Концепция и принципы противоаварийного управления в условиях конкурентного рынка электроэнергии и мощности

ПРАВЛЕНИЕ –ЦДУ ЕЭС»

Концепция и принципы противоаварийного управления в условиях конкурентного рынка электроэнергии и мощности.

Введение

В электроэнергетической отрасли России услуги по Противоаварийному управлению (ПАУ) рассматривались как обязательное направление деятельности, однако отдельно никогда не калькулировалось. Не существовало методологии и тем более практики организации взаиморасчётов. При этом, затраты на ПАУ присутствовали в цене электроэнергии для потребителей вместе с затратами на производство, передачу и распределение. При этом всегда существовало мнение, что данный вид услуг обязаны предоставлять определённые для этой цели участники, - без всякой оплаты. Основанием для привлечения к ПАУ служило проектное либо корпоративное решение, решение органов диспетчерского управления, требования нормативных документов.

Координатором и как следствие ответственным за конечный результат работы – поддержание нормативного качества надёжности ЕЭС, ОЭС, энергосистемы - выступало диспетчерское сообщество , ОДУ, РДУ (ЦДС). Причём эта деятельность также основывалась исключительно на требованиях нормативно-технических документов.

Так как услуги по ПАУ отдельно не оплачивались, то у всех могло сложиться мнение, что эта сфера деятельности ничего не стоит.

Реструктуризация электроэнергетики России, связанная с разделением вертикально интегрированной отрасли на монопольный и конкурентный секторы, предполагает создание независимых компаний, осуществляющих на рынке электрической энергии и мощности в ЕЭС России деятельность по одному или нескольким направлениям. Должен быть создан фундамент и построены взаимоотношения между субъектами и участниками рынка электрической энергии и мощности на основе заинтересованного участия в том или ином виде деятельности. При этом в процессе реструктуризации требуется сохранить качество и надёжность электроснабжения потребителей. Это потребует четкого разграничения и, выполнения специфических для каждого из участников обязанностей, в том числе, сохранения и развития ПАУ, как одного из комплексов, позволяющих сохранить низкую аварийность в энергосистемах и предоставить участникам рынка доступ к более дешёвым поставкам электрической энергии и избежать существенного увеличения затрат на сетевое строительство. Кроме того, электростанции получают возможность увеличить поставку мощности, что несомненно улучшает их экономическое положение.

В зарубежных энергосистемах услуги по ПАУ не распространены, а существующие и близкие по смыслу услуги по регулированию мощности, регулированию напряжения, регулированию частоты подпадают под терминологию вспомогательных услуг, либо системных услуг. В некоторых энергосистемах

вспомогательные услуги отождествляют с системными услугами. Различие в терминологии в первую очередь связано со степенью либерализации рынка, а во вторую - с историческими особенностями формирования рынка электричества в энергосистеме каждого государства. Принципиально под системными услугами понимаются услуги, оказываемые непосредственно Системным оператором. Под вспомогательными услугами – услуги приобретаемые (покупаемые) Системным оператором для наилучшего исполнения своих обязанностей. Право организации рынка вспомогательных услуг получают непосредственно Системные операторы, вне зависимости от степени либерализации рынка. Кроме того, существует опыт принуждения Системного оператора уполномоченными на это государственными органами для организации или совершенствования рынка той или иной вспомогательной услуги.

При любой истории создания рынка вспомогательной услуги, условием получения Системным оператором права организации рынка той или иной вспомогательной услуги или их комплекса является его обязательство создать инструментарий, позволяющий, соблюдая определённые нормативными документами параметры, принимать меры к сокращению расходов рыночного сообщества на вспомогательные услуги.

Существующая в России практика установления тарифов неадекватна формируемым в настоящее время рыночным отношениям в сфере электроэнергетики. Однако постепенные меры по переходу к свободному рынку электроэнергии уже намечены. В 2003 году намечен запуск конкурентного сектора рынка – 5-15%. В настоящее время уже идут имитационные торги, и де-факто сектор 5-15% уже стал полигоном для оттачивания рыночных решений, а впоследствии станет стартовой площадкой целевой модели рынка.

В этой связи важно своевременно увязать этапы создания целевой модели рынка электроэнергии с формированием идеологии и практики рынка вспомогательных услуг как сферы деятельности Системного оператора по улучшению качества предоставляемых услуг при одновременном уменьшении суммарных затрат рыночного сообщества на их покупку.

Можно возразить, что в России никогда не существовало практики выделения затрат на вспомогательные услуги и в частности на регулирование частоты и мощности. На этом основании совершенно справедливо можно сделать вывод о невозможности оптимизировать то, чего не существует. Но этот вывод является объективным лишь отчасти. И вот почему. В настоящее время о несоответствии размера тарифов заявляют ФЭС и АО-энерго. Соглашается с этим и ФЭК России. С другой стороны стоят потребители, которые всегда считают тарифы завышенными.

Существующая система взаимоотношений на ФОРЭМ, когда отсутствует прозрачность по каждому виду деятельности и фактически многие процессы заключены в «чёрный ящик», не позволяет обеспечить прозрачность управления процессом. Можно значительными усилиями субъектов и участников рынка добиваться отдельных положительных тенденций, но это всегда будет временным успехом, т. к. неизвестность процессов происходящих в этом «чёрном ящике» будет систематически генерировать совершенно новые проблемы. При этом совершенно очевидно, что рыночное сообщество узнает о проблеме лишь тогда, когда она вырвется из «чёрного ящика». Именно в этот момент времени о ней наконец-то узнает рыночное сообщество, и только с этого момента субъекты рынка смогут приступить к разработке управляющих воздействий по их устранению. Следовательно, отсутствие практики структурирования затрат по видам деятельности приводит прежде всего к потерям для самих субъектов рынка.

