Крупные ГЭС нужны прежде всего для единой энергосистемы

В настоящий момент в электрической сети энергосистемы Сибири большая часть мощности ГЭС выдается энергоемким производствам по жестким электрическим связям. Для настоящего объединения страны в единую и эффективную энергосистему должна быть разработана специальная программа для перевода всех ГЭС Восточной Сибири на выдачу мощности в единую энергосистему – программа, предусматривающая постепенное замещение части нагрузок ГЭС мощностями ТЭС.

В интервью с профессором Политехнического института Сибирского федерального университета Георгием Кузнецовым, опубликованном недавно на интернет-сайте «Плотина.Нет!», красноярский специалист, в частности, говорит следующее: «У меня и насчёт передачи энергии на сверхдальние расстояния возникают сомнения, ведь происходят большие энергопотери».

С моей точки зрения, нельзя согласиться с выводом ученого в отношении малой эффективности линий электропередачи, когда дело касается сверхвысокого напряжения 1150 кВ переменного и 1500 кВ постоянного тока для нашей протяженной страны.

Для гарантии гидрологической безопасности необходимо создать условия для кратковременной выдачи всей установленной мощности ГЭС, и эта выдача мощности не должна зависеть от основного потребителя. На такой режим выдачи мощности ГЭС способны энергосистемы, объединенные электрическими связями с высокой пропускной способностью в единую энергосистему страны.

Например, в техническом задании 1970 года выдача мощности Саяно-Шушенской ГЭС предусматривалась по пяти блочным линиям до выносного ОРУ 500 кВ, расположенного в 35 км от ГЭС. Предполагалось, что электроэнергия ГЭС будет использоваться в основном Саянским территориально-производственным комплексом (ТПК). Также предусматривались связи с Кузбассом и узлом Итатских ГРЭС для электроснабжения ТПК в часы разгрузки ГЭС и выдачи ее пиковой мощности в объединенную энергосистему (ОЭС) Сибири. Однако из-за отставания роста нагрузок местного района на завершающем этапе освоения мощности Саяно-Шушенской ГЭС в 1984-1985 годах встал вопрос усиления ее связей с ОЭС Сибири для исключения холостого сброса воды при рядовых половодьях и дождевых паводках. В связи с этим было намечено строительство дополнительной ЛЭП 500 кВ на Итат. Была построена ЛЭП 1150 кВ переменного тока Барнаул–Экибастуз–Кокчетав–Кустанай–Челябинск, началось строительство участка до Итата. Однако действующих подстанций пока нет, и дополнительная ЛЭП 500 кВ также не построена.

В итоге вместо пяти отходящих от Саяно-Шушенского гидроузла ЛЭП 500 кВ построили четыре. По двум ЛЭП повышенной пропускной способности в район основного потребителя на расстояние 35 км до ОРУ 500/220 кВ «Саяногорская» могла быть передана практически установленная мощность Саяно-Шушенской ГЭС – 6400 МВт. В сторону Кузбасса по двум ЛЭП 500 кВ при условии компенсации реактивной мощности в узле потребления может быть передана мощность только до 2400 МВт.

Это одна из причин больших расходов и объемов холостых сбросов воды в рядовые половодья и дождевые паводки, которые можно исключить путем увеличения выдачи мощности ГЭС в энергосистему и ЕЭС России.

Создание условий для одновременной кратковременной работы всех турбин ГЭС с максимальным расходом воды напрямую связано с обеспечением гидрологической безопасности гидроузла, его нижнего бьефа и позволяет повышать эффективность использования созданного потенциала ГЭС.

Это чрезвычайно сложная задача, решение которой зависит от освоения нового класса напряжения – 1150 кВ. Сооружение крупных гидроузлов на Волге и Днепре привело к сооружению ЛЭП 500 кВ, а создание крупнейших ГЭС в Восточной Сибири общей установленной мощностью около 20 ГВт, требовали создания энергомостов – линий электропередачи 1150 кВ для передачи пиковой мощности ГЭС на расстояние 4000 км в Центр и на Дальний Восток с КПД не ниже 0,9. В этом заключался весь смысл строительства крупных ТЭС и ГЭС в Восточной Сибири.

