энергоэффективность ссср

Энергетическая программа СССР. Совершенствование структуры энергетического баланса, экономия топлива и энергии.

В начале 1980-х гг. СССР оставался единственно крупной промышленно развитой страной, которая полностью обеспечивала себя топливом и энергией за счет собственных природных ресурсов и осуществляла экспорт топлива и электроэнергии в значительных объемах.

На XXVI съезде КПСС (февраль 1981 г. ) было подчеркнуто, что развитие тяжелой индустрии и в первую очередь таких ее базовых отраслей, как топ­ливно-энергетические, является одной из безусловных предпосылок решения всех народнохозяйственных задач. Особо отмечена акту­альность улучшения структуры энергетического баланса страны, снижения в нем доли нефти, используемой в качестве топлива, и за­мены ее газом и углем, ускоренного развития атомной энергетики, в том числе реакторов на быстрых нейтронах, продолжения поиска принципиально новых источников энергии, включая создание основ термоядерной энергетики. В качестве задачи первостепенной эконо­мической и политической важности на восьмидесятые годы намечалось быстрое увеличение добычи газа и нефти в Западной Сибири и обеспечение их транспортировки в европейскую часть страны.

Важный вклад в разработку этих народнохозяйственных проблем внес ноябрьский (1982 г. ) Пленум ЦК КПСС. На Пленуме указыва­лось, что очень важно по-хозяйски использовать уголь, природный газ, нефть, нефтепродукты, тепловую и электрическую энергию. Это требовало определенной перестройки во всех отраслях и прежде всего широкого внедрения энергосберегающих техники и технологии, улуч­шения нормативов, использования материальных и моральных сти­мулов в борьбе за экономию, более строгого спроса за перерасход, превышение норм и лимитов. Все эти идеи положены в основу разработки Энергетической про­граммы СССР на длительную перспективу.

Энергетическая программа СССР исходила из предварительных расчетов развития экономики Советского Союза до 2000 г. и опреде­ляло научно обоснованные принципы, главные направления и важ­нейшие мероприятия по расширению энергетической базы и даль­нейшему качественному совершенствованию топливно-энергетичес­кого комплекса страны. При этом, перед очередным пятилетием про­грамма должна была уточняться с тем, чтобы она определяла с учетом роста экономики страны уровни и направления развития отраслей топливно-энергетического комплекса на последующие 20 лет.

Реализация Энергетической программы СССР являлась одним из необходимых условий для ускорения перевода экономики страны на интенсивный путь развития, позволявшего существенно увеличить энер­говооруженность отраслей народного хозяйства, особенно агропромышленного комплекса.

Основные положения Энергетической программы СССР предус­матривали:проведение активной энергосберегающей политики па базе ус­коренного научно-технического прогресса во всех звеньях на­родного хозяйства и в быту, всемерную экономию топлива и энергии, обеспечение па этой основе значительного снижения удельной энергоемкости национального дохода;ускорение технического прогресса в отраслях топливно-энергетического комплекса, а также в машиностроительных и других смежных отраслях промышленности, поставляющих этому комплексу оборудование, машины и материалы. Кроме того, предполагалось:обеспечение опережающих темпов роста производства элект­роэнергии по сравнению с темпами роста добычи и про­изводства первичных энергетических ресурсов;ускоренное развитие газовой промышленности для удов­летворения внутренних потребностей страны и нужд экспорта;обеспечение стабильно высокого уровня добычи нефти, в том числе за счет повышения нефтеотдачи пластов; заблаговременную подготовку промышленных запасов топли­ва, и особенно нефти, резкое увеличение объема и повышение эффективности глубокого разведочного бурения на нефть, в пер­вую очередь в наиболее перспективных районах. Планировалось также: форсированное развитие ядерной энергетики для производства электрической и тепловой энергии, стро­ительство в качестве маневренных мощностей гидроаккумулирующих электростанций в европейской части страны; развитие угольной промышленности преимущественно за счет увеличения добычи угля открытым способом в восточных рай­онах и ускоренное строительство мощных тепловых элек­тростанций, использующих эти угли; экономически оправданное комплексное освоение гидро­энергетических ресурсов Сибири, Дальнего Востока и Сред­ней Азии и так далее.

