2011 год близится к завершению, и можно утверждать, что в истории Единой энергосистемы России он останется годом больших позитивных изменений: это и рекордные объемы вводов генерирующего и сетевого оборудования, и полная либерализация оптового рынка электроэнергии и мощности, и появление рынка системных услуг. Большинство результатов представляют собой эффект от «заделов на будущее», созданных государством и субъектами электроэнергетики 2 – 3 года назад.
Некоторые события уходящего года, имеющие историческое значение для энергетики, непосредственно связаны с совершенствованием процессов в системе оперативно-диспетчерского управления, что особо символично в год 90-летия ее создания.
Беспрецедентные гигаватты
По данным «Системный оператор Единой энергетической системы» (СО ЕЭС), в 2011 году вводится больше 35 новых объектов общей установленной мощностью свыше 6,1 ГВт. Это абсолютный рекорд постсоветской России – за 20 последних лет в стране еще ни разу не вводилось за год столько оборудования. Для сравнения: в 2010-м пущено в строй 3,23 ГВт, а в 2009-м – всего 1,38 ГВт. Для нормального развития энергосистемы страны недостаточно строительства одних только объектов генерации: синхронно с ними должна развиваться и сетевая инфраструктура. За три квартала 2011 года введено семь объектов высокого класса напряжения 500 кВ: в Свердловской, Ростовской, Калужской областях, Краснодарском крае и Тюмени. В четвертом квартале и первом квартале следующего года к вводу готовится еще восемь объектов 500 кВ и один 750 кВ. За вводом каждого объекта – месяцы напряженного труда инженеров-проектировщиков, строителей и монтажников, обеспечивающих появление новых генераторов, ЛЭП, подстанций, и специалистов СО ЕЭС, отвечающих за точный расчет и включение объектов в Единую энергетическую систему.
Столь массовый ввод энергообъектов стал возможен благодаря приходу в отрасль крупного капитала и выполнению инвестиционных программ сетевых компаний. А существующая система договоров о предоставлении мощности дала собственникам объектов генерации гарантии возврата инвестиций. При этом само государство получило гарантии появления необходимой новой генерации в нужные сроки и в нужных регионах. Предпосылкой же столь бурного строительства новых мощностей было оживление экономики, вызвавшее активный рост электропотребления в начале 2000‑х. Рост этот начался на фоне катастрофического старения энергооборудования, которое к тому времени уже перешагнула 30 – 40-летний рубеж и требовало реконструкции или замены.
Энергия роста
Как ожидается, в ближайшие годы рост потребления электроэнергии в России продолжится. Согласно утвержденной правительством «Схеме и программе развития Единой энергетической системы России на период 2010 – 2016 годов», потребление электроэнергии в ЕЭС России может расти почти на 3% ежегодно. При этом ряд региональных энергосистем до 2016 года может вообще «уйти в отрыв». Краснодарский край ждет среднегодовой рост потребления 5,93%, Республика Тыва – 4,98%, Красноярский край – 4,94%, Липецкая, Калужская и Астраханская области – соответственно 4,71%, 4,25% и 4,08%, Приморский край – 4,18%.С января по ноябрь 2011 года рост потребления электроэнергии в ЕЭС России к уровню прошлого года составил 1,4%. По итогам года в СО ЕЭС ожидают рост на уровне 1,3%, хотя в некоторых регионах он будет гораздо большим. К примеру, в энергосистеме Краснодарского края в этом году сложилась уникальная ситуация, подтверждающая тенденцию резкого роста потребления электроэнергии. Исторический максимум потребления мощности (так называют самый большой показатель потребления мощности за всю историю существования энергосистемы) впервые за историю наблюдений в энергосистеме произошел летом, в июле. Хотя стандартной является ситуация, когда пик потребления достигается зимой – в период сильных морозов.
Момент пуска нового оборудования – это не только церемония разрезания ленточки губернатором и бокал шампанского «за надежную работу». Появление в энергосистеме нового энергоблока, подстанции, линии электропередачи влияет на функционирование всей энергосистемы. Поэтому каждый новый ввод – это изменение диспетчерских графиков, перерасчет огромного количества параметров работы энергосистемы, включая параметры настройки релейной защиты, противоаварийной и режимной автоматики в прилегающих сетях 500, 220 и 110 кВ. Расчет некоторых параметров начинается еще на стадии формирования проектной документации – то есть за 5 – 6 лет до пуска. Вся эта деятельность осуществляется специалистами Системного оператора и его филиалов – региональных и объединенных диспетчерских управлений. Эта большая работа направлена на «плавное вхождение» новой турбины, подстанции или линии в энергосистему – без скачков напряжения и частоты – и ее дальнейшую стабильную работу.
Осень, зима, далее везде…
Интересно, что в России значительная часть пусков нового оборудования, наверное, еще по советской традиции, приходится на конец года. К примеру, в 2011 году из более 6,1 ГВт генерации в первые три квартала года была введена только половина, а ввод второй половины приходится на последние три месяца, то есть на «великий и ужасный» осенне-зимний период (ОЗП). Для энергетиков ОЗП – это не только Новый год, коньки и санки, но еще и морозы, снегопады, обледенение линий электропередачи и прочие климатические «прелести», осложняющие процесс управления энергосистемой.Это время отличается повышенным энергопотреблением, а последствия аварий на энергооборудовании носят наиболее тяжелый характер и для энергосистемы, и для потребителей. Поэтому зимой любое «потрясение» для энергосистемы, даже такое позитивное, как ввод нового энергообъекта, для Системного оператора означает больший объем работы, а значит, и больший уровень ответственности.
