Концепция Smart Grid: перспективы инновационного развития распределительных сетей Амурской области

упакованные засыпки шаровых частиц в цилиндрическом канале. Получены данные о влиянии диаметра частиц, высоты столба засыпки и начального паросо-держания. Геометрические параметры засыпки оказывают значительное влияние на критическое истечение парожидкостного потока. Высота столба засыпки и диаметр шаровых частиц наибольшее влияние на критическое истечение влажного пара оказывают при низких значениях истинного объемного паросодержа-ния - от 0,2 до 0,6. Показано, что влияние геометри-

ческих параметров засыпки на величину критической массовой скорости может быть представлено через

безразмерный фактор ^/и . Экстраполяция опытных зависимостей на область чистого пара достаточно хорошо согласуется с расчетными значениями ^т)тах, полученными для однофазного газа, обладающего свойствами насыщенного пара.

Статья поступила 04.09.2014 г.

Библиографический список

1. Авдеев А.А., Созиев Р.И. Гидродинамическое сопротивление потока пароводяной смеси в шаровой засыпке // Теплофизика высоких температур. 2008. Т. 46. № 2. С. 251-256.

2. Гольдштик М.А. Процессы переноса в зернистом слое. Новосибирск: Изд-во ИТ СО РАН. 2005. 358 с.

3. Зейгарник Ю.А., Поляев В.М. Теплообмен и гидродинамика двухфазных сред в условиях вынужденного движения в пористых структурах // Инженерно-физический журнал. 2000. Т. 73. № 6. С. 1125-1131.

4. Зейгарник Ю.А., Иванов Ф.П. Обобщение опытных данных по внутреннему теплообмену в пористых структурах // Теп-

лофизика высоких температур. 2010. Т. 48. № 3. С. 402-408.

5. Кириллов П.Л., Бобков В.П., Жуков А.В., Юрьев Ю.С. Справочник по теплогидравлическим расчетам в ядерной энергетике / под ред. д.т.н., проф. П.Л. Кириллова. Т. 1. Теп-логидравлические процессы в ядерных энергетических установках. М.: ИздАТ, 2010. 774 с.

6. Сорокин В.В. Гидродинамика и теплообмен шаровых засыпок в условиях активной зоны водо-водяных ядерных реакторов с микротвэлами. Минск: Беларуская навука, 2010. 191 с.

УДК 621.3.051.025

КОНЦЕПЦИЯ SMART GRID: ПЕРСПЕКТИВЫ ИННОВАЦИОННОГО РАЗВИТИЯ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ СЕТЕЙ АМУРСКОЙ ОБЛАСТИ

© И.Н. Михальченко1, Н.В. Савина2

Амурский государственный университет,

675000, Россия, г. Благовещенск, Игнатьевское шоссе, 21.

В настоящее время в России возрос интерес к концепции Smart Grid, выбранной в качестве основы для стратегического развития энергетики большинства развитых стран. В данной работе классифицированы предпосылки и общие принципы развития отечественной энергетики на платформе Smart Grid по сравнению с классической концепцией развития. Выполнена оценка целесообразности и возможностей инновационного развития распределительных сетей Амурской области как с организационно-технических позиций, так и с экономической точки зрения.

Ил. 6. Табл. 3. Библиогр. 6 назв.

Ключевые слова: концепция Smart Grid; надежность электроснабжения; потери электроэнергии; организац и-онно-технический базис; экономическая эффективность.

SMART GRID CONCEPT: AMUR REGION DISTRIBUTION NETWORKS INNOVATION DEVELOPMENT PROSPECTS

I.N. Mikhalchenko, N.V. Savina

Amur State University,

21 Ignatievskoe Shosse, Blagoveshchensk, 675000, Russia.

Russia is displaying now a growing interest in the concept of Smart Grid that is chosen to be the basis for power engineering strategic development in most developed countries. This paper classifies the background and general principles for the Smart Grid-based development of national power engineering as compared with the classical development concept. The feasibility and opportunities of innovative development of Amur region distribution networks are evaluated from the organizational and technical perspective as well as from the economic one. 6 figures. 3 tables/ 6 sources.

