Подключение к электросетям вновь смонтированных и реконструируемых электроустановок. Основные принципы выполнения аварийной разгрузки

Минэнерго планирует принять новую модель развития рынка электроэнергии. Активнее всего обсуждается так называемая модель двусторонних договоров, предложенная Юрием Удальцовым. Руководитель Энергетического центра Сколково ГРИГОРИЙ ВЫГОН рассказал корреспонденту "Ъ" о преобразованиях на оптовом рынке электроэнергии и мощности, возможных в результате принятия этой модели.

— От каких недостатков действующей модели рынка электроэнергетики планируется уйти, приняв новую модель?

— Основная проблема действующей модели, появившаяся еще в начале реформирования, когда приватизировали РАО ЕЭС, заключалась в том, что государство ввели в заблуждение по прогнозам потребления электроэнергии. Были заложены слишком высокие темпы роста потребления электроэнергии, и под эти темпы разрабатывались механизмы привлечения инвестиций для строительства новых станций.

Станции стали строить в рамках механизма договоров на предоставление мощности (ДПМ), когда инвестор возвращает вложения с процентами за счет потребителей мощности. То есть избыточные дорогие мощности, которые оказались просто не нужны, легли на потребителя. В этом, на мой взгляд, основной недостаток действующей модели.

— Минэнерго собирается утвердить модель двусторонних договоров Юрия Удальцова. Чем она может быть выгодна в сложившейся ситуации?

— Новая модель будет выгодна прежде всего потребителям электроэнергии, для которых конечная цена должна снизиться.

— Генерирующие компании собираются добиваться пересмотра этой модели: они считают, что вариант Минэнерго приведет к невосполнимому дефициту мощности через пять лет.

— У нас сложился избыток мощности, а с учетом надвигающегося экономического спада он только увеличится. К тому же есть распределенная генерация, люди активно строятся без всяких ДПМ. За период 2009-2012 годов объем введенных мощностей распределенной генерации вместе с проектами "Росатома" и "РусГидро" сопоставим с объемами в рамках ДПМ. Так что риск возникновения дефицита генерирующих мощностей в среднесрочной перспективе минимален.

Генераторы так заявляют потому, что боятся падения цен: если плата за мощность исчезнет, то многие генераторы просто понесут убытки. С другой стороны, сейчас, понимая, что затраты на строительство в рамках ДПМ переложатся на потребителей, компании не заинтересованы в том, чтобы строить дешево.

При угрозе дефицита мощности, если рост спроса не будет покрываться строительством генерации в соответствии с двусторонними договорами, Удальцов предлагает конкурентный механизм строительства генерирующих мощностей. Его идея в том, что отбирают тех, кто может построить дешевле. В этом плане этот механизм может быть хорошей альтернативой ДПМ. Вместе с распределенной генерацией он позволит избежать дефицита мощностей в будущем.

— Каковы риски перехода на новую модель?

— Нет никаких проблем с тем, чтобы постепенно перевести оптовый рынок преимущественно на прямые договоры. Другое дело, как этот механизм будет реализовываться на практике. Возможно, государство директивно обяжет гарантирующих поставщиков (ГП) покупать определенный объем электроэнергии и мощности в рамках договоров, и это может создать ряд проблем.

Например, если сегодня генерирующая компания спокойно получает плату за мощность, а завтра придет к ней ГП и скажет: "Я тут с соседним генератором заключил договор, давай с тобой такой же заключим либо иди на РСВ". Интересно, как будет происходить такой процесс переговоров — я думаю, появится дополнительная работа для ФАС. У нас же толком не сложился рынок сбытовых компаний — ГП, по сути, монополисты. Модель Удальцова предполагает введение слепого аукциона для ГП на заключение договоров, но проконтролировать его чистоту — непростая задача.

По всей видимости, на прямые договоры в первую очередь уйдут те генераторы, у которых наиболее дешевые электроэнергия и мощность, и они будут обеспечивать себе максимально высокую загрузку, на РСВ останутся самые дорогие.

В каком объеме будут заключаться прямые договоры и на каких условиях, никто сегодня четко не представляет. Государство может сказать генераторам; "Заключайте договор с ГП". Если дальше оно скажет: "Заключайте договор по такой-то цене", то это будет опять нерыночная модель. Собственно, еще одно из опасений генераторов заключается в том, что государство будет диктовать, кому, с кем, по какой цене начать заключать договоры. То есть тут не столько сутевая претензия к модели — просто никто не понимает, как это будет реализовано.

— При переходе на договоры мощность и энергия останутся раздельными товарами?

— Пока предполагается, что останутся, по крайней мере, рынок "на сутки вперед" точно никуда не денется. Другое дело, что рынок мощности перестанет быть самостоятельным рынком наряду с рынком электроэнергии. Если рынок мощности все же исчезнет, то цена на РСВ будет частично учитывать условно-постоянные затраты, которые сегодня компенсируются платой за мощность. Может сложиться ситуация — в принципе на конкурентном рынке при переизбытке мощностей она вполне естественна, когда цена на электроэнергию упадет практически до уровня условно-переменных затрат замыкающего производителя.

— Почему предпочтение отдается именно модели Юрия Удальцова?

— Все остальные модели значительно меньше проработаны. То, что генераторы ДПМ-штрих сейчас предлагают,— это некая модификация существующей модели, она сопровождается всеми родовыми травмами ДПМ, и избавиться от них в ее рамках невозможно. Ну и, видимо, у нас не так много людей в стране, которые достаточно хорошо разбираются в том, как работает электроэнергетика. Надо сказать, что в принципе идее модели двусторонних договоров уже несколько лет, ее довольно давно обсуждали на концептуальном уровне.

— Вы лично считаете, будет государство жестко регулировать рынок при новой модели?

— Конечно, будет: электроэнергетика — это же одна из ключевых отраслей. Государство регулирует цену на газ, а цена электроэнергии социально значима и определяет уровень конкурентоспособности российской экономики.

Возможно, будут устанавливать ценовые потолки, чтобы не было резких скачков в пиковый сезон. Эффективность рынка электроэнергии под вопросом, причем не только в России, но и во всех остальных странах, где он давно существует.

В принципе в модели Удальцова такой потолок заложен через балансирующий рынок мощности. Предполагается, что он будет определяться регулирующими органами ценой строительства новой генерации на год вперед. Если государство сможет регулировать рынок таким образом, через установление правил, это будет хорошо. Главное, что это позволит действовать конкурентным механизмам. Если же это будет директивное установление с конкретными параметрами, тогда мы, может быть, и дефицит мощности еще получим. Правда, не через пять лет, а попозже.

К вопросу о государственном регулировании электроэнергетики — замечу, что обсуждаемая модель оптового рынка не касается таких важнейших вещей, как перекрестное субсидирование, регулирование сетей, реформа рынка тепла. Эти темы не относятся непосредственно к модели оптового рынка, но если они будут оставаться нерешенными, то никакое изменение модели рынка не поможет исправить ситуацию в электроэнергетике. Например, именно завышенная сетевая составляющая заставляет потребителей задумываться об автономном электроснабжении. Абсурдная ситуация на рынке тепла, когда когенерация оказывается менее выгодной, чем производство тепла на котельных, приводит к убыткам ТЭЦ и искажениям цен на электроэнергию. Наряду с обсуждением изменения модели рынка именно на этих вопросах надо сконцентрироваться всем: и государству, и разработчикам модели, и генерирующим компаниям, и потребителям.

