Техника передачи электроэнергии: проблемы развития (Аналитический обзор)
 
Кабельно-проводниковая продукция и аксессуары

Техника передачи электроэнергии: проблемы развития (Аналитический обзор)

Вводный комментарий

Желание заглянуть в будущее, каким бы отдаленным оно не представлялось, всегда отличало передовые умы человечества. К числу таких людей в простейшем случае относятся обычные «фантазеры», строящие свои заключения порой на абсолютно беспочвенных основаниях. Более серьезны предвидения «научных фантастов» — писателей, достаточно эрудированных как в технических, так и гуманитарных областях. Наконец, «футурологи» — специалисты по прогнозированию динамики развития той или иной сферы человеческой деятельности на основании исследования трендов соответствующих эволюционных процессов. От правильности сделанных ими прогнозов потребностей общества в тех или иных инновациях во многом зависит выработка  стратегии развития соответствующей области науки и техники.

В настоящей статье будет идти речь о стратегии развития Единой национальной электрической сети (ЕНЭС) в той ее части, которая связана с вопросами передачи электрической энергии (ЭЭ). В разработанных Федеральной сетевой компанией Единой энергетической системы России (ФСК ЕЭС) «Основных положениях» этой стратегии [1] справедливо отмечается, что сегодня существует ряд проблем, как доставшихся в наследство от предшествующего периода, так и возникших в связи с решением задач реформирования электроэнергетики и изменением экономических условий в России. Естественно, все эти проблемы требуют адекватного решения.
Любая из этих проблем, используя терминологию теории «исследования операций» [2], представляет собой проблему выбора. Имеется в виду обоснованный с позиций совокупности показателей эффективности выбор лучшего из числа альтернативных вариантов решения той или иной поставленной задачи, принадлежащей к определенному направлению развития. При этом, очевидно, в составе этих задач существует иерархия, построенная по степени их общности и приоритетности. Макроуровень в этой иерархии соответствует стратегическим задачам развития ЕНЭС как технологического звена ЕЭС России, а нижний уровень отвечает, например, сооружению конкретной линии электропередачи в той или иной энергосистеме или же линии межсистемной связи.
На любом из этих уровней в той или иной (большей или меньшей) степени лицу, принимающему решение (ЛПР), или соответствующему руководящему органу неизбежно приходится учитывать три аспекта проблемы выбора — концептуальный, технологический и методологический, которые и рассматриваются ниже в разрезе тех предложений, которые фигурируют в «Стратегии развития ЕНЭС» применительно к сфере передачи электроэнергии. Несмотря на безусловную ценность попытки сформулировать стратегические цели и конкретные задачи перспективного развития ЕНЭС, представляется, что ряд положений рассматриваемой стратегии нуждается в критическом анализе и, возможно, в некоторых дополнениях или уточнениях. Данная статья имеет целью обратить внимание читателей на ряд моментов, которые, по мнению автора, нуждаются, по крайней мере, в дальнейшем обсуждении и, может быть, даже и в переосмыслении.