Key words: Smart Grid concept; power supply reliability; energy losses; organizational and technical basis; economic efficiency.

1 Михальченко Ирина Николаевна, магистрант, тел.: 89145715770, e-mail: minzd@amur.drsk.ru

MiMal^n^ Irina, Master's degree student, tel.: 89145715770, e-mail: minzd@amur.drsk.ru

2Савина Наталья Викторовна, доктор технических наук, профессор кафедры энергетики, тел. 89246774430.

Savina Natalia, Doctor of technical sciences, Professor of the Department of Power Engineering, tel.: 89246774430, e-mail:

nataly-savina@mail.ru

Энергетика, являясь базовой инфраструктурной отраслью экономики, во многом определяет конкурентоспособность страны на международном рынке. Требования повышения надежности и эффективности функционирования отрасли, а также ее соответствие новым технологическим вызовам побудили большинство развитых стран выбрать в качестве основы своей стратегии в сфере энергетики концепцию интеллектуального развития Smart Grid.

Термин Smart Grid, до сих пор не имеющий четкого русскоязычного эквивалента, буквально переводится с английского языка как «интеллектуальная сеть». Ознакомившись с многочисленными трактовками в различных публикациях, можно резюмировать, что Smart Grid - это концепция полностью автоматизированной системы электрических сетей, обеспечивающая параллельно с потоком передаваемой электроэнергии формирование и двунаправленное движение потока информации между поставщиком и потребителем, позволяющая за счет применения новейших технологий, инструментов и методов обеспечивать ее энергоэффективное функционирование.

В настоящее время и в России наблюдается растущий интерес к новой концепции. Целью данной работы является оценка перспектив развития распределительных сетей Амурской области на платформе Smart Grid.

Для реализации поставленной цели в рамках данной работы решаются следующие задачи:

1. Классификация предпосылок и общих принципов развития отечественной энергетики на платформе Smart Grid, в сравнении с классической концепцией развития.

2. Оценка предпосылок и возможностей инновационного развития распределительных сетей Амурской области на платформе Smart Grid.

3. Оценка экономической целесообразности инновационного развития распределительных сетей Амурской области на платформе Smart Grid.

Классификация предпосылок и общих принципов развития энергетики на платформе Smart Grid позволяет провести сравнение инновационной концепции с действующей классической концепцией по определенным критериям, а также систематизировать процесс оценки перспектив перехода Российской энергетики на интеллектуальный путь развития.

К основным предпосылкам развития отрасли на платформе Smart Grid можно отнести: рост электропотребления на фоне дефицита источников электроэнергии; повышение требований к безопасности, надежности и качеству электроснабжения на фоне износа оборудования сетевых компаний; рост тарифов на электроэнергию; повышение требований в сфере энергоэффективности, экологии и охраны окружающей среды. В соответствии с обозначенными предпосылками, в рамках данной работы систематизированы сравнительные характеристики функциональных свойств энергетической системы, развивающейся на базе концепции Smart Grid, и функционирующей по классическим принципам (табл. 1).

Проведенная классификация, с одной стороны, наглядно демонстрирует неоспоримые преимущества

инновационного направления развития перед экстенсивной концепцией, с другой - формирует подходы для определения организационно-технических возможностей, проведения экономической оценки целесообразности инновационного развития как в целом для российской энергетики, так и для отдельных региональных энергосистем и электросетевых компаний в частности.