— Недовольные моделью Юрия Удальцова генерирующие компании смогут добиться ее пересмотра? К ним будут прислушиваться?

— К ним однозначно должны прислушаться, как и ко всем остальным игрокам. Здесь вопрос в аргументации. Сейчас мы не видим открытой дискуссии, последствия перехода на новую модель не просчитаны. Мы как раз планируем организовать такую дискуссию на площадке Сколково, поскольку считаем, что публичное обсуждении новой модели крайне важно для обеспечения прозрачности правил для всех игроков. Электроэнергетика — капиталоемкая отрасль, ее надо на много лет вперед прогнозировать.

Вообще, практика показывает, что нормотворчество в электроэнергетике работает очень плохо. Вот эти вот постановления, которые вступали в силу задним числом и вся отрасль ждала, когда же их наконец опубликуют, потом в них вносились десятки поправок в течение очень короткого промежутка времени (достаточно сказать, что за четыре года — с 2009-го по 2012-й — в правила оптового рынка было внесено 30 поправок, то есть примерно один раз в полтора месяца). Это говорит о том, что реально в электроэнергетике все очень плохо продумывается, планируется и реализуется.

— Это кадровые проблемы?

— Преимущественно — да. Притом что есть организации, которые строят безумно сложные модели, по факту сегодня практически для всех очередная реформа непонятна.

Беседовал Илья Арзуманов

Дефицит мощности энергосистемы представляет собой недостаток мощности в энергосистеме, равный разности между требуемой мощностью энергосистемы при нормальных показателях качества электроэнергии и рабочей мощностью в данный момент времени с учетом перетоков мощности.

Дефицит располагаемой мощности энергосистемы представляет собой недостаток мощности энергосистемы, равный разности между максимальной нагрузкой с потребным полным резервом, с одной стороны, и располагаемой мощностью с учетом перетоков – с другой.

Качество электрической энергии представляет собой степень соответствия параметров электрической энергии их установленным значениям. Требования к качеству электроэнергии устанавливаются в нормативных документах, ТУ на присоединение к электросетям, в договорах энергоснабжения.

Возможен дефицит активной и/или реактивной мощности.

Дефицит активной мощности приводит к снижению частоты электрического тока в энергосистеме, что может вызвать аварийную ситуацию. Предотвратить его можно включением резервных генераторов или отключением части потребителей, применяя автоматическую частотную разгрузку и автоматическое регулирование частоты.

При дефиците реактивной мощности понижается напряжение в энергосистеме и в некоторых особо тяжелых случаях возникает так называемая лавина напряжения, вызывающая аварийное отключение всех потребителей. Лавина напряжения наиболее успешно предотвращается регулированием и форсированием возбуждения генераторов и синхронных компенсаторов, а также правильным выбором компенсирующих устройств в электрических сетях.

При наличии ограничения на присоединение мощности допускается присоединение к электрическим сетям энергопринимающих устройств в пределах величины мощности, не вызывающей ограничений в использовании потребляемой (генерирующей) мощности всех ранее присоединенных к данному сетевому узлу потребителей электрической энергии, либо в заявленном объеме по согласованию с указанными потребителями.

При интенсивном росте подключаемой нагрузки потребителей электрической энергии и одновременном возрастании платы за ее технологическое присоединение возникает замкнутый круг: чем больше потребителей электрической энергии осуществляют технологическое присоединение к электросетям, тем больше увеличивается дефицит мощности генерирующих источников. В условиях такого дефицита мощности присоединение потребителей к электросетям возможно лишь при строительстве новых или модернизации существующих генерирующих источников. Поэтому с целью ликвидации этого дефицита для потребителей электрической энергии вводится непомерно высокая плата на подключение к электросетям, что вызывает масштабный рост хищения электроэнергии и, соответственно, приводит к очередному витку дефицита мощности источников электроэнергии из-за неучтенных нагрузок ее расхитителей.

Поэтому даже при значительных вложениях в электросетевое строительство дефицит мощности генерирующих источников в течение продолжительного времени как минимум останется на прежнем уровне.

Таким образом, в условиях ограничений на присоединяемую мощность в объектах электросетевого хозяйства, к которым надлежит произвести технологическое присоединение, может систематически иметь место невыполнение одного, двух и даже всех трех указанных выше критериев наличия технической возможности технологического присоединения.

Презентация информации
Несколько лет назад в нашей семье останавливался один студент. Предметом его занятий были "Коммуникации". Вскоре выяснилось, что он имел в виду нечто противоположное моему определению этог...

Шпионаж и контрмеры
Если фраза "Всякое знание приносит пользу" является лозунгом промышленного шпионажа, то лозунгом его потенциальных жертв должно стать предупреждение "Будь начеку". Цель этой глав...

Техника безопасности
Электрическая энергия – штука слишком серьезная, чтобы с ней можно было шутить. В учебных заведениях, где готовят электриков, техника безопасности выделена в отдельный предмет, по которому студенты...

ДЕФИЦИТ МОЩНОСТИ

(от лат. deficit - недостаёт) в электроэнергетических системах - недостаток мощности электрической с учётом ограничений передачи её по ЛЭП. Дефицит активной мощности возникает в результате анарийного отключения крупных генераторов, трансформаторов или ЛЭП; при этом снижается частота электрич. тока, что может вызвать повреждение оборудования электростанций и перебои в питании потребителей, а в предельном случае - развал системы вследствие т. н. лавинного снижения частоты. Для устранения аварийного состояния системы применяют автоматическую частотную разгрузку и автоматическое включение резерва . При дефиците реактивной мощности понижается напряжение в нек-рых пунктах системы и в предельном случае возможна "лавина напряжения" - нарастающее его снижение с нарушением электроснабжения. Лавина напряжения наиболее успешно предотвращается регулированием и форсированием возбуждения генераторов и синхронных компенсаторов, а также правильным выбором мощности и мест установки компенсирующих устройств. Вероятность Д. м. тем меньше, чем выше резерв активной и реактивной мощностей.

Большой энциклопедический политехнический словарь . 2004 .

Смотреть что такое "ДЕФИЦИТ МОЩНОСТИ" в других словарях:

дефицит мощности - — [Я.Н.Лугинский, М.С.Фези Жилинская, Ю.С.Кабиров. Англо русский словарь по электротехнике и электроэнергетике, Москва, 1999 г.] Тематики электротехника, основные понятия EN capacity deficiency …

Состояние энергосистемы, когда суммарная активная или реактивная мощность электростанций системы недостаточна для обеспечения потребителей электроэнергией нужного качества. Возможен Д. м. активной, приводящий к снижению частоты… … Большая советская энциклопедия

Недостаток мощности в энергосистеме, равный разности между требуемой мощностью энергосистемы при нормальных показателях качества электрической энергии и рабочей мощностью в данный момент времени с учетом перетоков мощности [ГОСТ 21027 75]… … Справочник технического переводчика

- – недостаток мощности в энергосистеме, равный разности между требуемой мощностью энергосистемы при нормальных показателях качества электроэнергии и рабочей мощностью в данный момент времени с учетом перетоков мощности. [ГОСТ 21027 75]… … Энциклопедия терминов, определений и пояснений строительных материалов

дефицит мощности в энергосистеме - Недостаток электрической мощности с учётом ограничений передачи по электросетям. [А.С.Гольдберг. Англо русский энергетический словарь. 2006 г.] Тематики энергетика в целом EN power system deficiency … Справочник технического переводчика