Системный оператор готовится к прохождению ОЗП с предельной тщательностью: тестирует состояние средств технологического диспетчерского управления, диспетчерских каналов связи и передачи телеметрической информации. Специалисты компании участвуют в проверках готовности к ОЗП субъектов отрасли, по итогам которых им выдаются паспорта готовности. Готовят к зиме не только оборудование, но и людей: проходят общесистемные и межсистемные учения и противоаварийные тренировки, отрабатывается взаимодействие оперативного персонала станций и подстанций, подразделений и служб МЧС России, региональных штабов по обеспечению надежного энергоснабжения и диспетчерских центров Системного оператора.
Системная надежность
Уходящий год в отечественной электроэнергетике ознаменован очень важным событием: в ЕЭС России запущен рынок услуг по обеспечению системной надежности (рынок системных услуг).
Зачем он нужен? Кроме «трех китов» электроэнергетики: производства, передачи и потребления – существует еще несколько важных составляющих, без которых невозможно производить и доставлять электроэнергию потребителям без сбоев. Среди них – регулирование частоты и перетоков активной мощности, регулирование реактивной мощности и напряжения, противоаварийное управление. В общем, все, что направлено на поддержание стабильности работы энергосистемы и качества электроэнергии. Значительную часть техники, необходимой для решения этих задач, устанавливают на своих объектах и содержат субъекты электроэнергетики, а иногда решение этих задач требует серьезной модернизации генерирующего оборудования.В условиях, когда отрасль регулировалась государством, вопроса о компенсации затрат на обеспечение системной надежности не возникало. Государство просто включало соответствующие дополнительные затраты в тариф. Но по мере формирования конкурентных отношений у компаний становится все меньше экономических стимулов устанавливать и поддерживать работоспособность устройств и систем, обеспечивающих общую системную надежность. Задача рынка системных услуг как раз и состоит в создании таких стимулов.
Системный оператор определяет необходимость предоставления системных услуг, их планируемый объем, затем отбирает их поставщиков и оплачивает эти услуги. Оплата осуществляется за счет средств, полученных из установленного государством тарифа. Чтобы оказывать услуги по обеспечению системной надежности, в рамках которых возможна конкуренция (к примеру, это услуги по регулированию частоты), энергокомпании должны пройти конкурентный отбор.
Благодаря рынку системных услуг в ЕЭС произошли события, которые ранее не происходили никогда. К примеру, в процесс автоматического вторичного регулирования частоты и перетоков мощности теперь включены не только гидроэлектростанции, но и энергоблоки тепловых станций, что расширяет возможности регулирования. А механизма нормированного первичного регулирования частоты, который необходим современной энергосистеме, в ЕЭС России не было в принципе. Теперь этот вид регулирования осуществляют 36 энергоблоков тепловых станций на всей территории Единой энергосистемы.
Фундамент будущих рекордов
На строительство подстанций уходит 2 – 3 года, энергоблоков ТЭЦ и ГРЭС – от 3 до 5 лет, а атомные станции – те вообще строятся по 10 лет. Поэтому энергетику называют «инерционной» отраслью – изменения в ее развитии становятся заметны через несколько лет после того, как будут инициированы. Но экономика и промышленность не согласны ждать, пока за ними подтянется энергетика. Поэтому электроэнергетика должна развиваться опережающими темпами. С другой стороны, нельзя допускать строительства новых объектов генерации и сетей, в которых не будет потребности.
Чтобы оптимизировать процесс строительства и модернизации энергетики, под него должен быть подложен мощный фундамент. Им стала новая система планирования и управления развитием электроэнергетики. С 2010 года действуют утвержденные в октябре 2009 года постановлением правительства РФ Правила разработки и утверждения схем и программ перспективного развития электроэнергетики. Новая система планирования и развития предусматривает трехуровневое планирование: разработку генеральной схемы размещения объектов электроэнергетики (на 15 лет вперед), схемы и программы развития ЕЭС России, включая схему развития единой национальной электрической сети (на 7 лет), схемы и программы развития электроэнергетики субъектов РФ (на 5 лет). В процесс планирования и управления развитием включены субъекты отрасли, региональные и федеральные органы власти и, конечно, инфраструктурные компании – Системный оператор и «ФСК ЕЭС».
Перспективный прогноз потребления электроэнергии, составляемый Системным оператором, – альфа и омега системы управления развитием. Именно на его основе определяется потребность в строительстве генерирующих мощностей и сетевых объектов в том или ином регионе на 15 лет вперед. Кроме того, Системный оператор участвует в формировании генеральной схемы, совместно с ФСК разрабатывает и ежегодно корректирует схему и программу развития ЕЭС России на базе перспективной расчетной модели ЕЭС, участвует в формировании схем и программ перспективного развития электроэнергетики регионов.
Новая система управления развитием электроэнергетики создает основу для сохранения в будущем высоких темпов ввода новых мощностей, необходимых для развития всей российской экономики. По прогнозам специалистов, ввод новых генерирующих мощностей и объектов сетевой инфраструктуры в 2012 году в ЕЭС России удержится на уровне текущего года. Так что рекорд может быть повторен.