Оценка перспектив перехода отечественной энергетики на платформу Smart Grid выполнена на примере электросетевого предприятия, имеющего характерные для отрасли задачи и проблемы. В качестве объекта исследования выбрано крупное электросетевое предприятие Амурской области, занимающееся передачей и распределением электроэнергии по сетям 110-0,4 кВ - филиал ОАО «Дальневосточная распределительная сетевая компания» (ДРСК) «Амурские электрические сети» («Амурские ЭС»). В состав филиала входят 4 структурные подразделения: «Центральные электрические сети», «Западные электрические сети», «Восточные электрические сети», «Северные электрические сети». Они, в свою очередь, включают в себя районы электрических сетей (РЭС), всего 21 РЭС. Объем условных единиц (у.е.) основного оборудования ВЛ, ПС, ТП и РП филиала ОАО «ДРСК» -«Амурские ЭС» по данным на 01.01.2014 г. составляет 96534 у.е., в том числе на напряжении 6-110 кВ -78261 у.е. Распределение у.е. по структурным подразделениям предприятия приведено на рис. 1 и в табл. 2. Наибольший объем у.е. наблюдаем у СП «ЦЭС» - 41610 у. е. (43,1%), наименьший - у СП «СЭС» - 8992 у.е. (9,3%). СП «ЗЭС» и СП «ВЭС» примерно сопоставимы по данному показателю и имеют 22341 у.е. (23,2%) и 23591 у.е. (24,4%) соответственно.

Как известно, результаты процесса передачи электроэнергии формируются под влиянием многих факторов, важное место среди них занимает состояние основных производственных фондов. К сожалению, проблема старения основных фондов, о которой так много говорится применительно к российской энергетике, не стала исключением и для «Амурских ЭС». По состоянию на 1 января износ основного электросетевого оборудования предприятия составил, %: в 2009 г. - 53,3; в 2010 г. - 53; в 2011 г. - 57; в 2012 г. -57,1; в 2013 г. - 59,5 (рис. 2).

Часть находящегося в эксплуатации оборудования имеет фактический срок службы, превышающий нормативный более чем в 2 раза. Из 414 силовых трансформаторов 222 имеют срок эксплуатации более 25 лет; из 1866 маломасляных выключателей имеют срок эксплуатации более 25 лет 1217, из которых подлежат замене по техническому состоянию 22; из 625 баковых выключателей имеют срок эксплуатации более 25 лет 421, подлежат замене по техническому состоянию 16. Продолжают эксплуатироваться короткозамыкатели и отделители, то есть оборудование, которое в настоящее время уже не производится, так как схемы подстанций, где они применяются, имеют меньшую надежность и большую вероятность повреждения дорогостоящего оборудования, чем схемы с применением выключателей.

Таблица 1

Основные предпосылки инновационного развития энергетики и сравнительные характеристики

функциональных свойств энергетической системы на основе классической концепции _и на базе концепции Smart Grid_

Основные предпосылки инновационного развития энергетики Энергетическая система на основе классической концепции Энергетическая система на базе концепции Smart Grid

Рост электропотребления на фоне дефицита источников электроэнергии Односторонняя коммуникация между элементами или ее отсутствие Двусторонние коммуникации

Централизованная генерация - сложноинте-грируемая распределенная генерация Распределенная генерация

Ограниченный контроль перетоков мощности Управление перетоками мощности

Повышение требований к безопасности, надежности и качеству электроснабжения на фоне высокой степени износа оборудования сетевых компаний Топология преимущественно радиальная Топология преимущественно сетевая

Реакция на последствия аварии Реакция на предотвращение аварии

Работа оборудования до отказа Мониторинг и самодиагностика, продлевающие срок эксплуатации оборудования

Ручное восстановление Автоматическое восстановление -«самовосстанавливающиеся сети»

Подверженность системным авариям Предотвращение развития системных аварий

Ручное и фиксированное выделение сети Адаптивное выделение сети

Проверка оборудования по месту Удаленный мониторинг оборудования

Надежность - категория техническая Надежность - категория технико-экономическая

Рост тарифов на электроэнергию Недоступная или сильно запоздавшая информация о цене, объемах, надежности и качестве электроэнергии для потребителя Информация в реальном времени

Недифференцированная услуга электроснабжения Программа управления потреблением электроэнергии

Возможность регулирования пикового потребления, изменение цены во время пиковых нагрузок