Кому же выгодна подобная ситуация? Если ущерб несут ФЭС и АО-энерго, то тогда они должны быть заинтересованы в структурировании собственных затрат по каждому виду деятельности, будь то производство электроэнергии, регулирование частоты, регулирование напряжения, противоаварийная автоматика или прочие виды деятельности на ФОРЭМ. Тем более, этого потребует переход к конкурентному рынку. Чем меньше «белых» пятен в собственной деятельности будет сохраняться, тем проще будет обосновывать регулирующему органу необходимость изменения тарифов.

В ходе структурирования собственной деятельности вполне логичным процессом может стать процесс инициации установления многоставочного тарифа, либо формирования тарифа по каждому виду деятельности. Подобное эволюционное развитие событий вполне логично ожидать. Более того, его целесообразно сознательно и планомерно инициировать, так как гораздо спокойнее и проще от одного состояния развития к другому перейти эволюционно и постепенно.

Существование рынка по каждому виду вспомогательных услуг позволит получить систему эффективных рыночных сигналов как в отношении корректности тарифообразования, так и в отношении хозяйственной деятельности его участников по каждому выделенному виду деятельности.

Снижение объёма заявок (конкуренции) в каком-либо одном или нескольких видов системных услуг позволит органам государственного регулирования, Системному оператору и всему рыночному сообществу вовремя заметить это событие, правильно оценить ситуацию и принять адекватные по времени и содержанию управленческие воздействия.

Очевидно, что процесс необходимо не просто контролировать. Им необходимо управлять, набирая опыт и достигая намеченных целей.

Противоаварийное управление в условиях конкурентного рынка электроэнергии и мощности

Формирование концепции и принципов ПАУ целесообразно начать с понимания возможных трудностей и задач, которые при этом возникнут. Учитывая определённые риски при формировании конкурентного рынка, связанные с возможным ослаблением оперативной дисциплины участников рынка электроэнергии и мощности, целесообразно внедрить инструментарий, позволяющий минимизировать эти риски. Подобным инструментарием является организация полноценного рынка регулирования частоты и мощности. Кроме того, одновременно целесообразно приступить к исследованию вопроса о создании рынка реактивной мощности.

Как и в любом деле перед началом движения необходимо оценить так называемый стартовый капитал, существующие возможности, а также возможные риски и пути их устранения. Частично это уже сделано в предыдущей главе, однако, учитывая важность темы, на этом стоит остановиться подробнее.

Прежде всего разделим противоаварийную автоматику на две части.

Противоаварийная автоматика, обеспечивающая живучесть систем энергоснабжения:

Автоматическая частотная разгрузка, автоматическая разгрузка при снижении напряжения, автоматика повышения напряжения, ликвидации асинхронного режима и т. п. является компонентом обеспечения функционирования систем энергоснабжения.

Наличие такой автоматики у субъектов рынка может быть условием их допуска к параллельной работе, и не подлежит оплате, а ущербы от её работы буду рассматриваться как плата субъекта за пользование преимуществами параллельной работы. Требования по участию в этом виде ПА должны предусматриваться в нормативных документах и договорах. Координация должна осуществляться Системным оператором.

Противоаварийная автоматика, обеспечивающая возможность повышения степени использования имеющегося энергетического оборудования и линий электропередачи при соблюдении требования надёжности (n-1) является серьёзным подспорьем отдельным субъектам, а также всему рыночному сообществу. Вопросы этой части ПА в основном рассмотрены ниже.

Анализ текущего положения и рынка услуг при организации общесистемной и региональной противоаварийной автоматики.

Снижение темпов развития и постепенная деградация существующих систем ПАУ, вплоть до полного вывода их из эксплуатации происходили по следующим основным причинам:

Ø  превышение расходов, связанных с участием в ПАУ над доходами по этому же виду деятельности, т. е. отсутствие экономической заинтересованности;

Ø  стремление избежать дополнительных затрат;

Ø  трудности в привлечении к ПАУ электростанций и потребителей без адекватного возмещения ущербов;

Ø  финансирование работ исходя из текущей мотивации руководства энергообъектов, организаций-собственников в условиях постоянной ограниченности финансовых ресурсов;

Ранее электроэнергетику рассматривали единой государственной отраслью и при принятии решений исходили из сокращения затрат на развитие генерирующего и сетевого хозяйства. В результате везде, где ПАУ считалось более экономичным решением, оно применялось повсеместно, что фактически приводило к опровержению условия схемно-режимного принципа выполнения n-1. В то же время применение ПАУ и в настоящий момент эффективно, т. к. позволяет снизить затраты сетевой компании на развитие и соответственно эксплуатацию сети, увеличить продажу электрической энергии и мощности электростанциям, а также позволяет потребителям получить более дешёвую электроэнергию. В условиях очевидной общей выгоды, рыночное сообщество должно, используя ресурс Системного оператора, определить порядок применения ПАУ и разграничить ответственность, а также утвердить механизм компенсации затрат от его применения.

2 апреля 2002 года Постановлением Правительства Российской Федерации № 000 «О ценообразовании в отношении электрической и тепловой энергии» были утверждены «Основы ценообразования в отношении электрической и тепловой энергии в Российской Федерации» и «Правила государственного регулирования и применения тарифов (цен) на электрическую и тепловую энергию в Российской Федерации». Указанные документы позволяют на качественно новом уровне решить комплекс вопросов связанных с организацией ПАУ.

Кроме того, в проект закона «об электроэнергетике» внесены положения, предусматривающие первичное включение в баланс субъектов обеспечивающих системную надёжность, и вторичное остальных. Это существенная помощь в предотвращении отказов субъектов рынка участвовать в ПАУ. При дополнении данного положения рыночными решениями, стимулирующими субъектов энергорынка к участию в ПАУ, появится полная уверенность в сохранении и повышении системной надёжности ЕЭС России.