Концептуальный аспект

Оговоримся сразу, что далее не рассматриваются проблемы правового и организационного характера, связанные с реформированием электроэнергетики. Речь пойдет лишь о технических и технико-экономических вопросах, касающихся перспективного развития ЕНЭС.
Когда рассматривается такая гигантская по масштабам иерархическая (многоуровневая) структура, как ЕНЭС, у любого, критически мыслящего специалиста возникает вопрос: оптимальна ли эта иерархическая лестница, состоящая из множества ступеней трансформации напряжения? Как отмечается в [3], последствия принятого в начале второй половины прошлого века решения о введении в бывшем СССР второй, «параллельной» системы напряжений (110–330–750 кВ) наряду с основной (110–220– 500–1150 кВ), оказались скорее негативными, нежели позитивными. По состоянию на начало 2007 г. сети этой системы напряжений обеспечивали передачу и распределение 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 сетевые подстанции) должны отработать свой срок. А что же дальше? К сожалению, этот вопрос не затрагивается в [1].
Необходимость обеспечения покрытия электропотребления, которое по благоприятному («максимальному») сценарию развития экономики возрастет к 2020 году примерно 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. Возможно, это будут ГЭС, АЭС или КЭС мощностью 8—10 млн кВт.
Где они будут сооружаться, в каких направлениях и какими средствами должна быть организована выдача их мощности? Ответы на эти вопросы частично даны в «Генеральной схеме размещения объектов электроэнергетики до 2020 года» [6] (далее «Генеральная схема»). Так, например, в [4, 6] говорится о строительстве Эвенкийской ГЭС на севере Красноярского края мощностью 6 — 8 ГВт для электроснабжения остродефицитной Тюменской энергосистемы. Упоминается и о сооружении новых АЭС (Нижегородской, Южноуральской, Северской).
К числу концептуальных следует отнести вопрос и о выборе рода тока (трехфазный переменный или постоянный) для передачи больших мощностей по линиям сверхвысокого напряжения, имея в виду усугубление проблем обеспечения устойчивости параллельной работы звеньев ЕЭС России и надежности электроснабжения крупных агломераций потребителей, среди которых на первом месте стоит такой мегаполис, как Москва [7]. Аварийная ситуация, возникшая здесь в мае 2005 года, является тревожным симптомом и требует разработки серии проектных решений по повышению уровня надежности электроснабжения.
Представляется, что в «Генеральной схеме» принята однозначная ориентация на расширенное сооружение мощных (2–3 ГВт на цепь) электропередач постоянного тока (ППТ), поскольку в [4] рекомендуется сооружение трех таких передач напряжением ±500 кВ из Сибири в западном направлении, а также ППТ ±750 кВ Урал — Средняя Волга — Центр пропускной способностью 3000 МВт и протяженностью 1850 км. На аналогичные параметры предполагается соорудить и две ППТ для экспорта ЭЭ из Объединенной энергосистемы (ОЭС) Сибири в КНР. Вместе с тем, по справедливому мнению авторитетных специалистов Научно-исследовательского института постоянного тока (НИИПТ) «передачи постоянного тока, заложенные в “Генеральной схеме”, нуждаются в технико-экономическом обосновании». Дело в том, что сегодня в связи с нестабильностью экономической ситуации отсутствует представление о современных границах областей целесообразного применения электропередач переменного и постоянного тока, построенных в координатах передаваемой активной мощности и протяженности линии.
Выше шла речь о достаточно длинных ППТ, сооружаемых с использованием  воздушных линий (ВЛ). Вместе с тем, в мировой практике немало примеров сооружения кабельных линий (КЛ) постоянного тока прежде всего для пересечения протяженных водных преград, где сооружение подводных линий переменного тока ограничено по длине из-за их большой зарядной мощности. Применительно к России, где нет опыта сооружения подводных КЛ, рассматривалась идея усиления электроснабжения Сочинского энергоузла путем строительства подводной КЛ постоянного тока «Джубга — Псоу» [8, 9] длиной около 200 км.
Ввод в эксплуатацию новых генерирующих мощностей неизбежно повлечет за собой и изменение перетоков по уже существующим межсистемным связям. Каков прогноз динамики роста необходимой пропускной способности сечений системообразующей сети прежде всего между ОЭС? В [1] перечислены межсистемные связи, требующие усиления в ближайшей перспективе (до 2013 г.), однако, представляется, что оно будет осуществляться прежде всего путем наращивания числа параллельных цепей наиболее высокого в связываемых ОЭС напряжения и прежде всего 500 кВ [3].
Вместе с тем, хорошо известно, что простое увеличение числа однотипных элементов (объектов) представляет собой «экстенсивный» путь развития, который не является экономически эффективным, так как удельные затраты на сооружение и эксплуатацию таких объектов не снижаются, остаются прежними. «Интенсивный» же путь развития, напротив, предполагает сооружение таких новых объектов, которые обладают более высокими качественными характеристиками. Какими же должны быть эти вновь сооружаемые линии электропередачи (ЛЭП)? К этому вопросу мы вернемся при рассмотрении технологического и методологического 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 линий 35–220 кВ [5]. И хотя к компетенции ФСК ЕЭС и, следовательно, к ЕНЭС из них отнесены только ВЛ 220 кВ, протяженность которых составляет 15% от суммарной, представляется, что обойти молчанием электрические сети, выполняющие распределительные функции, нельзя. И здесь опять возникает вопрос о соотношении масштабов развития сетей 110 и 220 кВ, поскольку напряжение 35 кВ уже более 20 лет назад было признано малоперспективным даже для сельских электрических сетей [10].
В работе, выполненной в Энергетическом институте им. Г.М. Кржижановского, утверждается, что в перспективе следует ориентироваться на преимущественное развитие сетей 220 кВ, причем авторы [11] аргументируют это положение целесообразностью уменьшения числа трансформаций напряжения, с чем априори нельзя не согласиться. Однако неясно, вытекает ли этот вывод из соображений улучшения балансов реактивной мощности и снижения потерь электроэнергии или же он имеет и экономическое обоснование.
Как показали исследования, проведенные на кафедре «Электроэнергетические системы» МЭИ, положение границы, разделяющей области экономически целесообразного применения ВЛ 110 и 220 кВ, в новых экономических условиях достаточно сильно изменилось по сравнению с тем, которое было определено более 30 лет назад и фигурирует в [10]. Будучи построена в соответствии с условием равенства  дисконтированных затрат на сооружение и эксплуатацию таких ВЛ (с учетом концевых подстанций) при современных и ожидаемых в будущем значениях экономических показателей и, в том числе, стоимости потерь электроэнергии, эта граница значительно сокращает область целесообразного применения ВЛ 110 кВ [12].
С этим положением нельзя не считаться при проектировании схем развития новых сетей распределительного назначения и при решении вопросов реконструкции и технического перевооружения уже существующих [13]. Можно предположить, что аналогичная картина будет наблюдаться и при сопоставлении вариантов КЛ 10 и 20 кВ в системах электроснабжения городов и промышленных зон. Короче говоря, представляется, что в перспективе устоявшиеся в течение предшествующих десятилетий каноны в проектировании электрических сетей должны претерпеть существенные изменения.

Технологический аспект

Принятые на макроуровне «стратегические» решения по отдельным направлениям развития ЕНЭС, в том числе и в области передачи ЭЭ, требуют дальнейшей проработки с доведением до конкретных оптимальных технических решений и их внедрения в практику электросетевого строительства. На рис. 1 сделана попытка представить в виде некоторой структурной схемы совокупность участников этого процесса, начиная с генерации идей и кончая их реализацией на объектах ЕНЭС.

