Аварийное нарушение электроснабжения 25 мая 2005 г. и тяжелейшее прохождение зимнего максимума нагрузки 2005/2006 гг. показали важность незамедлительного решения вопросов по развитию системы энергоснабжения г. Москвы и Московской области. Именно эти события послужили импульсом к принятию экстраординарных мер по пересмотру отношения к процессам энергоснабжения в регионе и в стране в целом. При этом вопросы безопасности и надежности энергоснабжения заняли свое приоритетное место как в аспекте расшивки узких мест, так и при решении задач долгосрочного обеспечения региона электрической и тепловой энергией.
Длительная работа системы энергоснабжения без резервов, введение ограничений для потребителей, работа в состоянии предельной загрузки как тепломеханического, так и электротехнического оборудования создают высокие риски возникновения технологических отказов и перерастания аварийных отказов оборудования в системную аварию, затрагивающую миллионы жителей и важнейшие системы жизнеобеспечения мегаполиса [1].
Представление о необходимости срочного развития электроэнергетики региона сформулировано в Концепции [2], разработанной в 2005 г. рабочей группой РАН при непосредственном участии специалистов ОАО «Мосэнерго».
Рекомендации характеризуются качеством, масштабностью и комплексностью предлагаемых решений. Концепция охватывает период до 2020 г. и формулирует задачу сбалансированного развития электроэнергетики региона с максимально быстрой ликвидацией дефицита.
Последующее формирование Соглашения между РАО ЕЭС и правительством города (май 2006 г.), а также правительством Московской области (ноябрь 2006 г.) определило обязательства всех основных партнеров данного процесса на среднесрочную перспективу (пять лет).
К 2020 г. система энергоснабжения региона должна обеспечить двухкратный рост спроса на электроэнергию.
Необходимо осуществить развитие, рационально сочетающее как внутреннюю схему, так и внешнюю схему энергоснабжения, решить задачи повышения надежности топливоснабжения, оптимизировать структуру генерирующих мощностей с учетом требуемой маневренности и резервирования, покрытия пиковых нагрузок, оценить дополнительную экологическую нагрузку.
На обозримую перспективу сохраняется определяющая роль системы централизованного теплоснабжения мегаполиса от крупных ТЭЦ.
Анализ хода выполнения рекомендаций Концепции [3], проведенный на расширенном заседании НТС ОАО «Мосэнерго» 19 июля 2007 г., подтвердил правильность выбранных подходов и направлений развития электроэнергетики региона. Фактический рост спроса превышает уровни, принятые в Концепции (рис. 1). Рост спроса на электрическую энергию значительно опережает рост спроса на тепло, при этом область развивается более интенсивными темпами, чем город. Стратегия развития экономики области предусматривает удвоение потребностей в электрической энергии к 2012 г. и утроение к 2020 г. По данным ТЭК МО, накапливается отложенный спрос, только по Московской области он составляет более 4000 МВт; в большинстве районов области чрезвычайно трудно получить технические условия на присоединение к электрическим сетям.
В Московской энергосистеме сохраняются:
• повышенная загрузка автотрансформаторов 500/220 кВ, 500/110 кВ в северной и западной части Московского кольца, что ограничивает суммарную пропускную способность внешних связей Московской энергосистемы до 3000 МВт;
• повышенная загрузка ряда ВЛ и КЛ и трансформаторов сети 220-110 кВ, что определяет зоны дефицита электрической мощности на западе, северо-западе и востоке Московской области;
• опасность возникновения перегрузок в сетях всех напряжений при отключении элементов сети 500 кВ;
• дефицит баланса реактивной мощности;
• большие величины токов к.з. и недостаточная отключающая способность выключателей 500, 220 и 110 кВ;
• старение оборудования.По данным ЭСП, в настоящее время на 90 % подстанций 220 и 110 кВ Москвы отсутствует техническая возможность присоединения нагрузок. Практически вся территорияг. Москвы, за исключением небольших локальных районов, является зоной запрета присоединения новых потребителей.