При установлении принципов ценообразования услуг, необходимо руководствоваться следующими основными положениями:

ü  все затраты на создание подлежащих оплате услуг должны быть возмещены;

ü  механизм ценообразования должен обеспечить наглядность и разумность цен;

ü  должно стимулироваться стремление поддерживать уровень услуг;

ü  должно стимулироваться стремление снизить стоимость услуг для конечного потребителя;

ü  цена на услугу не должна быть выше или ниже затрат на услугу и разумной прибыли.

Учитывая, что в ПАУ существуют элементы вспомогательных услуг, целесообразно обратиться к зарубежному опыту решения задач повышения пропускной способности, регулирования напряжений и остальных задач ПАУ. В странах ЕС в Сетевом Кодексе или аналогичных документах содержатся требования к техническим возможностям электростанций станций и сетевых компаний по оказанию определенных типов вспомогательных услуг, причем оказание этих услуг может быть как на платной, так и на безвозмездной основе. Однако там, где предоставление вспомогательных услуг предполагает дополнительные затраты (условно-постоянные и/или переменные), рекомендовано производить определенную компенсацию, поскольку это дает стимул для эффективного предоставления услуги.

В своей текущей деятельности СО должен выбирать конкретных фактических «исполнителей» вспомогательной услуги (ПАУ) из числа тех участников, которые подтвердили свою готовность, в идеале – на основе принципов наименьших издержек и надежности работы системы, а также в полном соответствии с методами, которые ещё предстоит сформулировать в Технологических правилах рынка, а также прочих документах.

Системный Оператор является организацией, которая, контролируя пропускную способность сетей, лучше других может оценить потребность в видах и объемах необходимых вспомогательных услуг (ПАУ). В этих условиях вполне естественно, что Системный Оператор будет отвечать за координацию и оформление договорных отношений с поставщиками этих услуг.

При этом, однако, одним из важных моментов в поставке вспомогательных услуг (ПАУ) может быть проблема возмещения затрат. Стоимость вспомогательных услуг (ПАУ) должна определенным образом взиматься с пользователей системы, поэтому следует хорошо подумать, как можно сделать это наиболее эффективно. Вполне возможно, что в будущем, осмыслив за и против СО примет решение воспользоваться для расчётов услугами АТС или владельца сетей. В смысле эффективности администрирования, проблема оформления договорных отношений на вспомогательные услуги (ПАУ) Системным Оператором может легко решаться при наличии существующего опыта взаиморасчётов с пользователями.

Если Системный Оператор организует поставку вспомогательных услуг (ПАУ) через систему централизованного снабжения, то в этом случае она, в принципе, может выполняться в виде долгосрочных договоров (до 5 лет), краткосрочных договоров или сочетания того и другого.

В случае внедрения конкуренции на рынке электроэнергии, по мере осуществления реформ, поставка вспомогательных услуг (ПАУ) будет становиться более конкурентной.

Когда в исходной позиции существует очень малая степень конкуренции в области оказания вспомогательных услуг (ПАУ) и когда стоимость вспомогательных услуг еще не известна или не обоснована, энергосистемы других стран обычно начинали с контрактов, покрывающих все издержки оказания услуг и заключаемых на договорной или административной основе. Такие контракты обеспечивали базу для перехода к контрактам, основанным на рыночных условиях, а затем и к краткосрочным рынкам услуг. При наличии ограниченной конкуренции оформление договорных отношений с учетом затрат, стало обязательной нормой в целом ряде энергосистем других стран.

Создание рынков вспомогательных услуг, в том числе ПАУ, требует достаточно большой подготовительной работы и связано со значительными трудностями для их эффективной реализации. При этом никто из консультантов не в состоянии предоставить ясной системы готовых решений, которые можно было бы быстро реализовать. Поэтому оптимальным решением на начальном этапе могло бы стать применение системы договоров, и этот вопрос стоило бы затем вновь рассмотреть в перспективе после того, как будет создана эффективная конкуренция в сфере поставки электроэнергии. В целом, затраты вспомогательных услуг должны составлять лишь малую долю от общих издержек генерации. Поэтому, потенциальная экономия от внедрения рынков вспомогательных услуг, в т. ч. ПАУ, будет не значительной.

При оказании вспомогательных услуг на платной основе, платежи следует предусмотреть таким образом, чтобы они покрывали по крайней мере сметную стоимость оказания этих услуг (будь то расчет по издержкам или по рыночной цене).

Когда на рынке появляется достаточное число сторон, способных оказывать эти услуги, чтобы рынок стал конкурентным, покупатель обычно уплачивает рыночную цену.

Если поставщики услуги обладают «рыночной властью» (монополизм) или конкурентное обеспечение этих услуг не может быть организовано по иным причинам, тогда плата рассчитывается по затратам оказания услуги, чтобы исключить злоупотребления таким монопольным положением на рынке.

Также следует учитывать штрафные санкции, которые должны применяться в случаях, когда поставщик вспомогательных услуг (ПАУ) не обеспечивает контрактный уровень услуги, причем здесь нужно рассмотреть две проблемы. Первая включает желательность баланса между платежами и штрафными санкциями, с тем чтобы санкции служили эффективным наказанием, но при этом не отпугивали субъекта от заключения контракта на оказание вспомогательных услуг. Вторая проблема – это необходимость отражать издержки для системы в целом в случае неоказания услуги.

Необходимо отметить, что Технологические правила оптового рынка не в полной мере отражают роль Системного оператора в ПАУ. В Правилах не учтена даже фактически выполняемая СО роль координатора процесса регулирования частоты и мощности, проигнорировано фактическое участие СО в ПАА. Требуется приступить к доработке Технологических правил в части роли и участия СО в ПАУ.