Следуя известному принципу, что «новое — это хорошо забытое старое», поиск технических решений, адекватных поставленной задаче, следует начинать с тщательного анализа патентной информации, которая, как правило, весьма многообразна. Для выбора из числа разработанных решений тех, которые в наибольшей степени соответствуют решаемой задаче, должна быть сформирована совокупность показателей эффективности и критерии их оценки, о чем будет идти речь далее при рассмотрении методологического аспекта. Здесь же следует подчеркнуть, что огромный опыт, уже накопленный в отечественных и зарубежных научных подразделениях технических университетов, в отраслевых
НИИ и проектных организациях, сам по себе еще не является гарантией успеха в выборе оптимальных решений на сравнительно отдаленную перспективу, имея в виду определенную «зашоренность» их специалистов, их приверженность к устоявшимся канонам и принципам, их внутреннее «сопротивление», а подчас и неприятие новых реалий и инноваций.
Как следует из рис.1, все технические решения разделены нами на две категории, к первой из которых отнесены решения, условно названные «традиционными» (или «старыми»), а ко второй — «нетрадиционные» («новые»). Обратим внимание на условность термина «традиционные», поскольку, как будет ясно из дальнейшего, в одних странах некоторые технические решения действительно применяются уже много лет и для них являются «старыми», тогда как для других они представляются относительно новыми.
Говоря о первой категории, нельзя не поддержать высказанную в [1] мысль об ориентации на передовые технологии и лучшие образцы техники, уже апробированные в мировом масштабе. Однако, будучи продекларированной, эта мысль, на наш взгляд, недостаточно конкретизирована авторами СР ЕНЭС в части передачи ЭЭ.
Скажем, во многих зарубежных странах в линейном строительстве уже давно не применяются сталеалюминиевые провода. Их заменили  провода из алюминиевых сплавов, по механической прочности не уступающие сталеалюминиевым. Или взять линейную изоляцию, где более дешевые и легкие полимерные стержневые изоляторы успешно конкурируют с подвесными гирляндами из стеклянных и фарфоровых изоляторов. Не лишне вспомнить и о том, что в таких странах, как США и Канада кабели с изоляцией из сшитого полиэтилена занимают 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 показателей. Применение самонесущих изолированных проводов (СИП) на ВЛ 0,4 и 10 кВ у нас началось относительно недавно [14], хотя в скандинавских странах опыт их использования насчитывает уже полстолетия.
Представляется закономерным, что широко обсуждавшаяся с начала 80-х годов прошлого века, но так и не реализованная идея внедрения так называемой «сокращенной номенклатуры» сечений проводов ВЛ 110 кВ и более сегодня обретает второе дыхание [15]. Не обсуждая здесь преимуществ унификации сечений, которая, кстати, широко используется за рубежом, отметим только, что, по нашему мнению, в СР ЕНЭС следовало бы коснуться этого вопроса.
Необходимость решения задач реконструкции участков электрических сетей с целью повышения их пропускной способности привела к разработке ряда новых конструкций проводов для ВЛ, отличающихся более высокой по сравнению с обычными сталеалюминиевыми проводами допустимой температурой нагрева [16], а следовательно, и большей допустимой передаваемой мощностью.
Одной из таких конструкций является провод марки GTACSR («Gapped» TAL alloy Aluminium Conductor Steel Reinforced) [17]. В таком проводе имеется зазор («gap») между стальным сердечником и внешними проводящими повивами из алюминиевого сплава. Этот зазор заполнен тугоплавкой смазкой. Такая конструкция обеспечивает скольжение алюминиевых слоев относительно стального сердечника, что позволяет осуществлять фиксацию последнего в специальных зажимах и исключить при этом натяжение алюминиевого слоя.
Это, в свою очередь, гарантирует малое увеличение стрелы провеса провода с ростом температуры, которая может быть доведена до 150°С вместо 70°С для проводов марки АС. При этом допустимая по условиям нагрева мощность может быть увеличена примерно в 2 раза без замены опор, которая обычно требуется при реконструкции с применением проводов большего сечения или при повышении номинального напряжения ВЛ. Пилотные проекты ВЛ с такими проводами реализованы в Испании и Италии. Этот опыт, вероятно, был бы полезным и в российских условиях, хотя, как отмечается в [17], технико-экономического сопоставления этого решения с упомянутыми выше традиционными решениями в России пока не проводилось.
Аналогичными свойствами обладает и алюминиевый композитный усиленный провод (ACCR) [18], имеющий не стальной, а «композитный» сердечник, каждая проволока которого изготовлена из алюминия высокой чистоты, в который внедрены более 25 000 микрометровых непрерывных волокон оксида алюминия (Al2O3). Они придают материалу высокую прочность, сравнимую с прочностью стали, хотя масса такого сердечника в 2 раза меньше стального. Проволоки внешних повивов состоят из температуроустойчивого сплава «алюминий — цирконий» (Al–Zr), который в отличие от чистого алюминия сохраняет прочность вплоть до 210°С. К сожалению, в [18] отсутствует информация о стоимостных характеристиках такого провода по сравнению с традиционной конструкцией, хотя и утверждается, что с его помощью можно успешно решать задачу увеличения пропускной способности ВЛ при их реконструкции.
Если говорить о материале опор ВЛ, то в регионах, богатых длинномерным лесом (сосна, лиственница), сам Бог велел ориентироваться на применение более дешевых по сравнению с железобетонными и тем более со стальными деревянных 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 клееной древесины. Что касается срока службы таких опор, то их пропитка современными водорастворимыми антисептиками позволяет увеличить его с 30 до 40 лет. Кстати, шаг в этом направлении уже сделан в Московской объединенной электросетевой компании (МОЭСК), где применение деревянных опор на ВЛ 0,4 и 10 кВ считают разумной альтернативой сооружению таких ВЛ на железобетонных опорах [19].
Не определена сегодня и область применения многогранных металлических опор (ММО) по отношению к железобетонным (ЖБО) и металлическим решетчатым (МРО) конструкциям. В мировой практике опыт применения ММО насчитывает около 40 лет. Их интегральные преимущества по 10 показателям выявлены при использовании метода экспертных оценок [20], а в [21] на конкретном примере сооружения ВЛ 220 кВ с использованием упомянутых выше трех видов опор показана экономическая эффективность ВЛ на ММО как по критерию минимума инвестиций (капиталовложений), так и по критерию минимума дисконтированных затрат.
Размышляя об оптимальном количестве трехфазных цепей на опоре применительно к ВЛ, проходящим через густонаселенные районы, где стоимость отчуждаемой под трассу линии территории достаточно высока, стоит проанализировать опыт зарубежных стран и, прежде всего, западноевропейских. Если ориентироваться только на обычные для нас конструкции опор с подвеской не более двух трехфазных цепей (Nц≤2) одного номинального напряжения, то при необходимости передачи по данной трассе увеличенной мощности не остается ничего иного кроме сооружения параллельно идущей по этой трассе дополнительной линии того же или более высокого номинального напряжения. При этом полоса отчуждения увеличивается в 2 и более раза. Отечественные двухцепные опоры, как известно, используются для сооружения ВЛ с номинальным напряжением не более 330 кВ, хотя в Японии, например, практически все опоры ВЛ 500 кВ имеют двухцепное исполнение, а в Южной Корее введена в эксплуатацию первая в мире двухцепная ВЛ 765 кВ [5].
Вместе с тем, уже с 70-х годов прошлого века в Западной Европе с целью экономии отчуждаемой территории нашли применение так называемые «комбинированные Вл», когда на одной опоре расположены цепи с различными номинальными напряжениями. Характерным примером такой ВЛ является шестицепная германская линия, где на двух верхних траверсах опоры расположены две цепи 380 кВ, а на двух нижних — по две цепи 220 и 110 кВ соответственно. Эта достаточно громоздкая по нашим меркам опора (рис. 2) с высотой 63,4 м имеет горизонтальный габарит 33,8 м [22]. При этом полоса отчуждения с учетом охранной зоны оказывается на порядок меньше по сравнению с размещением цепей каждого номинального напряжения на отдельных двухцепных опорах. Совсем недавно такого типа линии стали сооружаться и в России, но отечественная практика пока ограничивается применением комбинированных четырехцепных ВЛ 220 — 110 кВ на ММО (по 2 цепи каждого напряжения) [23].

