

соответству-

ющей области науки и техники.

В настоящей статье будет идти

речь о стратегии развития Единой

национальной электрической сети

(ЕНЭС) в той ее части, которая свя-

зана с вопросами передачи электри-

ческой энергии (ЭЭ). В разработан-

ных Федеральной сетевой компани-

ей Единой энергетической системы

России (ФСК ЕЭС) «Основных поло-

жениях» этой стратегии [1] справед-

ливо отмечается, что сегодня суще-

ствует

ряд проблем

, как доставших-

ся в наследство от предшествующе-

го периода, так и возникших в свя-

зи с решением задач реформиро-

вания электроэнергетики и измене-

нием экономических условий в Рос-

сии. Естественно, все эти проблемы

требуют адекватного решения.

Любая из этих проблем, исполь-

зуя терминологию теории «иссле-

дования операций» [2], представля-

ет собой

проблему выбора

. Имеет-

ся в виду обоснованный с позиций

совокупности

показателей эффек-

тивности

выбор лучшего из числа

альтернативных вариантов реше-

ния той или иной поставленной за-

дачи, принадлежащей к определен-

ному направлению развития. При

этом, очевидно, в составе этих за-

дач существует иерархия, постро-

енная по степени их общности и

приоритетности. Макроуровень в

этой иерархии соответствует стра-

тегическим задачам развития ЕНЭС

как технологического звена ЕЭС

России, а нижний уровень отвеча-

ет, например, сооружению конкрет-

ной линии электропередачи в той

или иной энергосистеме или же ли-

нии межсистемной связи.

На любом из этих уровней в той

или иной (большей или меньшей)

степени

лицу

принимающему ре-

шение

(ЛПР), или соответствующе-

му руководящему органу неизбеж-

но приходится учитывать три аспек-

та проблемы выбора —

концепту-

альный, технологический и методо-

логический

, которые и рассматри-

ваются ниже в разрезе тех пред-

Техника передачи
электроэнергии:
проблемы развития

Аналитический обзор

Э.Н. Зуев,

профессор кафедры

«Электроэнергетические системы» МЭИ (ТУ),

кандидат технических наук

Рассматриваются три взаимосвязанных аспекта проблемы выбора

оптимальных технических решений в сфере передачи электрической энергии

(концептуальный, технологический и методологический) применительно к

стратегии перспективного развития Единой национальной электрической сети

Российской Федерации.

Î ÑÒÐÀÒÅÃÈÈ ÐÀÇÂÈÒÈß ÅÍÝÑ

Page 3

«КАБЕЛЬ-news», апрель 2010

Тема номера

ложений, которые фигурируют в

«Стратегии развития ЕНЭС» при-

менительно к

сфере передачи элек-

троэнергии

. Несмотря на безус-

ловную ценность попытки сфор-

мулировать стратегические цели и

конкретные задачи перспективно-

го развития ЕНЭС, представляется,

что ряд положений рассматривае-

мой стратегии нуждается в крити-

ческом анализе и, возможно, в не-

которых дополнениях или уточнени-

ях. Данная статья имеет целью об-

ратить внимание читателей на ряд

моментов, которые, по мнению ав-

тора, нуждаются, по крайней мере,

в дальнейшем обсуждении и, может

быть, даже и в переосмыслении.

Концептуальный аспект

Оговоримся сразу, что да-

лее не рассматриваются пробле-

мы правового и организационно-

го характера, связанные с рефор-

мированием электроэнергетики.

Речь пойдет лишь о технических и

технико-экономических вопросах,

касающихся перспективного раз-

вития ЕНЭС.

Когда рассматривается такая ги-

гантская по масштабам иерархи-

ческая (многоуровневая) структу-

ра, как ЕНЭС, у любого, критиче-

ски мыслящего специалиста возни-

кает вопрос: оптимальна ли эта ие-

рархическая лестница, состоящая

из множества ступеней трансфор-

мации напряжения? Как отмечает-

ся в [3], последствия принятого в

начале второй половины прошло-

го века решения о введении в быв-

шем СССР второй, «параллельной»

системы напряжений (110–330–750

кВ) наряду с основной (110–220–

500–1150 кВ), оказались скорее

негативными, нежели позитивны-

ми. По состоянию на начало 2007 г.

сети этой системы напряжений обе-

спечивали передачу и распреде-

ление всего лишь около 11% всей

мощности электростанций страны

[4, 5]. Конечно, те элементы сети,

что уже функционируют в рамках

второй системы напряжений (линии

электропередачи, системные и се-

тевые подстанции) должны отрабо-

тать свой срок. А что же дальше? К

сожалению, этот вопрос не затра-

гивается в [1].

Необходимость обеспечения по-

крытия электропотребления, ко-

торое по благоприятному («макси-

мальному») сценарию развития эко-

номики возрастет к 2020 году при-

мерно в 1,75 раза по сравнению с

2006 годом и достигнет 1710 млрд

кВт·ч [4], вероятнее всего потребует

сооружения во втором десятилетии

XXI века новых, достаточно мощных

источников электроэнергии. Воз-

можно, это будут ГЭС, АЭС или КЭС

мощностью 8—10 млн кВт.

Где они будут сооружаться, в ка-

ких направлениях и какими сред-

ствами должна быть организова-

на выдача их мощности? Ответы на

эти вопросы частично даны в «Ге-

Э.Н. Зуев, профессор кафедры

«Электроэнергетические

системы» МЭИ (ТУ),

кандидат технических наук

Î ÑÒÐÀÒÅÃÈÈ ÐÀÇÂÈÒÈß ÅÍÝÑ

Page 4

«КАБЕЛЬ-news», апрель 2010

Тема номера

неральной схеме размещения объ-

ектов электроэнергетики до 2020

года» [6] (далее «Генеральная схе-

ма»). Так, например, в [4, 6] гово-

рится о строительстве Эвенкийской

ГЭС на севере Красноярского края

мощностью 6 — 8 ГВт для электро-

снабжения остродефицитной Тю-

менской энергосистемы. Упомина-

ется и о сооружении новых АЭС

(Нижегородской, Южноуральской,

Северской).

К числу концептуальных следу-

ет отнести вопрос и

о выборе рода

тока

(трехфазный переменный или

постоянный) для передачи боль-

ших мощностей по линиям сверх-

высокого напряжения, имея в виду

усугубление проблем обеспечения

устойчивости параллельной рабо-

ты звеньев ЕЭС России и надеж-

ности электроснабжения крупных

агломераций потребителей, среди

которых на первом месте стоит та-

кой мегаполис, как Москва [7]. Ава-

рийная ситуация, возникшая здесь

в мае 2005 года, является тревож-

ным симптомом и требует разработ-

ки серии проектных решений по по-

вышению уровня надежности элек-

троснабжения.

Представляется, что в «Гене-

ральной схеме» принята однознач-

ная ориентация на расширенное со-

оружение мощных (2–3 ГВт на цепь)

электропередач постоянного тока

(ППТ), поскольку в [4] рекоменду-

ется сооружение трех таких пере-

дач напряжением ±500 кВ из Сиби-

ри в западном направлении, а также

ППТ ±750 кВ Урал — Средняя Вол-

га — Центр пропускной способно-

стью 3000 МВт и протяженностью

1850 км. На аналогичные параме-

тры предполагается соорудить и две

ППТ для экспорта ЭЭ из Объединен-

ной энергосистемы (ОЭС) Сибири

в КНР. Вместе с тем, по справедли-

вому мнению авторитетных специа-

листов Научно-исследовательского

института постоянного тока (НИИПТ)

«передачи постоянного тока, зало-

женные в “Генеральной схеме”, нуж-

даются в технико-экономическом

обосновании»

. Дело в том, что се-

годня в связи с нестабильностью

экономической ситуации отсутству-

ет представление о современных

границах

областей целесообразного

применения

электропередач пере-

менного и постоянного тока, постро-

енных в координатах передаваемой

активной мощности и протяженно-

сти линии.