Противоаварийная автоматика

Особенностями ЕЭС России является:

- концентрация генерации электроэнергии на крупных ГЭС, ГРЭС, АЭС мощностью 1-4 тыс. мВт, удаленных иногда на сотни километров от мест концентрации потребителей электроэнергии в больших промышленных центрах;

- минимальное количество транзитных сетей, пригодных для обмена электроэнергией между регионами страны, удаленными друг от друга на сотни и тысячи километров;

- низкая маневренность имеющихся крупных ГРЭС и особенно АЭС, создававшихся как высокоэкономичные и максимально дешевые базовые электростанции и потому мало пригодные для оперативного управления потоками мощности в транзитных сетях ЕЭС;

- возможность быстротечного развития аварий из-за нарушения устойчивости параллельной работы регионов, весьма актуальных для ЕЭС из-за вынужденной загрузки малоразвитых и протяженных транзитных сетей.

Эти особенности породили специфические методы организации оперативно-диспетчерского и автоматического управления режимами работы ЕЭС России, отличные от используемых в зарубежных энергообъединениях (централизованное диспетчерское управление в ЕЭС и широкое использование противоаварийной автоматики).

Используемая общесистемная противоаварийная автоматика (ПА) позволяет обеспечивать известный в мире принцип надежности энергообъединений «n-1» при более высокой загрузке энергетического оборудования электростанций и транзитных сетей.

Так, при ограниченной пропускной способности линий электропередачи использование ПА позволяет выдать в ЕЭС полную мощность электростанций ценой экстренного автоматического снижения мощности до допустимой по n-1 величины в случае аварийного отключения одной из линий электропередачи. Такая необходимость существует практически на всех крупных электростанциях, исключая АЭС.

При ограниченной пропускной способности транзитной сети ЕЭС использование ПА позволяет осуществлять передачу дополнительной (в сравнении с допустимой по надежности без ПА) мощности из одного региона в другой, если это необходимо для обеспечения энергоснабжения либо по коммерческим соображениям. При аварийном отключении линий электропередачи либо возникновении опасных режимов работы сети в этом случае производится экстренная автоматическая разгрузка сети путем отключения части потребителей (САОН) с одной стороны и разгрузка электростанций с другой стороны поврежденного участка сети. Величина дополнительной мощности, которая при этом может быть передана по сети, составляет от 300 до 1500 МВт и достигается практически во всех регионах ЕЭС – от Сибири и до Северо-Запада и Северного Кавказа.

Общесистемная противоаварийная автоматика включает в себя центры противоаварийного управления, размещаемые на электростанциях либо подстанциях сетевых компаний, с системой телеметрического контроля режима работы энергорайона, автоматизированные объекты противоаварийного управления (управляемые электростанции и приемники электроэнергии), связанные с центром управления быстродействующей системой телеуправления. Крупные центры ПА выполнены на базе управляющих ЭВМ.

В ЕЭС широко применяются локальные системы противоаварийной автоматики, повышающие живучесть регионов ЕЭС при тяжелых авариях, в том числе связанных с разделением ЕЭС.

Система автоматической частотной разгрузки (АЧР) обеспечивает сохранность энергоснабжения жизненно важных токоприемников потребителей и предотвращает останов электростанций и полное погашение региона при его отделении от ЕЭС ценой экстренного автоматического отключения значительной части менее ответственных токоприемников потребителей.

Система автоматической разгрузки при понижении напряжения (АОСН) подобным же образом предотвращает полное обесточение региона в случае аварийного отключения основного питающего энергетического оборудования электростанций и сетевых компаний и чрезмерной перегрузки оставшегося в работе оборудования, следствием чего и является опасное снижение напряжения.

Система автоматической ликвидации асинхронных режимов (АЛАР) обеспечивает автоматическое разделение транзитных сетей в случае нарушения устойчивости параллельной работы регионов и тем предотвращает повреждение оборудования и останов несинхронно работающих электростанций.

Оборудование и средства противоаварийного управления как общесистемных, так и локальных систем ПА размещаются на энергетических объектах сетевых и генерирующих компаний, а также потребителей электроэнергии. Затраты на их создание и обслуживание, ущерб от применения противоаварийного управления также приходятся на этих участников рынка. Однако коммерческая выгода от ослабления режимных ограничений на функционирование оптового рынка электроэнергии, обусловливаемого применением общесистемной ПА, либо от повышения живучести энергосистем вследствие использования локальной ПА получают все либо часть участников рынка. Этим порождается необходимость взаиморасчетов за ПА.

Системный оператор, организующий технологический процесс параллельной (совместной) работы участников рынка и функционирование последнего, должен организовать оптимальное использование всех видов ПА, определить режимные ограничения с их использованием, выдать рекомендации по совершенствованию ПА, однако обеспечить создание и эксплуатацию ПА, ее эффективность могут лишь соответствующие субъекты рынка.

В частности, обязанность оснащения энергообъектов средствами ПА, предусмотренных согласованными с системным оператором проектами, обеспечения настройки и эксплуатации ПА в соответствии с указаниями системного оператора должна быть прерогативой генерирующих, сетевых компаний и потребителей. Эта обязанность должна быть закреплена законодательно, а системному оператору должно быть предоставлено право ходатайствовать об отключении от сети энергообъектов и потребителей, не отвечающих установленным требованиям.

Законодательно же должна быть предусмотрена организация взаиморасчетов за ПА.

Финансирование расходов на использование

противоаварийной автоматики

Предложенный подход базируется на следующих основных положениях:

- ПА подразделяется на повышающую живучесть систем энергоснабжения и повышающую степень использования энергетического оборудования и сети;

- обеспечение живучести систем энергоснабжения является обязанностью потребителей и энергоснабжающих организаций, соответствующая ПА создается ими за свой счет;

- повышение степени использования энергетического оборудования электростанций и энергосистем осуществляется в интересах владельцев энергетического оборудования и соответствующая ПА создается за их счет;

-  повышение пропускной способности транзитной сети, принадлежащей Федеральной или региональной сетевой компании, осуществляется в интересах этой компании и преследует цели активизации участия компании в федеральном, региональном оптовом рынке электроэнергии; соответствующая система ПА создается и эксплуатируется этой компанией за счет платы за вспомогательные услуги, оказываемые ею оптовому рынку электроэнергии; из этого же источника ФСК и РСК расплачиваются за услуги потребителей (САОН) и электростанций, участвующих в противоаварийном управлении;

-  в любом случае степень использования энергетического оборудования и транзитной сети должна удовлетворять требованиям надежности, являющимися приоритетными;

-  координация создания и использования ПА, согласование ее функций, технических характеристик и настройки, определение режимных ограничений на загрузку энергетического оборудования и транзитных сетей при отсутствии и наличии ПА осуществляется ОАО "СО-ЦДУ ЕЭС", ОДУ, РДУ.