Установление дифференцированных цен на разные уровни надежности и качества электроэнергии

Повышение требований в сфере энергоэффективности, экологии и охраны окружающей среды Высокий уровень потерь электроэнергии Снижение потерь электроэнергии на 25-30%

Направление потока мощности от генерации к потребителю в соответствии с заранее заданным уровнем напряжения и сопротивления Способность электрической сети самостоятельно регулировать подачу электроэнергии в зависимости от снижения или увеличения режима потребления

Поиск и восстановление энергоснабжения -затраты на выезд оперативного персонала, недоотпуск электроэнергии Снижение количества выездов работников на аварии и проведение оперативной диагностики, уменьшение недоотпуска электроэнергии

Высокий уровень выбросов СО в атмосферу Снижение выбросов в атмосферу в результате снижения количества и мощностей генерирующих элементов сети, в том числе за счет использования распределенной генерации и оптимального потребления электроэнергии

Рис. 1. Количество у.е. по СП филиала ОАО «ДРСК» «Амурские ЭС» по состоянию на 1 января 2014 г.

Таблица 2

Показатели объемов обслуживаемого электросетевого имущества структурными подразделениями _филиала ОАО «ДРСК» «Амурские ЭС» по состоянию на 1 января 2014 г._

Показатель Всего СП «ЦЭС» СП «ЗЭС» СП «ВЭС» СП «СЭС»

Объем у.е. 96 534 41 610 22 341 23 591 8 992

Протяженность ЛЭП, км: 23222,2 8659,3 6280,0 5831,8 2451,0

110 кВ 1720,6 611,5 482,2 238,7 388,1

35 кВ 3671,7 958,3 1362,8 891,3 459,3

6-10 кВ 8980,3 3588,1 2172,4 2439,7 780,1

0,4 кВ 8849,6 3501,4 2262,6 2262,1 823,5

Трансформаторная мощность ПС, МВА: 3680,2 1826,3 646,1 724,9 482,9

110 кВ 1199,8 799,1 104,6 84,6 211,5

35 кВ 1264,4 507,1 297,6 351,3 108,4

6-35/0,4 кВ 1216,0 520,1 243,9 289,0 163,0

59,5%

57% 57,1%

53,5%%

53% 1

2009г.

2010г.

2011г.

2012г.

2013г.

Рис. 2. Износ электросетевого оборудования по филиалу ОАО «ДРСК» «Амурские ЭС»

Помимо технического состояния объектов электросетевого хозяйства существенное влияние на основные показатели передачи электроэнергии оказывает топология электрических сетей. Структурный анализ сетей показал, что 78,9% сетей предприятия являются радиально-магистральными, 21,1% - кольцевыми (рис. 3). Причем замкнутая конфигурация сети

напряжением 110 кВ выполнена на 28,9%; 35 кВ - на 32,0%; 6-10 кВ - на 35,7%. Все сети предприятия низкого класса напряжения являются радиально-магистральными. Именно такие электрические сети отличаются наиболее низкой надежностью и большими потерями мощности.

Рис. 3. Структура электрических сетей филиала ОАО «ДРСК» «Амурские электрические сети»

Безусловно, одним из основных путей изменения сложившегося положения в лучшую сторону является реконструкция электросетевого комплекса с применением новейших технических разработок. Однако объемы инвестиций в объекты электросетевого хозяйства предприятия на сегодняшний день недостаточны.

Данные факторы оказывают отрицательное влияние прежде всего на показатели надежности электроснабжения. В 2011 г. по операционной зоне филиала ОАО «ДРСК» «Амурские ЭС» в сети 6-110 кВ было зафиксировано 1656 отключений, в 2012 г. - 1546 отключений, в 2013 г. - 1912. Рост аварийности в 2013 г. связан, помимо устаревания оборудования, с паводковой ситуацией на территории Амурской области, вызванной проливными дождями в июле-августе. В структуре отключений 7% приходится на сети 110 кВ; 13,4% - на сети 35 кВ; 79,6% - на сети 6-10 кВ, что соответствует общероссийской ситуации, когда более 70% всех нарушений электроснабжения происходит в сетях среднего и низкого класса напряжения.