Процессы, протекающие в электроэнергетических системах, очень тесно связаны с гидроэлектростанциями и во многом от них зависят.

Для повышения эффективности использования водотока на выработку электроэнергии, обеспечения гидрологической безопасности гидроузла и его нижнего бьефа, после срезки пика трансформированного водохранилищем расхода притока воды энергосистема должна быть способной краткосрочно принимать всю установленную мощность крупной ГЭС, особенно при пропуске катастрофического притока воды.

Нынешнее состояние ЕЭС России и энергосистемы Сибири не позволяет это делать из-за отсутствия мощной электрической связи между ними. Не соответствует выполнению такой задачи электрическая сеть энергосистемы Сибири, большая часть мощности ГЭС выдается энергоемким производствам по жестким электрическим связям.

В этих целях должна быть разработана специальная программа перевода всех ГЭС Восточной Сибири, предусматривающая постепенное замещение части нагрузок ГЭС мощностями ТЭС. Улавливание паводков в реках Восточной Сибири и в первую очередь строительство водохранилищ-регуляторов специально для гидроузлов на Енисее должны войти в эту программу как обязательная составная ее часть.

Передача электроэнергии на дальние расстояния эффективнее других видов транспорта энергии, снижает нынешние громадные затраты на содержание резервной мощности в энергосистеме, сохраняет ресурс оборудования тепловых электростанций, освобождает другие виды транспорта от перевозки энергоресурсов по стране, позволяет ускорять освоение новых территорий.

Кумулятивный эффект гидротехнического строительства совместно с реализацией новой концепции функционирования ЕЭС России трудно переоценить. В ЕЭС с энергомостами, покрывающей огромную территорию страны с разновременностью максимумов нагрузки энергообъединений до 8 часов в полной степени используются системные преимущества параллельной работы, например, необходимая мощность снижается по оценкам специалистов на 16 ГВт, по сравнению с изолированной работой энергосистем.

Работа ГЭС Восточной Сибири с выдачей мощности в такую ЕЭС позволяет стране всегда иметь достаточный и неснижаемый государственный резерв пиковой, мобильной, оперативной мощности ГЭС.

До 10 ГВт пиковой мощности можно дополнительно получить на действующих ГЭС Восточной Сибири за счет создания водохранилищ на реках, текущих с Саянских гор. Эту мощность можно передать по ЛЭП 1150 кВ переменного тока из Восточной Сибири в европейскую часть страны и на Дальний Восток с КПД не ниже 0,9.

В параллельной работе объективно заинтересованы соседние страны. Например, параллельная работа энергосистем Казахстана и Сибири оценивалась специалистами эквивалентной созданию 12 ГВт дополнительной резервной мощности, то есть мощности Красноярской и Саяно-Шушенской ГЭС вместе взятых.

Как показывает опыт, эффект сокращения резерва мощности при объединении энергосистем в ЕЭС может достигать 4% от максимума нагрузки ЕЭС. Параллельная работа электростанций в ЕЭС позволяет вследствие их оптимальной загрузки и увеличения выработки электроэнергии на наиболее совершенном оборудовании обеспечивать экономию около 12 млн. т условного топлива в год. При объединении энергосистем, содержащих ГЭС различных бассейнов, общая гарантированная мощность ГЭС увеличивается до 0,5 % за счет малой вероятности одновременного маловодного года на реках различных бассейнов.

В рыночных условиях возрастает неопределенность прогнозирования электропотребления и максимальных нагрузок. Темпы спроса на электроэнергию будут диктоваться состоянием рынка и деловой активностью в регионах. Усилится неравномерность темпов роста электропотребления, возрастет роль взаимопомощи регионов, что при раздельной работе энергосистем потребует увеличения резерва мощности. Совместная работа энергосистем в составе ЕЭС снижает эту составляющую резерва мощности до 1 % от максимума нагрузки ЕЭС.

Такие мощности даже трудно себе представить, тем более построить в ближайшие годы. Именно сейчас крайне необходим крутой поворот в России к созданию сверхдальних линий электропередачи сверхвысокого напряжения 1150 кВ переменного тока.