1. Противоаварийная автоматика предназначена для ограничения развития и прекращения аварийных режимов в энергосистеме и выполняет следующие функции:

1.1.  Автоматическое предотвращение нарушения устойчивости (АПНУ) в системах энергоснабжения потребителей вследствие перегрузки потоками мощности.

1.2.  Автоматическая ликвидация асинхронных режимов (АЛАР), являющихся следствием нарушения устойчивости на электростанциях и в системах энергоснабжения.

1.3.  Автоматическое ограничение снижения частоты (АОСЧ) в отделившемся от ЕЭС дефицитном регионе; в ЕЭС при значительной потере мощности.

1.4.  Автоматическое ограничение снижения напряжения (АОСН), являющегося следствием аварийного отключения энергетического оборудования в схеме энергоснабжения и резкого роста потерь напряжения в питающей сети.

1.5.  Автоматическое ограничение повышения частоты (АОПЧ) в отделившемся от ЕЭС избыточном регионе.

1.6.  Автоматическое ограничение повышения напряжения (АОПН), возникающего при образовании избытка реактивной мощности вследствие отключения с одного конца линии электропередачи значительной длины.

1.7.  Автоматическое ограничение перегрузки оборудования (АОПО), возникающей при аварийном отключении энергетического оборудования в схеме энергоснабжения.

Более подробно см. "Руководящие указания по противоаварийной автоматике энергосистем (основные положения)", СПО "Союзтехэнерго", Москва, 1987 г.

2.  Актуальность функций ПА зависит от технических характеристик энергетического оборудования, степени его загрузки, качества и быстродействия систем автоматического регулирования режимов его работы, свойств и характеристик сети и т. п. Особое место занимает наличие достаточных резервов пропускной способности энергетического оборудования транзитной сети, качества, быстродействия и надежности средств релейной защиты оборудования и линий электропередачи.

В различных энергорайонах ЕЭС актуальность тех или иных функций ПА может быть различной. Отдельные функции ПА теряют актуальность по мере снижения относительной загрузки энергетического оборудования и линий электропередачи. Функции ПА, неактуальные в нормальных условиях, могут приобретать актуальность при выводе в ремонт энергетического оборудования и линий электропередачи.

Новое энергетическое строительство, ввод новых генерирующих мощностей, подстанций и линий электропередачи может снижать актуальность тех или иных функций. Рост энергопотребления, возникновение трудностей с использованием мощности одних и повышение загрузки других электростанций, наоборот, может обострить актуальность функций ПА.

Таким образом, актуальность функций ПА напрямую связана с характеристиками и особенностями, режимами эксплуатации и степенью загрузки, как правило, всей совокупности энергетического оборудования энергорайона, региона, ОЭС или ЕЭС в целом и потому подлежит постоянному контролю и координации Системным оператором на всех уровнях диспетчерского управления.

3. Некоторые из функций носят преимущественно локальный характер и решают проблемы того или иного региона ЕЭС. Их особенностью является необходимость фиксации аварийных режимов работы и использования средств противоаварийного управления режимом работы в пределах аварийного региона.

Другие функции являются следствием причин, возникающих вдали от места фиксации аварийного режима, но требующих применения противоаварийных мероприятий вблизи места фиксации аварии.

Третьи функции направлены на предотвращение возникновения аварийного режима в транзитной сети энергосистемы, ОЭС или ЕЭС при отключении энергетического оборудования линий электропередачи, если используемая в доаварийном режиме степень загрузки оборудования не удовлетворяет условию надежности "n-1" без экстренной противоаварийной разгрузки транзитной сети в случае аварийного отключения оборудования.

Разгрузка транзитной сети в последнем случае может производиться путем использования средств противоаварийного управления, размещенных на большом удалении от места фиксации аварийного отключения оборудования.

Таким образом, круг заинтересованных в выполнении той или иной функции ПА в том или ином регионе ЕЭС весьма различен. Столь же различен и круг участников противоаварийного управления.

4. Цели, достигаемые при выполнении той или иной функции ПА, различны. Соответственно различны и источники финансирования.

4.1. Автоматическое ограничение снижения частоты (АОСЧ, в том числе АЧР), снижения напряжения (АОСН) направлены на сохранение живучести энергорайона, энергосистемы при тяжелых авариях, когда без экстренного отключения значительной части потребителей неизбежны перегрузка и останов местных электростанций, отключение перегруженного энергооборудования питающих систем энергоснабжения и полное прекращение энергоснабжения всех потребителей с продолжительным периодом восстановления энергоснабжения.

Необходимость оснащения подобной автоматикой систем энергоснабжения регионов подтверждена отечественной и мировой практикой и является обязанностью и владельцев систем энергоснабжения, и потребителей региона. Аварийное отключение части потребителей позволяет предотвратить полное обесточение региона и ускорить восстановление нормального энергоснабжения.

Подобные системы ПА должны финансироваться потребителями и энергоснабжающими организациями региона. Обязанностью каждого потребителя является выделение определенной части токоприемников для автоматического отключения при аварийном снижении частоты, напряжения и оснащение их средствами ПА. Обязанностью энергоснабжающих организаций является определение потребных объемов автоматически отключаемой нагрузки, расчет и задание потребителям параметров настройки средств ПА, обеспечение режимов работы, при которых реальная потребность в срабатывании ПА была бы сведена к минимуму.