дефицит мощности энергосистемы - 3.1.9 дефицит мощности энергосистемы: Недостаток мощности в энергосистеме, равный разности между требуемой мощностью энергосистемы при нормальных показателях качества электрической энергии и рабочей мощностью в данный момент времени с учетом… … Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации

English: Disposal power Недостаток мощности в энергосистеме, равный разности между требуемой мощностью энергосистемы при нормальных показателях качества электроэнергии и рабочей мощностью в данный момент времени с учетом перетоков мощности (по… … Строительный словарь

Дефицит мощности энергосистемы - – недостаток мощности в энергосистеме, равный разности между требуемой мощностью энергосистемы при нормальных показателях качества электроэнергии и рабочей мощностью в данный момент времени с учетом перетоков мощности. ГОСТ 21027 75 … Коммерческая электроэнергетика. Словарь-справочник

дефицит (активной) мощности - дефицит энергии — [Я.Н.Лугинский, М.С.Фези Жилинская, Ю.С.Кабиров. Англо русский словарь по электротехнике и электроэнергетике, Москва, 1999 г.] Тематики электротехника, основные понятия Синонимы дефицит энергии EN power shortage … Справочник технического переводчика

дефицит располагаемой мощности энергосистемы - Недостаток мощности энергосистемы, равный разности между максимальной нагрузкой с потребным полным резервом с одной стороны и располагаемой мощностью с учетом перетоков с другой [ГОСТ 21027 75] Тематики электроснабжение в целом Обобщающие термины … Справочник технического переводчика

Книги

• Силовая электроника от простого к сложному + CD , Семенов Борис Юрьевич. Силовая электроника - стремительно развивающееся направление техники, целью которого является снижение масс и габаритов устройств питания электронной аппаратурыи электродвигателей. Сегодня…
• Силовая электроника: от простого к сложному. 2-е издание, исправленное , Семенов Б.. Силовая электроника - стремительно развивающееся направление техники, целью которого является снижение масс и габаритов устройств питания электронной аппаратурыи электродвигателей. Сегодня…

Страница 18 из 35

3-5. Обеспечение устойчивости энергосистем с дефицитом мощности после их отделения от энергообъединения

Общие положения.

На аварийное отклонение частоты энергосистемы накладываются ограничения как по условиям работы основного и вспомогательного оборудования электростанций, так и в соответствии с требованиями ряда потребителей. При отделении энергосистем с дефицитом мощности от энергообъединения происходит полная загрузка находящихся в работе агрегатов, и, если в результате этого не ликвидируется возникший дефицит, аварийно снижается частота. При этом снижается производительность механизмов собственных нужд электростанций (в первую очередь питательных электронасосов- ПЭН тепловых электростанций), что приводит через некоторое время к уменьшению генерируемой мощности и дальнейшему снижению частоты. Если в процессе снижения частоты быстро не отключить часть потребителей, то может начаться лавинообразное снижение частоты, приводящее к полному развалу энергосистемы с погашением большей части или даже всех потребителей энергосистемы. Это наиболее тяжелая авария.

Работа тепловых электрических станций при понижении частоты - один из важнейших вопросов при анализе устойчивости энергосистем с дефицитом мощности. Прекращение подачи воды в котел происходит при некотором значении частоты /кр, называемом критическим. При критической частоте развиваемое ПЭН давление становится равным статическому давлению (в барабанном котле это давление в барабане, в прямоточном - давление в парогенерирующей части).

Рис. 3-22. Кривая предельно допустимого времени работы блоков 150-200 МВт с барабанными котлами при понижении частоты .

В настоящее время основная часть мощности производится тепловыми электрическими станциями с блоками мощностью 150-300 МВт. Экспериментальный материал по поведению этих агрегатов при снижении частоты пока еще невелик, однако уже могут быть сделаны некоторые определенные выводы.
По данным Среднеазиатского отделения треста ОРГРЭС для тепловых электростанций высокого давления с блоками 150-200 МВт значения критической частоты /кР=38-45 Гц (наименьшее значение частоты соответствует блокам 150 МВт с прямоточными котлами при наличии регуляторов давления пара перед турбиной «до себя», наибольшее - блокам 200 МВт с барабанными котлами). Как показали исследования, выполненные этим отделением ОРГРЭС для блоков 150-200 МВт, длительная работа блоков с барабанными котлами на пониженной частоте без разгрузки блока вручную персоналом невозможна, поскольку будет достигнута уставка срабатывания защиты от упуска воды в барабане, и блок будет отключен. Рассчитанная на основании экспериментальных данных кривая предельно допустимого времени работы блоков 150-200 МВт с барабанными котлами при понижении частоты приведена на рис. 3-22. Для переходного процесса с изменяющейся частотой в приведена методика интегральной оценки допустимости работы блока. Исследования показывают, что если длительность переходного процесса снижения частоты не превышает 60-70 с і (что, как показано ниже, должно обеспечиваться автоматической частотной разгрузкой), блок не отключается защитами. Если переходный процесс с пониженной частотой более длителен, следует произвести оценку возможности работы блока при снижении уровня воды в барабане котла по соответствующим критериям.
Блоки с прямоточными котлами иногда работают с так называемыми регуляторами давления пара перед турбиной «до себя» (РДС), которые поддерживают постоянство давления перед турбиной путем воздействия на регулирующие клапаны турбины. Проведенные исследования показали, что при длительном снижении частоты до 45 Гц блоки с включенными регуляторами снижают мощность на 23-27%, при этом установившееся значение достигается через 2-4 мин. Поскольку давление пара перед турбиной при этом поддерживается неизменным, блок может неограниченно долго работать при пониженной частоте без каких-либо нарушений технологического режима. Однако, как показано ниже, РДС препятствует мобилизации имеющихся резервов мощности на блоке и в настоящее время согласно он должен при снижении частоты автоматически выводиться из работы. Если регулятор давления «до себя» отключен, то при снижении частоты до 45 Гц в статическом режиме через 3,5-7 мин блок снижает мощность примерно на 14%. При этом давление пара перед турбиной падает на 30-40%, что может привести к срабатыванию защиты от понижения давления. Таким образом, длительная работа с пониженной частотой для блоков с прямоточными котлами является опасной. Однако в переходных процессах с пониженной частотой, продолжающихся 30-60 с, как это обычно бывает при работе частотной разгрузки, опасного снижения давления не происходит. Поскольку, как указывалось выше, имеющийся экспериментальный материал по поведению блоков при снижении частоты еще невелик, необходимо продолжить исследования в этом направлении, особенно применительно к блокам мощностью 300 МВт и более.
Другой опасностью возникающей при снижении частоты в энергосистемах, является возможность развития «лавины напряжения», приводящей к массовому отключению потребителей, в том числе и ответственных. «Лавина напряжения» может возникнуть вследствие увеличения потребления реактивной мощности в узлах нагрузки из-за снижения частоты и уменьшения генерируемой реактивной мощности (в связи с реакцией некоторых АРВ и систем возбуждения на снижение частоты). Отключая часть менее ответственной нагрузки, можно избежать полного обесточения потребителей.
Аварийные ситуации со снижением частоты после возникновения дефицита мощности и исчерпания имеющихся свободных резервов генераторной мощности предотвращаются прежде всего отключением части потребителей. Целью отключения потребителей является предотвращение возникновения «лавины частоты» и остановки электростанций с потерей питания механизмов собственных нужд. Если сохранить электростанции в работе, электроснабжение потребителей можно восстановить достаточно быстро. Если не отключить потребителей, то их электроснабжение все равно прекратится в результате возникновения лавины частоты, но при этом все или часть электростанций будут остановлены с потерей собственных нужд, при этом для восстановления электроснабжения потребителей потребуется значительное время.
В качестве основного мероприятия, предотвращающего опасное развитие аварии при возникновении дефицита мощности, используется автоматическая частотная разгрузка (АЧР). Опыт эксплуатации этих устройств в течение почти 30 лет показал их высокую эффективность. Ежегодно с помощью АЧР предотвращается несколько десятков тяжелых аварий с дефицитом мощности. Естественно, что для предотвращения снижения частоты прежде всего должны быть мобилизованы имеющиеся свободные резервы генераторной мощности электростанций. Для этого не должна допускаться работа турбин с ограничителями мощности. Быстрота действия систем регулирования скорости паротурбинных агрегатов позволяет набирать дополнительную нагрузку за доли секунды, причем, если по условиям паропроизводительности котлов нагрузка не может быть длительно сохранена, она может в дальнейшем быть ограничена по мощности котлов, однако даже кратковременное увеличение генерируемой мощности важно для уменьшения величины и длительности снижения частоты.
На гидроэлектростанциях, обладающих большей, чем у паротурбинных агрегатов, инерционностью системы регулирования, могут применяться специальные устройства ускорения набора нагрузки при понижении частоты, исключающие в этих условиях изодромный элемент регулятора скорости. На электростанциях, агрегаты которых оснащены устройствами автоматического регулирования активной мощности (АРМ), также должна исключаться возможность блокирования первичных регуляторов скорости, а при снижении частоты должна обеспечиваться возможно более полная и быстрая мобилизация имеющихся свободных резервов мощности с помощью, например, частотных корректоров.