Энергетическая программа СССР рассчитывалась в два этапа. Первый этап завершался на рубеже восьмидесятых и девя­ностых годов XX века. На данном этапе задачи надежного энергообеспечения на­родного хозяйства СССР должны были решаться сохранением высоких уров­ней добычи нефти, быстрым увеличением объемов добычи и транспор­тировки сибирского газа в европейскую часть страны, ускоренным раз­витием ядерной энергетики. В этот период создавались необходимые предпосылки для интенсивного наращивания в последующие годы до­бычи угля, а также подготовки условий для широкого перевода эконо­мики на энергосберегающий путь развития.

На втором этапе, заканчивающемся на рубеже XX и XXI ве­ков, энергетическая эффективность общественного производства повышалась нарастающими темпами на основе интенсив­ного энергосбережения, ускорения научно-технического прогрес­са. В середине этого этапа добыча газа достигала бы максимально­го уровня, заданного программой, и будет стабилизирована, а даль­нейший прирост энергетических ресурсов обеспечивался, главным образом, за счет производства ядерной энергии, добычи угля открытым способом, а также использования возобновляемых

источников энергии.

Энергетической программой СССР предусматривалось осуществить коренное совершенствование структуры энергопотребления путем: во-первых, экономии топлива и энергии во всех сферах народного хозяй­ства и прежде всего за счет совершенствования технологии про­изводства, создания и внедрения энергосберегающих обору­дования, машин и аппаратов; во-вторых, перестройки структуры экономики в направлении снижения удельной энергоемкости общественного производства; в-третьих, замещения жидкого топлива природным газом, увеличения про­изводства преобразованных видов энергии, вырабатываемых на базе ядерной энергии иугля, а также расширения использо­вания вторичных и нетрадиционных возобновляемых источни­ков энергии.

Экономию энергетических ресурсов предполагалось осуществлять по следующим основным направлениям:

— переход на энергосберегающие технологии производства, со­кращение его материалоемкости, повышение уровня орга­низации производственных процессов;

— совершенствование энергетического оборудования, демонтаж и реконструкция устаревшего оборудования, создание и вне­дрение в производство более эффективных в энергетическом отношении транспортных средств, машин и механизмов;

— сокращение всех видов энергетических потерь и повышение уровня использования вторичных энергоресурсов;

— улучшение структуры производства, преобразования и исполь­зования энергетических ресурсов, включая дальнейшую цент­рализацию энергоснабжения, применение комбинированных энерготехнологических процессов.

В энергетике предусматривалось замещение органического топ­лива другими энергоносителями, и впервую очередь ядерной и гид­равлической энергией.

На первом этапе намечалось осуществить замещение в народном хо­зяйстве значительных объемов нефти природным газом и прекращение роста расхода органического топлива тепловыми электростанциями в европейской части страны за счет опережающего развития ядерной энер­гетики. При этом доля мазута в общем расходе энергетических ресур­сов электростанциями должна быть сокращена более чем вдвое.

Наряду с вытеснением мазута из топливного баланса электростанций экономия нефти должна достигаться путем перевода моторного парка на дизельное топливо, сжатый и сжиженный природный газ, дальнейшей электрификации железных дорог и городского транспорта, увеличения производства жидких углеводородов в результате более глубокой перера­ботки природного газа. Это позволит к концу первого этапа реализации программы в основном решить важнейшую задачу прекращения роста потребления нефтетоплива.

На втором этапе предполагалось: дальнейшее форсированное развитие газовой промышленности; развитие ядерной энергетики до уровня, позволяющего обес­печить основную часть прироста потребности народного хо­зяйства в электроэнергии; ускорение развития угольной промышленности, стабилизация и последующее наращивание доли угля в общем объеме до­бычи органического топлива с увеличением использования его главным образом на электростанциях; создание технической базы для использования нетрадиционных возобновляемых источников энергии как важного средства решения локальных проблем энергоснабжения.

Воротницкий, д. н, профессор, главный научный сотрудник АО «НТЦ ФСК ЕЭС», г. Москва

Что считать под полезным эффектом от использования энергетических ресурсов применительно к технологическому процессу передачи и распределения электроэнергии и юридическому лицу «электросетевая компания» остается только догадываться. В электрических сетях энергетические ресурсы не производятся, а затрачиваются на обеспечение технологического процесса.