Участие в АОСЧ, АОСН оговаривается в договорах энергоснабжения.

Наличие систем АОСН, АЧР является условием допуска энергоснабжающей организации к выполнению своих функций.

4.2. Автоматическое ограничение повышения напряжения (АОПН), автоматическая ликвидация асинхронных режимов (АЛАР) направлены на предотвращение повреждения энергетического оборудования при аварийных режимах работы электростанций, электрических сетей путем автоматического отключения линий электропередачи, являющихся источниками излишней реактивной мощности (АОПН) либо по которым фиксируется асинхронный режим (АЛАР линий), выпавших из синхронизма энергоблоков (АЛАР энергоблоков).

Выполнение противоаварийных мероприятий в этих случаях является обязанностью владельцев линий электропередачи, создающих угрозу для исправности как своего, так и чужого оборудования (АОСН) или подверженных риску возникновения асинхронных режимов (АЛАР).

Необходимость установки на линиях электропередачи, (авто) трансформаторах, энергоблоках подобных устройств ПА выявляется при проектировании либо предписывается Системным оператором и является условием обеспечения надежности эксплуатации оборудования при оформлении допуска собственника к работе в составе ЕЭС.

Установка и эксплуатация АОПН и АЛАР осуществляется за счет средств владельца энергетического оборудования. Требования к характеристикам и параметрам настройки ПА согласовываются с Системным оператором.

Необходимые устройства ПА оговариваются в договоре присоединения к ЕЭС.

4.3. Системы автоматического предотвращения нарушения устойчивости электростанций (АПНУ электростанций) могут способствовать наиболее полному использованию установленных мощностей, если без применения ПА это невозможно по условиям надежности, как самой электростанции, так и схемы выдачи ее мощности в сеть.

Обстоятельства, ограничивающие выдачу мощности электростанции, определяются на стадии ее проектирования либо Системным оператором при ее присоединении к сети. К подобным обстоятельствам, в частности, относятся:

- недостаточная динамическая устойчивость энергоблоков, могущих выйти из синхронизма при нормативных коротких замыканиях на шинах и в схеме выдачи мощности электростанции;

- недостаточная пропускная способность проектной (договорной) схемы выдачи мощности, не обеспечивающая критерия надежности (n-1).

Ограничения в выдаче мощности без применения ПА (или отсутствие таковых) должны быть определены при проектировании электростанции и подтверждены системным оператором.

Потребность в выходе за эти ограничения определяется владельцем электростанции. Им же финансируется создание и эксплуатация системы ПА, позволяющей более полное использование мощности электростанции.

Такими устройствами АПНУ электростанции могут быть:

- автоматика разгрузки электростанции при близких и затяжных коротких замыканиях (АР БКЗ, АР ЗКЗ);

- автоматика разгрузки электростанции при отключении линий электропередачи (АР ОЛ).

Технические характеристики комплекса АПНУ электростанции, включающего в себя необходимый набор устройств автоматики, подлежат согласованию с Системным оператором. Им же определяются ограничения (либо фиксируется отсутствие ограничений) на выдачу мощности электростанции при использовании данной ПА.

4.4. Системы автоматического предотвращения нарушения устойчивости энергоузлов, энергосистем (АПНУ энергоузлов), принадлежащих определенным владельцам систем энергоснабжения, могут способствовать увеличению объемов обмена мощностью с ЕЭС сверх ограничиваемого выполнением критериев надежности (в том числе n-1) уровня обмена без применения ПА.

Ограничения без применения ПА определяются на стадии проектирования либо Системным оператором. Необходимость снятия либо ослабления ограничений определения владельцем энергоузла, энергосистемы. Им же финансируется создание и последующая эксплуатация соответствующего комплекса ПА, оплата услуг потребителей, электростанций, участвующих в противоаварийном управлении при функционировании комплекса ПА.

При необходимости размещения комплекса ПА или отдельных его устройств (аппаратуры для передачи сигналов и команд противоаварийного управления, исполнительных устройств ПА, системы телеизмерения параметров режима и т. п.) на энергетических объектах других владельцев затраты на их создание и эксплуатацию несет владелец комплекса ПА. Взаимоотношения определяются на договорной основе.

Аналогично создается автоматика ограничения перегрузки оборудования (АОПО).

4.5. Системы автоматического предотвращения нарушения устойчивости транзитной сети (АПНУ транзитов), принадлежащей ФСК или РСК, могут способствовать повышению пропускной способности транзитной сети, если ограничения пропускной способности, проистекающие из необходимости обеспечения надежности сети (n-1) без применения ПА, не удовлетворяют требованиям Федерального либо регионального оптовых рынков электроэнергии.

АПНУ транзитов создаются и обслуживаются Федеральными либо региональными сетевыми компаниями на основании проектов либо заданий Системного оператора по техническим требованиям последнего. Системным оператором определяются ограничения пропускной способности транзитной сети без использования и при использовании ПА. Им же задаются средства противоаварийного управления и места их реализации.

Организация инфраструктуры централизованных комплексов АПНУ транзитов (подбор потребителей для САОН, электростанций для противоаварийного управления мощностью, организация системы передачи аварийных сигналов и команд, сбор телеинформации для функционирования ПА) обеспечивается ФСК, РСК, чьи сети контролируются комплексом ПА.

Финансирование затрат на создание и обслуживание АПНУ транзитов обеспечивается федеральным (региональным) оптовым рынком, в интересах которого создается комплекс АПНУ транзитов, на основе договора предоставления услуг Системному оператору (Администратору торговой системы) со стороны соответствующей сетевой компании в обеспечении АПНУ транзита.