Основные принципы выполнения аварийной разгрузки.

На первых этапах внедрения АЧР ее построение и расчеты выполнялись исходя из ориентации на работу разгрузки в основном в отдельной изолированной энергосистеме. Количество очередей и устройств разгрузки принималось небольшим, при этом мощность каждой очереди выбиралась из условия восстановления частоты в этой энергосистеме от уставки данной очереди до значения, близкого к номинальному. Одним из требований, предъявляемых к разгрузке, являлось обеспечение селективности действия очередей. В результате такого подхода мощность каждой очереди разгрузки была значительной, а ступени по частоте - большими. Изложенные принципы в условиях изолированных энергосистем были вполне удовлетворительны, а действие разгрузки эффективно.
По мере характерного для последних лет процесса объединения энергосистем увеличиваются их территориальная протяженность, установленная мощность, количество параллельно работающих электростанций. В отличие от изолированных энергосистем, особенностью крупных энергообъединений является многообразие возможных аварийных ситуаций с дефицитом мощности. Аварийный дефицит может охватывать самую различную территорию - район, одну энергосистему, группу энергосистем, все объединение в целом. Аварийные отключения линий электропередачи или шин узловых подстанций, приводящие к разделению энергообъединений и выделению отдельных районов, возможны в самых различных сочетаниях. Дефицит мощности может являться следствием отключения единственной связи, отключения нескольких связей из-за нарушения устойчивости электропередач, отключения части генераторов вследствие возникновения асинхронного режима в энергосистеме и т. д.
Как показывает анализ аварийных ситуаций, зачастую авария в крупном энергообъединении развивается так сложно, что заранее при расчетах бывает трудно предусмотреть такое развитие аварии. При анализе дефицитов мощности для выбора АЧР необходимо учитывать разнообразие режимов, определяемое сезоном, днями недели (рабочие, выходные, праздничные, предвыходные) , временем суток, проведением ремонтных работ на электростанциях и в сетях и т. д. Таким образом, в условиях современных крупных энергообъединений определение максимально возможных дефицитов мощности, их мест возникновения и распространения становится задачей многовариантной и в значительной степени вероятностной.
В этих условиях, как показали опыт эксплуатации и анализ системных аварий, прежние принципы выполнения АЧР, основанные на выполнении разгрузки небольшим количеством крупных по мощности очередей, оказались в целом ряде случае неэффективными. В условиях многообразия возможных аварийных ситуаций с дефицитом мощности в одних случаях после работы АЧР происходили излишнее отключение потребителей и подъем частоты выше номинальной, а в других случаях после действия АЧР не происходило необходимого подъема частоты (имело место «зависание» частоты).
Дальнейшее развитие режимных принципов выполнения АЧР применительно к объединенным энергосистемам проводилось в последние годы под руководством Е. Д. Зейлидзона и С. А. Совалова . Эти принципы претерпели существенное изменение, и поэтому их целесообразно рассмотреть более подробно.
Поскольку, как указывалось выше, вопрос анализа поведения блочных тепловых агрегатов при снижении частоты проработан еще недостаточно, на основании имеющегося опыта эксплуатации к автоматической частотной разгрузке предъявляются следующие требования: не допускается даже кратковременное снижение частоты ниже 45 Гц, время работы с частотой ниже 47 Гц не должно превышать 20 с, а с частотой ниже 48,5 Гц - 60 с . Выполняемая в настоящее время разгрузка учитывает многообразие возможных аварий, различный характер их протекания (дефициты мощности, имеющие различные значения и районы распространения, разный характер реализации резервов мощности, срабатывания устройств разгрузки и т. д.). Достигается этот эффект, прежде всего, за счет большого числа очередей АЧР, ступени между которыми взяты минимальными; при этом мощность, приходящаяся на каждую очередь, существенно меньше, чем при применявшемся ранее малом числе очередей. Автоматическая частотная разгрузка разбивается на две категории: АЧР1, очереди которой отличаются только уставками по частоте (диапазон 46,5 Гц -48,5 Гц, общая уставка по времени 0,3-0,5 с, минимальная ступень по частоте 0,1 Гц), и АЧРП, очереди которой имеют общую уставку по< частоте в диапазоне 48,5-48,8 Гц и различные уставки по времени (от 5 до 60-90 с, минимальная ступень 3 с).


Рис. 3-23. Кривая изменения частоты при возникновении в энергосистеме дефицита мощности и действии АЧР.

Назначение быстродействующих очередей АЧР1- приостановить снижение частоты, цель АЧРП - восстановить частоту после действия АЧР1, ликвидировать возможно зависание частоты, а также предотвратить снижение частоты при сравнительно медленных (аварийных снижениях генерируемой мощности.
На рис. 3-23 показана кривая изменения частоты при возникновении дефицита мощности и действия АЧР. По мере снижения частоты срабатывают очереди АЧР1 со все более низкими уставками по частоте, а по мере восстановления частоты - очереди АЧРП со все большими уставками по времени. Чем больше число очередей, тем более гибкой становится вся система разгрузки. Основным достоинством такой системы разгрузки является то, что она практически является «самонастраивающейся» с точки зрения объема отключаемой нагрузки, поскольку вне зависимости от величины дефицита мощности, его распространения, характера мобилизации резерва, постоянных времени и регулирующего эффекта нагрузки по частоте и т. д. объем отключаемой нагрузки в подавляющем большинстве случаев примерно равен возникшему дефициту мощности.
Эффект «самонастройки» с точки зрения дозировки отключаемой нагрузки позволяет выбирать объем АЧР с запасом без опасения излишнего отключения потребителей. Это особенно важно в объединенных энергосистемах, где необходимость запаса диктуется следующими причинами: во-первых, величина возникающего дефицита зависит от многих факторов, имеющих вероятностный характер (как показывает анализ аварий, никогда нет гарантии, что возникший в процессе развития аварийной ситуации дефицит мощности не будет превосходить максимальный расчетный), во-вторых, во многих случаях должен быть предусмотрен запас по режимам выходных, праздничных дней и режиму ночного минимума .