В частности, из электротехники известно, что для того, чтобы по электрической сети передать потребителям определенное количество поступившей в сеть электрической энергии, часть ее нужно затратить на преодоление активного сопротивления сети, на собственные нужды подстанций, корону в линиях, потери в стали трансформаторов, компенсирующих устройствах и т. Эти затраты называют техническими потерями электроэнергии в сети. В денежном выражении они составляют около 90% от всех затрат на энергоресурсы электросетевой компании, включающих кроме затрат на покупку потерь, расходы на водоснабжение, теплоснабжение и горючесмазочные материалы. Учитывая это, часто под основным показателем энергоэффективности электрических сетей понимают «относительные потери электроэнергии», равные отношению абсолютных потерь к отпуску электроэнергии в сеть.

Но правильно ли это? Можно ли считать энергетически эффективной электрическую сеть, в которой минимальные относительные потери, но не выполняются допустимые требования по качеству и надежности электроснабжения потребителей, по пропускной способности сетей? Не является ли энергетическая эффективность передачи и распределения электрической сети и электросетевой компании более комплексной характеристикой?

Ответ на эти вопросы достаточно четко сформулирован в «Стратегии развития электросетевого комплекса Российской Федерации» (далее Стратегия), разработанной на период до 2030 года во исполнение Указа Президента РФ от 22 ноября 2012 г. №567 и утвержденной распоряжением Правительства РФ от 03 апреля 2013 г. № 511-р. Там, в частности, сказано, что «основной целью (миссией) деятельности электросетевого комплекса является «долгосрочное обеспечение надежного, качественного и доступного энергоснабжения потребителей Российской Федерации путем организации максимально эффективной и соответствующей мировым стандартам сетевой инфраструктуры по тарифам на передачу электрической энергии, обеспечивающим приемлемый уровень затрат на электрическую энергию для российской экономики и инвестиционную привлекательность отрасли через адекватный возврат капитала».

Рис. Последствия повышения перетоков реактивной мощности.

Из этой цели следует, что под повышением энергетической эффективности электрических сетей, скорее всего, необходимо понимать не только (а чаще не столько) снижение потерь в сетях, но и повышение надежности и качества электроснабжения, а также повышение пропускной способности сетей для обеспечения недискриминационного доступа потребителей к сетям. Эти показатели технологически тесно связаны между собой. Как правило, их комплексный учет особенно необходим при разработке капиталоемких мероприятий по модернизации и развитию электрических сетей, присоединению к ним новых потребителей и генерирующих источников, внедрению новой техники и технологий по передаче и распределению электроэнергии.

Именно при таком комплексном учете можно получить объективную оценку технико-экономической и энергетической эффективности внедрения этих мероприятий. Наглядным примером наиболее эффективного и универсального мероприятия, одновременно влияющего на все четыре показателя, является компенсация реактивной мощности.

Дополнительные к оптимальным потоки реактивной мощности в электрических сетях приводят к увеличению полного тока на отдельных участках и к соответствующему росту потерь напряжения, потерь мощности и электроэнергии, снижению пропускной способности линий и нагрузочной способности трансформаторов. В конечном итоге все это отрицательно сказывается на экономике электросетевых предприятий и тарифах на электроэнергию для конечных потребителей.

Зарубежный и отечественный опыт компенсации реактивной мощности

Учитывая сравнительно высокую экономическую и энергетическую эффективность компенсации реактивной мощности, большинство промышленно развитых стран уделяют ей большое внимание. В частности, в США и Японии мощность конденсаторов составляет около 70% от активной пиковой мощности. В отдельных энергокомпаниях США мощность установленных конденсаторов уже составляет 100% от мощности генераторов. При этом во многих странах наблюдается тенденция уменьшения выдачи генераторами электростанций реактивной мощности за счет увеличения доли, вырабатываемой конденсаторами.

Что касается коэффициента реактивной мощности tgφ в режиме максимальных нагрузок, то в США, Японии, большинстве европейских стран его оптимальное значение в зависимости от номинального напряжения сети должно поддерживаться на уровне tgφ =0,2-0,4, что соответствует cosφ=0,98-0,92.

В ряде стран, в системе расчета тарифов на мощность или электроэнергию с целью стимулирования установки компенсирующих устройств введены поправочные коэффициенты, зависящие от коэффициента мощности нагрузки. В частности, в Индии, при cosφ>0,995 вводится скидка 7%, при cosφ<0,9 вводится штраф 2%. Кроме этого существуют две составляющие тарифа – за активную и полную потребленную энергию. Чем ближе cosφ к единице, тем меньше полная потребляемая мощность при той же активной мощности и, соответственно, плата за нее.