Выше шла речь о достаточно

длинных ППТ, сооружаемых с ис-

пользованием

воздушных линий

(ВЛ). Вместе с тем, в мировой прак-

тике немало примеров сооружения

кабельных линий

(КЛ) постоянно-

го тока прежде всего для пересече-

ния протяженных водных преград,

где сооружение подводных линий

переменного тока ограничено по

длине из-за их большой зарядной

мощности. Применительно к Рос-

сии, где нет опыта сооружения под-

водных КЛ, рассматривалась идея

усиления электроснабжения Со-

чинского энергоузла путем строи-

тельства подводной КЛ постоянно-

го тока «Джубга — Псоу» [8, 9] дли-

ной около 200 км.

Ввод в эксплуатацию новых ге-

нерирующих мощностей неизбежно

повлечет за собой и изменение пе-

ретоков по уже существующим меж-

системным связям. Каков прогноз

динамики роста необходимой про-

пускной способности сечений си-

стемообразующей сети прежде все-

го между ОЭС? В [1] перечислены

межсистемные связи, требующие

усиления в ближайшей перспективе

(до 2013 г.), однако, представляется,

что оно будет осуществляться пре-

жде всего

путем наращивания чис-

ла параллельных цепей

наиболее

высокого в связываемых ОЭС на-

пряжения и прежде всего 500 кВ [3].

Вместе с тем, хорошо извест-

но, что простое увеличение чис-

ла однотипных элементов (объек-

тов) представляет собой «

экстен-

сивный

» путь развития, который не

является экономически эффектив-

ным, так как удельные затраты на

сооружение и эксплуатацию таких

объектов не снижаются, остаются

прежними. «

Интенсивный

» же путь

развития, напротив, предполага-

ет сооружение таких новых объек-

тов, которые обладают более высо-

кими качественными характеристи-

ками. Какими же должны быть эти

вновь сооружаемые линии элек-

тропередачи (ЛЭП)? К этому вопро-

су мы вернемся при рассмотрении

технологического и методологиче-

ского аспектов.

А сейчас вспомним о том, что

в общей протяженности ВЛ 35–

1150 кВ в России на рубеже XXI века

около 90% приходилось на долю ли-

ний 35–220 кВ [5]. И хотя к компе-

тенции ФСК ЕЭС и, следовательно,

к ЕНЭС из них отнесены только ВЛ

220 кВ, протяженность которых со-

ставляет 15% от суммарной, пред-

ставляется, что обойти молчанием

электрические сети, выполняющие

распределительные функции, нель-

зя. И здесь опять возникает вопрос

о соотношении масштабов разви-

тия сетей 110 и 220 кВ, поскольку

напряжение 35 кВ уже более 20 лет

назад было признано малоперспек-

тивным даже для сельских электри-

ческих сетей [10].

В работе, выполненной в Энерге-

тическом институте им. Г.М. Кржи-

Î ÑÒÐÀÒÅÃÈÈ ÐÀÇÂÈÒÈß ÅÍÝÑ

Page 5

«КАБЕЛЬ-news», апрель 2010

Тема номера

жановского, утверждается, что в

перспективе следует ориентиро-

ваться на

преимущественное раз-

витие сетей 220 кВ

, причем авто-

ры [11] аргументируют это положе-

ние целесообразностью уменьше-

ния числа трансформаций напря-

жения, с чем априори нельзя не со-

гласиться. Однако неясно, вытекает

ли этот вывод из соображений улуч-

шения балансов реактивной мощ-

ности и снижения потерь электроэ-

нергии или же он имеет и экономи-

ческое обоснование.

Как показали исследования,

проведенные на кафедре «Элек-

троэнергетические системы» МЭИ,

положение границы, разделяющей

области экономически целесоо-

бразного применения

ВЛ 110 и 220

кВ, в новых экономических услови-

ях достаточно сильно изменилось

по сравнению с тем, которое было

определено более 30 лет назад и

фигурирует в [10]. Будучи постро-

ена в соответствии с условием ра-

венства

дисконтированных затрат

на сооружение и эксплуатацию та-

ких ВЛ (с учетом концевых подстан-

ций) при современных и ожидае-

мых в будущем значениях экономи-

ческих показателей и, в том числе,

стоимости потерь электроэнергии,

эта граница

значительно сокраща-

ет

область целесообразного при-

менения ВЛ 110 кВ [12].

С этим положением нельзя

не считаться при проектирова-

нии схем развития новых сетей

распределительного назначения

и при решении вопросов рекон-

струкции и технического перево-

оружения уже существующих [13].

Можно предположить, что анало-

гичная картина будет наблюдать-

ся и при сопоставлении вариантов

КЛ 10 и 20 кВ в системах электро-

снабжения городов и промышлен-

ных зон. Короче говоря, представ-

ляется, что в перспективе устояв-

шиеся в течение предшествующих

десятилетий каноны в проектиро-

вании электрических сетей долж-

ны претерпеть существенные из-

менения.

Технологический аспект

Принятые на макроуровне

«стратегические» решения по от-

дельным направлениям развития

ЕНЭС, в том числе и в области пе-

редачи ЭЭ, требуют дальнейшей

проработки с доведением до кон-

кретных оптимальных технических

решений и их внедрения в практи-

ку электросетевого строительства.

На рис. 1 сделана попытка пред-

ставить в виде некоторой структур-

ной схемы совокупность участников

этого процесса, начиная с генера-

ции идей и кончая их реализацией

на объектах ЕНЭС.

Следуя известному принципу,

что «новое — это хорошо забытое

старое», поиск технических реше-

ний, адекватных поставленной за-

даче, следует начинать с тщатель-

ного анализа патентной информа-

ции, которая, как правило, весьма

многообразна. Для выбора из чис-

ла разработанных решений тех, ко-

торые в наибольшей степени соот-

ветствуют решаемой задаче, долж-

на быть сформирована

совокуп-

ность показателей эффективно-

сти

и критерии их оценки, о чем бу-

дет идти речь далее при рассмо-

трении методологического аспек-

та. Здесь же следует подчеркнуть,

что огромный опыт, уже накоплен-

ный в отечественных и зарубежных

научных подразделениях техниче-

ских университетов, в отраслевых

Отраслевые

научно-

исследовательские

институты

Высшая школа

(Технические

Университеты)

ГЕНЕРАЦИЯ

ИДЕЙ

(ТЕОРИЯ)

Банк

патентов

РАЗРАБОТКА

ВАРИАНТОВ

ТЕХНИЧЕСКИХ

РЕШЕНИЙ

И ВЫБОР

ОПТИМАЛЬНЫХ

ПРОИЗВОДСТВО

ИЗДЕЛИЙ И

ОКАЗАНИЕ

УСЛУГ

Строительно-

монтажные,

наладочные и

ремонтные

организации

Отраслевые

проектные

институты

ТРАДИЦИОННЫЕ

РЕШЕНИЯ

НЕТРАДИЦИОННЫЕ

РЕШЕНИЯ

Предприятия

электротехнической

промышленности и

стройиндустрии

Рис.1. Схема взаимодействия участников разработки, выбора и внедрения
технических решений

Î ÑÒÐÀÒÅÃÈÈ ÐÀÇÂÈÒÈß ÅÍÝÑ

Page 6

«КАБЕЛЬ-news», апрель 2010

Тема номера

НИИ и проектных организациях,

сам по себе еще не является гаран-

тией успеха в выборе оптимальных

решений на сравнительно отдален-

ную перспективу, имея в виду опре-

деленную «зашоренность» их спе-

циалистов, их приверженность к

устоявшимся канонам и принципам,

их внутреннее «сопротивление», а

подчас и неприятие новых реалий и

инноваций.