Среднегодовое количество отключений в расчете на 100 у.е. электросетевого оборудования в 2011 г. составило 2,18; в 2012 г. - 2,02; в 2013 г. - 2,44 (рис. 4). Среднее значение данного показателя за три года в целом по предприятию - 2,21, при этом по отдель-

ным сетевым районам оно значительно выше. К таким сетевым районам относятся: Шимановский РЭС СП «ЗЭС» (2,52); Архаринский РЭС СП «ВЭС» (3,35); Бу-рейский РЭС СП «ВЭС» (3,02); Завитинский РЭС СП «ВЭС» (5,63); Михайловский РЭС СП «ВЭС» (3,17); Зейский РЭС СП «СЭС» (3,99); Магдагачинский РЭС СП «СЭС» (10,9).

Основные показатели надежности электроснабжения в «Амурских ЭС» на протяжении ряда лет существенным образом не меняются. В среднем за период с 2008 г. по 2013 г. среднее время устранения повреждения составило 2 ч 48 мин, среднее время простоя потребителя - 1 ч 24 мин. По результатам 2013 г. среднее время устранения повреждения составило 2 ч 31 мин, среднее время простоя потребителя - 1 ч 21 мин (рис. 5). Процентный показатель успешной работы АПВ, РПВ по присоединениям 6-110 кВ в среднем за 2008-2013 гг. составил 55,78%, за 2013 год - 59,52%. Имеют место отключения в сетях предприятия с длительным простоем (более 10 ч на одно отключение).

Недоотпуск электроэнергии в 2011 г. составил 398,5 тыс. кВт ч или 524,2 тыс. руб., в 2012 г. - 296,1 тыс. кВт ч или 411,1 тыс. руб., в 2013 г. - 418,09 тыс. кВт ч или 634,4 тыс. руб.

3,5 3 2,5 2 1,5 1 0,5

всего 6-110 6-10кВ 35кВ 110кВ

2011

2012

2013

0

Рис. 4. Удельный показатель аварийности по филиалу ОАО «ДРСК» «Амурские электрические сети»

4:48 3:36 2:24 1:12 0:00

2:48 2:58 1

3:40

2:31

2008 2009 2010 2011 2012 2013

—Среднее время простоя потребителя, час, мин. —Среднее время устранения повреждения, час, мин.

Рис. 5. Динамика показателей надежности энергоснабжения в филиале ОАО «ДРСК» «Амурские электрические сети»

Не менее значимым показателем эффективности деятельности электросетевого предприятия, которое в своей технологической составляющей во многом определяется состоянием электросетевого хозяйства, являются потери электроэнергии при ее передаче и распределении. Согласно данным баланса электрической энергии филиала ОАО «ДРСК» «Амурские ЭС», отпуск электроэнергии в сеть предприятия ежегодно растет: в 2011 г. он составил 4000,7 млн кВт ч, в 2012 г. - 4227,2 млн кВт ч, в 2013 г. - 4293,74 млн кВт ч, что связано с увеличением числа потребителей, как юридических, так и физических лиц, а также вызвано ростом электропотребления предприятиями горнорудной промышленности, такими как ОАО «Покровский рудник», ООО «Маломырский рудник», ООО «Албын-ский рудник». Наряду с этим потери электроэнергии в процентном отношении к отпуску в сеть ежегодно снижаются: в 2011 г. они составили 18,07%, в 2012 г. -16,73%; в 2013 г. - 15,78%. Но, несмотря на положительную тенденцию, уровень потерь электроэнергии остается очень высоким. В международной практике принято считать, что относительные общие потери электроэнергии при ее передаче и распределении удовлетворительны, если они не превышают 4-5%. Потери электроэнергии на уровне 10% оцениваются как максимально допустимые [1].

