Журнал "Энергорынок" №5 за 2005 год

    Стратегия рыночных преобразований в электроэнергетике предусматривает организационное становление главного конкурентного бизнеса в этой сфере - генерации - путем создания оптовых (ОГК) и территориальных (ТГК) генерирующих компаний. ОГК представляют собой консолидированное сообщество электрических станций (ЭС) - участников оптового рынка (ОРЭ), в то время как ТГК изначально формируются как участники розничного рынка с возможностью выхода на ОРЭ в соответствии с регламентируемыми количественными характеристиками генерирующего оборудования. В федеральном законе <эОб электроэнергетике> и Правилах оптового рынка электрической энергии (мощности) переходного периода для генерации определен только один вид деятельности - продажа электроэнергии по регулируемым и свободным ценам (в последнем случае - до 15% планового объема поставки). Предусмотрена также оплата резервов мощности каждой станции в объеме, определяемом системным оператором (СО). С точки зрения извлечения максимальной прибыли ОГК и ТГК должны использовать все рыночные возможности - как имеющиеся, так и перспективные, - но не забывать об обеспечении надежности процесса выдачи электроэнергии (мощности) и минимизации издержек на эксплуатацию оборудования.
    Следует отметить, что генерация электроэнергии - особый вид деятельности, от которого зависит не только удовлетворение спроса на товарную продукцию, обращающуюся на рынке, но и эффективность и качество электроснабжения конечных потребителей. Уникальность роли генерации в функционировании электроэнергетической системы (ЭЭС) заключается в том, что она позволяет практически полностью управлять ЭЭС по активной мощности во всех нормальных (квазистационарных) и аварийных (переходных) режимах и является основным фактором контроля системы по реактивной мощности.
    Возможности управления активной нагрузкой потребителей в нормальных режимах очень ограничены, во-первых, самой природой формирования спроса на энергию, а во-вторых, сложностью проведения соответствующих организационных и технических мероприятий. Более эффективными являются способы управления реактивной мощностью с помощью технических средств иных субъектов электроэнергетики, включая разнообразные источники реактивной мощности на подстанциях, принадлежащих сетевым компаниям и потребителям, однако управление возбуждением синхронных и асинхронизированных генераторов - на сегодняшний день самый простой и дешевый способ регулирования уровней напряжения в ЭЭС.
    Являясь наиболее управляемым элементом ЭЭС, генерирующее оборудование в условиях рыночных преобразований служит во всем мире главным средством предоставления таких оплачиваемых дополнительных системных услуг, как:

• резервирование активной мощности;
• регулирование частоты;
• регулирование межсистемных и внутрисистемных перетоков мощности;
• резервирование реактивной мощности;
• регулирование напряжения;
• участие в качестве исполнительных органов в работе противоаварийной системной автоматики (импульсная и длительная разгрузка турбин (РТ), отключение генераторов (ОГ), электрическое торможение (ЭТ), форсировка возбуждения (ФВ), адаптивное управление мощностью и напряжением и т. д.).
      Резерв является главным условием возможности регулирования, которое, в свою очередь, означает реализацию резерва. Эти понятия столь тесно связаны, что правильнее говорить об одной комплексной услуге - регулировании соответствующего режимного параметра.
      Большинство вышеперечисленных услуг материально, поскольку тем или иным образом связано с объемами выработки активной электроэнергии. Услуги ЭС всегда выполняются либо по требованию диспетчера СО, задействованного в контуре автоматизированного оперативно-диспетчерского управления, либо по команде органа определения управляющих воздействий (УВ) автоматики регулирования нормальных режимов или противоаварийной автоматики.
      Таким образом, ОГК (ТГК) может и должна производить электрическую энергию (мощность) не только как товарную продукцию в процессе рыночной балансировки спроса и предложения, в том числе на рынке отклонений, но и как количественную меру выполнения услуги по регулированию баланса online. Последнее, по сложившейся терминологии, можно считать средством обеспечения качества электроэнергии - поддержания отклонений частоты в ЭЭС при ее уменьшении в допустимых пределах.
      Рынок дополнительных системных услуг, связанный с активной мощностью, отличается от <эобычного> рынка тем, что ЭС оплачивают и уменьшение выработки электроэнергии (теоретически вплоть до нуля): регулирование баланса online при увеличении частоты, поддержание необходимых значений перетоков мощности, разгрузка по командам противоаварийной автоматики или СО. Более того, ЭС может получать деньги и за то, что не будет вырабатывать электроэнергию в объеме, определяемом требованиями обеспечения надежности ЕЭС, т. е. за поддержание резерва активной мощности.
      Другое отличие этого сегмента рынка заключается в необходимости фиксации дополнительных динамических параметров, характеризующих меру выполнения услуги по регулированию мощности: скоростей ее набора и снижения, а также чувствительности к изменению частоты или перетока по контролируемому сечению. При этом само понятие <эрезерв> имеет практический смысл только тогда, когда известна скорость его реализации. Ценность же услуги тем выше, чем больше скорость набора и снижения мощности и чем меньше зона нечувствительности системы регулирования.
      Третьей особенностью является включение в меру выполнения услуги целевого параметра, в качестве которого обычно выступает активная мощность. Например, диспетчер всегда отдает команду на несение станцией или энергоблоком конкретной нагрузки (мощности); автоматика первичного или вторичного регулирования частоты работает с параметрами, называемыми уставками по частоте; регулирование перетока мощности в сечении связано с уставкой по мощности. Значение резерва мощности, задаваемое СО, также представляет собой целевой параметр.
      Следующая особенность услуг, связанных с регулированием и резервированием активной мощности, - альтернативность продажам плановых объемов товарной продукции. С помощью одного и того же оборудования можно:
  