Еще один момент связан с оптимальным количеством проводов в расщепленной фазе, которое при прочих равных условиях определяет погонные значения реактивных параметров ВЛ, а следовательно, и ее натуральную мощность. За рубежом, например, немало линий 220 кВ сооружены с расщеплением фазы на два провода, тогда как в России таких линий нет. А европейские ВЛ 380 — 400 кВ, как правило, имеют фазы, расщепленные на 4 провода, тогда как у нас на ВЛ 330 кВ два провода в фазе, а на ВЛ 500 кВ — три. Эти принятые относительно давно и ставшие «традиционными» решения в современных условиях нуждаются в переосмыслении и, возможно, в корректировке.
Говоря об оптимальном количестве проводов (Nпр) в расщепленной фазе ВЛ ультравысокого напряжения (свыше 1000 кВ), нельзя не вспомнить и об идее «глубокого расщепления» [24], когда при Nпр = 12 — 20 и при расположении проводов по окружности геометрическая форма фазы приближается к цилиндрической. Вполне возможно, что в новых экономических условиях это решение окажется конкурентоспособным по отношению к другим конструктивным мероприятиям, преследующим аналогичные цели.
Все эти примеры свидетельствуют о том, что и в сфере применения «традиционных» технологий передачи ЭЭ по ВЛ и КЛ проблема выбора оптимального решения не снята с повестки дня. Тем более это относится к нетрадиционным решениям.

