Первая действующая сеть для передачи переменного тока была запущена ещё в XIX веке в Штате Массачусетс США, и с тех пор до начала XXI века принципы построения электросетей не менялись: централизованный источник, система повышающих, потом понижающих трансформаторов, отсутствие точного контроля за потреблением и гибкого регулирования выработки энергии.

Такое положение вещей было отмечено в «Акте об энергетической независимости и защищенности США» от 2007 года. Документ этот появился после анализа причин массовых блэкаутов в городах США начала 2000-х, которые нанесли огромный финансовый ущерб и привели к подорожанию электроэнергии. Так, авария 14 августа 2003 года на территории США и Канады оставила без электричества 55 миллионов человек, нанесла ущерб в 6 млрд долларов и привела к гибели около 100 человек.

Стало очевидно, что существующая распределительная система не справляется с растущими, а главное, не регулярными нагрузками, а её модернизация вызовет колоссальные затраты. Проще и эффективнее было создавать параллельную систему, основанную на иных принципах.

С выходом этого акта можно считать официально открытой историю Smart Grid, или интеллектуальных электрических сетей. Smart Grid ключевым образом отличаются от классических двумя критериями.

Во-первых, наличием технической возможности контроля расхода, а также алгоритма, автоматически передающего потребителю объём мощности, которая точно соответствует его потребностям. Во-вторых, возможностью получения от потребителя неизрасходованной или даже сгенерированной им мощности обратно в сеть.

Теоретически достижимые эффекты от внедрения Smart Grid очевидны. Каждому по потребностям, с каждого соответствующая оплата. В итоге справедливое распределение, экономия энергии, а значит – сокращение затрат и экологического ущерба на выработку ресурса. В чём же загвоздка?

С автоматическими алгоритмами в эпоху искусственного интеллекта проблем нет. Разработка и производство контроллеров, фазоров и других устройств контроля и регулировки мощности на каждого потребителя (или группу потребителей) задача техническая и вполне с 2007 года решаемая.

Есть проблема некоторого усложнения сетей. Действительно, при расчёте потребления всегда необходимо иметь некий запас на «непредвиденный случай», то есть на совпадение пиковых нагрузок. Подавать дополнительную мощность «про запас» — значит, сводить «на нет» всю суть экономии и умной генерации.

Выходом из ситуации будет возможность резервирования и хранения энергии, чтобы накапливать «излишки» генерации и раздавать их во время пиковой нагрузки.

Главным методом накопления энергии является гидроаккумулирующие электростанции (ГАЭС). Принцип их работы не сложен: с помощью излишка электроэнергии насос поднимает объём воды вверх, а для высвобождения энергии вода направляется вниз на лопасти турбины. На долю ГАЭС приходится 90 % накопления электроэнергии в мире. Потери энергии происходят за счёт КПД механизмов и испарения воды. Суммарные же КПД доходят до 87 %, что совсем не плохой показатель. Однако, такие системы очень требовательны к локации размещения. ГАЭС должна использовать натуральный рельеф, предполагает два объёмных естественных резервуара со значительным перепадом высот между ними.

Эти ограничения не дают запасать энергию в большинстве районов земли, а также в условиях использования для локализации небольших групп потребления. Для таких случаев приходится использовать обычные аккумуляторы, КПД которых редко превышает 50 %, а значит эффект экономии от умного распределения сводится «на нет».

Интеллектуальные системы контроля энергопотребления – насущная необходимость, учитывающая рост потребления и неравномерного его распределения. Однако, эффект в виде снижения выработки, в том числе от перехода на возобновляемые источники, возможен только в ограниченных природными условиями локациях и только для крупных потребителей. Использовать технологии Smart Grid на локальных сетях в данный момент экономически нецелесообразно из-за высоких потерь при хранении энергии.

Олег Шевцов,
генеральный директор АО «Трансэнерком»