Как следует из рис.1, все техни-

ческие решения разделены нами на

две категории, к первой из которых

отнесены решения, условно назван-

ные «

традиционными

» (или «стары-

ми»), а ко второй — «

нетрадицион-

ные

» («новые»). Обратим внимание

на условность термина «традицион-

ные», поскольку, как будет ясно из

дальнейшего, в одних странах не-

которые технические решения дей-

ствительно применяются уже много

лет и для них являются «старыми»,

тогда как для других они представ-

ляются относительно новыми.

Говоря о первой категории,

нельзя не поддержать высказанную

в [1] мысль об ориентации на пере-

довые технологии и лучшие образ-

цы техники, уже апробированные в

мировом масштабе. Однако, будучи

продекларированной, эта мысль, на

наш взгляд, недостаточно конкрети-

зирована авторами СР ЕНЭС в ча-

сти передачи ЭЭ.

Скажем, во многих зарубежных

странах в линейном строительстве

уже давно не применяются стале-

алюминиевые провода. Их замени-

ли

провода из алюминиевых спла-

вов

, по механической прочности не

уступающие сталеалюминиевым.

Или взять линейную изоляцию, где

более дешевые и легкие

полимер-

ные стержневые изоляторы

успеш-

но конкурируют с подвесными гир-

ляндами из стеклянных и фарфоро-

вых изоляторов. Не лишне вспом-

нить и о том, что в таких странах,

как США и Канада

кабели с изоля-

цией из сшитого полиэтилена

за-

нимают 80-85% на рынке силовых

кабелей 10 — 220 кВ. В Германии

и Дании эта цифра возрастает до

95%, а во Франции, Финляндии и

Швеции — до 100%, тогда как нам

пока что очень далеко до этих пока-

зателей. Применение

самонесущих

изолированных проводов

(СИП) на

ВЛ 0,4 и 10 кВ у нас началось отно-

сительно недавно [14], хотя в скан-

динавских странах опыт их исполь-

зования насчитывает уже полстоле-

тия.

Представляется закономерным,

что широко обсуждавшаяся с на-

чала 80-х годов прошлого века, но

так и не реализованная идея вне-

дрения так называемой «

сокращен-

ной номенклатуры

» сечений прово-

дов ВЛ 110 кВ и более сегодня об-

ретает второе дыхание [15]. Не об-

суждая здесь преимуществ унифи-

кации сечений, которая, кстати, ши-

роко используется за рубежом, от-

метим только, что, по нашему мне-

нию, в СР ЕНЭС следовало бы кос-

нуться этого вопроса.

Необходимость решения задач

реконструкции участков электри-

ческих сетей с целью повышения

их пропускной способности при-

вела к разработке ряда новых кон-

струкций проводов для ВЛ, отлича-

ющихся более высокой по сравне-

нию с обычными сталеалюминиевы-

ми проводами допустимой темпера-

турой нагрева [16], а следователь-

но, и большей допустимой переда-

ваемой мощностью.

Одной из таких конструкций

является провод марки GTACSR

(«Gapped» TAL alloy Aluminium

Conductor Steel Reinforced) [17]. В та-

ком проводе имеется зазор («gap»)

между стальным сердечником и

внешними проводящими повивами

из алюминиевого сплава. Этот за-

зор заполнен тугоплавкой смазкой.

Такая конструкция обеспечивает

скольжение алюминиевых слоев от-

носительно стального сердечника,

что позволяет осуществлять фикса-

цию последнего в специальных за-

жимах и исключить при этом натя-

жение алюминиевого слоя.

Это, в свою очередь, гарантиру-

ет малое увеличение стрелы про-

веса провода с ростом темпера-

туры, которая может быть доведе-

на до 150°С вместо 70°С для про-

водов марки АС. При этом допусти-

мая по условиям нагрева мощность

может быть увеличена примерно в

2 раза без замены опор, которая

обычно требуется при реконструк-

ции с применением проводов боль-

шего сечения или при повышении

номинального напряжения ВЛ. Пи-

лотные проекты ВЛ с такими про-

водами реализованы в Испании и

Италии. Этот опыт, вероятно, был

бы полезным и в российских усло-

виях, хотя, как отмечается в [17],

технико-экономического сопостав-

ления этого решения с упомянуты-

ми выше традиционными решения-

ми в России пока не проводилось.

Аналогичными свойствами об-

ладает и

алюминиевый композит-

ный усиленный провод

(ACCR) [18],

имеющий не стальной, а «композит-

ный» сердечник, каждая проволока

которого изготовлена из алюминия

высокой чистоты, в который вне-

дрены более 25 000 микрометровых

непрерывных волокон оксида алю-

миния (Al

). Они придают мате-

риалу высокую прочность, сравни-

мую с прочностью стали, хотя мас-

Î ÑÒÐÀÒÅÃÈÈ ÐÀÇÂÈÒÈß ÅÍÝÑ

Page 7

«КАБЕЛЬ-news», апрель 2010

Тема номера

са такого сердечника в 2 раза мень-

ше стального. Проволоки внешних

повивов состоят из температуро-

устойчивого сплава «алюминий —

цирконий» (Al–Zr), который в отли-

чие от чистого алюминия сохраня-

ет прочность вплоть до 210°С. К со-

жалению, в [18] отсутствует инфор-

мация о стоимостных характеристи-

ках такого провода по сравнению с

традиционной конструкцией, хотя и

утверждается, что с его помощью

можно успешно решать задачу уве-

личения пропускной способности

ВЛ при их реконструкции.

Если говорить о материале опор

ВЛ, то в регионах, богатых длинно-

мерным лесом (сосна, лиственни-

ца), сам Бог велел ориентировать-

ся на применение более дешевых

по сравнению с железобетонными

и тем более со стальными

деревян-

ных опор

и не только на ВЛ 220 кВ

и менее, но, возможно, и на линиях

330 кВ (например, в ОЭС Северо-

Запада). Ведь построена же в

США ВЛ 345 кВ на опорах из кле-

еной древесины. Что касается сро-

ка службы таких опор, то их пропит-

ка современными водорастворимы-

ми антисептиками позволяет увели-

чить его с 30 до 40 лет. Кстати, шаг в

этом направлении уже сделан в Мо-

сковской объединенной электросе-

тевой компании (МОЭСК), где при-

менение деревянных опор на ВЛ 0,4

и 10 кВ считают разумной альтерна-

тивой сооружению таких ВЛ на же-

лезобетонных опорах [19].