Наиболее высокие показатели потерь электроэнергии характерны для сетей среднего и низкого

класса напряжения, что обусловлено рядом факторов:

- неоптимальными режимами работы сетей, характеризующимися большой дисперсией активной и реактивной мощностей, отклонением напряжения в узлах (завышенным в сетях высокого напряжения и заниженным в удаленных от центров питания точках сетей классов напряжения 35; 10; 0,4 кВ);

- недостатком регулирующих средств, отсутствием и (или) неудовлетворительной компенсацией реактивной мощности;

- неравномерностью графиков электрических нагрузок с большими пиками в часы максимума нагрузок и провалами в часы минимума, низкой наблюдаемостью сетей из-за недостаточного количества измерительных комплексов электроэнергии, отсутствия средств телеизмерений, неэффективного учета электроэнергии [2].

По данным за 2013 г. потери электроэнергии в сетях филиала 10(6)-0,4 кВ, без учета «прямых» фидеров, составили 32,96%. В восьми сетевых районах этот показатель превышает 35%, к ним относятся: Завитинский РЭС СП «ВЭС» (36,38%), Михайловский РЭС СП «ВЭС» (46,72%), Городской РЭС СП «ЗЭС»

(35,7%), Белогорский РЭС СП «ЦЭС» (35,

Благо-

вещенский РЭС СП «ЦЭС» (36,59%), Ивановский РЭС СП «ЦЭС» (39,05%), Ромненский РЭС СП «ЦЭС» (36,5%), Бурейский РЭС СП «ВЭС» (38,37%) (рис. 6).

1.00%

14.78%

I Сверхнормативные потери электрической энергии

I Нормативные потери электрической энергии

Полезный отпуск

Рис. 5. Структура баланса электроэнергии в сетях филиала ОАО «ДРСК» «Амурские ЭС» за 2013 г.

Следует отметить, что данная ситуация типична для российской энергетики. Неудовлетворительное состояние электросетевого хозяйства и неоптимальная структура сетей в условиях ограничения финансовых ресурсов неизбежно приводят к низким показателям надежности и значительным потерям электроэнергии, и, несмотря на определенные капиталовложения в объекты энергетики, такое положение сетевых организаций на протяжении многих лет существенным образом не меняется. Наряду с этим в последнее время отмечается значительное усиление влияния на энергетику целого ряда факторов, таких как технологический прогресс, рост и развитие производственных мощностей потребителей электроэнергии, рост потребления электроэнергии, повышение требований к качеству и надежности электроснабжения, внедрение рыночных отношений, формирование государственной политики в сфере энергоэффективности, энергобезопасности, экологической безопасности и охраны окружающей среды. Продиктованные вызовами времени новые требования к энергетике закреплены в «Стратегии развития электросетевого комплекса Российской Федерации» на период до 2030 г. [3] и в сложившихся условиях функционирования отрасли они создают предпосылки для ее перехода от экстенсивной концепции развития, основанной преимущественно на улучшении отдельных видов оборудования и технологий к концепции интеллектуального развития на платформе Smart Grid.

Технологии Smart Grid позволяют обеспечить необходимый уровень надежности поставок электроэнергии и ее качества прежде всего в результате перехода к полному резервированию схем электроснабжения и применения «умных» устройств (англ. digital, devices), специальных методов и алгоритмов поддержки и принятия решений, основанных на распределенных принципах управления, которые создают возможность формирования и выполнения управляющих команд для исполнительных механизмов электроэнергетической системы. Снижение потерь электроэнергии происходит как за счет оптимизации производительности электростанций, так и путем выявления очагов возникновения потерь за счет оперативного балансирования распределительной сети, досконального учета изменений в топологии распределительной сети, планирования работ по снижению технических потерь на основании информации от датчиков и измерительных элементов. Проведение наблюдений за состоянием активов в режиме реального времени позволяет производить диагностику состояния оборудования и оценку вероятных рисков его отказа, что дает возможность энергетическим компаниям перейти от планового технического обслуживания «по времени» к обслуживанию «по состоянию оборудования» [4].