При анализе схем и режимов работы энергосистем должны быть выявлены наиболее тяжелые по дефицитам мощности аварийные ситуации. При этом должны быть рассмотрены реально возможные наложения как аварийных, так и ремонтных режимов, начиная с элементарных узлов и кончая энергообъединением в целом. Объем АЧР в отдельных узлах (районах) выбирается по наиболее жесткому из требований предотвращения развития местных и общесистемных аварий. Выбранные объемы АЧР целесообразно равномерно распределять по очередям АЧР в принятых диапазонах уставок по частоте и времени. Это значительно упрощает расчеты. При отклонении от равномерного распределения желательным следует считать увеличение объема АЧР1 в области более высоких уставок по частоте.


Рис. 3-24. Различные случаи протекания аварии с дефицитом мощности.
1 - значительный дефицит мощности;
2 - повторяющееся медленное снижение частоты.

Потребителей следует подключать к АЧР с учетом их ответственности: по мере возрастания ответственности они должны присоединяться к очередям с меньшей вероятностью срабатывания (имеющим более низкие уставки по частоте АЧР1 и большие выдержки времени в АЧРН). В большинстве случаев мощности, отключаемые АЧР1 и АЧРП, приблизительно пропорциональны объемам этих категорий разгрузки. Однако при различных авариях в ряде режимов могут в разной степени срабатывать различные категории разгрузки: при авариях со значительными дефицитами мощности (рис. 3-24) срабатывают значительная доля (а в отдельных случаях и вся) АЧР1 и незначительная доля (несколько первых очередей) АЧРП, при авариях с медленным повторяющимся снижением частоты (рис. 3-24) соотношение сработавших очередей обратное. В результате этого могут иметь место случаи, когда одной категорией разгрузки будут отключены более ответственные потребители, в то время как менее ответственные потребители в другой категории разгрузки останутся в работе.
Наряду с трудностями соблюдения строгой последовательности отключения устройствами АЧР потребителей по мере возрастания их ответственности серьезные трудности в выполнении АЧР возникают также при возможности возникновения достаточно больших дефицитов (более 40-50%). В таких случаях как показано в с учетом запаса суммарный объем АЧР оказывается весьма большим и в энергосистемах возникают затруднения с выполнением такого большого объема разгрузки.
Обе эти проблемы в значительной степени снимаются при переходе от раздельного действия АЧР1 и АЧРП на отключение различных потребителей к принципу совмещения действия обеих категорий разгрузки на отключение одних и тех же потребителей. Это достигается тем, что очереди АЧР1 дополняются вторым пуском от АЧРП (рис. 3-25). При этом очереди АЧР1 с более низкими уставками по частоте совмещаются с очередями АЧРП, имеющими более высокие уставки по времени (для упрощения на рис. 3-25 принято, что выдержка времени очередей АЧР1 /ачр1 = 0). В противном случае не соблюдается порядок отключения потребителей по степени их ответственности. При таком совмещении часть очередей АЧРП, имеющих начальные уставки по времени и предназначенных для подъема частоты после действия АЧР1, следует оставлять несовмещенными, иначе при наиболее частых, отличных от максимальных дефицитах мощности (за счет того, что при действии АЧР1 будут отключены потребители, подключенные к первым очередям АЧРП), процесс восстановления частоты затянется, поскольку частота будет восстанавливаться только в результате действия последних очередей АЧРН. В случае максимального расчетного дефицита мощности полное время действия разгрузки будет определяться конечными уставками АЧРП.

Рис. 3-25. Принцип совмещения действия АЧР1 и АЧРН на отключение одних и тех же потребителей.
а - последовательность работы очередей при аварии с большим дефицитом мощности; б - последовательность работы очередей при аварии с незначительным дефицитом мощности; t1-t9 - уставки по частоте очередей АЧР1;
АЧРП - eставка по частоте очередей АЧРН. 1Х - уставка по времени
очередей АЧРП; -- совмещение очередей; X - моменты срабатывания очередей.

Совмещение действия АЧР1 и АЧРП на отключение одной и той же нагрузки позволяет гибко использовать один и тот же объем потребителей для разных категорий разгрузки при различном протекании аварии (быстрое глубокое снижение частоты, медленное нарастание дефицита мощности при каскадном развитии аварии и т. д.), т. е. несколько сократить принимаемый запас, и в то же время обеспечивает более строгую последовательность отключения потребителей по мере возрастания их ответственности.
Согласно во всех энергосистемах должен производиться постепенный переход к совмещенному принципу выполнения АЧР. Особенно важен переход к этому принципу прежде всего там, где трудно обеспечить необходимый запас в объеме разгрузки при раздельном выполнении ее категорий. Перспективным является также применение АЧР с изменяющимися во времени уставками по частоте . Обладая всеми преимуществами совмещенной разгрузки, эта система позволяет несколько уменьшить снижение частоты и ускорить ее подъем, но требует специальной аппаратуры, разработка которой ведется.
Принцип выполнения современной разгрузки с большим числом малых по мощности очередей дает возможность восстановить частоту в большинстве случаев не выше уставки по частоте АЧРП, т. е. до уровня 48,5- 48,8 Гц. Задача дальнейшего восстановления частоты возлагается на диспетчера. Для быстрой ликвидации аварийной ситуации зачастую возникает необходимость подъема частоты до ее значения, обеспечивающего ресинхронизацию района (энергосистемы) с дефицитом мощности или его автоматическую синхронизацию (АПВУС) после отключения питающей линии. Эта задача может быть эффективно решена путем автоматического повышения частоты возврата устройства АЧРП до необходимого уровня после запуска этих устройств. Широкое применение этого мероприятия, как, например, показывает опыт Латвэнерго, позволяет автоматически восстановить нормальную работу энергосистемы за 2-3 мин даже при возникновении достаточно большого дефицита.

Процесс изменения частоты в переходном режиме может быть представлен в виде суммы нескольких экспоненциальных кривых.
Установившееся отклонение частоты после действия АЧР и отключения мощности -£дЧр может быть рассчитано по формуле, Гц:

(3-20)
где /о - исходное значение частоты, Гц.
Если число очередей разгрузки велико, АЧР1 можно представить в виде непрерывной разгрузки, характеризуемой некоторым регулирующим эффектом [(плотностью) ЛдЧР1, который зависит от объема АЧР1 и предельных уставок по частоте. При равномерном распределении мощности потребителей по заданному диапазону частот ОТ верхней /в до нижней /н уставок по частоте плотность может быть рассчитана по выражению, отн. ед.:

(3-21)
где ЯАЧР1 -суммарная мощность потребителей, подключенных к АЧР1.
Приближенно, без учета времени действия устройств АЧР1 и при неизменной величине Яг установившееся после действия АЧР1 значение частоты может быть определено по формуле, Гц:

(3-22)
Действительное установившееся значение частоты до работы АЧРП будет несколько выше, а наименьшее значение в переходном процессе - ниже за счет времени действия устройств АЧР и времени действия выключателей. Эта разница будет тем больше, чем больше значение дефицита мощности и время действия АЧР. Точную зависимость /=кр(/) при большом числе очередей в настоящее время рассчитывают с помощью ЦВМ; приближенно ее можно рассчитать, группируя несколько смежных очередей в одну.