Темпы развития генерации в ОЭС Центра существенно отстают от Москвы, и размещение резерва в ОЭС Центра, принимая во внимание динамичное (вслед за Московским регионом) развитие соседних областей, проблематично. Это еще раз подтверждает правильность рекомендаций Концепции по сбалансированному развитию энергосистемы Московского региона, синхронному развитию систем энергоснабжения соседних областей и актуальности сооружения в период до 2020 г. кольца 750 кВ для повышения надежности связи с ОЭС Центра и исключения транзитных перетоков через внутренние сети Московской энергосистемы.
Особую озабоченность вызывает проблема покрытия пиковых нагрузок в период прохождения зимнего максимума нагрузки. Требуются ускоренный ввод второй очереди Загорской ГАЭС, механизмы, стимулирующие участие в суточном регулировании графика нагрузки потребителей-регуляторов, а также независимых производителей электроэнергии по сооружению пиковых мощностей. Они необходимы как для эффективной работы будущих АЭС в ОЭС Центра, так и ТЭЦ мегаполиса.
Рост потребностей в электрической энергии в регионе, уже существующие высокие уровни токов к.з. в электрических сетях и неоднократные случаи разрушения коммутационного оборудования при отключении токов к.з. требуют проработки условий применения новых технических системных и схемных решений в построении системы энергоснабжения В Концепции прогноз спроса выполнен с учетом эффективной энергосберегающей политики и соответствующего управления спросом техническими и экономическими механизмами. Только по Москве, по данным ДэпТЭХ, потенциал энергосбережения составляет не менее 1500 МВт.
Однако отсутствие такой политики энергосбережения на федеральном и региональном уровнях ведет к тому, что проблема энергодефицита решается только за счетразвития генерации и электрических сетей. В то же время на стороне потребителя существуют значительные резервы покрытия дефицита активной и реактивноймощности, которые могут быть задействованы по многим направлениям: через техническое перевооружение энергохозяйства потребителей, использование потребителей-регуляторов нагрузки, восстановление и учет в тарифах показателя cos f и т.д.
При продолжении экстенсивного пути развития энергопотребления в регионе создаются новые значительные риски.
Вместе с тем, далеко не все положения Концепции легли в основу деятельности энергетических компаний, проектных и научно-исследовательских институтов, работающих в Московском регионе. Многие рекомендации Концепции находятся в начальной стадии проработки, а некоторые не разрабатываются вообще и не учитываются в деятельности властных структур региона. Так, до настоящего времени:
• не определены нормативные уровни резервов мощности генерации и пропускной способности электрических сетей в системе энергоснабжения московского мегаполиса, в т.ч. в части резервирования электрическими сетями отказов в системе теплоснабжения;
• сохраняются большие потери в электрических и тепловых сетях;
• нет долгосрочной программы технического перевооружения электрических сетей, в т.ч. с последовательным решением задач перевода на более высокие уровни напряжения: 10 кВ на 20 кВ и 110 кВ на 220 кВ, а также нет программы ввода источников реактивной мощности (только до 2010 г. потребность была определена в 4100 Мвар);
• при значительной работе по расшивке узких мест в магистральных электрических сетях, установке дополнительных автотрансформаторов связи на ряде ПС 500 кВ, планах сооружения новых ПС 500 кВ сохраняется на длительную перспективу (до ввода Петровской ГРЭС) асимметричный характер покрытия дефицита мощности Московской энергосистемы через северное направление, в основном, через подстанцию 750 кВ Белый Раст;
• остаются нерешенными вопросы повышения живучести энергетических объектов и ответственных потребителей при нарушениях энергоснабжения;
• задерживается ввод рынка системных услуг;
• нет полномасштабной теплофикационной модели Московской энергосистемы;
• требуется принятие энергичных мер по техническому перевооружению газового хозяйства Московского региона;
• отсутствуют решения по резервированию территорий для объектов энергетики, упрощению разрешительных процедур;
• отсутствует нормативно-техническая документация, определяющая особые требования к обеспечению надежности энергоснабжения мегаполиса, учету особенностей функционирования теплофикационной системы в условиях рынка;
• отсутствуют программные разработки ввода в энергобаланс региона потенциала малой когенерации и местных видов топлива;
• не выработана система взаимодействия властных структур, энергетических и топливных компаний в целях устойчивого и скоординированного развития электроэнергетики региона, обеспечения финансовой устойчивости рынка и самих энергетических компаний с учетом реализации масштабных инвестиционных планов;
• на государственном уровне требуется решение проблемы развития отечественного энергомашиностроения.