Несомненно, весьма существенным аргументом в пользу новой концепции должно послужить и то, что одним из ее ключевых принципов является принцип преемственности и технологической совместимости: модернизированное оборудование энергетических компаний совмещается с новыми технологиями и ин-

тегрируется в новую энергетическую систему. В связи с этим необходимо отметить, что в настоящее время в «Амурских ЭС» реализуется ряд проектов по модернизации электросетевого оборудования, которые могут рассматриваться с точки зрения перспектив внедрения Smart Grid.

С 2008 г. происходит поэтапное внедрение информационно-измерительной системы коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ). На границах с потребителями розничного рынка электроэнергии уже установлено более 47 тыс. интеллектуальных приборов учета, что составляет 30% от общего количества точек учета, производится установка оборудования автоматизации для обеспечения дистанционного сбора и передачи данных. В текущем году предусматривается завершение работ по созданию локальной автоматизированной системы учета по общедомовым счетчикам электроэнергии в многоквартирных жилых домах.

На сегодняшний день в филиале заменено 672 морально и физически устаревших устройств РЗА на современные микропроцессорные устройства, применение которых позволяет повысить быстродействие и селективность релейной защиты и автоматики, что обеспечивает повышение устойчивости энергосистемы, а также надежности электроснабжения потребителей за счет снижения повреждаемости электрооборудования при коротких замыканиях.

В 2011 г. начато внедрение современного программно-технического комплекса «ЦУС», позволяющего диспетчерскому персоналу круглосуточно, в режиме реального времени отслеживать работу энергообъектов предприятия, контролировать уровни напряжения, нагрузку энергооборудования, перетоки мощности в основной сети, дистанционно управлять режимами работы оборудования и оперативно реагировать на возникающие повреждения.

С этих же позиций можно рассматривать и планомерно модернизируемую систему телекоммуникаций. На данном этапе связь между всеми узловыми подстанциями 110 кВ филиала организована с применением цифровых каналов связи по волоконно-оптическим кабельным линиям, широкая полоса пропускания которых в перспективе позволит передавать большие информационные потоки.

В электрических сетях предприятия, выполненных по радиально-петлевому принципу, на отходящих от центров питания протяженных фидерах ВЛ 6(10) кВ, весьма проблемных с точки зрения надежности электроснабжения, установлено и интегрировано в существующий оперативно-информационный комплекс «Диспетчер NT» тридцать реклоузеров - интеллектуальных коммутационных аппаратов наружной установки, способных автоматически идентифицировать и отрабатывать повреждения в сети по заранее запрограммированному алгоритму, производить автоматическое выделение поврежденного участка, обеспечивая электроснабжение потребителей «здоровых» участков схемы.

Реконструкция и модернизация основных производственных фондов предприятия предусмотрена и по

другим направлениям. При этом, начиная с 2015 г., прогнозируется ежегодное увеличение объемов капиталовложений. Так, в 2013 г. освоение инвестиционной программы составило 590,6 млн руб., к 2017 г. годовой объем инвестиций должен достигнуть 1,1 млрд руб.

Все приведенные доводы дают основание считать, что у «Амурских ЭС» имеются не только объективные предпосылки для выбора в пользу инновационных преобразований, продиктованных современными условиями функционирования отрасли. Внедрение новых технических разработок уже сегодня можно

25-30% [6]. Исходя из этого годовая экономия затрат «Амурских ЭС» составит 350-400 млн кВт ч. или 490560 млн руб. Помимо этого улучшение финансового результата может быть получено за счет экономии потребления электроэнергии на хозяйственные нужды, снижения потерь от перерывов в подаче электроэнергии (недоотпуска), снижения расходов на устранение аварийных повреждений и ремонтные работы, а также уменьшения капитальных вложений в оборудование. В целом по предприятию годовой экономический эффект от снижения расходов можно спрогнозировать на уровне 580-740 млн руб. (табл. 3).

