Развитие электро-сетевого комплекса муниципальных образований

В результате конечному потребителю требуется надежность электроснабжения, качество электроэнергии и доступность электрической энергии.

Вопросы, какими средствами и способами можно достичь выполнения этих трех требований, для конечного потребителя существенной роли не играют, главное для него — то, что в его бюджете не должна расти составляющая затрат на оплату электроэнергии, то есть система электроснабжения должна быть энергоэффективной.

Энергоэффективность (экономичность)  системы электроснабжения — это задача исполнительных органов власти, администраций муниципальных образований, электроснабжающих организаций.

Все четыре требования взаимосвязаны и взаимозависимы, любое изменение одного из требований влечет за собой изменение трех других в лучшую или худшую сторону.

Повышение надежности электроснабжения, обеспечение качества электроэнергии, обеспечение доступности к электрической энергии — вопросы в основном технические, которые в достаточной степени проработаны и изложены в многочисленных нормативно-технических документах.

Одно из решений этих задач изложено в «Положении ОАО «Россети» о единой технической политике в электросетевом комплексе», утвержденном Советом директоров ОАО «Россети» (протокол № 138 от 23 октября 2013 года), а именно — создание активно-адаптивных сетей (ААС), наиболее распространенное название аналогичных решений — Smart Grid («умные сети»).

Что такое ААС? Это полностью автоматизированная, саморегулируемая и самовосстанавливающаяся сеть, обеспечивающая энергоэффективное управление транспортом электрической энергии. Включает в себя комплекс технических, аппаратных и программных средств, позволяющих оперативно воздействовать на процесс передачи электрической энергии, изменения состояния и характеристик электрической сети с целью оптимизации, управления, контроля и изменения ее параметров в режиме реального времени.

ААС решает следующие основные задачи:

- управление транспортом электрической энергии и снижение потерь в элементах электрической сети при ее передаче;

- повышение надежности и устойчивости системы электроснабжения потребителей за счет мониторинга технического состояния элементов сети;

- предупреждение и локализация аварийных ситуаций;

- поддержание распределительной электрической сети в стабильном режиме работы за счет сглаживания графиков нагрузки;

- обеспечение потребителя электроэнергией надлежащего качества;

- повышение управляемости распределительной электрической сети и ее наблюдаемости;

- обеспечение  интеграции распределенных источников электроэнергии в электрическую сеть.

Таким образом, обеспечивается технологическое единство «генерация — сеть — потребитель — сеть — генерация». Главный в этой цепочке — потребитель.

В Положении рассматривается Единая национальная электрическая сеть (ЕНЭС), включающая в себя генерацию более 50 МВт и электрические сети 110 кВ и выше. Между этими сетями и конечными потребителями есть еще распределительные сети 110, 35, 10(6), 0,4 кВ. Более 90 % времени отсутствия электрической энергии у конечных потребителей происходит из-за отключений именно в этих сетях. Так что вопросы создания ААС напряжением 110-0,4 кВ в настоящее время актуальны.

Многолетний опыт АНО «Агентство по энергосбережению УР», приобретенный при проведении энергетических обследований, технических аудитов практически всех электросетевых организаций, действующих на территории региона, промышленных предприятий, имеющих электросетевое хозяйство, в организациях ЖКХ, позволяет дать оценку о возможности перехода существующих электрических сетей к ААС.

Анализ проведем на примере МО «г. Сарапул». Население города — 100 тыс. человек, площадь городских земель — 8601 га, протяженность города — 12 км, мощность в максимум нагрузок — 160 МВт, электропотребление — 1090 млн кВт·ч/год.

Центрами питания (ЦП) распределительной сети 6-10 кВ города являются девять подстанций 110/6(10) кВ и одна подстанция 35/10 кВ. Основная нагрузка по мощности (более 80 %) ложится на семь из них, которые запитаны от одной ПС-110 кВ «Сарапул», имеющую схему РУ-110 кВ — двойная система шин с обходной. Таким образом, обладая достаточно большим количеством ЦП, город имеет всего два источника питания от ЕНЭС. Собственный источник питания — Сарапульская ТЭЦ, покрывает менее 5 % требуемой мощности.

К ЦП подключены 39 питающих фидеров 6-10 кВ (без учета питающих фидеров промышленных предприятий), в том числе к шести фидерам подключены секции шин 6 кВ трех распределительных пунктов (РП). Все РП имеют две секции шин 6 кВ, к которым подключены от одного до пяти фидеров. Протяженность и загрузка (количество подключенных ТП-10(6)/0,4 кВ) значительно различаются, и составляют от нескольких сотен метров до 10 км и от одного до 25 трансформаторов. Количество отпаек, подключенных к магистральной части фидеров, доходит до 14, количество трансформаторов, подключенных к отпаечным линиям, — до шести.