Не определена сегодня и об-

ласть применения

многогран-

ных металлических опор

(ММО)

по отношению к железобетонным

(ЖБО) и металлическим решет-

чатым (МРО) конструкциям. В ми-

ровой практике опыт применения

ММО насчитывает около 40 лет. Их

интегральные преимущества по 10

показателям выявлены при исполь-

зовании метода экспертных оценок

[20], а в [21] на конкретном приме-

ре сооружения ВЛ 220 кВ с исполь-

зованием упомянутых выше трех

видов опор показана экономиче-

ская эффективность ВЛ на ММО

как по критерию минимума инве-

стиций (капиталовложений), так и

по критерию минимума дисконти-

рованных затрат.

Размышляя об оптимальном

ко-

личестве трехфазных цепей

на опо-

ре применительно к ВЛ, проходя-

щим через густонаселенные райо-

ны, где стоимость отчуждаемой под

трассу линии территории достаточ-

но высока, стоит проанализировать

опыт зарубежных стран и, прежде

всего, западноевропейских. Если

ориентироваться только на обыч-

ные для нас конструкции опор с

подвеской не более двух трехфаз-

ных цепей (N

≤

2) одного номиналь-

ного напряжения, то при необхо-

димости передачи по данной трас-

се увеличенной мощности не оста-

ется ничего иного кроме сооруже-

ния параллельно идущей по этой

трассе дополнительной линии того

же или более высокого номиналь-

ного напряжения. При этом полоса

отчуждения увеличивается в 2 и бо-

лее раза. Отечественные двухцеп-

ные опоры, как известно, исполь-

зуются для сооружения ВЛ с но-

минальным напряжением не более

330 кВ, хотя в Японии, например,

практически все опоры ВЛ 500 кВ

имеют двухцепное исполнение, а в

Южной Корее введена в эксплуата-

цию первая в мире двухцепная ВЛ

765 кВ [5].

Вместе с тем, уже с 70-х годов

прошлого века в Западной Евро-

пе с целью экономии отчуждаемой

территории нашли применение так

называемые «

комбинированные

ВЛ

», когда на одной опоре распо-

ложены цепи с различными номи-

нальными напряжениями. Харак-

терным примером такой ВЛ являет-

ся шестицепная германская линия,

где на двух верхних траверсах опо-

ры расположены две цепи 380 кВ, а

на двух нижних — по две цепи 220 и

110 кВ соответственно. Эта доста-

точно громоздкая по нашим меркам

опора (рис. 2) с высотой 63,4 м име-

ет горизонтальный габарит 33,8 м

[22]. При этом полоса отчуждения с

учетом охранной зоны оказывается

на порядок меньше по сравнению с

размещением цепей каждого номи-

нального напряжения на отдельных

двухцепных опорах. Совсем недав-

но такого типа линии стали соору-

жаться и в России, но отечествен-

ная практика пока ограничивается

Рис. 2. Опора многоцепной комбинированной
ВЛ 380 — 220 — 110 кВ

Î ÑÒÐÀÒÅÃÈÈ ÐÀÇÂÈÒÈß ÅÍÝÑ

Page 8

«КАБЕЛЬ-news», апрель 2010

Тема номера

применением комбинированных че-

тырехцепных ВЛ 220 — 110 кВ на

ММО (по 2 цепи каждого напряже-

ния) [23].

Еще один момент связан с

опти-

мальным количеством проводов в

расщепленной фазе

, которое при

прочих равных условиях определя-

ет погонные значения реактивных

параметров ВЛ, а следовательно,

и ее натуральную мощность. За ру-

бежом, например, немало линий

220 кВ сооружены с расщеплени-

ем фазы на два провода, тогда как

в России таких линий нет. А евро-

пейские ВЛ 380 — 400 кВ, как пра-

вило, имеют фазы, расщеплен-

ные на 4 провода, тогда как у нас

на ВЛ 330 кВ два провода в фазе,

а на ВЛ 500 кВ — три. Эти приня-

тые относительно давно и ставшие

«традиционными» решения в со-

временных условиях нуждаются в

переосмыслении и, возможно, в

корректировке.

Говоря об оптимальном количе-

стве проводов (

пр

) в расщеплен-

ной фазе ВЛ ультравысокого на-

пряжения (свыше 1000 кВ), нель-

зя не вспомнить и об идее «

глубо-

кого расщепления

» [24], когда при

пр

= 12 — 20 и при расположении

проводов по окружности геометри-

ческая форма фазы приближает-

ся к цилиндрической. Вполне воз-

можно, что в новых экономических

условиях это решение окажется

конкурентоспособным по отноше-

нию к другим конструктивным ме-

роприятиям, преследующим анало-

гичные цели.

Все эти примеры свидетель-

ствуют о том, что и в сфере приме-

нения «традиционных» технологий

передачи ЭЭ по ВЛ и КЛ пробле-

ма выбора оптимального решения

не снята с повестки дня. Тем более

это относится к нетрадиционным

решениям.

Наиболее общая классифика-

ция относительно новых, «нетра-

диционных» направлений в сфе-

ре передачи ЭЭ с использовани-

ем

переменного тока

представле-

на на рис. 3. Среди линий «

откры-

того типа

», токоведущие элементы

которых расположены на открытом

воздухе, следует выделить две от-

носительно крупных категории. К

первой относятся ВЛ, изменение

реактивных параметров которых

достигается прежде всего за счет

изменения геометрического распо-

ложения фаз в целом и их состав-

ляющих. В этом случае можно го-

ворить о

статической

оптимизации

режимных свойств линии. Ее ре-

зультатом является

повышение на-

туральной мощности

и снижение

напряженности электрического

поля под линией, то есть

уменьше-

ние отрицательного экологическо-

го воздействия

. Не останавлива-

ясь здесь на разнообразных запа-

тентованных вариантах ВЛ данной

категории, отметим только, что они

подробно рассмотрены в [25, 26].

Характерным представителем этой

категории выступают ВЛ со сбли-

женными расщепленными фазами,

иначе называемые «

компактными

[27]. Они сооружаются на

опорах

охватывающего типа

, где фазы не

разделены стойками конструкции.

Характерной особенностью дру-

гой крупной категории является из-

менение режимных свойств линии

за счет управления балансом ре-

активной мощности в ней (то есть

соотношением ее потерь и гене-

рации) посредством регулируемых

устройств продольной и попереч-

ной компенсации или фазосдвига-

ПЕРЕДАЧА ЭЭ

НА ПЕРЕМЕННОМ

ТОКЕ

ЛИНИИ

ОТКРЫТОГО ТИПА

(ВОЗДУШНЫЕ)

С ПОВЫШЕННОЙ

НАТУРАЛЬНОЙ МОЩНОСТЬЮ

И С ПОНИЖЕННЫМ

ЭКОЛОГИЧЕСКИМ ВЛИЯНИЕМ

С УПРАВЛЯЕМОЙ

КОМПЕНСАЦИЕЙ ПАРАМЕТРОВ

И РЕГУЛИРУЕМЫМ БАЛАНСОМ

РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТИ

ЛИНИИ

ЗАКРЫТОГО ТИПА

(КАБЕЛЬНЫЕ)

С ФОРСИРОВАННЫМ

ОХЛАЖДЕНИЕМ

С ИЗОЛЯЦИЕЙ

СЖАТЫМ ГАЗОМ

С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ

ЯВЛЕНИЯ

СВЕРХПРОВОДИМОСТИ

Рис. 3. Основные категории нетрадиционных линий электропередачи
переменного тока

Î ÑÒÐÀÒÅÃÈÈ ÐÀÇÂÈÒÈß ÅÍÝÑ

Page 9

«КАБЕЛЬ-news», апрель 2010

Тема номера

ющих устройств. В последнем слу-

чае используется термин «

управля-

емые самокомпенсирующиеся воз-

душные линии

» (УСВЛ) [28].