В отдельных энергосистемах или районах при возникновении значительных дефицитов мощности АЧР может оказаться неэффективной из-за резкого и глубокого снижения частоты и напряжения. В этих условиях возможно нарушение нормальной работы как электростанций, так и значительной части потребителей. Здесь можно выделить следующие аварийные ситуации:
возникновение значительного (более 40-50%) дефицита активной мощности, при наличии которого даже при действии АЧР частота снижается ниже 45 Гц;
возникновение наряду с дефицитом активной мощности значительного дефицита реактивной мощности, опасного с точки зрения «лавины напряжения». Отметим, что в этом случае определяющим не обязательно является режим с максимальным дефицитом активной мощности, сопровождающимся обычно и большим дефицитом реактивной мощности, а, например, режим с отключением ближайшего к узлу нагрузки источника питания небольшой мощности.
В энергосистемах и районах, где возможно возникновение подобных аварийных ситуаций, должны предусматриваться помимо АЧР устройства так называемой дополнительной разгрузки. Их цель - ускорение отключения потребителей и увеличение объема отключаемой нагрузки. При больших дефицитах активной мощности такую разгрузку можно выполнять или по фактору значительной скорости снижения частоты, или по другим факторам, характеризующим значительный местный дефицит мощности в данной энергосистеме (или районе) помимо изменения частоты, например по фактору отключения какого-либо элемента (агрегата, линии, трансформатора) с контролем величины и направления мощности в предшествующем режиме или без него, по фактору изменения величины или направления тока, мощности в элементах сети и т. д., возможно применение телеотключения, в том числе и циркулярного. Дополнительная разгрузка при больших дефицитах активной мощности должна иметь минимальную выдержку времени.
Допускается использовать для АЧР и дополнительной разгрузки одних и тех же потребителей. При этом объем АЧР должен быть таким, чтобы удовлетворялись требования ликвидации общесистемных дефицитов мощности, а объем дополнительной разгрузки таким, чтобы удовлетворялись требования ликвидации значительных местных дефицитов мощности.
Кроме применения устройств АЧР и дополнительной разгрузки эффективным мероприятием по ликвидации аварий со значительными дефицитами мощности является применение делительной автоматики по частоте, отделяющей электростанцию с целью сохранения ее собственных нужд от остальной энергосистемы с примерно сбалансированной нагрузкой. Делительная автоматика применяется для резервирования АЧР и дополнительной разгрузки и должна устанавливаться на всех тепловых электростанциях, для которых она может быть выполнена по условиям работы (схема электростанций, ее положение в сети, теплофикационный режим и т. д.). Кроме того, такая делительная автоматика в ряде случаев может заменять дополнительную разгрузку, в частности, если выполнение дополнительной разгрузки связано с большими трудностями (потребитель сильно рассредоточен по энергосистеме, нет возможности быстро отключить крупную подстанцию из-за ответственных потребителей и т. д.); если по каким-то причинам временно имеет место недостаточный объем разгрузки; если нагрузка, питание которой сохраняется, имеет высокую степень ответственности, а нагрузка, отключаемая действием обычной АЧР до или после отделения электростанции, менее ответственна.
Делительную автоматику по частоте следует согласно выполнять с двумя пусковыми органами: одним - с частотой срабатывания 45-45,5 Гц и временем срабатывания 0,5 с, и другим - с частотой срабатывания около 47 Гц и временем срабатывания 30-40 с. В отдельных случаях, в частности при недостаточном объеме разгрузки, допускается принимать уставки делительной автоматики по частоте равными 46,5-47,5 Гц и по времени не более 1 с, т. е. допускать ее неселективное по отношению к АЧР действие.
Следует особо указать на важность установки делительной автоматики по частоте, фактически являющейся последним автоматическим средством, позволяющим сохранить в работе электрические станции. Как показывает опыт эксплуатации, ряд аварий с дефицитом мощности закончился остановкой электростанций с потерей ими собственных нужд именно из-за отсутствия или неправильного выбора уставок делительной автоматики по частоте. В качестве примера можно привести аварию, описанную в гл. 1 (см. рис. 1-4), закончившуюся полным погашением района в значительной степени из-за того, что на двух из трех работавших тепловых электростанций делительная автоматика по частоте совсем отсутствовала, а на третьей имела выдержку времени 11 с, т. е. отделение станции произошло уже при очень низком значении частоты и не могло предотвратить ее полную остановку.

Некоторые особенности работы тепловых электростанций при авариях с понижением частоты.

В настоящее время основная часть мощности вырабатывается на тепловых электростанциях с энергоблоками мощностью 150, 200, 300 МВт, а в будущем намечается широкое использование блоков 500 и 800 МВт. С ростом доли энергоблоков в общей мощности энергосистем и расширением их регулировочного диапазона в часы не максимальной нагрузки возможно появление значительных резервов мощности. При возникновении аварийной ситуации и снижении частоты этот резерв мог бы быть реализован и частота в энергосистеме восстановлена. Однако процесс мобилизации мощности тепловых электростанций существенно зависит от вида автоматики регулирования этих станций . В ряде случаев этот резерв реализовать не удается. Автоматической мобилизации резерва при аварийном снижении частоты препятствуют:
работа энергоблоков с регуляторами давления пара «до себя» (РДС). Эти регуляторы при изменении давления пара перед турбиной воздействуют через механизм изменения числа оборотов на регулирующие клапаны турбины до тех пор, пока давление не восстановится до номинального значения. При снижении частоты в первый момент блок, работающий с резервом, набирает мощность, давление перед турбиной снижается и регулятор «до себя», воздействуя на регулирующие клапаны турбины, снижает мощность блока, препятствуя мобилизации резерва, до тех пор, пока не восстановится номинальное давление перед турбиной. Таким образом, РДС блокируют действие регуляторов скорости турбин*. Такие регуляторы были включены на многих блоках с прямоточными котлами;

* Аналогично регуляторы «до себя» препятствуют автоматической разгрузке турбин при повышении частоты.

работа энергоблоков на скользящем давлении при всех полностью открытых клапанах турбины. Такие блоки не реагируют на колебания частоты в сети, их мощность изменяется не за счет открытия клапанов турбины, а за счет изменения параметров пара;
наличие на блоках устройств автоматического регулирования мощности (АРМ) без частотных корректоров, что приводит к блокировке действия регуляторов скорости турбин;
работа энергоблоков с ограничителями мощности.
По этим причинам в ряде энергосистем имели место случаи отключения части потребителей устройствами АЧР при наличии на тепловых электростанциях резерва мощности, достаточного для предотвращения снижения частоты до уставок первых очередей АЧР.

В качестве примера может быть рассмотрено явление, которое впервые было экспериментально обнаружено ОДУ Северо-Запада и НИИПТ . Три энергосистемы отделились от ОЭС с небольшим дефицитом мощности, в результате чего частота первоначально снизилась с 50 до 49,3 Гц (рис. 3-26,а). На двух электростанциях в отделившихся энергосистемах имелся достаточный резерв мощности, в основном, на энергоблоках с прямоточными котлами, при этом четыре энергоблока 150 МВт и один энергоблок 300 МВт этих ГРЭС работали с регуляторами давления «до себя».