Взаимоотношения ФСК, РСК – владельцев комплекса АПНУ с соисполнителями – владельцами объектов размещения инфраструктуры и исполнительных устройств АПНУ урегулируются соответствующими двухсторонними договорами. При этом оплата услуг со стороны посторонних владельцев (включая САОН и управление электростанциями) производится из средств, получаемых ФСК, РСК в качестве платы за услуги оптовому рынку.

Примечание. При размещении центра противоаварийного управления (ЦПА) комплекса АПНУ транзитов не на объекте ФСК, а на диспетчерском пункте Системного оператора последний может получать плату за создание и обслуживание ЦПА от ФСК, чьи сети обслуживаются данным комплексом ПА в порядке, определенном для посторонних владельцев.

5. Использование потребителей (САОН) и электростанций для противоаварийного управления мощностью по командам систем АПНУ оплачивается владельцами систем АПНУ в порядке оказания системных услуг им со стороны потребителей и электростанций.

При совместном использовании одних и тех же потребителей и электростанций несколькими владельцами систем АПНУ оплата этих услуг осуществляется владельцами АПНУ совместно, по взаимной договоренности.

Аналогичным образом могут оплачиваться услуги по передаче сигналов и команд противоаварийного управления по принадлежащим другим владельцам устройствам передачи аварийных сигналов и команд (УПАСК: АНКА-АВПА, ВЧТО, АКПА и т. п.).

Предложенный подход не противоречит "Правилам разработки и применения графиков ограничения потребления и временного отключения электрической энергии (мощности) и использования противоаварийной автоматики при возникновении или угрозе возникновения аварии в работе систем энергоснабжения", утвержденных и введенных в действие приказами Минтопэнерго России ( и ) в соответствии с "Положением об ограничении или временном прекращении подачи электрической энергии (мощности) потребителям при возникновении или угрозе возникновения аварии в работе систем энергоснабжения", утвержденным Постановлением Правительства Российской Федерации от 01.01.01 г № 000.

Обзор Технологических правил оптового рынка

(в части ПАУ)

4.7.7. Задание и коррекция диспетчерского графика производятся с учетом эксплуатационных характеристик оборудования и режимных условий: составляющих баланса активной и реактивной мощности, схемы электрической сети; состояния энергетического оборудования (включая ПА); норм маневренности основного оборудования электростанций и обеспеченности электрических станций энергоресурсами, а субъектов рынка – средствами регулирования частоты, напряжения и мощности.

Глава 6. Надежность ЕЭС России.

6.5.7. В договоры между сбытовыми компаниями и потребителями, а также между сетевыми компаниями с квалифицированными потребителями и между сетевыми компаниями со сбытовыми компаниями и операторами экспорта/импорта, включаются следующие показатели и требования, характеризующие надежность электроснабжения:

·  требование поддержания своего технологического оборудования, систем защит, автоматического контроля и управления, влияющих на их работу в энергосистеме, в эксплуатационной готовности, сохранение нормального уровня их работоспособности в соответствии с нормативными документами и заводскими инструкциями.

6.5.8. В договоры между генерирующими компаниями (при заключении прямых договоров между покупателями и продавцами электроэнергии) – с сетевыми компаниями включаются следующие требования, характеризующие надежность:

поддержание своего технологического оборудования, систем защит, автоматического контроля и управления в эксплуатационной готовности, сохранение нормального уровня их работоспособности в соответствии с нормативными документами и заводскими инструкциями

6.5.9. В договоры между системным оператором и субъектами рынка включаются следующие требования по обеспечению надежности:

·  Участники рынка и владельцы электрических сетей по отношению к СО обязаны:

-  оказывать/оплачивать системные услуги (согласно пункта 7.5 главы 7 настоящих Правил);

-  сообщать достоверную информацию о выполнении заданий системного оператора по обеспечению надежности (графики ограничения и отключения потребителей, объемы и параметры противоаварийной автоматики и пр.),пр.);

-  безусловно выполнять команды диспетчера в соответствии с законодательством;

-  требование поддержания своего технологического оборудования, систем защит, автоматического контроля и управления, влияющих на их работу в энергосистеме, в эксплуатационной готовности, сохранение нормального уровня их работоспособности в соответствии с нормативными документами и заводскими инструкциями.

6.7. Обязанности субъектов рынка по обеспечению надежности

6.7.3. В обязанности системного оператора по обеспечению надежности электроснабжения входят:

принципов, схем и уставок релейной защиты, электросетевой и противоаварийной автоматики.

6.7.3.2. Разработка режимов работы ЕЭС России и контроль за их соблюдением на всех ступенях иерархии технологического управления в части:

6.7.3.8. Проведение расчетов режимов работы энергосистем и энергооборудования, настройки релейной защиты, режимной и противоаварийной автоматики.

6.7.4. Генерирующие компании должны обеспечивать

6.7.4.2. Надежную поставку электроэнергии надлежащего качества (глава 5 настоящих Правил), для чего обеспечивать поддержание своего технологического оборудования, систем защит, автоматического контроля и управления в эксплуатационной готовности, сохранение нормального уровня их работоспособности в соответствии с нормативными документами и заводскими инструкциями.

6.7.4.4. Выполнение расчетов режимов работы энергооборудования электростанции, выбор параметров настройки релейной защиты и автоматики элементов станции.

6.7.5. Сетевые компании должны обеспечивать:

6.7.5.2. Выполнение расчетов режимов работы электрооборудования подстанций и выбор параметров настройки релейной защиты и автоматики элементов подстанций.

6.7.6. Энергосбытовые организации должны

6.7.6.3. Обеспечить у потребителей установленный системным оператором размер нагрузки, подключенной к устройствам АЧР, САОН, участие в графиках ограничений и отключений потребителей.

6.7.7. Квалифицированные и другие потребители электроэнергии должны обеспечить:

6.7.7.1. Выполнение требований сетевой компании и системного оператора к схеме присоединения к сети (глава 9 настоящих Правил), обеспечению надежной работы их электропотребляющего оборудования, систем защит, автоматического управления и контроля.