В Италии и Великобритании введены тарифы за потребление реактивной энергии в соответствии с таблицами 1 и 2.

Табл. Тарифы за потребление реактивной энергии в Италии.

Табл. Тарифы за потребление реактивной энергии в Великобритании.

cos φ
Больше 0,9
Меньше 0,9

tg φ или Q/P
Меньше 0,5
Больше 0,5

Тариф за потребление реактивной энергии ( фунт / квар · час )

Низкое напряжение
0
0,0056

Среднее напряжение
0
0,0036

В бывшем СССР в течение длительного времени (с 30-х годов прошлого века и до 2000 г. ) взаимоотношения энергоснабжающих организаций и потребителей электроэнергии в части реактивной мощности также регулировались скидками (надбавками) к тарифам на электроэнергию. Главгосэнергонадзором велся ежегодный учет и анализ уровня компенсации реактивной мощности по предприятиям, союзным республикам, энергообъединениям и стране в целом. Уровень компенсации определялся как отношение суммарной установленной мощности конденсаторных батарей, синхронных компенсаторов и 30% мощности синхронных двигателей к максимальной активной нагрузке предприятия, региона и страны в целом.

За период с 1976 по 1985 гг. этот уровень увеличился с 19,54 до 27,6%. Ставилась задача к 1990 г. довести его до 60%, но началась перестройка и намеченные планы так и не удалось реализовать.

В постперестроечный период, особенно в соответствии с приказом Минэнерго РФ от 10. 2000 г. № 2, действующие в области компенсации реактивной мощности документы были признаны утратившими силу и, соответственно, внимание к этой важнейшей проблеме существенно упало. За тот же период по ряду объективных причин значительно выросли реактивные нагрузки при существенном отставании вводов генерирующих активных мощностей и электросетевого строительства. Появилось большое количество энергорайонов России, характеризующихся дефицитами реактивной мощности и, как следствие, работой с пониженными уровнями напряжения в нормальных режимах. В этих районах все чаще стали возникать трудности с выводом оборудования в ремонт и его аварийными отключениями. При выводе оборудования в ремонт, часто было невозможно обеспечить допустимые уровни напряжения в сети 110 кВ и выше без ввода графиков ограничения потребителей. При аварийных отключениях в сети происходило снижение напряжения на 20-30% на головных подстанциях с последующим автоматическим сбросом нагрузки.

Ситуация с компенсацией реактивной мощности в последние годы

Судя по результатам проведенных в 2011-2012 гг. энергетических обследований электрических сетей, по результатам исследований АО «НТЦ ФСК ЕЭС», ситуация с уровнем компенсации реактивной мощности в электрических сетях в последние годы существенно не изменилась, а кое-где ухудшилась. К сожалению, в настоящее время отсутствует полная и достоверная информация о фактической степени компенсации реактивной мощности по стране в целом, по отдельным регионам и уровням напряжения электрических сетей. Но и та ограниченная информация, которой мы располагаем сегодня, свидетельствует о значительных проблемах, которые требуют безотлагательного решения.

В частности, значительное число линий и автотрансформаторов в магистральных электрических сетях 220-500 кВ работает с повышенными перетоками реактивной мощности (tgφ>0,5), что характеризуется табл.

Табл. Количество подстанций и линий электропередачи, работающих с повышенными перетоками реактивной мощности

Наиболее подробный анализ режимов реактивной мощности по данным телеизмерений был проведен в ОЭС Сибири в 2011 году. Из 266 обследованных автотрансформаторов 220-550 кВ на 137 (более 50%) tgφ их нагрузки превышал допустимое значение 0,5.

По нормативным документам ПАО «ФСК ЕЭС» компенсация зарядной мощности ВЛ 500 кВ должна составлять 80-100%. Тем не менее по той же ОЭС Сибири, она составляет 0,67. По отдельным энергосистемам этой ОЭС степень компенсации находится в пределах 0,35-3,95, что видно из табл.

Табл. Степень компенсации реактивной мощности по отдельным энергосистемам ОЭС Сибири

Энергосистема
Отношение мощности компенсирующих устройств (Qку) к зарядной мощности линий (Qзар)Qку/Qзар, о. е

Алтайская
1,20

Кузбасская
0,35

Новосибирская
0,66

Омская
1,26

Томская
3,95

Западная Сибирь
0,78

Иркутская
0,44

Красноярская
0,48

Хакасская
0,45

Восточная Сибирь
0,46

ОЭС Сибири
0,67

Не лучше ситуация и в других ОЭС. Степень использования установленных в магистральных электрических сетях 220-500 кВ компенсирующих устройств находится в пределах 40-50%.