• продавать электроэнергию (мощность) в любом секторе оптового рынка, включая балансирующий, и по прямым договорам;
• предоставлять резерв без его фактической реализации в некотором объеме внутри регулировочного диапазона наряду с продажей энергии в объеме, соответствующем нагрузке до нижней границы диапазона резервирования (<эгорячий> резерв);
• регулировать баланс электроэнергии, соответствующий номинальной частоте, т. е. реализовывать <эгорячий> резерв в некотором диапазоне регулирования с заданными динамическими параметрами, с одновременной продажей энергии;
• предоставлять резерв без его фактической реализации на остановленном оборудовании (<эхолодный> резерв);
• реализовывать <эхолодный> резерв с заданными динамическими параметрами.
      В любом из этих случаев нагрузка каждого турбоагрегата находится между его минимальной и максимальной возможностями, определяемыми технологией производства энергии и состоянием основного и вспомогательного оборудования. Например, на энергоблоке ГРЭС минимум нагрузки чаще всего ограничивается устойчивостью горения факела в котле.
      Очевидно, что рыночная востребованность и доходность выполнения услуг зависят от возможности конкретной станции в составе ОГК (ТГК) нести нагрузку в максимально широких границах и от того, насколько быстро эта нагрузка может быть достигнута от исходного состояния, которое характеризуется ее участием в плановых продажах на рынке электроэнергии. Такое свойство отдельного агрегата, группы агрегатов или станции в целом называется маневренностью. Основными показателями маневренности (динамическими параметрами) являются: время пуска турбин из горячего и холодного состояния - Tпг, Tпх; допустимые средние скорости набора и снижения нагрузки - Vн, Vс; диапазон регулирования - Vmin, Vmax (в мегаваттах или процен-
      тах от номинальной мощности). Ниже приводятся значения этих показателей для теплосилового оборудования, взятые из опубликованной недавно Концепции технической политики ОАО <эРАО "ЕЭС России">.
      Действующее, в том числе прошедшее модернизацию, оборудование: Tпг = 70-155 мин, Tпх = 270-405 мин; Vн(Vс ) = 1-1,5% в минуту; Pmin= 40-65%, Pmax = 100% номинальной мощности.
      Перспективное (замещающее) оборудование: Tпг = 30-150 мин, Tпх = 150-400 мин; Vн(Vс ) = 1-2,5% в минуту; Pmin = 25-60 %;
      Pmax = 100% номинальной мощности.
      Маневренность теплоагрегатов неразрывно связана с возможностью автоматизированного или автоматического регулирования нагрузки котельного оборудования и систем подачи топлива, в чем, по мнению специалистов, российская энергетика все еще сильно отстает от мировой.
      Общие принципы предоставления дополнительных системных услуг по регулированию напряжения и резервированию реактивной мощности практически те же, что и в случае предоставления услуг при генерировании активной мощности, за одним существенным исключением. Услуги по регулированию напряжения на электростанциях связаны только с генераторами и их системами возбуждения. Регулирование напряжения влечет за собой увеличение или уменьшение реактивной мощности, токов ротора и статора и сказывается на возможности несения активной нагрузки. Преимуществом здесь пользуются машины с системами охлаждения, позволяющими иметь значительные запасы по температуре активных и конструктивных частей, такие как генераторы с полным водяным охлаждением (Т3В). Наиболее гибко и эффективно услуга предоставляется генератором, переведенным в режим синхронного компенсатора, не поставляющего товарную продукцию.
      Особого внимания с технологической точки зрения заслуживают услуги, предоставляемые для предотвращения или ликвидации аварийных режимов: ОГ, РТ, ФВ, аварийное регулирование мощности и напряжения (в том числе по координатам, связанным с электрическим углом поворота ротора). Их подготовка и исполнение являются гораздо более ответственным делом, чем регулирование параметров нормального режима, т. к. влияют на надежность ЭЭС в целом и ее <эживучесть> при каскадном развитии аварий. Многие специалисты высказываются за то, чтобы рынок услуг по противоаварийному управлению (ПАУ) вводился в последнюю очередь. Однако в настоящее время участие в регулировании и ПАУ - обязательное мероприятие, регламентируемое в основном СО и не оплачиваемое в явном виде.
      Ни зарубежная, ни отечественная теория и практика пока не знают единого подхода к планированию, учету и оплате рассматриваемых услуг. Любое регулирование режима по общесистемным критериям - мероприятие, ущербное для технологического оборудования станций, и чем жестче динамические параметры и больше разница между параметрами текущего режима и целевыми, тем этот ущерб значительнее. У ущерба есть составляющая, связанная с экономичностью использования первичного природного ресурса (для тепловых станций - топлива), и составляющая, обусловленная повышенным износом оборудования в переменных и резкопеременных режимах. К примеру, наибольшая экономичность работы тепломеханического оборудования энергоблоков ГРЭС и ТЭЦ на частичных нагрузках наблюдается в случае применения так называемого способа регулирования мощности при скользящем давлении пара, сущность которого заключается в переходе к качественному регулированию мощности блока путем изменения расхода топлива в котле при полностью открытых регулирующих клапанах и отсутствии в них потерь на дросселирование пара. Однако динамические параметры такого процесса не отвечают требованиям обеспечения надежности ЭЭС в переходных и послеаварийных режимах, поэтому в нормативной технической документации содержится требование количественного регулирования мощности турбины при помощи регулирующих или дроссельных клапанов и при включенном регуляторе скорости.
      Итак, предоставление дополнительных системных услуг в каждой компании связано с проведением целого ряда организационных и технических мероприятий, к числу которых относятся: обследование и оценка управляемости и наблюдаемости генерирующего оборудования; анализ и прогноз требований к участникам рынка услуг; выявление необходимости и экономическая оценка проведения технических мероприятий по предоставлению услуг; организация участия в рынке и т. д. Необходимо разработать специальную систему коммерческого учета предоставляемых услуг, отличную от системы коммерческого учета товарной продукции, так как динамические параметры также подлежат измерениям. Существует тесная связь между коммерческим учетом услуг и требованиями системного оператора к информационной готовности субъектов оптового рынка - поставщиков, отраженная в договоре о присоединении к торговой системе.
      С практической точки зрения в рамках подготовки участия каждой ОГК (ТГК) в рассматриваемом рынке уже сегодня целесообразно выполнить проект под условным названием <эСистемные услуги>. Цель проекта - получение максимальной прибыли от участия в рынке дополнительных системных услуг, обеспечение соответствия генерирующего оборудования установленным требованиям надежности и маневренности (в том числе с учетом перспектив интеграции ЕЭС и энергосистем Западной и Центральной Европы). Содержание проекта: изучение и анализ существующей нормативной базы и разрабатываемых документов по рынку дополнительных системных услуг в России и за рубежом; обследование состояния маневренности оборудования входящих в ОГК (ТГК) электрических станций, исследование перспектив участия в работе противоаварийной автоматики, определение степени автоматизации и обеспечения наблюдаемости со стороны персонала станций и СО; разработка оптимального перечня организационных и технических мероприятий по подготовке станций к участию в рынке услуг и оценка их эффективности; утверждение технико-экономических обоснований проектов реконструкции и технического перевооружения станций для участия в рынке услуг; руководство проектированием, монтажно-наладочными работами и вводом в эксплуатацию необходимых автоматизированных и автоматических систем управления энергоблоками; организация коммерческого учета выполнения услуг; организация участия в рынке услуг (договорная кампания, отчетность, экономический мониторинг; участие в разработке правил рынка услуг в интересах ОГК или ТГК).
  