6.7.7.5. Участие в:

·  обеспечении объема АЧР и САОН по заданию системного оператора

·  графиках ограничений и отключений потребления по команде системного оператора.

6.9. Взаимодействие субъектов рынка по поддержанию нормального режима работы энергосистем, обеспечению живучести, предотвращению и ликвидации аварий в энергосистеме

6.9.10. Для сокращения продолжительности аварийного режима энергосистемы, предотвращения цепочечного (каскадного) развития аварий и быстрого восстановления энергоснабжения в энергосистемах участники рынка, владельцы электрических сетей и системный оператор обязаны выполнить комплекс мероприятий по обеспечению ее живучести. Главными из этих мероприятий являются:

·  по отношению к системам оперативно - технологического управления:

-  противоаварийная автоматика (в объеме автоматического предотвращения нарушения устойчивости параллельной работы – АПНУ, САОН, ликвидации асинхронного режима – АЛАР, ограничение снижения и повышения частоты и напряжения – соответственно АОСЧ (АЧР), АОПЧ, АОСН, АОПН, ограничение перегрузки оборудования – АОПО);

№	Системная услуга	Генерирующая компания	Сетевая компания	Квалифици-рованный потребитель	Сбытовая компания	Оператор экспорта/ импорта	СО
5.	Участие в противоаварийной автоматике	Да	Да	Некоторые да*	Некоторые да*	Нет	Нет

Примечание:

* - Потребитель, имеющий в своем составе электростанции и потребитель – регулятор.

** - Потребитель, имеющий в своем составе электростанции, синхронные двигатели, устройства компенсации реактивной мощности.

7.7. Обязанности субъектов рынка в части предоставления системных услуг

7.7.1. На основании результатов расчетов энергетических режимов ЕЭС России на предстоящий год, выполненных системным оператором на всех уровнях иерархии диспетчерского управления (гл. 4, раздел 4.5.) с учетом прогнозов и дополнительной информации, полученной от субъектов рынка, системный оператор обязан определить (уточнить) по ЕЭС, ОЭС и региональным энергосистемам:

·  необходимые объемы противоаварийной автоматики на электростанциях генерирующих компаний и квалифицированных потребителей (быстрая разгрузка, отключение блоков для обеспечения устойчивости системы, автоматический пуск агрегатов при аварийном снижении частоты и т. п.);

·  распределение необходимых объемов противоаварийной автоматики между электростанциями для третьей среды каждого месяца предстоящего года на основании технических характеристик агрегатов и предложений по стоимости участия электростанций в противоаварийной автоматике;

·  необходимые объемы и уставки срабатывания автоматической частотной разгрузки потребителей при снижении частоты (АЧР);

·  распределение необходимых объемов автоматической частотной разгрузки между квалифицированными и другими потребителями (сбытовыми компаниями) на основание предложенной потребителями стоимости участия в автоматической частотной разгрузке;

·  необходимые объемы потребления мощности, подключенные к системам автоматического отключения нагрузки (САОН);

·  распределение необходимых объемов потребления мощности, подключенных к системам автоматического отключения нагрузки (САОН) между квалифицированными и другими потребителями (сбытовыми компаниями) на основании предложенной потребителями стоимости участия в системах автоматического отключения нагрузки (САОН);

·  необходимые объемы потребления мощности, подключенные к системам автоматического ограничения снижения напряжения (АОСН);

·  распределение необходимых объемов потребления мощности, подключенных к устройствам автоматического ограничения снижения напряжения (АОСН) между квалифицированными и другими потребителями (сбытовыми компаниями) на основании предложенной потребителями стоимости участия в АОСН;

7.7.2.3. Энергосбытовые организации и квалифицированные потребители - информацию по точкам присоединения потребителей электроэнергии к национальной электрической сети о:

·  возможных резервах реактивной мощности (на выдачу в сеть и прием из сети) и их стоимости (если это требует дополнительных затрат);

·  возможной величине снижения нагрузки в результате действия автоматической разгрузки при понижении частоты (АЧР);

·  оценке фактического среднего удельного ущерба за последние три года в результате снижения нагрузки при работе АЧР (на основе данных актов по расследованию технологических нарушений);

·  размерах нагрузки, которая может быть автоматически подключена после восстановления частоты в энергосистеме (ЧАПВ);

·  размерах мощности потребления, которая может быть подключена к системе автоматического отключения нагрузки (САОН);

·  оценке фактического среднего удельного ущерба за последние три года в результате действия САОН (на основе данных актов по расследованию технологических нарушений);

·  возможной величине снижения нагрузки в результате действия автоматики ограничения снижения напряжения (АОСН);

·  оценке фактического среднего удельного ущерба за последние три года в результате действия АОСН (на основе данных актов по расследованию технологических нарушений);

·  возможных размерах потребления (мощности и электроэнергии) для включения в графики ввода ограничений и отключений по команде диспетчера;

·  оценке фактического среднего удельного ущерба за последние три года в результате ограничения или отключения нагрузки по команде диспетчера (на основе данных актов по расследованию аварий);

·  фактических размерах снижения (отключения) нагрузки за последние три года в результате действия АЧР, САОН, АОСН или по команде диспетчера (на основе данных актов по расследованию технологических нарушений);

Глава 9. Технические требования по присоединению к электрическим сетям (условия и порядок доступа)

9.7. Технические условия на присоединение

9.7.1. Сетевая компания в трехмесячный срок рассматривает заявку претендента, производит необходимые согласования с СО и выдает претенденту технические условия на присоединение.

9.7.2. В технических условиях на присоединение объекта должны быть указаны:

·  расчетные значения токов короткого замыкания, требования к релейной защите, регулированию напряжения, противоаварийной автоматике, телемеханике, связи, изоляции, защите от перенапряжений и приборам контроля качества электроэнергии;