Отмеченное выше, безусловно, сказывается на уровнях напряжения в электрических сетях. На ряде линий в режимах минимальных нагрузок имеет место избыток реактивной мощности и повышенное напряжение, на ряде перегруженных линий в часы максимума нагрузки наблюдаются пониженное напряжение. И в том и в другом случае это создает трудности при выводе оборудования в ремонт и при ликвидации аварий, а также приводит к дополнительным потерям мощности и электроэнергии в сети.

Недопустимые отклонения напряжения в контрольных точках сети вызваны не только недостаточными степенями компенсации реактивной мощности и использования средств компенсации, но и низкой оснащенностью автотрансформаторов 220-750 кВ средствами автоматического регулирования на трансформаторах (АРНТ) и степенью использования РПН и АРНТ, что видно из табл.

Табл. Оснащенность автотрансформаторов 220-750 кВ устройствами РПН и АРНТ и степень их использования, по состоянию на 2011 г.

Характеристики оснащенности и степени использования
Численное значение для номинального напряжения автотрансформаторов, кВ

220-330
500-750

Общее количество автотрансформаторов (АТ), шт. 1639
306

Число АТ, оборудованных РПН
шт. 1536
277

% от общего кол-ва АТ
94
90

Число РПН, использование которых запрещено руководством
шт. 116
48

% от общего кол-ва АТ
7
16

Общее число не используемых РПН
шт. 640
219

% от общего кол-ва АТ, оборудованных РПН
41
79

Общее число АТ, оборудованных АРНТ
шт. 802
169

% от общего кол-ва АТ
49
55

Общее количество АТ, оборудованных АРНТ и работающих
шт. 81
3

% от общего кол-ва АТ
4,9
1

Из этой таблицы, в частности, следует, что число неиспользуемых РПН от общего количества АТ, оборудованных РПН, составляет в сетях 220-330 кВ – 41%, в сетях 500-750 кВ – 79%. С использованием средств автоматического регулирования напряжения ситуация еще хуже. Только около 50% АТ оборудовано этими средствами, а используется для регулирования напряжения в сетях 220-330 кВ – 4,9%, а в сетях 500-750 кВ – 1% от общего количества АТ.

Действующая нормативно-правовая основа компенсации реактивной мощности

На сегодняшний день создана нормативная база для определения мест и установленной мощности компенсирующих устройств при разработке схем развития электрических сетей, проектов их реконструкции и присоединения новых потребителей электроэнергии, а также для стимулирования к установке средств компенсации в системообразующих и распределительных электрических сетях и в сетях потребителей. При этом необходимо отметить, что эта база распространяется в основном на взаимодействие потребителей и сетевых компаний и в существенно меньшей степени относится к генерации.

Требования к выбору компенсирующих устройств, режимов их работы, стимулированию к их установке и эффективному использованию изложено в целом ряде нормативных документов. К основным из них относятся:

• Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей РФ, утвержденные приказом Минпромэнерго России от 19.06.2003 № 229.
• Методические указания по проектированию развития энергосистем, утвержденные приказом Минпромэнерго России от 30.06.2003 № 281.
• Инструкция по проектированию городских электрических сетей. РД 34.20.185-94 (СО 153-34.20.185-94, приказ ОАО РАО «ЕЭС России» от 14.08.2003 № 422).
• Руководящие материалы по проектированию электроснабжения сельского хозяйства. Указания по выбору средств регулирования напряжения и компенсации реактивной мощности при проектировании сельскохозяйственных объектов и электрических сетей сельскохозяйственного назначения (СО 153-34.20.112 (РД 34.20.12) приказ ОАО РАО «ЕЭС России» от 14.08.2003, № 422.
• Методика расчета технико-экономической эффективности применения устройств FACTS в ЕНЭС России (СТО 56947007-29.240.019-2009).
• Методические указания по проведению расчетов для выбора типа, параметров и мест установки устройств компенсации реактивной мощности в ЕНЭС (СТО 56947 007-29.180.02.140-2012, введен в действие 20.12.2012, согласован с ОАО «СО ЕЭС»)

• увеличение пропускной способности существующих электрических сетей и связанную с этим экономию за счет вытеснения в приемной части энергосистемы замыкающих генерирующих мощностей с высокими удельными показателями;
• снижение потерь мощности и электроэнергии в электрическом оборудовании и уменьшение расхода электроэнергии на собственные нужды ПС;
• снижение недоотпуска электроэнергии потребителям;
• повышение качества электроэнергии и связанную с этим экономию за счет уменьшения платежей по штрафным санкциям;

Как количественно оценить перечисленные факторы эффективности СКРМ в Методических указаниях не сказано.