К числу устройств компенсации

относятся автоматически

управ-

ляемые шунтирующие реакторы

(УШР), потребление реактивной

мощности которыми регулируется

в зависимости от уровня напряже-

ния в точке их подключения. Здесь

конкурентоспособными варианта-

ми выступают управляющие шунти-

рующие реакторы трансформатор-

ного типа (УШРТ) [29] и реакторы,

управляемые подмагничиванием

(УШРП) [30]. Очевидно, и здесь в

перспективе предстоит решать за-

дачу выбора, поскольку однознач-

ные рекомендации относительно

областей их рационального приме-

нения в СР ЕНЭС отсутствуют.

В отличие от УШР, которые спо-

собны лишь поглощать избыт-

ки реактивной мощности,

стати-

ческие тиристорные компенсато-

ры

(СТК) могут работать как в ре-

жиме потребления, так и в режи-

ме генерации реактивной мощно-

сти. Развитие преобразователь-

ной техники привело к созданию

нового поколения СТК типа СТАТ-

КОН (STATCON) [31] и к появлению

в зарубежной литературе аббре-

виатуры FACTS (Flexible Alternating

Current Transmission Systems), в пе-

реводе означающей «

гибкие элек-

тропередачи переменного тока

».

Применение всех этих

устройств позволяет характеризо-

вать эту категорию ВЛ, как имею-

щую способность к

динамической

оптимизации

режимных свойств

линии. В СР ЕНЭС сделана безо-

говорочная ориентация на преиму-

щественное внедрение в ЕЭС Рос-

сии линий именно этой категории

(типа FACTS). Однако, создание та-

ких систем связано со значитель-

ным удорожанием по сравнению

с ВЛ первой категории, осущест-

вляющими статическую оптимиза-

цию свойств линии. Представля-

ется, что эти две категории следу-

ет рассматривать по крайней мере

как конкурирующие. И перед нами

опять встает проблема выбора.

Что касается кабельных линий,

новые типы которых детально рас-

смотрены в [32], то для трех основ-

ных конкурирующих категорий,

представленных на рис. 3, сегодня

еще не определены

области эко-

номически целесообразного при-

менения

в координатах передавае-

мой мощности и длины линии. В [1],

к сожалению, упоминается лишь

одна из этих категорий, а именно

линии, базирующиеся на исполь-

зовании явления «высокотемпера-

турной» (ВТСП) и «низкотемпера-

турной» (НТСП) сверхпроводимо-

сти. Вместе с тем, в зарубежных

системах электроснабжения рабо-

тают относительно короткие высо-

ковольтные кабельные линии имен-

но двух других категорий, то есть

КЛ с косвенным и непосредствен-

ным внешним (поверхностным) во-

дяным принудительным («форси-

рованным») охлаждением, а так-

же газоизолированные линии

, где

в качестве изолирующей среды ис-

пользуется преимущественно чи-

стый элегаз под давлением, либо

его смесь с азотом.

В России пока нет таких линий,

находящихся в промышленной экс-

плуатации, равно как и сверхпро-

водящих. И это объясняется тем,

что потребности в увеличении про-

пускной способности единичной

кабельной линии, предназначен-

ной, как правило, для глубоких вво-

дов ЭЭ на территории крупных го-

родов и промышленных зон, пока

не достигли у нас того уровня, при

котором традиционные решения

были бы уже экономически нео-

правданны. Тем не менее, в отда-

ленной перспективе этот уровень

может быть достигнут и тогда-то и

возникнет вновь проблема выбо-

ра. А сегодня категорическая ори-

ентация на единственное направ-

ление — использование явления

сверхпроводимости — представля-

ется по меньшей мере

преждевре-

менной

Чтобы аргументировать этот те-

зис, придется обратиться к относи-

тельно недавней истории. Вспом-

ним, что еще в конце 70-х годов

во всем мире были прекраще-

ны исследования кабельных ли-

ний с низкотемпературными сверх-

проводниками, поскольку выясни-

лось, что они смогут конкуриро-

вать с другими решениями лишь

при очень больших передаваемых

мощностях — 3 ГВт и более.

Тем не менее, надежда на воз-

рождение сверхпроводящих ка-

белей (СПК) и на улучшение их

технико-экономических показате-

лей появилась после открытия в

1986 году ВТСП-материалов, кри-

тические температуры которых

значительно превышают анало-

гичный показатель для металлов,

сплавов и соединений, относящих-

ся к категории «низкотемператур-

ных» сверхпроводников. С точки

зрения создания СПК это означа-

ет потенциальную возможность от-

каза от гелиевого контура в систе-

ме охлаждения и перехода на уро-

вень температур жидкого азота

(77К), что, в свою очередь, приво-

дит к существенному удешевлению

этой системы [33].

Î ÑÒÐÀÒÅÃÈÈ ÐÀÇÂÈÒÈß ÅÍÝÑ

Page 10

«КАБЕЛЬ-news», апрель 2010

Тема номера

Однако, использование

ВТСП-

материалов первого поколения

(на основе висмута) для созда-

ния СПК ограничивается их отно-

сительно небольшой токонесу-

щей способностью при 77К. Вто-

рым отрицательным моментом яв-

ляется относительно высокая сто-

имость этих материалов. Открытие

ВТСП-материалов второго поколе-

ния

на основе иттрия с более вы-

сокой токонесущей способностью

и сравнимых по стоимости с медью

вызвало новый всплеск работ по

применению сверхпроводников для

передачи ЭЭ. На сегодня можно го-

ворить по крайней мере о 16 про-

ектных разработках, часть из кото-

рых уже реализована в течение по-

следнего десятилетия [34]. Их ана-

лиз свидетельствует о том, что пока

речь идет о передаче ЭЭ на отно-

сительно небольшие расстояния

(до 600 м) при номинальных напря-

жениях не выше 225 кВ и мощно-

сти не более 1000 МВА. Это, в свою

очередь, означает, что говорить о

«революции» в этой сфере пока не

приходится и следует рассматри-

вать такие сверхпроводящие ка-

бельные линии не более, чем в ка-

честве конкурентов другим нетра-

диционным видам передачи ЭЭ. Та-

ким образом, и здесь задача выбо-

ра не снимается с повестки дня.

В заключение отметим, что в

2009 году в России успешно про-

ведены испытания трехфазной

ВТСПКЛ 20 кВ длиной 200 метров

(рис. 4), рассчитанной на номи-

нальную передаваемую мощность

50 МВА (номинальный ток 1500 А)

[35]. Эта линия будет установле-

на на московской подстанции «Ди-

намо» для опытной эксплуатации в

2011 — 2012 годах.

Методологический аспект

Из рассмотрения технологиче-

ского аспекта следует, что в об-

щем случае для решения той или

иной задачи в области передачи

ЭЭ могут быть предложены спо-

собы, методы и конструкции, фор-

мирующие набор вариантов, под-

лежащих сопоставлению и выбо-

ру из них наилучшего. Как следу-

ет из рис. 5, где сделана попытка

схематически отобразить алгоритм

получения решения задачи, выбор

оптимального варианта осущест-

вляется на основе той или иной

совокупности

показателей эф-

фективности

(ПЭ) и соответству-

ющей им

технико-экономической

модели

(ТЭМ) при обязательном

соблюдении

условий сопостави-

мости

рассматриваемых вариан-

тов и с учетом всех

технических

ограничений.