Благодаря ЕЭС обеспечивается взаимопомощь энергосистем при авариях, в периоды проведения ремонтов, освоения нового оборудования, перераспределяются транспортные потоки топлива, наиболее полно используются гидроэнергетические ресурсы в периоды многоводья и компенсируется недовыработка ГЭС в маловодные годы, повышаются экономические показатели работы ЕЭС в целом.

Уже к 1990 году в России была нарушена доля ГЭС за счет резкого увеличения мощности крупного, но неманевренного оборудования тепловых и атомных электростанций (ТЭС и АЭС). Для АЭС работа в переменном режиме недопустима, мощности ГАЭС явно мало, ГЭС европейской части загружены, ГЭС Восточной Сибири несут нагрузки энергоемких производств, пропускная способность ЛЭП из Сибири в европейскую часть страны мала. В результате в разы увеличились расходы на содержание резервов мощности, в часы ночных провалов разгрузка энергоблоков ТЭС увеличилась в 2-4 раза, часть блоков стали останавливать на ночь. Известно, что потеря топлива на пуск одного турбоагрегата составляет в среднем 150 т условного топлива. Кроме того, после пуска турбоагрегатов установившиеся физические процессы в блоке наступают лишь через 2-3 суток, то есть при ежесуточном режиме остановок и пусков такой агрегат всегда работает в нестационарном режиме, что ни по надежности, ни по экономическим показателям делать не следует.

По большому счету системная авария в Мосэнерго 25 мая 2005 года произошла и тяжело устранялась по вышеуказанным причинам. Старение оборудования, недостатки в развитии электрических связей присутствуют в стране везде, но главной причиной следовало тогда назвать отсутствие условий для взаимопомощи между энергосистемами и ЕЭС страны в целом.

В этой связи будет правомерным напомнить, что в период Великой Отечественной войны и послевоенный восстановительный период резерв мощности порой доходил до 3-5% от суммарной нагрузки (при норме 13%) ,но при этом надежность энергоснабжения достигалась выше той, которая имела место при изолированной работе энергосистем, в частности в США, где резерв мощности был на порядок выше.

Китай, Бразилия, Индия, США, Канада, Европа вполне обойдутся уровнем напряжения 750 кВ переменного тока из-за своей компактности, а Россия протяженная страна и обречена на освоение напряжения 1150 кВ переменного тока.

Наложение сети более высокого класса напряжения с постепенным преобразованием ее в ячеистую (сеточную) структуру для нашей протяженной страны представляет объективную закономерность формирования основной электрической сети, которая вызывается необходимостью: надежной выдачи мощности крупных электростанций на расстояние до 4000 км, надежного электроснабжения крупных потребителей, поддержания баланса мощности энергосистем и ЕЭС, неминуемого роста выработки и потребления электроэнергии, оптимизации использования имеющегося потенциала энергетических ресурсов и мощностей АЭС, ТЭС, ГЭС с учетом их особенностей территориального расположения и временного сдвига, создания условий для связи с энергосистемами соседних стран, создания условий для освоения в перспективе энергии приливов и отливов.

В стратегии развития России объективно необходимо отдать приоритет гидроэлектростанциям по вышеотмеченным причинам и, прежде всего, из-за особых свойств гидроагрегатов, принятия программы доведения мощностей АЭС в балансе до 25% и продолжающегося строительства мощных потребителей электроэнергии в европейской части страны.

В новой стратегии развития ЕЭС России поворот к большой гидроэнергетике переносится за пределы 2020 года.

А сейчас все взоры следует обратить к истокам рек, текущих с Саянских и Алтайских гор, если хотим избежать катастрофических наводнений и аварий. Кроме того, сейчас необходимо тщательно проработать схему комплексного использования водных ресурсов бассейна Лены, прежде всего с целью устранения наводнений, используя накопленный опыт, полученный при строительстве гидроузлов на Енисее.

Владимир Иннокентьевич Бабкин,
ветеран труда и энергетики, участник создания и эксплуатации всех гидроузлов на Енисее с 1962 по 2001 год,
специально для "Плотина.Нет!"