Большинство перечисленных документов требует актуализации и взаимной увязки.

• уровней напряжения, допустимых для оборудования электрических станций и сетей;
• устойчивости генерирующего оборудования, энергосистем и нагрузки потребителей электрической энергии;

При этом ничего не сказано об управлении перетоками реактивной мощности и необходимости оптимизации потерь в сетях.

Различия в подходах к управлению потоками реактивной мощности

• в распределительных
• и системообразующих
• электрических сетях

Следует различать подходы к управлению потоками реактивной мощности и управлению напряжения в разомкнутых распределительных электрических сетях 0,4-35 кВ и в замкнутых сетях напряжения 110-750 кВ. В первом случае ставится задача оптимизации загрузки электрических сетей реактивной мощностью с целью минимизации потерь активной мощности и электроэнергии и обеспечения нормированных уровней напряжения в точках поставки электроэнергии. Здесь, чем ближе к точкам потребления электроэнергии будут устанавливаться компенсирующие устройства, тем, как правило, выше их экономическая эффективность.

В замкнутых электрических сетях напряжением 110, и особенно, 220 кВ и выше, средства компенсации реактивной мощности используются в основном для обеспечения системной надежности, устойчивости, гибкости управления единой энергетической системой, пропускной способности магистральных линий электропередачи, поддержания заданных диспетчером уровней напряжения в контрольных точках, а также для соответствующей оптимизации потерь мощности и электроэнергии системообразующей электрической сети при условии выполнения всех технологических и диспетчерских требований и режимных ограничений.

Очевидно, что задачи компенсации реактивной мощности в распределительных и системообразующих электрических сетях в значительной степени связаны между собой. Чем меньше уровень компенсации в распределительных электрических сетях, тем больше реактивной мощности необходимо доставлять из сетей более высокого напряжения потребителям. Тем выше потери мощности в сетях, ниже уровни напряжения, пропускная способность линий и трансформаторов, жестче ограничения по подключению к сетям новых потребителей и т. С другой стороны, чем хуже оптимизированы режимы в питающей сети 220-750 кВ, тем больше проблем возникает с обеспечением необходимого качества электроэнергии в присоединенных распределительных сетях в точках поставки электроэнергии.

Участниками процесса оказания услуг по компенсации реактивной мощности в распределительных сетях являются, как правило, три субъекта: электросетевая компания, энергосбытовая компания – гарантирующий поставщик и потребитель электроэнергии. Взаимоотношения между этими субъектами по оказанию услуг по компенсации реактивной мощности регламентированы перечисленными выше нормативными документами.

Основные причины недостаточной эффективности оптимизации режимов по реактивной мощности и уровням напряжения в действующих электрических сетях

При существующей конструкции рынка электроэнергии доход генерирующих компаний определяется лишь производимой ими электрической энергией и поставляемой активной мощностью, несмотря на то, что в балансах российских электроэнергетических систем по реактивной мощности 60-70% составляет реактивная мощность генераторов электростанций, что обусловливает их доминирующую роль в регулировании напряжения в ЕЭС России.

Регулирование же реактивной мощности считается побочной технологической обязанностью для электростанции, не приносящей ей доход. Единственное исключение сделано для электростанций, не производящих активную электроэнергию, т. для электростанций, генераторы которых работают только в качестве синхронных компенсаторов, что явно недостаточно, т. доля этих электростанций в общем количестве электростанций незначительна.

Сложившаяся ситуация приводит к тому, что генерирующие компании заинтересованы лишь в производстве максимального количества электроэнергии и выдачи активной мощности и по этой причине стремятся сократить фактический диапазон изменения реактивной мощности, доступный для регулирования. Вследствие этого сетевые компании вынуждены нести дополнительные затраты по установке в сетях источников реактивной мощности с целью обеспечения требуемых уровней напряжения, тогда как те же результаты в ряде случаев могли быть достигнуты при существенно меньших затратах или даже без дополнительных затрат, если бы эти функции выполнялись генераторами электростанций.