Наиболее общая классификация относительно новых, «нетрадиционных» направлений в сфере передачи ЭЭ с использованием  переменного тока представлена на рис. 3. Среди линий «открытого типа», токоведущие элементы которых расположены на открытом воздухе, следует выделить две относительно крупных категории. К первой относятся ВЛ, изменение реактивных параметров которых достигается прежде всего за счет изменения геометрического расположения фаз в целом и их составляющих. В этом случае можно говорить о статической оптимизации режимных свойств линии. Ее результатом является повышение натуральной мощности и снижение напряженности электрического поля под линией, то есть уменьшение отрицательного экологического воздействия. Не останавливаясь здесь на разнообразных запатентованных вариантах ВЛ данной категории, отметим только, что они подробно рассмотрены в [25, 26].
Характерным представителем этой категории выступают ВЛ со сближенными расщепленными фазами, иначе называемые «компактными» [27]. Они сооружаются на опорах охватывающего типа, где фазы не разделены стойками конструкции. Характерной особенностью другой крупной категории является изменение режимных свойств линии за счет управления балансом реактивной мощности в ней (то есть соотношением ее потерь и генерации) посредством регулируемых устройств продольной и поперечной компенсации или фазосдвигающих устройств. В последнем случае используется термин «управляемые самокомпенсирующиеся воздушные линии» (УСВЛ) [28].
К числу устройств компенсации относятся автоматически управляемые шунтирующие реакторы (УШР), потребление реактивной мощности которыми регулируется в зависимости от уровня напряжения в точке их подключения. Здесь конкурентоспособными вариантами выступают управляющие шунтирующие реакторы трансформаторного типа (УШРТ) [29] и реакторы, управляемые подмагничиванием (УШРП) [30]. Очевидно, и здесь в перспективе предстоит решать задачу выбора, поскольку однозначные рекомендации относительно областей их рационального применения в СР ЕНЭС отсутствуют.
В отличие от УШР, которые способны лишь поглощать избытки реактивной мощности, статические  тиристорные компенсаторы (СТК) могут работать как в режиме потребления, так и в режиме генерации реактивной мощности. Развитие преобразовательной техники привело к созданию нового поколения СТК типа СТАТКОН (STATCON) [31] и к появлению в зарубежной литературе аббревиатуры FACTS (Flexible Alternating Current Transmission Systems), в переводе означающей «гибкие электропередачи переменного тока».
Применение всех этих устройств позволяет характеризовать эту категорию ВЛ, как имеющую способность к динамической оптимизации режимных свойств линии. В СР ЕНЭС сделана безоговорочная ориентация на преимущественное внедрение в ЕЭС России линий именно этой категории (типа FACTS). Однако, создание таких систем связано со значительным удорожанием по сравнению с ВЛ первой категории, осуществляющими статическую оптимизацию свойств линии. Представляется, что эти две категории следует рассматривать по крайней мере как конкурирующие. И перед нами опять встает проблема выбора.
Что касается кабельных линий, новые типы которых детально рассмотрены в [32], то для трех основных конкурирующих категорий, представленных на рис. 3, сегодня еще не определены области экономически целесообразного применения в координатах передаваемой мощности и длины линии. В [1], к сожалению, упоминается лишь одна из этих категорий, а именно линии, базирующиеся на использовании явления «высокотемпературной» (ВТСП) и «низкотемпературной» (НТСП) сверхпроводимости. Вместе с тем, в зарубежных системах электроснабжения работают относительно короткие высоковольтные кабельные линии именно двух других категорий, то есть Кл с косвенным и непосредственным внешним (поверхностным) водяным принудительным («форсированным») охлаждением, а также газоизолированные линии, где в качестве изолирующей среды используется преимущественно чистый элегаз под давлением, либо его смесь с азотом.
В России пока нет таких линий, находящихся в промышленной эксплуатации, равно как и сверхпроводящих. И это объясняется тем, что потребности в увеличении пропускной способности единичной кабельной линии, предназначенной, как правило, для глубоких вводов ЭЭ на территории крупных городов и промышленных зон, пока не достигли у нас того уровня, при котором традиционные решения были бы уже экономически неоправданны. Тем не менее, в отдаленной перспективе этот уровень может быть достигнут и тогда-то и возникнет вновь проблема выбора. А сегодня категорическая ориентация на единственное направление  — использование явления сверхпроводимости — представляется по меньшей мере преждевременной.
Чтобы аргументировать этот тезис, придется обратиться к относительно недавней истории. Вспомним, что еще в конце 70-х годов во всем мире были прекращены исследования кабельных линий с низкотемпературными сверхпроводниками, поскольку выяснилось, что они смогут конкурировать с другими решениями лишь при очень больших передаваемых мощностях — 3 ГВт и более.
Тем не менее, надежда на возрождение сверхпроводящих кабелей (СПК) и на улучшение их технико-экономических показателей появилась после открытия в 1986 году ВТСП-материалов, критические температуры которых значительно превышают аналогичный показатель для металлов, сплавов и соединений, относящихся к категории «низкотемпературных» сверхпроводников. С точки зрения создания СПК это означает потенциальную возможность отказа от гелиевого контура в системе охлаждения и перехода на уровень температур жидкого азота (77К), что, в свою очередь, приводит к существенному удешевлению этой системы [33].
Однако, использование ВТСП-материалов первого поколения (на основе висмута) для создания СПК ограничивается их относительно небольшой токонесущей способностью при 77К. Вторым отрицательным моментом является относительно высокая стоимость этих материалов. Открытие ВТСП-материалов второго поколения на основе иттрия с более высокой токонесущей способностью и сравнимых по стоимости с медью вызвало новый всплеск работ по применению сверхпроводников для передачи ЭЭ. На сегодня можно говорить по крайней мере о 16 проектных разработках, часть из которых уже реализована в течение последнего десятилетия [34]. Их анализ свидетельствует о том, что пока речь идет о передаче ЭЭ на относительно небольшие расстояния (до 600 м) при номинальных напряжениях не выше 225 кВ и мощности не более 1000 МВА. Это, в свою очередь, означает, что говорить о «революции» в этой сфере пока не приходится и следует рассматривать такие сверхпроводящие кабельные линии не более, чем в качестве конкурентов другим нетрадиционным видам передачи ЭЭ. Таким образом, и здесь задача выбора не снимается с повестки дня.