Рис. 3-26. Изменение частоты (а), давления острого пара перед турбиной (б) и мощности энергоблока (в) при возникновении дефицита мощности (регулятор давления «до себя» включен).

Вначале блоки в результате действия регуляторов скорости набрали нагрузку (рис. 3-26,в), а затем регуляторы «до себя» в течение 30- 60 с разгрузили их до уровня ниже предаварийного. Это привело к снижению частоты до 47,8 Гц (рис. 3-26,а), в результате чего действием АЧРИ были отключены потребители суммарной мощностью 270 МВт, хотя в предаварийном режиме резерв приблизительно вдвое превосходил эту величину. Таким образом, действие регуляторов воспрепятствовало мобилизации резерва и, кроме того, привело к развитию аварийной ситуации. К подобным последствиям могут приводить и работа энергоблоков на скользящем давлении при полностью открытых клапанах турбин и при наличии устройств АРМ без частотной коррекции.
В настоящее время работа турбин на скользящем давлении допускается только при полностью открытых четырех клапанах , что сохраняет возможность приема нагрузки блоком (хотя и незначительной) при снижении частоты. Условия включения ограничителей мощности и АРМ регламентированы . Включение регулятора давления «до себя» допускается в виде исключения при неустойчивом режиме на котле для поддержания в нормальных режимах номинального давления пара перед турбиной на энергоблоках с пылеугольными прямоточными котлами. На остальных энергоблоках с пылеугольными и газомазутными котлами регуляторы «до себя» должны быть переведены в стерегущий режим (т. е. с зоной нечувствительности по давлению). При этом регуляторы «до себя» должны при авариях с повышением и понижением частоты автоматически выводиться из работы .
Проблема автоматической мобилизации резерва мощности на энергоблоках современных крупных тепловых электростанций с высокими и сверхвысокими параметрами пара может быть решена с помощью так называемых главных регуляторов котла, т. е. регуляторов, воздействующих при изменении режимных параметров на изменение расхода топлива, подаваемого в котел. Такой регулятор при снижении давления пара перед турбиной в результате снижения частоты и действия регулятора скорости увеличивает подачу топлива в котел и соответственно мощность турбины до тех пор, пока давление не восстановится до нормального.
Б предписывается произвести на всех блочных тепловых электростанциях наладку и ввести в работу главные регуляторы или другие более совершенные устройства авторегулирования, обеспечивающие работу котла в регулировочном режиме.
Проведенные в тресте ОРГРЭС испытания выявили большие возможности восприятия набросов нагрузки энергоблоками , которые не используются при работе с регуляторами «до себя» или при работе на скользящем давлении при всех полностью открытых регулирующих клапанах турбины. Являясь важным средством мобилизации резерва мощности тепловых электростанций, главный регулятор также существенно снижает время выхода блока на новую установившуюся нагрузку (рис. 3-27). Отметим при этом, что эффективная работа главного регулятора возможна только при хорошей работе всей системы регулирования котла и котельной автоматики.
В ряде энергорайонов с дефицитом мощности, в состав которых входят ТЭЦ (это относится в первую очередь к нефтеперерабатывающей, металлургической и химической промышленности), при авариях, сопровождавшихся понижением частоты, наблюдались следующие явления. В процессе ликвидации аварийной ситуации потребители, отключенные АЧР, прекращали одновременно потребление тепловой нагрузки (пара).


Рис. 3-27. Изменение нагрузки турбины при воздействии через главный регулятор. Блок 300 МВт Костромской ГРЭС (котел ТГМП-114, турбина К-300-240 Л М3). Исходная нагрузка 160 МВт (данные ОРГРЭС).
1 - без воздействия на котел, наброс 20% номинальной мощности; 2 - с воздействием на котел через главный регулятор, наброс 33% номинальной мощности.

Снижение тепловой нагрузки ТЭЦ в свою очередь снижало ее электрическую мощность. Таким образом, отключение части потребителей электроэнергии в результате действия АЧР в конечном итоге еще больше увеличило возникший дефицит мощности. По данным ОРГРЭС отключение некоторых видов нагрузки, потребляющей также и пар, может иногда приводить к снижению мощности ТЭЦ на величину, в 3-5 раз превышающую мощность отключенной нагрузки. Этот вопрос для ряда энергосистем (Башкирэнерго, Татэнерго, Кузбассэнерго и др.) является весьма острым.
Эту проблему можно решить увеличением числа устройств АЧР, установкой их непосредственно у потребителей (а не на крупных питающих линиях) и отключением большого числа мелких по мощности потребителей, не связанных с потреблением пара. В целом эта задача требует более детальной проработки, изучения технологии потребителей и т. д. Работа в этом направлении проводится в настоящее время трестом ОРГРЭС и рядом энергосистем.

Одной из основных целей реформы РАО ЕЭС, согласно замыслу ее создателей и воплотителей, было желание привлечь частных инвесторов в отечественную электроэнергетику. Подразумевалось, что "частники" снимут с государства изрядную долю нагрузки по введению новых мощностей, и при этом будут конкурировать между собой, внедряя новые технологии и снижая цены для конечных потребителей.

Чуда не произошло. Тарифы для потребителей как росли, так и продолжают расти. А с вводом новых мощностей сложилась двойственная ситуация. С одной стороны, за один только 2011г. в строй введено электростанций больше, чем за несколько предыдущих лет. С другой - события текущего года привели к тому, что ряд компаний (в основном государственных) уже заявил о грядущем сокращении капитальных затрат, а остальные пока ограничиваются выполнением минимального объема обязательств, взятого на себя при заключении договоров на предоставление мощности.

Сколько надо строить?

Но по порядку. Чтобы понять, сколько же необходимо строить в России электростанций, следует обратиться к основополагающему документу – "Генеральной схеме размещения объектов электроэнергетики до 2020г. и в перспективе до 2030г.". Его разработчики предполагали, что схема должна корректироваться каждые три года и утверждаться правительством РФ. В частности, действующий сейчас актуальный вариант документа был утвержден правительством РФ летом 2010г.

В соответствии с прогнозом, изложенным в схеме, электропотребление в России должно расти на 2% в год и к 2030г. увеличиться до 1 трлн 553 млрд кВт/ч с текущих 1 трлн 21 млрд кВт/ч. Однако прогноз этот, как неоднократно заявлял один из авторов схемы размещения объектов, бывший замминистра топлива и энергетики России, гендиректор Агентства по прогнозированию балансов в электроэнергетике (АПБЭ) Игорь Кожуховский, во многом основывается на том, что в период действия документа в России будут внедряться энергосберегающие технологии, а также на постулате повышения энергетической эффективности российской экономики, то есть на идеальных факторах. В действительности же потребности экономики в новых мощностях и, как следствие, инвестициях могут быть значительно выше.

Кроме того, указанный в документе ориентир можно назвать минимальным и с точки зрения текущего состояния отечественной электроэнергетики, вынужденной жить на сильно изношенном оборудовании, средний срок службы которого оценивается в 50-60 лет. В ближайшее время на многих электростанциях его придется менять на новое и в обозримой перспективе этот процесс должен начать нарастать лавинообразно.