Таблица3

Экономический эффект от внедрения концепции SmartGrid в филиале ОАО «ДРСК» _«Амурские электрические сети»_

Расходы предприятия Экономия, % Сумма экономии, млн руб.

Энергия на хозяйственные нужды 20-45 25-55

Потери электроэнергии при ее передаче и распределении 25-30 490-560

Потери от перерывов в подаче электроэнергии 15-20 0,1-0,2

Расходы на устранение аварийных повреждений и ремонт 10-15 17-25,5

Капитальные вложения в оборудование 5-10 50-100

рассматривать с позиций создания элементов необходимого организационно-технического базиса для перехода к активно-адаптивным принципам построения сетей в дальнейшем.

Не вызывает сомнения, что вопросы о целесообразности перехода предприятия на инновационную платформу необходимо рассматривать в комплексе, в том числе и с точки зрения экономической эффективности. Согласно экспертным мнениям, развитие энергетики на базе концепции Smart Grid, подобно инвестициям в повышение качества жизни, является существенно эффективным: соотношение затраты/выгоды оценивается как 4 к 1 [5].

Действующий механизм тарифообразования предприятия по методу доходности инвестированного капитала позволяет возвратить весь инвестированный капитал, в том числе и капиталовложения в Smart Grid, к концу инвестиционного периода. Помимо этого инвестор имеет право получить на инвестированный капитал доход, соответствующий норме доходности, признаваемой участниками рынка в качестве обоснованной. Вместе с тем, можно прогнозировать и экономический эффект от внедрения Smart Grid за счет экономии затрат сетевого предприятия. Прежде всего это затраты на покупку потерь электроэнергии при ее передаче и распределении, сокращение которых при внедрении инновационных технологий, согласно материалам зарубежных публикаций, составляет

Таким образом, в данной работе выполнена классификация основных предпосылок и общих принципов развития энергетики на платформе Smart Grid, наглядно демонстрирующая ее неоспоримые преимущества перед экстенсивной концепцией развития. На основе проведенной классификации на примере электросетевого предприятия-филиала ОАО «ДРСК» «Амурские электрические сети» был выполнен анализ, позволивший сделать заключение о целесообразности и возможности его перспективного развития в инновационном направлении как с организационно-технических, так и с экономических позиций. Вместе с тем следует отметить, что концепция интеллектуальной энергетики не может быть реализована в рамках отдельно взятого электросетевого предприятия или даже региональной энергосистемы, это задача, имеющая государственные масштабы. Учитывая значительную протяженность электрических сетей, недостаточно развитую инфраструктуру и иные особенности российской энергетики, а также то обстоятельство, что переход к столь инновационной технологии предъявляет серьезные требования к технической модернизации основных элементов инфраструктуры и к изменению правил работы всего рынка, задача перехода к технологиям Smart Grid должна стать долговременной стратегией, инициируемой и поддерживаемой на уровне государства.

Статья поступила 26.08.2014 г.

Библиографический список

1. Бохмат И.С., Воротницкий В.Э., Татаринов Е.П. Снижение коммерческих потерь в электрических системах // Электрические станции. 1998. № 9. С. 53-59.

2. Савина Н.В. Системный анализ потерь электроэнергии в электрических распределительных сетях / отв. ред. Н.И. Воропай. Новосибирск: Наука, 2008. 221 с.

3. Стратегия развития электросетевого комплекса Российской Федерации; утв. распоряжением правительства РФ от

03.04.2013 г. № 511-р.

4. Кобец Б.Б., Волкова И.Ю. SmartGrit за рубежом как концепция инновационного развития электроэнергетики // Энергоэксперт. СПб, 2010. № 2. С. 24-30.

5. URL: Electric power research institute, website: www.epri.com

6. Xcel Energy Smart Grid: A White Paper [Электронный ресурс] / Minneapolis, MN. Xcel Energy, 2008. URL: http://birdcam.xcelenergy.com