В заключение отметим, что в 2009 году в России успешно проведены испытания трехфазной ВТСПКЛ 20 кВ длиной 200 метров (рис. 4), рассчитанной на номинальную передаваемую мощность 50 МВА (номинальный ток 1500 А) [35]. Эта линия будет установлена на московской подстанции «Динамо» для опытной эксплуатации в 2011 — 2012 годах.

Методологический аспект


Из рассмотрения технологического аспекта следует, что в общем случае для решения той или иной задачи в области передачи ЭЭ могут быть предложены способы, методы и конструкции, формирующие набор вариантов, подлежащих сопоставлению и выбору из них наилучшего. Как следует из рис. 5, где сделана попытка схематически отобразить алгоритм получения решения задачи, выбор оптимального варианта осуществляется на основе той или иной совокупности показателей эффективности (ПЭ) и соответствующей им технико-экономической модели (ТЭМ) при обязательном соблюдении условий сопоставимости рассматриваемых вариантов и с учетом всех технических ограничений.

Любой из ПЭ в общем случае зависит от ряда влияющих технических и экономических факторов, часть которых является неопределенной. Это обстоятельство приводит к необходимости выявления границ области неопределенности решения по каждому из показателей или их свертке (аддитивной или мультипликативной). Внутри этой области и выявляется оптимальное решение, исходя из представлений ЛПР о наиболее вероятном сочетании неопределенных факторов.
Всей этой процедуре предшествует формулировка (постановка) задачи выбора. На рис. 5 представлены три категории возможной постановки задачи:
• по отношению к оптимизируемой совокупности элементов («упрощенная» или «комплексная»);
• по отношению к учету фактора времени («статическая» или «динамическая»);
• по отношению к числу ПЭ и соответствующих им критериев (одно- или многокритериальная)*.

Шесть указанных здесь постановок группируются по три шестью возможными способами. Выбор одного из способов группировки является весьма серьезной самостоятельной задачей, ибо в конечном счете от него зависит степень сложности математической формулировки задачи, то есть технико-экономической модели, возможность или невозможность ее аналитического решения, выбор адекватного математического аппарата и трудоемкость решения.
Так в наиболее простой постановке задача может быть сформулирована как упрощенная (то есть применительно к единственному элементу без учета смежных), статическая (то есть без учета фактора времени, например, роста нагрузки линии) и однокритериальная (то есть с единственным показателем эффективности, в качестве которого выступают, например, затраты на сооружение и эксплуатацию объекта, а в качестве соответствующего критерия — их минимум). Эта группировка на рис. 5 находится в левой позиции. При такой постановке в ряде случаев удается представить ТЭМ в виде непрерывной дифференцируемой функции и получить аналитическое выражение для определения оптимальных параметров, соответствующих экстремуму целевой функции оптимизации.
Другому крайнему, то есть наиболее сложному варианту формулировки задачи, соответствует группировка, находящаяся на рис. 5 в правой позиции. При этом задача ставится как комплексная (например, одновременный выбор оптимальных сечений проводов или жил кабелей, мощностей трансформаторов и батарей конденсаторов в распределительной сети), динамическая (то есть с учетом роста нагрузок и изменения ценности капитала во времени) и многокритериальная (то есть при рассмотрении нескольких показателей эффективности). Для решения задачи в такой постановке, как правило, приходится использовать методы динамического программирования и многокритериального анализа [36, 37]. Такие задачи почти всегда характеризуются большой размерностью и, соответственно, трудоемкостью вычислительного процесса. Решение осложняется и тем, что оптимизируемые параметры реально являются  дискретными величинами. При этом получение аналитических выражений для их определения не представляется возможным.
Эти, хорошо известные специалистам по решению оптимизационных задач сведения приводятся здесь в связи с тем, что в «Основных положениях СР ЕНЭС» ставится вопрос «правильной оценки эффективности всего комплекса мер, реализуемых в рамках Стратегии» [1]. Для такой оценки предлагается использовать «Обобщенный критерий оценки эффективности функционирования и развития еНЭС» (ОКОР). Авторам [1] «ОКОР представляется (подчеркнуто мной) отношением набора показателей, характеризующих потребительские свойства сети, к показателям, определяющим затраты, необходимые для поддержания или улучшения указанных потребительских свойств».
Постановку вопроса оценки эффективности, равно как и использование для этого некоторой системы (или комплекса) показателей, в число которых входят и затраты, как показатель экономической эффективности, нельзя не признать актуальной и своевременной, особенно учитывая то обстоятельство, что в современных условиях методологическая база оценки эффективности инвестиционных проектов существенно отличается от существовавшей в эпоху плановой экономики [38]. Обратившись вновь к рис. 5, нетрудно установить что в данном случае речь идет о постановке задачи как комплексной, динамической и многокритериальной, то есть о наиболее сложном ее варианте.
Судя по процитированной выше формулировке, обобщенный критерий можно интерпретировать как отношение некоторого интегрального эффекта к дисконтированным затратам на его получение, что формально (по определению) можно трактовать как своего рода индекс доходности [39], который, естественно, должен максимизироваться. Однако, отсутствие в [1] конкретной информации о том, какие именно показатели характеризуют потребительские свойства сети (и причем сети в целом, то есть ЕНЭС), не позволяет дать какую-либо конкретную оценку этому предложению.
Исходя из самых общих соображений, можно предположить, что к потребительским свойствам сети следует отнести степень надежности электроснабжения и качество электроэнергии у потребителей. Однако, объекты ЕНЭС отделены от конкретных потребителей сетями 110 кВ и менее, и именно последние в силу своей громадной по сравнению с ЕНЭС общей протяженностью линий электропередачи вносят основную лепту как в уровень надежности, так и в степень снижения напряжения у потребителей (особенно в сельских сетях). В связи с этим, а не из праздного любопытства, хотелось бы знать, каково конкретное содержание ОКОР и его аналитическое 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. Сформулированные в [1] основные стратегические цели развития ЕНЭС охватывают четыре аспекта — технический,  экономический, экологический  и политический. Очевидно, критерии выбора варианта любого из ее объектов (и ЛЭП в частности) должны отражать по крайней мере первые три аспекта, поскольку последний не поддается аналитическому представлению и касается сети в целом, а не ее отдельных составляющих. Рассмотрим эти три аспекта применительно к единичной ЛЭП с номинальным напряжением 220 кВ и выше, имея в виду, что такие линии преимущественно являются элементами системообразующей сети, то есть связывают участки ЕНЭС, имеющие собственные источники питания.
В отличие от электрических машин и трансформаторов для ВЛ отсутствует такой параметр, как номинальная мощность, который по существу и является показателем технической эффективности объекта. Применительно к рассматриваемой линии показателем технической эффективности очевидно следует считать ее пропускную способность по условиям статической устойчивости (Pпр), которая, как известно, является функцией номинального напряжения (Uном), волнового сопротивления (Zв) и протяженности линии (L) и пропорциональна  натуральной мощности