К сожалению, фактический ввод новых генерирующих мощностей существенно отстает от запланированных объемов. Например, в период с 2001 по 2005гг. в стране было введено в строй новых мощностей на 9,5 ГВт, в то время как с учетом генсхемы и необходимости замены действующего оборудования в ближайшие 20 лет, потребность в новых мощностях составляет 173 ГВт. Другими словами, каждый год, а не за пятилетку (как сейчас), российская электроэнергетика должна прирастать в среднем на 8,6 ГВт новых мощностей.

Задача выглядит амбициозной, но выполнять ее надо. Иначе невозможно будет сдержать процесс старения отечественной электроэнергетики. "Это очень большой объем, если смотреть на ретроспективу вводов за последние 10 лет. Но он является минимальным: такой объем выводов и вводов генерирующих мощностей удержит к 2030г. средний возраст оборудования на уровне 50 лет. Ниже этих параметров опускаться просто недопустимо", - подчеркивает И.Кожуховский.

Прогнозы без плана

Теперь самое время посмотреть, каким образом и за счет чего должна выполняться эта амбициозная, но в то же время минимальная задача. Как уже не раз заявляли участники процесса, механизм договоров по предоставлению мощности (ДПМ) показал себя достаточно эффективным: инвесторы, взявшие на себя при приватизации РАО ЕЭС определенные обязательства по строительству электростанций, действительно их выполняют, к чему их, с одной стороны, стимулирует гарантированная окупаемость капитальных и эксплуатационных затрат в течение 10 лет после ввода соответствующих мощностей, с другой - штрафные санкции за срыв сроков их ввода. В результате в текущем году появилось более 6 ГВт новой мощности, что в три раза превышает среднегодовой показатель последних лет. Львиная доля этих вводов (80%) пришлась именно на строительство в рамках реализации ДПМ.

Своевременное выполнение энергетиками таких договоров дает надежду на то, что и остальные инвестиционные планы тепловой генерации будут выполняться. По крайней мере до тех пор, пока существует обязательная программа, рассчитанная до 2016г. Однако возникает вопрос: что будет с вводом новых мощностей после ее выполнения? Если исходить из Генеральной схемы, разрыв между потребностями российской экономики и теми мощностями, которые планируют вводить компании, растет уже теперь. В среднем разница составляет по 1 ГВт ежегодно до 2015г. Соответственно, планы после 2016г. являются еще более туманными и в данный момент прописаны лишь на треть.

По оценке консалтинговой фирмы A.T.Kearney, даже после реализации всех ДПМ и без учета вывода устаревшего оборудования дефицит электрогенерации в России к 2020г. может составить минимум 18 ГВт, или 8% от всей установленной мощности.

Между тем, если сопоставить вводимые мощности и вложенные инвестиции, то, по данным Агентства по прогнозированию балансов в электроэнергетике, при примерно одинаковом объеме первых в прошлую и позапрошлую пятилетки, вторые (инвестиции) за это же время возросли в три раза. Обнадеживает то, что в период с 2011 по 2015гг. запланирован четырехкратный рост ввода новых мощностей при всего лишь двукратном увеличении капиталовложений.

На взгляд И.Кожуховского, постепенное преобладание показателей по вводимым мощностям над ростом необходимых инвестиций свидетельствует о большой инерционности процесса. Что, в свою очередь, говорит о том, что для получения в ближайшие годы необходимого количества новых мощностей, инвестиционные планы нужно формировать уже сейчас! Пока же планы правительства планами компаний не подкрепляются. И существующий разрыв, по мнению главы АПБЭ, после 2016г. становится все более драматичным, представляя собой огромную проблему, которую нужно решать немедленно.

"Можно много говорить о стимулах, механизмах и так далее, но если компании сейчас не заявили проекты, не начали думать над закупкой оборудования, то в 2016г. это все просто не успеет появиться", - подчеркивает И.Кожуховский.

Жизнь одним годом

Хотя вряд ли стоит удивляться, что генерирующие компании не строят долгосрочных инвестиционных планов, ограничиваясь (в лучшем случае) программами на пару ближайших лет или "концепциями развития" на отдаленную перспективу. Последний год наглядно показал, чего могут стоить все эти планы. Если, например, с 2011г. ожидалась полная либерализация оптового рынка электроэнергии, то фактически ее не произошло. Правительство оставило за собой право увеличивать долю электроэнергии, поставляемой генератором на оптовый рынок по регулируемым договорам (то есть по цене, определяемой Федеральной службой по тарифам) в объеме до 35% от общей выработки.

А вслед за скачком цен на электроэнергию в начале 2011г. появилось правительственное постановление о целевых правилах оптового рынка электроэнергии (ОРЭМ), предусматривающее отмену инфляционной индексации для вторичной мощности. Представители крупнейших тепловых генераторов тут же оценили свои выпадающие доходы как минимум в сотни миллионов рублей. Стоит напомнить, что именно в течение последнего года наметилась обратная реформе РАО ЕЭС тенденция: владельцы ряда крупных активов заявили о намерении избавиться от них (или уже избавились), продав или передав в управление еще более крупным компаниям, подконтрольным государству.

И уже под занавес текущего года экспертная группа при вице-премьере РФ Игоре Шувалове предложила существенно изменить саму модель ОРЭМ, установив единую цену на электроэнергию и мощность, которые до сих пор оплачивались раздельно. И дело не только в том, что пока малопонятно, каким образом может функционировать новая модель, сколько в том, что частные инвесторы лишний раз убедились: государство всегда может перевести рыночную модель в режим ручного регулирования.

Надо сказать, что весенние меры правительства по сдерживанию тарифов, по оценке аналитика инвестиционной фирмы OLMA Романа Габбасова, сократили выручку в секторе электроэнергетики в целом примерно на 64 млрд руб., или на 3%, что не является критичным для отрасли. "Здесь скорее было больше паники со стороны инвесторов, связанной с вмешательством государства", - полагает аналитик. Однако, как говорится, осадок остался.

Благими намерениями…

В заключение было бы справедливым отметить, что совершенствование модели отечественного рынка продолжается. Например, обсуждается применение схемы, аналогичной ДПМ, по отношению к процессу модернизации старых мощностей. В свою очередь, реализация генсхемы размещения объектов электроэнергетики, по словам одного из ее авторов, И.Кожуховского, предполагает, в числе прочего, введение принципа take or pay (бери или плати) при заключении договоров между генераторами, сетевыми компаниями и крупными потребителями, который призван закрепить их взаимную ответственность. "Чтобы не было таких ситуаций, когда генерация введена, сеть построена, а потребитель, который планировал строительство, исчез, и нет его", - прокомментировал И.Кожуховский.

При этом существуют идеи, позволяющие стимулировать, в свою очередь, ответственность и генерирующих компаний. Например, в части модернизации уже имеющихся мощностей. В частности, путем принятия новых технических регламентов с повышенными требованиями к энергетическому оборудованию или путем повышения платы за негативное воздействие на окружающую среду, и последующего ее возврата в компании для целевых инвестиций в природоохранные мероприятия. Кроме того, государство не отказывается от помощи генерирующим компаниям в рамках пилотных проектов по внедрению новых технологий.

К сожалению, время, отпущенное на то, чтобы в будущем не допустить дефицита генерирующих мощностей, стремительно уходит. Остается лишь надеяться, что оно не будет упущено совсем.