Отсутствие экономических стимулов по участию генерирующих компаний и потребителей в регулировании реактивной мощности приводит также к тому, что не удается создать полноценную многоуровневую систему регулирования реактивной мощности в электроэнергетических системах, предназначенную, прежде всего, для снижения потерь электроэнергии.

По некоторым оценкам оптимизация размещения, мощности и степени использования компенсирующих устройств и распределенных источников активной мощности в распределительных электрических сетях позволила бы снизить технические потери мощности и электроэнергии в них до 50% от существующего уровня. Для достижения этого результата следует учесть ряд особенностей компенсации реактивной мощности в распределительных сетях. Главная из них – отсутствие достоверной информации о потоках реактивной мощности в этих сетях, особенно в сетях 0,4 кВ, где установка БСК в ряде случаев особенно эффективна и где доля потерь особенно высока. Отсутствует также достоверная и полная информация о графиках нагрузки реактивной мощности, необходимая для выбора законов регулирования напряжения и мощности конденсаторных батарей.

Основной причиной существующих проблем с внедрением и использованием средств компенсации реактивной мощности и регулирования напряжения в электрических сетях является существенное отставание от современного уровня методической и нормативно правовой базы, централизованной системы управления реактивной мощностью и уровнями напряжения в электроэнергетической системе России. В частности, кроме уже перечисленного, отсутствуют:

• отраслевой стандарт ПАО «Россети» по оценке системного экономического эффекта от установки и ввода в работу средств компенсации реактивной мощности в магистральных (220-500 кВ) и распределительных электрических сетях (0,4-110 кВ);
• единая математическая модель ЕЭС-ЕНЭС России для всех участвующих субъектов оптового и розничного рынков электроэнергии (ПАО «СО ЕЭС», ПАО «ФСК ЕЭС», ПАО «Россети», ОАО «Совет рынка»). На такой модели можно было бы проводить на единой информационной базе взаимосогласованные расчеты по оптимизации потоков реактивной мощности и уровней напряжения в электрических сетях, по выбору мощности и мест установки СКРМ на среднесрочную и долгосрочную перспективу;
• многоуровневая автоматизированная система управления потоками реактивной мощности и напряжениями в электрических сетях с комплексным использованием регулировочных возможностей потребителей, распределенной генерации, электрических сетей и станций. Как показывает практика, точечные локальные действия по регулированию реактивной мощности и уровней напряжения не дают, как правило, желаемого результата;
• система отраслевой отчетности и мониторинга объемов внедрения компенсирующих устройств, степени и эффективности их использования у потребителей, в электрических сетях и на электрических станциях;экономический механизм возврата инвесторам полученной экономии от внедрения СКРМ в электрических сетях и у потребителей. Это существенно сдерживает широкое применение энергосервисных контрактов для такого внедрения.

Требуют актуализации и приведения в соответствие с современными требованиями, международными нормами и с учетом передового отечественного и зарубежного опыта:

• стандарты по техническому обслуживанию, диагностике, эксплуатации и порядку использования средств регулирования напряжения в электрических сетях, в том числе РПН и АРНТ на силовых трансформаторах и автотрансформаторах 6-500 кВ, линейных регулировочных трансформаторов в распределительных электрических сетях;
• ГОСТР 54149-2010 «Электрическая энергия. Совместимость технических средств электромагнитная. Нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения» в части установления норм на уровни искажений несинусоидальности и несимметрии токов. Это создает трудности при выборе мест, мощности и режимов работы компенсирующих устройств;
• система подготовки, обучения и повышения квалификации персонала электрических станций, электрических сетей и потребителей электроэнергии в области применения современных средств компенсации реактивной мощности и регулирования напряжения в электрических сетях, современных автоматизированных систем управления этими средствами.