Поскольку в основе одной из категорий нетрадиционных ЛЭП (см. рис. 3) лежит идея повышения натуральной мощности, а следовательно, и пропускной способности линии, то ее максимизация может трактоваться, как одна из целей оптимизации.
Что касается второго аспекта, то традиционно показателем экономической эффективности выступают затраты на сооружение и эксплуатацию 1 км линии З0. В современных условиях в соответствии с [5] З0 представляет собой дисконтированные затраты за определенный инвестором расчетный период (Тр) при норме дисконта Е и с учетом удельной стоимости потерь ЭЭ (цэ). Минимизация этих затрат представляет собой еще одну цель оптимизации.
Наконец, третий (экологический) аспект применительно к ВЛ выливается в минимизацию ширины  полосы отчуждения под трассу (Втр), имея в виду уменьшение
ущерба землепользованию. Как известно [5], стоимость отчуждаемых земельных участков (постоянного отвода земель) для ЛЭП на сегодняшний день все еще оценивается по стоимости освоения новых земель взамен изымаемых сельскохозяйственных угодий, то есть не отражает реальной ценности земли. В этих условиях в целевую функцию оптимизации целесообразно ввести не стоимостной, а натуральный показатель, которому пропорциональна общая стоимость отчуждаемой территории, то есть ширину трассы с учетом установленной охранной зоны.
Таким образом, задача выбора оптимального варианта вновь сооружаемой ВЛ может быть сформулирована как трехкритериальная [40]. При мультипликативной свертке трех частных критериев в общий (комплексный) получим:

Если Втр выражено в км, то единицей измерения обобщенного показателя (зуд) будет [руб./МВт], то есть зуд есть ни что иное, как удельные затраты на 1 МВт натуральной мощности.
Предлагаемый комплексный критерий не претендует на возможность использования в любых ситуациях. Он удобен при сопоставлении вариантов ВЛ, выполняющих упомянутую выше задачу статической оптимизации режимных параметров, например при сравнении традиционных и компактных линий. Вместе с тем, заложенная в нем идеология может оказаться полезной и при выработке критерия для сравнения линий, обеспечивающих динамическую оптимизацию режимных параметров (например, FACTS) с другими возможными вариантами, решающими задачу повышения пропускной способности прежде всего межсистемных связей в ЕНЭС.

Выводы


1. При принятии стратегических решений по развитию ЕНЭС на значительный перспективный период следует учитывать три аспекта проблемы выбора — концептуальный,  технологический и методологический.
2. В рамках концептуального аспекта необходимо решить вопрос о целесообразности сосуществования в перспективе двух систем номинальных напряжений и уточнить границы областей экономически целесообразного их применения в электрических сетях ЕЭС России. Аналогичные области следует определить и для электропередачи постоянного и переменного тока.
3. В рамках технологического аспекта в качестве конкурирующих следует рассматривать варианты технических решений, обеспечивающих как динамическую, так и статическую оптимизацию режимных параметров электропередачи. Ориентация на преимущественное использование гибкой электропередачи должна иметь тщательное экономическое обоснование.
4. В рамках методологического аспекта следует уточнить содержание «Обобщенного критерия оценки эффективности функционирования и развития ЕНЭС» (ОКОР) и разработать систему частных критериев для выбора вариантов отдельных объектов ЕНЭС.


* Не следует отождествлять, как это иногда делается, понятия «показатель эффективности» и «критерий эффективности». Под последним понимается условие, определяющее значение ПЭ (максимальное, минимальное), к которому он должен стремиться при вариации оптимизируемых параметров.