Пропускная способность головных участков фидеров в большинстве случаев значительно превышает фактическую максимальную нагрузку, процент загрузки в нормальных режимах составляет от 5 % до 70 %, средняя загрузка — 30 %.

Все питающие фидеры (кроме двух) закольцованы (имеют электрическую связь) с другими фидерами. Схема закольцовки имеет три разновидности (на примере ЦП ПС-110 кВ «Высотная», самый крупный ЦП по количеству присоединений и объему передачи электрической энергии):

1. Закольцованный с одним и более фидерами, подключенными к той же секции шин с того же ЦП, — 15 шт.

2. Закольцованный с одним и более фидерами, подключенными к другой секции шин с того же ЦП, — 9 шт.

3. Закольцованный с одним и более фидерами, подключенными к другим ЦП, — 8 шт.

Отдельные фидеры имеют до семи присоединений с другими фидерами. Количество фидеров, имеющих резервирование с других ЦП, как наиболее эффективное — наименьшее, с одной секцией шин, как менее эффективное — наибольшее.

Пропускная способность головных участков образовавшихся транзитов (за счет закольцовки фидеров), соединяющих ЦП или их секции шин, неравнозначна, что не обеспечивает 100 % резервирование.

Схемы подключения ТП-6(10)/0,4 кВ к фидерам делятся на три типа:

1. Тупиковая — 33 шт.

2. Проходная (шлейфовый заход двух ЛЭП) — 38 шт.

3. Узловая (три и более присоединения) — 19 шт.

Все тупиковые ТП (37 % от всех ТП) имеют один ввод питания, при его отключении все потребители, подключенные к данной ТП, остаются без электроэнергии, перевод нагрузки на другую ТП по сети 0,4 кВ обеспечивается не более чем на 30 % ТП.

Исходя из вышесказанного, существующую схему электроснабжения можно охарактеризовать таким образом: сложная в части оперативного управления; имеющиеся закольцовки фидеров не приводят к необходимой гибкости схемы; многие элементы сети, в частности в закольцованных фидерах, не имеют значимости в повышении надежности электроснабжения; схема распределительной сети 6-10 кВ ни одному требованию ААС не отвечает.

Сложившаяся схема электроснабжения города больше напоминает паутину. Наложение на нее релейной защиты, противоаварийной и режимной автоматики, диагностики и других атрибутов, которые предусматривает ААС, потребует нереальных капитальных вложений. Прежде всего, требуется «распутать» эту паутину. Ожидаемый эффект: сократится суммарная протяженность ЛЭП не менее чем на 10 %; технологические потери электроэнергии в сети составят 6-8 % вместо 12 % в настоящее время; улицы города освободятся от лишних опор ЛЭП, освободятся участки земли от кабельных линий; сократятся затраты на эксплуатацию никому не нужного оборудования; образуется много цветного и черного металлолома и т.д.

На гибкость схемы кроме конфигурации сети большое влияние оказывает наличие узловых и проходных ТП и оснащенность их коммутационными аппаратами. На отходящих фидерах этих ТП (80 % от общего количества присоединений) установлены выключатели нагрузки, в остальных — разъединители. В этих коммутационных аппаратах не реализованы инструменты дистанционного управления, и вообще исключены релейная защита, противоаварийная и режимная автоматика. Если говорить о создании ААС, то действующая коммутационная аппаратура на 100 % не соответствует требованиям ААС.

Релейной защитой оснащены только питающие фидеры, подключенные к ЦП. Повреждение в любой точке на всем протяжении ЛЭП или любой ТП, подключенной к данному фидеру, приводит к отключению всех потребителей, подключенных к данному фидеру. Для восстановления электроснабжения требуется время на поиск места повреждения и его локализации, на что уходит несколько часов, а порой и суток. На сегодняшний день ничего другого не остается, кроме как содержать в ЭСО большой штат оперативных работников и автомобилей, а потребителю — терпеливо ждать восстановления электроснабжения.

О противоаварийной и режимной автоматике, диагностике оборудования, мониторинга состояния системы электроснабжения и качества отпускаемой электроэнергии потребителю в темпе процесса говорить не приходится, так как все это отсутствует.

В настоящее время в эксплуатации находится более 90 % основного оборудования, коммутационных аппаратов, аппаратуры РЗ модификации 60-70-х годов прошлого столетия, и, конечно, сегодняшним требованиям (желаниям) это оборудование не соответствует.

Возникает три закономерных вопроса:

1. Сколько можно прожить с такой системой электроснабжения?

2. Почему так получилось?

3. Что нужно сделать, чтобы изменить ситуацию в лучшую сторону?

Наше мнение (АНО «Агентство по энергосбережению УР»).

Первый вопрос. При системе финансирования из действующих тарифов на электрическую энергию, поддержание технического состояния морально устаревшего, физически изношенного оборудования будет требоваться все больше затрат, при этом потребитель останется при той же системе электроснабжения.