Требуется скорейшее преодоление разрыва между современным уровнем развития энергохозяйства г. Москвы и Московской области. При этом принципиально важны уточнение спроса на все виды энергоресурсов, уточнение очередности ввода объектов инженерной инфраструктуры, включая энергохозяйство, разработка и использование единой методики укрупненных расчетов тепло-, электро-, газопотребления, координация деятельности проектных организаций региона.
Требуется оптимизация топливно-энергетического баланса Московского региона (город и область) и комплексное решение задачи повышения эффективности и рационального использования внешних и внутренних (местных) энергетических ресурсов в рамках региона с учетом примыкающих областей (рис. 2).
На территории Московской области велик потенциал когенерации. Так, с учетом развития территорий областидо 2020 г. дополнительная выработка электрической энергии на тепловом потреблении реально может составить более 5000 МВт.Особенности системы энергоснабжения Московского региона Московская энергосистема является крупнейшей региональной системой по объему потребления электрической и тепловой энергии. Потребление электрической энергии по территории Московского региона в 2005 г.
составило 85 млрд кВт•ч, теплопотребление региона – 160 млн Гкал, в т.ч. 73 млн Гкал от ТЭЦ ОАО «Мосэнерго». Максимальная электрическая нагрузка составила 16,7 ГВт, максимальная тепловая нагрузка — 56,3 ГВт (48,5 млн Гкал/час).
С позиции надежности система энергоснабжения Московского региона имеет ряд серьезных особенностей.
1. Потребление в регионе в 2002 г. превысило исторический максимум 1990 г. и продолжает расти темпами в 2 раза выше среднего роста по стране. Энергосистема ранее планировалась и развивалась как избыточная, но сейчас не в состоянии покрыть спрос на электрическую мощность в периоды максимальных нагрузок источниками генерации, расположенными в регионе. Недостающая мощность закупается и поставляется из внешней энергосистемы Европейской части страны.
Инерционность процессов развития новых мощностей, будь то генерация или электрические сети, а также давление спроса, который увеличивается темпами 4-6% в год, вызывает серьезные проблемы технологического и противоаварийного управления. Энергетика становится сдерживающим фактором развития региона, получить технические условия на подключение к электрическим сетям чрезвычайно сложно, несмотря на введение платы за подключение (около 1500 долл./кВт в Москве и около 500 долл./кВт — в области).
2. Важнейшей особенностью систем энергоснабжения мегаполисов является высокая степень концентрации электрических и тепловых мощностей на ТЭЦ, расположенных в основном в Москве, высокая взаимозависимость электрических, тепловых, гидравлических режимов, комбинированный характер как производства электроэнергии и тепла, так и их потребления, уникальность многих объектов потребителей, недостаточная наблюдаемость с точки зрения дистанционного управления, недостаточная ремонтопригодность, отсутствие развитой автоматической системы противоаварийного управления (ПАУ), ведомственная разобщенность комплекса энергетического хозяйства мегаполиса.
Системы жизнеобеспечения мегаполисов категорически не допускают перерыва электро- или теплоснабжения.