Литература

1. Основные положения Стратегии развития Единой национальной электрической сети на десятилетний период (аннотированный материал). Москва, 2004. www.fsk-ees.ru.
2. Вентцель Е.С. Исследование операций: задачи, принципы, методология. — М.: Наука, 1980.
3. Волькенау И.М. О выборе напряжения системообразующей электрической сети ЕЭС России до 2020 года // Энергетик, 2004, №2, с. 4—6.
4. Бобылева Н.В., Уварова Т.А., Чемоданов В.И. Направления перспективного развития энергосистем Российской Федерации на период до 2020 года // Электроэнергетика России: современное состояние, проблемы и перспективы: 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., Шлайфштейн В.А. Перспективы использования передачи постоянного тока в России. // ЭЛЕКТРО, 2008, №5, с. 18—22.
7. Вариводов В.Н., Брянцев А.М. Особенности технической политики в электрических сетях мегаполисов // Энергоэксперт, 2007, №1, с. 18—25.
8. Адамоков Р.К. Целевая схема электроснабжения 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., Маневич А.С. Проблемы и перспективы развития электроэнергетики России. — М. Энергоатомиздат, 2001.
12. Ефентьев С.Н., Зуев Э.Н. О современной границе областей экономически целесообразного применения электропередачи 110 и 220 кВ // Новое в российской электроэнергетике, 2005, №8, с. 15—26.
13. Боков Г.С. Три главные задачи распределительного электросетевого комплекса // Энергоэксперт, 2007, №4-5, с. 24–25.
14. СИПам альтернативы нет // Энергоэксперт, 2007, №4-5, с. 86—89.
15. Файбисович Д.Л. Предложения по унификации сечений проводов воздушных линий напряжением 110–750 кВ // Энергетик, 2003, №3, с. 21—22.
16. Алексеев Б.А. Повышение пропускной способности воздушных линий и применение проводов новых марок // ЭЛЕКТРО, 2009, №3, с. 45—50.
17. Соколов С. Провод конструкции GTACSR повышает пропускную способность ВЛ // Новости электротехники, 2005, №5, с. 80—81.
18. Алюминиевый композитный усиленный провод — новое изобретение для высоковольтных воздушных ЛЭП // Энергоэксперт, 2007, №3, с. 60—62.
19. Они возвращаются // Новости электротехники, 2006, №3, с. 8.
20. Вариводов В.Н., Казаков С.Е., Кулик В.В., Ударов В.Н. Стальные многогранные опоры для распределительных электрических сетей: возможности и перспективы // ЭЛЕКТРО, 2005, №2, с. 37—42.
21. Абакумов П.Г., Казаков С.Е. Многогранные металлические опоры для распределительных 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 электрической энергии. — 2-е изд. — Л.: Энергоатомиздат. Ленингр. отд-ние, 1984.
25. Зуев Э.Н., Федин В.Т. О классификации и терминологии в области воздушных линий электропередачи новых типов // Электричество, 1991, №10, с. 29—38.
26. Поспелов Г.Е., Федин В.Т. Передача энергии и электропередачи. — Минск.: Адукацыя i выхаванне, 2003.
27. Александров Г.Н. Передача электрической энергии переменным током. — Л.: Энергоатомиздат. Ленингр. отд-ние, 1990.
28. Управляемые линии электропередачи / Под ред. В.А. Веникова. — Кишинев: Штиинца, 1984.
29. Александров Г.Н. Повышение надежности 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 внедрения управляемых подмагничиванием шунтирующих реакторов в сетях 110 — 500 кВ // ЭЛЕКТРО, 2006, №3, с. 25—31.
31. Ивакин В.Н., Ковалев В.Д. Перспективы применения преобразовательной техники в электроэнергетике // Электричество, 2001, №9, с. 30-37.
32. Зуев Э.Н. Основы техники подземной передачи электроэнергии. — М.: Энергоатомиздат, 1999.
33. Дорофеев В.В. Сверхпроводимость — одно из направлений будущих технологий российской электроэнергетики // Энергоэксперт, 2007, №3, с. 64—67.
34. Елагин П.В., Щербаков В.И. Сверхпроводниковые кабели: от лабораторных макетов к полупромышленным образцам // КАБЕЛЬ-news, 2008, №12, с. 70—80.
35. Успешные испытания сверхпроводящей кабельной системы // КАБЕЛЬ-news, 2009, №12, с. 4.
36. Арион В.Д., Журавлев В.Г. Применение динамического программирования к задачам электроэнергетики. — Кишинев: Штиинца, 1981.
37. Федин В.Т. Принятие решений при проектировании развития электроэнергетических систем. — Минск.: УП «Технопринт», 2000.
38. Практические рекомендации по оценке эффективности и разработке инвестиционных проектов и бизнес-планов в электроэнергетике (с типовыми примерами). Официальное издание. Книга 1. Методические особенности оценки эффективности проектов в электроэнергетике. — М.: Научный центр прикладных исследований (НЦПИ), 1999.
39. Разработка нормативно-методических материалов по выполнению «Ежегодного анализа и прогноза развития ЕЭС и ОЭС России на десятилетний период». — М.: Институт «Энергосетьпроект», 2002.
40. Зуев Э.Н. Выбор типа воздушной линии электропередачи по комплексному критерию // Электричество, 1991, №11, с. 9—15.

Обсудить на форуме

Нужен кабель? Оформи заявку бесплатно