Рис. 4. Фрагмент экспе-
риментальной трехфаз-
ной сверхпроводящей ка-
бельной линии 20 кВ (коор-
динатор проекта — ЭНИН
им. Кржижановского, от-
ветственный за выполне-
ние кабельной части проек-
та — ОАО «ВНИИКП», ис-
пытания проводились в ОАО
«НТЦ электроэнергетики»
при участии специалистов
ОАО «ВНИИКП» и МАИ)

Î ÑÒÐÀÒÅÃÈÈ ÐÀÇÂÈÒÈß ÅÍÝÑ

Page 11

«КАБЕЛЬ-news», апрель 2010

Тема номера

Любой из ПЭ в общем случае

зависит от ряда влияющих техни-

ческих и экономических факторов,

часть которых является

неопреде-

ленной

. Это обстоятельство при-

водит к необходимости выявления

границ

области неопределенности

решения

по каждому из показате-

лей или их свертке (аддитивной или

мультипликативной). Внутри этой

области и выявляется оптимальное

решение, исходя из представлений

ЛПР о наиболее вероятном сочета-

нии неопределенных факторов.

Всей этой процедуре предше-

ствует формулировка (постановка)

задачи выбора. На рис. 5 представ-

лены три категории возможной по-

становки задачи:

• по отношению к оптими-

зируемой совокупности элементов

(«упрощенная» или «комплексная»);

•

по отношению к учету фак-

тора времени («статическая» или

«динамическая»);

•

по отношению к числу ПЭ

и соответствующих им критериев

(одно- или многокритериальная)*.

Шесть указанных здесь поста-

новок группируются по три шестью

возможными способами. Выбор

одного из способов группировки

является весьма серьезной само-

стоятельной задачей, ибо в конеч-

ном счете от него зависит степень

сложности математической фор-

мулировки задачи, то есть технико-

экономической модели, возмож-

ность или невозможность ее ана-

литического решения, выбор адек-

ватного математического аппарата

и трудоемкость решения.

Так в

наиболее простой

поста-

новке задача может быть сформу-

лирована как

упрощенная

(то есть

применительно к единственному

элементу без учета смежных),

ста-

тическая

(то есть без учета факто-

ра времени, например, роста на-

грузки линии) и

однокритериальная

(то есть с единственным показате-

лем эффективности, в качестве ко-

торого выступают, например, за-

траты на сооружение и эксплуата-

цию объекта, а в качестве соответ-

ствующего критерия — их мини-

мум). Эта группировка на рис. 5 на-

ходится в левой позиции. При такой

постановке в ряде случаев удается

представить ТЭМ в виде непрерыв-

ной дифференцируемой функции

и получить аналитическое выраже-

ние для определения оптимальных

параметров, соответствующих экс-

тремуму целевой функции оптими-

зации.

Другому крайнему, то есть

наи-

более сложному

варианту фор-

мулировки задачи, соответству-

УПРОЩЕННАЯ

СТАТИЧЕСКАЯ

ОДНО-

КРИТЕРИАЛЬНАЯ

УЧЕТ

ТЕХНИЧЕСКИХ

ОГРАНИЧЕНИЙ

ФОРМИРОВАНИЕ

ТЕХНИКО-

ЭКОНОМИЧЕСКОЙ

МОДЕЛИ

УСЛОВИЯ СОПО-

СТАВИМОСТИ

ВАРИАНТОВ

КОМПЛЕКСНАЯ

ДИНАМИЧЕСКАЯ

МНОГО-

КРИТЕРИАЛЬНАЯ

ПОСТАНОВКА

ЗАДАЧИ

ВЫБОРА

СОВОКУПНОСТЬ ПОКАЗАТЕЛЕЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ГРАНИЦ ОБЛАСТИ

НЕОПРЕДЕЛЕННОСТИ РЕШЕНИЯ

ВЫБОР ОПТИМАЛЬНОГО

ВАРИАНТА РЕШЕНИЯ

Рис. 5. Алгоритмическая схема решения задачи выбора оптимального варианта

* Не следует отождествлять, как это

иногда делается, понятия «показатель эф-

фективности» и «критерий эффективно-

сти». Под последним понимается условие,

определяющее значение ПЭ (максималь-

ное, минимальное), к которому он должен

стремиться при вариации оптимизируемых

параметров.

Î ÑÒÐÀÒÅÃÈÈ ÐÀÇÂÈÒÈß ÅÍÝÑ

Page 12

«КАБЕЛЬ-news», апрель 2010

Тема номера

ет группировка, находящаяся на

рис. 5 в правой позиции. При этом

задача ставится как

комплексная

(например, одновременный вы-

бор оптимальных сечений прово-

дов или жил кабелей, мощностей

трансформаторов и батарей кон-

денсаторов в распределительной

сети),

динамическая

(то есть с уче-

том роста нагрузок и изменения

ценности капитала во времени) и

многокритериальная

(то есть при

рассмотрении нескольких пока-

зателей эффективности). Для ре-

шения задачи в такой постанов-

ке, как правило, приходится ис-

пользовать методы динамическо-

го программирования и многокри-

териального анализа [36, 37]. Та-

кие задачи почти всегда характе-

ризуются большой размерностью

и, соответственно, трудоемкостью

вычислительного процесса. Реше-

ние осложняется и тем, что оптими-

зируемые параметры реально яв-

ляются

дискретными величинами

При этом получение аналитических

выражений для их определения не

представляется возможным.

Эти, хорошо известные специ-

алистам по решению оптимизаци-

онных задач сведения приводятся

здесь в связи с тем, что в «Основ-

ных положениях СР ЕНЭС» ста-

вится вопрос «правильной оценки

эффективности всего комплекса

мер, реализуемых в рамках Стра-

тегии» [1]. Для такой оценки пред-

лагается использовать «

Обобщен-

ный критерий оценки эффектив-

ности функционирования и раз-

вития ЕНЭС

» (ОКОР). Авторам [1]

«ОКОР представляется

(подчер-

кнуто мной)

отношением набора

показателей, характеризующих по-

требительские свойства сети, к по-

казателям, определяющим затра-

ты, необходимые для поддержания

или улучшения указанных потреби-

тельских свойств».

Постановку вопроса оценки эф-

фективности, равно как и исполь-

зование для этого некоторой

си-

стемы

(или комплекса)

показате-

лей

, в число которых входят и за-

траты, как показатель экономиче-

ской эффективности, нельзя не

признать актуальной и своевре-

менной, особенно учитывая то об-

стоятельство, что в современных

условиях методологическая база

оценки эффективности инвестици-

онных проектов существенно отли-

чается от существовавшей в эпо-

ху плановой экономики [38]. Об-

ратившись вновь к рис. 5, нетруд-

но установить что в данном случае

речь идет о постановке задачи как

комплексной, динамической и мно-

гокритериальной

, то есть о наибо-

лее сложном ее варианте.