3. Серьезную особенность имеет фактически монотопливный режим ТЭЦ, где в качестве основного вида топлива используется природный газ. Объем потребления газа на ТЭЦ составляет более 22 млрд м3 в год. В качестве резервного топлива может использоваться мазут, однако по экологическим ограничениям его сжигание не может превышать нескольких процентов в год по сравнению с газом.
4. Теплофикационный характер энергосистем городов (мегаполисов) с жесткой привязкой источников тепла к зоне обслуживания и фактическим отсутствием какого-либо резервирования в случае его потери.
Расположение в холодном климате обуславливает при потере или ограничениях в теплоснабжении потребителей повышенное использование электроэнергии для компенсации возникших ограничений потребления тепла. При этом рост потребности в электроэнергии в аварийных режимах теплоснабжения становится неуправляемым и может кратно возрасти, превысить пропускную способность распределительных сетей и мощность электростанций и привести к распаду энергосистемы.
Резервирование тепловых нагрузок в городах не предусмотрено. Тепловые нагрузки по энергетическому эквиваленту в 2-3 раза превышают электрические нагрузки потребителей мегаполисов.
Данная особенность определяет весьма специфичные требования по ряду аспектов:
– учет температурного фактора с различием в подходах при формировании баланса мощности и энергии;
– регламентирование времени восстановления системы энергоснабжения после аварии, в том числе с учетом температуры окружающей среды, особенностей функционирования и резервирования систем жизнеобеспечения мегаполиса;
– сохранение систем электроснабжения при нарушениях в системе теплоснабжения, в том числе за счет резервирования, оперативного и противоаварийного управления.
5. Быстро меняющаяся структура потребления в сторону увеличения доли быта и непромышленной нагрузки.
Так, по Москве доля бытовой и непромышленной нагрузки составляет почти 70 %. Это означает:
• сильную зависимость величины электропотребления от температуры наружного воздуха (от 0,5 до 3% суммарного потребления на 1о температуры);
• сильную зависимость электропотребления от режима работы теплосети;
• высокую неравномерность суточного графика потребления (максимальная нагрузка превышает минимальную примерно вдвое).
Структура электропотребления Московского региона за последние годы изменилась настолько, что введение диспетчерских противоаварийных отключений нагрузки потребителей при существующей схеме питания невозможно реализовать избирательно, то есть без отключения социально значимых объектов — жилых домов, больниц, котельных, насосных станций и др. Не только экономическое развитие, но и безопасность систем жизнеобеспечения мегаполиса становится заложником развития системы энергоснабжения.
6. Проблемы организационного характера, вызванные разделением на большое количество хозяйственно независимых предприятий с размытой ответственностью за надежность энергоснабжения, отсутствием регламентированной системы координации планов развития электроэнергетики и территорий.
Это требует особого внимания к системе управления надежностью энергоснабжения города и координации планов развития инфраструктуры электроэнергетики с планами развития территорий города, области и соседних регионов.
7. Огромные политические и управленческие риски, обусловленные непредсказуемыми последствиями масштабных нарушений энергоснабжения.г. Москву и Московскую область и является крупнейшим в России как по численности населения (около 17 млн чел.), так и по объему валового регионального продукта.
Основные принципы развития
Московский регион включает в себя два субъекта РФ — г. Москву и Московскую область и является крупнейшим в России как по численности населения (около 17 млн чел.), так и по объему валового регионального продукта.
Экономика региона развивается темпами, в 2 раза превышающими темпы по стране. При сохранении такой динамики развития региона спрос на электрическую энергию возрастет в 2 раза уже через 10-12 лет. Удовлетворение спроса требует создания значительно более мощной энергосистемы региона, повышения надежности топливообеспечения, технического водоснабжения, механизмов управления спросом, электро- и теплосбережением, учета экологических ограничений.
Прогноз электропотребления, приведенный на рис. 1, показывает, что к 2020 г. оно возрастет до 140 ТВт•ч поданным [2], не исключаются и значительно большие темпы прироста потребностей.