Второй вопрос. Системы электроснабжения региона и МО развивались стихийно по принципу «есть потребитель — подключаем к ближайшему источнику электроэнергии при минимальных затратах». Минимизация затрат заключалась в замене выключателей на более простой коммутационный аппарат, который не предусмотрен для отключения токов короткого замыкания, а следовательно, исключалась РЗиА, зачастую вообще отказывались от коммутационных аппаратов, исключали телемеханику, любую автоматику (при отсутствии коммутационных аппаратов этого и не требуется). Экономили на распределительных устройствах (РУ) ТП-6 (10)/0,4 кВ, подключая ТП отпайками к проходящей вблизи ВЛ-6(10) кВ.

Данный подход стал возможен из-за отсутствия краткосрочной и долгосрочной перспективной схемы и программы развития электроснабжения МО, хотя в настоящее время многие НТД требуют этого.

Почему эти требования не выполняются? Чтобы разработать данные документы, требуется проведение тщательного технического аудита системы электроснабжения МО, чтобы понять, что сделали за многие десятилетия, нужны немалые деньги. Если у руководителя электросетевой организации (ЭСО) возникает вопрос, вложить n-сумму денег в технический аудит или приобрести ТП или несколько километров провода, то он выберет второе, и ввод объектов реконструкции и нового строительства будет произведен без учета перспективы оптимального развития сети.

Вторая причина состоит в том, что исторически развитие электрической сети было функцией ЭСО. Количество ЭСО, действующих только на территории одного МО, более десятка. Какая-либо единая техническая политика отсутствует. Инвестиционные программы, цель которых — развитие электросетевого комплекса, имеют 2-4 ЭСО. Согласованность и координация между собой инвестпрограммы не имеют. Остальные ЭСО (малые) программ вообще не имеют, то есть до сих пор продолжается стихийное развитие электросетевого комплекса.

Из вышесказанного картина складывается неблагоприятная. Ставить задачу о создании ААС в ближайшие 5-10 лет абсолютно нереально. Требуется заменить полностью основное оборудование сети, кардинально изменить схему сети, увеличить в 3-4 раза количество коммутационных аппаратов, создать информационное пространство и т.д. Но решать проблему надежности электроснабжения необходимо, и притом в ближайшее время.

Третий вопрос. По нашему мнению (Агентства), начинать следует с разработки схемы и программы перспективного развития системы электроснабжения МО на краткосрочный и долгосрочный периоды (20 лет). Схему электроснабжения разрабатывать комплексно, с увязкой между собой сети 35 кВ и выше и распределительных сетей 6-10 кВ, с учетом всех потребителей МО и прилегающих к нему районов. Схемой и программой должно предусматриваться совместное использование отдельных элементов системы электроснабжения МО для питания различных потребителей независимо от их ведомственной принадлежности.

Ни одна ЭСО, действующая в данном МО, не может разработать схему, удовлетворяющую всех потребителей и ЭСО. Данная задача посильна только администрации МО, консолидируя всех заинтересованных лиц.

Начинать необходимо с разработки математической расчетной модели (МРМС) распределительной сети 6-10 кВ. Использование МРМС позволит оптимизировать существующую схему и режимы ее работы. Таким образом, позволит снизить технологические потери электроэнергии в сети и расставить приоритеты ввода электросетевых объектов при реконструкции и новом строительстве.

Опыт показывает, что окупаемость данных работ составляет менее года. По результатам этих работ выявятся узлы и отдельные элементы распределительной сети, с которых необходимо «распутывать создавшуюся паутину». Разработав перспективную схему, планомерно, скоординированно реализовав мероприятия, можно говорить о безлюдной технологии передачи электрической энергии.

В целях упорядочивания процесса выполнения схем и программ перспективного развития распределительной сети 6-10 кВ муниципальных образований необходимо внести изменения в постановление Правительства Российской Федерации от 17 октября 2009 года № 823 в части распространения разработки схем и программ перспективного развития на электрические сети напряжением 35 кВ и ниже.  

Какие источники финансирования могут быть?

- Финансирование из бюджета МО, регионального и федерального бюджета.

- Затраты ЭСО, которые будут компенсированы при снижении потерь электроэнергии в сетях при ее транспортировке (на примере только одной ЭСО, действующей на территории г. Сарапула).

Потери электроэнергии в сетях г. Сарапула составляют 68 млн кВт·ч в год, это 27 % от поступления в сеть филиала, технологические потери при оптимизации схемы и режима работы сети могут достичь 8 %. Потенциал оценивается в 48 млн кВт·ч в год. Снижение затрат на покупку электроэнергии в целях компенсации потерь оценивается порядка 86 млн руб./год.

- Энергосервисные контракты.

Окупаемость инвестпроектов в данной теме очень высокая, и использование таких источников, как тариф на передачу электроэнергии, энергосервисные контракты, будет оправдано.