Судя по процитированной выше

формулировке, обобщенный кри-

терий можно интерпретировать

как отношение некоторого

инте-

грального эффекта

к дисконтиро-

ванным затратам на его получе-

ние, что формально (по определе-

нию) можно трактовать как своего

рода

индекс доходности

[39], ко-

торый, естественно, должен мак-

симизироваться. Однако, отсут-

ствие в [1] конкретной информа-

ции о том, какие именно показа-

тели характеризуют потребитель-

ские свойства сети (и причем сети

в целом

, то есть ЕНЭС), не позво-

ляет дать какую-либо конкретную

оценку этому предложению.

Исходя из самых общих сооб-

ражений, можно предположить,

что к потребительским свойствам

сети следует отнести степень на-

дежности электроснабжения и ка-

чество электроэнергии у потреби-

телей. Однако, объекты ЕНЭС от-

делены от конкретных потребите-

лей сетями 110 кВ и менее, и имен-

но последние в силу своей гро-

мадной по сравнению с ЕНЭС об-

щей протяженностью линий элек-

тропередачи вносят основную леп-

ту как в уровень надежности, так

и в степень снижения напряжения

у потребителей (особенно в сель-

ских сетях). В связи с этим, а не из

праздного любопытства, хотелось

бы знать, каково конкретное со-

держание ОКОР и его аналитиче-

ское представление.

Но вернемся от сети в целом к

тем ее объектам, что осуществляют

транспорт ЭЭ, то есть к воздушным

линиям электропередачи, которые

и составляют основу ЕНЭС. Сфор-

мулированные в [1] основные стра-

тегические цели развития ЕНЭС

охватывают четыре аспекта —

тех-

нический, экономический, эколо-

гический и политический

. Очевид-

но, критерии выбора варианта лю-

бого из ее объектов (и ЛЭП в част-

ности) должны отражать по край-

ней мере первые три аспекта, по-

скольку последний не поддается

аналитическому представлению и

касается сети в целом, а не ее от-

дельных составляющих. Рассмо-

трим эти три аспекта применитель-

но к единичной ЛЭП с номиналь-

ным напряжением 220 кВ и выше,

имея в виду, что такие линии пре-

имущественно являются элемен-

тами системообразующей сети,

то есть связывают участки ЕНЭС,

имеющие собственные источники

питания.

В отличие от электрических ма-

шин и трансформаторов для ВЛ от-

сутствует такой параметр, как но-

минальная мощность, который по

Î ÑÒÐÀÒÅÃÈÈ ÐÀÇÂÈÒÈß ÅÍÝÑ

Page 13

«КАБЕЛЬ-news», апрель 2010

Тема номера

существу и является

показателем

технической эффективности

объ-

екта. Применительно к рассматри-

ваемой линии показателем техни-

ческой эффективности очевид-

но следует считать ее пропускную

способность по условиям статиче-

ской устойчивости (

пр

), которая,

как известно, является функцией

номинального напряжения (

ном

волнового сопротивления (

) и

протяженности линии (

) и пропор-

циональна

натуральной мощности

нат



ном

пр

нат

/ sin

, (1)

где

— коэффициент изменения фазы,

равный для ВЛ примерно 0,06 эл. гр./км.

Поскольку в основе одной из

категорий нетрадиционных ЛЭП

(см. рис. 3) лежит идея повышения

натуральной мощности, а следо-

вательно, и пропускной способно-

сти линии, то ее

максимизация

мо-

жет трактоваться, как одна из це-

лей оптимизации.

Что касается второго аспекта,

то традиционно

показателем эко-

номической эффективности

высту-

пают затраты на сооружение и экс-

плуатацию 1 км линии З

. В совре-

менных условиях в соответствии с

[5] З

представляет собой дискон-

тированные затраты за определен-

ный инвестором расчетный пери-

од (

) при норме дисконта

и с

учетом удельной стоимости потерь

ЭЭ (ц

Минимизация

этих затрат

представляет собой еще одну цель

оптимизации.

Наконец, третий (экологиче-

ский) аспект применительно к ВЛ

выливается в

минимизацию шири-

ны полосы отчуждения под трас-

су

(

тр

), имея в виду уменьшение

ущерба землепользованию. Как

известно [5], стоимость отчужда-

емых земельных участков (посто-

янного отвода земель) для ЛЭП на

сегодняшний день все еще оцени-

вается по стоимости освоения но-

вых земель взамен изымаемых

сельскохозяйственных угодий, то

есть не отражает реальной ценно-

сти земли. В этих условиях в целе-

вую функцию оптимизации целесо-

образно ввести не стоимостной, а

натуральный показатель, которо-

му пропорциональна общая стои-

мость отчуждаемой территории, то

есть ширину трассы с учетом уста-

новленной охранной зоны.

Таким образом, задача выбора

оптимального варианта вновь со-

оружаемой ВЛ может быть сфор-

мулирована как

трехкритериаль-

ная

[40]. При мультипликативной

свертке трех частных критериев в

общий (комплексный) получим

уд

= З

тр

нат



min

(2)

Если

тр

выражено в км, то еди-

ницей измерения обобщенного по-

казателя (з

уд

) будет [руб./МВт], то

есть з

уд

есть ни что иное, как

удель-

ные затраты на 1 МВт натуральной

мощности

Предлагаемый комплексный

критерий не претендует на возмож-

ность использования в любых ситу-

ациях. Он удобен при сопоставле-

нии вариантов ВЛ, выполняющих

упомянутую выше задачу статиче-

ской оптимизации режимных па-

раметров, например при сравне-

нии традиционных и компактных

линий. Вместе с тем, заложенная в

нем идеология может оказаться по-

лезной и при выработке критерия

для сравнения линий, обеспечива-

ющих динамическую оптимизацию

режимных параметров (например,

FACTS) с другими возможными ва-

риантами, решающими задачу по-

вышения пропускной способности

прежде всего межсистемных свя-

зей в ЕНЭС.

Выводы

1. При принятии стратегиче-

ских решений по развитию ЕНЭС

на значительный перспективный

период следует учитывать три

аспекта проблемы выбора —

кон-

цептуальный, технологический и

методологический

2. В

рамках

концептуально-

го аспекта

необходимо решить во-

прос о целесообразности сосуще-

ствования в перспективе двух си-

стем номинальных напряжений и

уточнить границы областей эконо-

мически целесообразного их при-

менения в электрических сетях

ЕЭС России. Аналогичные области

следует определить и для электро-

передачи постоянного и перемен-

ного тока.

3. В

рамках

технологического

аспекта

в качестве конкурирующих

следует рассматривать варианты

технических решений, обеспечи-

вающих как динамическую, так и

статическую оптимизацию режим-

ных параметров электропередачи.

Ориентация на преимущественное

использование гибкой электропе-

редачи должна иметь тщательное

экономическое обоснование.

4. В рамках

методологиче-

ского аспекта

следует уточнить со-

держание «Обобщенного крите-

рия оценки эффективности функ-

ционирования и развития ЕНЭС»

(ОКОР) и разработать систе-

му частных критериев для выбо-

ра вариантов отдельных объектов

ЕНЭС.

Î ÑÒÐÀÒÅÃÈÈ ÐÀÇÂÈÒÈß ÅÍÝÑ

Page 14

«КАБЕЛЬ-news», апрель 2010

Тема номера

1. Основные положения Стратегии

развития Единой национальной электри-

ческой сети на десятилетний период (ан-

нотированный материал). Москва, 2004.

www.fsk-ees.ru.

2. Вентцель Е.С. Исследование опера-

ций: задачи, принципы, методология. — М.:

Наука, 1980.

3. Волькенау И.М. О выборе напря-

жения системообразующей электрической

сети ЕЭС России до 2020 года // Энергетик,

2004, №2, с. 4—6.