В соответствии с данным, фактически минимальным, прогнозом электрические нагрузки Московского региона могут возрасти к 2010 г. до 21 ГВт, к 2015 г. — до 25 ГВт и к 2020 г. — до 28 ГВт (рис. 3).
В настоящее время установленная мощность электростанций Московской энергосистемы составляет около 15 ГВт при располагаемой мощности ТЭС 12 ГВт, чего явно недостаточно для покрытия перспективных нагрузок Московской энергосистемы.
Развитие генерации должно осуществляться в соответствии со следующими принципами:
• развитие генерации темпами, опережающими потребление;
• сохранение и максимальное использование площадок действующих станций и резервирование территорий под строительство новых электростанций;
• массовая модернизация котельных с переводом в ПГУ-ТЭЦ и ГТУ-ТЭЦ;
• технический уровень, надежность, экология на уровне мировых стандартов;
• максимальное использование тепла первичных энергоресурсов, в первую очередь, природного газа, на основе когенерации производства электрической и тепловой энергии с показателями ЭТФ и КИТ на уровне, соответственно: ЭТФ =1500-1800 кВтч/Гкал и КИТ = 85-86% на первом этапе в период до 2020 г. и улучшением этих показателей на последующих этапах;
• минимизация водопотребления, кг Н2О/(кВт•ч);
• наличие системы мероприятий, исключающих потерю собственных нужд и посадку станции «на ноль».
Существующее состояние системы теплоснабжения Московского региона позволяет говорить о наличии значительного потенциала развития малой когенерации на базе существующих котельных. При полной централизации электроснабжения города и области от сети общего пользования в области сохраняется преимущественно децентрализованное теплоснабжение. В настоящее время порядка 90 % тепла в системах теплоснабжения Московской области (в т.ч. 70 крупных и средних городов) вырабатывается котельными и районными тепловыми станциями (РТС), количество которых составляет более 2400, установленная мощность — 24 тыс. Гкал/час.
Другим важнейшим направлением развития генерации является развитие промышленных ПГУ-ТЭЦ (ГТУ-ТЭЦ), обеспечивающих электро- и теплоснабжение развиваемых промышленных округов Московской области.
Для ТЭС, работающих на газе — применение современных ПГУ с КПД 57-58% и освоение до 2020 г. ПГУ с КПД в конденсационном цикле 60 % и 70-75 % на последующихэтапах до 2030 г. на базе гибридных технологий; для ТЭС на угле (ТЭЦ-17, ТЭЦ-22, Петровская ГРЭС и др.) необходимо использовать экологически чистые угольные технологии, в т.ч. оборудование на (супер)сверхкритические параметры пара с КПД более 45 % и освоение внутрицикловой газификации твердого топлива.
Остро стоит вопрос замены морально устаревшего оборудования ТЭЦ, к которому могут быть отнесены все паросиловые установки с параметрами пара 13 МПа и ниже, работающие на природном газе, с выработкой на тепловом потреблении 600 кВтч/Гкал и менее, устаревшие ГТУ 100 и 107 (ГРЭС-3), а также аналогичное оборудование на твердом топливе. Объем такого оборудования составляет около половины всей мощности ТЭЦ Мосэнерго.
Потенциал увеличения установленной мощности по группам морально устаревшего оборудования: 3,5 МПа;
9 МПа; 13 МПа в несколько раз превышает существующие мощности данных групп оборудования (рис. 4).
Практически на каждой станции необходимо вводить замещающую мощность и начинать работу в главных корпусах ТЭЦ по замене оборудования, что должно быть безусловным приоритетом по сравнению с продлением ресурса оборудования (рис. 5). Стесненность площадок ТЭЦ не позволяет сохранять выводимое из эксплуатации морально устаревшее оборудование в консервации итребует полного его демонтажа с последующей реконструкцией главного корпуса.