  ОГК (ТГК) может и должна производить электрическую энергию (мощность) не только как товарную продукцию в процессе рыночной балансировки спроса и предложения, но и как количественную меру выполнения услуги по регулированию баланса online.

      Для реализации проекта желательно использование следующих ресурсов. В ОГК (ТГК) назначается руководитель проекта. На первом этапе привлекаются один-два специалиста; в дальнейшем (на этапе технико-экономических обоснований) - еще два-три. При начале работы на рынке услуг создается специальное подразделение по обеспечению деятельности и расчетов. Для обследования состояния оборудования, выполнения проектных и монтажно-наладочных работ приглашаются сторонние организации. Достоверная оценка уровня инвестиций и их эффективности возможна только после завершения обследования станций ОГК (ТГК) и анализа перспективной стоимости оказываемых услуг.
      Рынок дополнительных системных услуг по сложности структуры сопоставим с оптовым рынком переходного периода, а по своей технологической уникальности и числу проблем электроснабжения намного превосходит его и требует серьезной подготовки и нетрадиционных подходов. Однако уже сейчас ясно, что эффективность участия ОГК (ТГК) в рынке услуг связана с показателями маневренности энергоблоков и степенью автоматизации процессов управления. Несмотря на то что ЕЭС России характеризуется одними из самых высоких в мире показателями надежности, отечественное генерирующее оборудование требует модернизации, в первую очередь с позиций управляемости. Поэтому генерирующие компании как основные субъекты конкурентных видов деятельности должны начать широкомасштабную подготовку к введению этого рынка, одновременно продолжая искать новые пути для превращения энергетики в современную, интеллектуальную и прибыльную сферу деятельности.