Выводы

С целью координации услуг, совершенствования нормативно правовой базы в соответствии с современными требованиями, передовым отечественным и зарубежным опытом, развития отечественного производства по компенсации реактивной мощности в России, представляется целесообразным:

• Внести в соответствующие разделы Правил оптового и розничного рынков электроэнергии, а также в постановления Правительства РФ дополнительные требования по распространению услуги по реактивной мощности на генерирующие компании и потребителей, по координации и экономическому стимулированию оказания этих услуг;
• ПАО «Россети» по согласованию с ПАО «СО ЕЭС» разработать и внедрить отраслевой стандарт по оценке системного экономического эффекта от установки и ввода в работу средств компенсации реактивной мощности в магистральных и распределительных электрических сетях;
• ПАО «СО ЕЭС», ПАО «Россети» и ОАО «Совет рынка» разработать, согласовать и внедрить единую математическую модель ЕЭС – ЕНЭС России для расчетов и оптимизации текущих и перспективных режимов работы, выбора мест и мощности средств компенсации реактивной мощности;
• ПАО «СО ЕЭС» совместно с ПАО «Россети» ускорить разработку программы, обеспечить финансирование и поэтапное внедрение многоуровневой автоматизированной системы управления потоками реактивной мощности и уровнями напряжения в электрических сетях;
• Минэнерго России в составе Государственной информационной системы предусмотреть систему государственной отчетности и мониторинга объемов внедрения компенсирующих устройств, степени и эффективности их использования в электрических сетях и у потребителей;
• ПАО «СО ЕЭС» в раздел 2 проекта «Правил технологического функционирования электроэнергетических систем» внести дополнение «-оптимизации потерь мощности и электроэнергии в электрических сетях»;
• ПАО «Россети» провести инвентаризацию и анализ точности средств измерения реактивной мощности на границах балансовой принадлежности, подготовить и внедрить поэтапную программу приведения системы измерения реактивной мощности в соответствие с современными требованиями. Особое внимание при этом обратить на необходимость учета несинусоидальных и несимметричных режимов при измерении реактивной мощности;
• Минэнерго России совместно с Минэкономразвития РФ ускорить разработку и внедрение экономического механизма возврата инвесторам полученной экономии от внедрения энергосберегающих энергосервисных контрактов, в том числе контрактов по внедрению компенсирующих и регулирующих устройств в электрических сетях и у потребителей;
• Предприятиям отечественной электротехнической промышленности – изготовителям компенсирующих устройств организовать производство современных регулируемых СКРМ (статических и электромашинных), элементной базы силовой электроники, не уступающих лучшим мировым образцам и соответствующих международным стандартам;
• ПАО «Россети» и ПАО «ФСК ЕЭС» в программах инновационного развития предусматривать широкое применение современных отечественных регулируемых СКРМ. При разработке интеллектуальных электрических сетей, алгоритмов и программ управления ими предусматривать совместное управление и комплексное использование регулирующего эффекта средств компенсации реактивной мощности и возобновляемых источников энергии (распределенной генерации) для целей оптимизации потоков активной и реактивной мощности в электрических сетях.
• Разработать и внедрить шкалу коэффициентов к тарифам на электроэнергию за компенсацию реактивной мощности и качество электроэнергии;
• Разработать и утвердить допустимые требования к электроприемникам, содержащим нелинейную нагрузку по допустимым искажающим токам.

• Воротницкий В.Э., Рабинович М.А., Каковский С.К. Оптимизация режимов электрических сетей 220-750 кВ по реактивной мощности и уровням напряжения.// Энергия единой сети, 2013, №3(8), стр. 50-59.
• Горожанкин П.А., Майоров А.В., Макаровский С.Н., Рубцов А.А. Управление напряжением и реактивной мощностью в электроэнергетических системах. Европейский опыт.// Электрические станции, 2008. №6, стр.40-47.
• Энергосбережение и повышение энергетической эффективности в Единой национальной электрической сети/ Бударгин О.М., Бердников Р.Н., Шимко М.Б., Перстнев П.А., Воротницкий В.Э., Красноярск, ИПК «Платина», 2015. 168с.
• Овсейчук В., Трофимов Г., Кац А и др. Компенсация реактивной мощности. К вопросу о технико-экономической целесообразности// Новости электротехники, 2008, №4(52).
• Воронин В., Гаджиев М., Шамонов Р. Направления развития системы регулирования напряжением и реактивной мощности в ЕНЭС// Электроэнергия. Передача и распределение, 2012, №2(11), март-апрель.
• Воротницкий В.Э., Шакарян Ю.Г., Сокур П.В. О развитии и координации услуг по компенсации реактивной мощности.// Энергоэксперт, 2013, №5(40), с.32-37.
• Аксенов В.В., Быстров Д.В., Воротницкий В.Э., Трофимов Г.Г. Компенсация реактивной мощности с фильтрацией токов высших гармоник – реальный путь повышения энергоэффективности передачи и распределения электроэнергии.// Электрические станции, 2012, №3, стр. 53-60.