Развитие магистральных электрических сетей должно осуществляться в соответствии со следующими принципами:
• усиление радиально-кольцевой структуры электрических сетей;
• массовый перевод котельных области и города в эффективные малые ТЭЦ (ПГУ-ТЭЦ, ГТУ-ТЭЦ), связь многочисленных малых ПГУ-ТЭЦ региона радиальными распределительными сетями 110 и 220 кВ;
• глубокие кабельные высоковольтные вводы в центры нагрузок (в т.ч. на напряжение 500 кВ);
• замена воздушных линий в городской черте на кабельные линии, переход на распределительную кабельную сеть 20 кВ, перевод распределительной сети 110 кВ на 220 кВ;
• внедрение оборудования и технологий нового поколения (полностью автоматизированные подстанции, элегазовые подстанции подземного исполнения, HVDC-Light, асинхронизированные генераторы, высокотемпературная сверхпроводимость, ограничители токов к.з.) для выдачи и распределения мощности электростанций, находящихся в центре электрических нагрузок, снижения нагрузки на сеть переменного тока и др.;
• резервирование электрической мощности на возможные перебои в теплоснабжении;
• высокая степень автоматизации технологических процессов и новое поколение системы противоаварийного управления.
В связи с интенсивным перспективным ростом электрических нагрузок и их плотности, особенно в Москве, в Концепции рекомендован переход на более высокий уровень напряжений по всем функциональным ступеням распределительных и системообразующих электрических сетей. Пока эта проблема не нашла программного воплощения.
Необходимо более полно и последовательно вслед за развитием транспортных магистралей осуществлять развитие радиально-кольцевой структуры системообразующей сети мегаполиса, повысить ее управляемость, ремонтопригодность, оптимизировать распределение мощности между сетями разных классов напряжения.
Рост плотности нагрузок диктует последовательный переход от напряжения 6-10 кВ к 20 кВ в районных распределительных пунктах, которых в Москве 1800; перевод городских ПС 110 кВ — питающих центров — на напряжение 220 кВ, сооружение в период до 2010 г. новых ПС 500 кВ (Западная, Северная-Ярцево, Восточная-Руднево), постепенный переход функций системообразующей сети 220 кВ к сети 500 кВ. Это определяет необходимость сооружения ряда новых центров питания 500 кВ в городской черте, а именно подстанций глубокого ввода (ПГВ) в центры нагрузок. Важную роль могут сыграть ПС 500 кВ — Бескудниково, Очаково и Чагино Московского энергетического кольца, находящиеся внутри МКАД (рис. 6). Подземная связь между ними с образованием промежуточных ПГВ принципиально повысит надежность схемы внутреннего электроснабжения мегаполиса. Первоочередным порядком необходимо предусмотреть сооружение двухцепного кольца 220 кВ по трассе 4-го (и далее 5-го) транспортного кольца. 
Все подстанции в городе должны быть автоматизированными, иметь технологическую возможность секционирования и располагать резервными ячейками для связей с развиваемыми ТЭЦ мегаполиса. Все электропередачи в черте городской застройки независимо от класса напряжения должны быть кабельного исполнения. Все ТЭЦ мощностью более 1000 МВт — иметь связь с напряжением 500 кВ.
Сеть 500-750 кВ требует существенного развития в связи с увеличением спроса на электрическую энергию в Московском регионе и объема межсистемных перетоков.дания в перспективе до 2014-2016 гг. второго энергетического кольца на напряжении не менее 500 кВ в зоне отчуждения ЦКАД. Связь данного кольца с первым должна быть секционирована. В целом, это позволит развить внутреннюю сеть 500 кВ и осуществить надежную привязку к внешней сети 750 кВ.