4. Бобылева Н.В., Уварова Т.А., Че-

моданов В.И. Направления перспектив-

ного развития энергосистем Россий-

ской Федерации на период до 2020 года //

Электроэнергетика России: современ-

ное состояние, проблемы и перспекти-

вы: Сб. научн. тр. — М. Энергоатомиздат,

2008.

5. Справочник по проектированию

электрических сетей. — 3-е изд./Под ред.

Д.Л. Файбисовича. — М.: Изд-во НЦ ЭНАС,

2009.

6. Кощеев Л.А., Мазуров М.И., Шлайф-

штейн В.А. Перспективы использования пе-

редачи постоянного тока в России. // ЭЛЕК-

ТРО, 2008, №5, с. 18—22.

7. Вариводов В.Н., Брянцев А.М. Осо-

бенности технической политики в электри-

ческих сетях мегаполисов // Энергоэксперт,

2007, №1, с. 18—25.

8. Адамоков Р.К. Целевая схема элек-

троснабжения Сочинского энергорайона

на перспективу до 2020 г. // ЭЛЕКТРО, 2009,

№2, с. 47—51.

9. Зуев Э.Н. К вопросу о сооружении

подводной кабельной линии для усиления

электроснабжения энергорайона г. Сочи

// Новое в российской электроэнергетике,

2007, №12, с. 17—25.

10.

Справочник по проектированию

электроэнергетических систем / Под ред.

С.С. Рокотяна и И.М. Шапиро. — 3-е изд. —

М.: Энергоатомиздат, 1985.

11. Волков Э.П., Баринов В.А., Мане-

вич А.С. Проблемы и перспективы развития

электроэнергетики России. — М. Энерго-

атомиздат, 2001.

12. Ефентьев С.Н., Зуев Э.Н. О совре-

менной границе областей экономически

целесообразного применения электропе-

редачи 110 и 220 кВ // Новое в российской

электроэнергетике, 2005, №8, с. 15—26.

13. Боков Г.С. Три главные задачи рас-

пределительного электросетевого комплек-

са // Энергоэксперт, 2007, №4-5, с. 24–25.

14. СИПам альтернативы нет // Энерго-

эксперт, 2007, №4-5, с. 86—89.

15. Файбисович Д.Л. Предложения по

унификации сечений проводов воздушных

линий напряжением 110–750 кВ // Энерге-

тик, 2003, №3, с. 21—22.

16. Алексеев Б.А. Повышение пропуск-

ной способности воздушных линий и при-

менение проводов новых марок // ЭЛЕК-

ТРО, 2009, №3, с. 45—50.

17.

Соколов С. Провод конструкции

GTACSR повышает пропускную способ-

ность ВЛ // Новости электротехники, 2005,

№5, с. 80—81.

18. Алюминиевый композитный усилен-

ный провод — новое изобретение для вы-

соковольтных воздушных ЛЭП // Энергоэк-

сперт, 2007, №3, с. 60—62.

19. Они возвращаются // Новости элек-

тротехники, 2006, №3, с. 8.

20. Вариводов В.Н., Казаков С.Е., Кулик

В.В., Ударов В.Н. Стальные многогранные

опоры для распределительных электриче-

ских сетей: возможности и перспективы //

ЭЛЕКТРО, 2005, №2, с. 37—42.

21. Абакумов П.Г., Казаков С.Е. Много-

гранные металлические опоры для распре-

делительных электрических сетей: опыт и

перспективы применения // ЭЛЕКТРО, 2006,

№4, с. 21—26.

22. Основы современной энергетики.

Том 2: Современная электроэнергетика. —

4-е изд. — М. Издательский дом МЭИ, 2008.

23. Опереться на будущее // Единая

сеть, №13 (50), январь 2008, с.2.

24. Тиходеев Н.Н. Передача электриче-

ской энергии. — 2-е изд. — Л.: Энергоато-

миздат. Ленингр. отд-ние, 1984.

25. Зуев Э.Н., Федин В.Т. О классифи-

кации и терминологии в области воздуш-

ных линий электропередачи новых типов //

Электричество, 1991, №10, с. 29—38.

26. Поспелов Г.Е., Федин В.Т. Передача

энергии и электропередачи. — Минск.: Аду-

кацыя i выхаванне, 2003.

27. Александров Г.Н. Передача электри-

ческой энергии переменным током. — Л.:

Энергоатомиздат. Ленингр. отд-ние, 1990.

28. Управляемые линии электропере-

дачи / Под ред. В.А. Веникова. — Кишинев:

Штиинца, 1984.

29. Александров Г.Н. Повышение на-

дежности работы электроэнергетических

систем России // Академия энергетики,

2006, №5, с. 14—17.

30. Брянцев М.А., Базылев Б.И., Лурье

А.И., Спиридонов Д.Ю. Результаты внедре-

ния управляемых подмагничиванием шунти-

рующих реакторов в сетях 110 — 500 кВ //

ЭЛЕКТРО, 2006, №3, с. 25—31.

31. Ивакин В.Н., Ковалев В.Д. Перспек-

тивы применения преобразовательной тех-

ники в электроэнергетике // Электричество,

2001, №9, с. 30-37.

32. Зуев Э.Н. Основы техники подзем-

ной передачи электроэнергии. — М.: Энер-

гоатомиздат, 1999.

33.

Дорофеев В.В. Сверхпроводи-

мость — одно из направлений будущих тех-

нологий российской электроэнергетики //

Энергоэксперт, 2007, №3, с. 64—67.

34. Елагин П.В., Щербаков В.И. Сверх-

проводниковые кабели: от лабораторных

макетов к полупромышленным образцам //

КАБЕЛЬ-news, 2008, №12, с. 70—80.

35. Успешные испытания сверхпрово-

дящей кабельной системы // КАБЕЛЬ-news,

2009, №12, с. 4.

36. Арион В.Д., Журавлев В.Г. Приме-

нение динамического программирования к

задачам электроэнергетики. — Кишинев:

Штиинца, 1981.

37. Федин В.Т. Принятие решений при

проектировании развития электроэнер-

гетических систем. — Минск.: УП «Техно-

принт», 2000.

38.

Практические рекомендации по

оценке эффективности и разработке ин-

вестиционных проектов и бизнес-планов в

электроэнергетике (с типовыми примера-

ми). Официальное издание. Книга 1. Мето-

дические особенности оценки эффектив-

ности проектов в электроэнергетике. — М.:

Научный центр прикладных исследований

(НЦПИ), 1999.

39. Разработка нормативно-методичес-

ких материалов по выполнению «Ежегод-

ного анализа и прогноза развития ЕЭС

и ОЭС России на десятилетний пери-

од». — М.: Институт «Энергосетьпроект»,

2002.

40. Зуев Э.Н. Выбор типа воздушной

линии электропередачи по комплексно-

му критерию // Электричество, 1991, №11,

с. 9—15.

Литература

Î ÑÒÐÀÒÅÃÈÈ ÐÀÇÂÈÒÈß ÅÍÝÑ

Оригинал статьи: Техника передачи электроэнергии: проблемы развития (Аналитический обзор)

Читать онлайн

Рассматриваются три взаимосвязанных аспекта проблемы выбора оптимальных технических решений в сфере передачи электрической энергии (концептуальный, технологический и методологический) применительно к стратегии перспективного развития Единой национальной электрической сети Российской Федерации.