Однако важнейшим элементом в обеспечении надежности и живучести схемы внешнего электроснабжения Московского региона с минимизацией транзитных перетоков через внутренние электрические сети мегаполиса явится завершение создания в ОЭС Центра системообразующего кольца 750 кВ, часть которого уже функционирует, в том числе и на напряжении 500 кВ (рис. 7). Определяющую роль в развитии его восточного крыла сыграет Петровская ГРЭС (Шатурский район) мощностью до 4000 МВт, которая должна иметь связи с первым и вторым кольцом 500 кВ, кольцом 750 кВ и с выходом на внутренние сети Москвы и Московской области. Сооружение в период до 2015-2020 гг. современных экологически чистых станций — Петровской ГРЭС, а также развитие ТЭЦ-17 (более 400 МВт, г. Ступино) и ТЭЦ-22 (более 2000 МВт, г. Дзержинский) на угольном топливе позволит существенно диверсифицировать топливный баланс региона.
Также необходимо решить вопрос о величине и месте размещения резервных мощностей и их доступности.
Основные принципы технической политики для обеспечения безопасности энергоснабжения мегаполисов
Отечественный и зарубежный опыт показывает значимость своевременного решения задач надежного энергоснабжения крупных городов и мегаполисов. В условиях перехода в дефицитное состояние в периоды экстремальных температур, давления спроса, исчерпания пропускной способности существующей технологической инфраструктуры, роста токов к.з., появления многих независимых хозяйствующих субъектов энергетики решение вопросов надежного энергоснабжения невозможно обеспечить без долгосрочной и хорошо продуманной технической политики. Такая политика должна быть основана на оптимальном развитии источников электрической и тепловой энергии, электрических и тепловых сетей, применении адекватных городским условиям системных средств противоаварийного управления с вовлечением потребителей-регуляторов и вообще крупных потребителей на взаимовыгодных условиях, государственной стандартизации по направлениям энергоэффективности, энергосбережения и надежности, координации взаимодействия органов власти и субъектов энергетики.
Принципы технической политики должны быть обязательными для исполнения проектными, эксплуатационными и строительными организациями, работающими в области электро- и теплоснабжения мегаполиса.
К наиболее важным принципам относятся следующие.
1. Для мегаполисов должно осуществляться комплексное планирование развития Генеральных схем энергоснабжения: электро- и теплоснабжения, топливоснабжения, водоснабжения с учетом или в составе Генеральных планов развития территорий.
2. Необходимо сохранять расположение электрических станций в центрах электрических и тепловых нагрузок, что позволит не только рационально обеспечивать энергоснабжение, но и повысить надежность и живучесть системы энергоснабжения. При этом, учитывая фактически монотопливный режим ПГУ, необходимо предусмотреть повышение надежности газоснабжения, в т.ч. за счет жидкого газа и развития соответствующей инфраструктуры.
3. Должна быть создана такая конфигурация электрической сети, при которой обеспечивается возможность выдачи всей располагаемой мощности электростанций не только в нормальной схеме, но и в случае отключения любой из отходящих линий электропередачи или трансформатора и без воздействия автоматики на разгрузку энергоблоков станции. Электропитание котельных и насосных станций должно осуществляться не менее, чем от двух независимых источников электроснабжения.
4. Необходимо радикальное повышение надежности тепловых сетей, в том числе посредством применения высоконадежных и долговечных теплопроводов с использованием коррозионно-стойких теплоизолирующих материалов. Для локализации аварий и сокращения времени восстановления нормального режима необходимо резервирование теплоснабжения с помощью перемычек между тепловыми сетями, повышение надежности схем электропитания циркуляционных систем и др.
5. При планировании электрических режимов энергосистемы должно быть обеспечено отсутствие перегрузок системных элементов в нормальной и ремонтной схемах;
отключение одного любого системного элемента не должно приводить к недопустимым перегрузкам других элементов системы и ограничению потребителей, не предусмотренному договорными отношениями. В перспективных проектных решениях по развитию системы электроснабжения мегаполиса необходимо предусматривать дополнительные резервы мощности и соответствующее усиление электрических сетей для покрытия дополнительной электрической нагрузки в случаях отказов в системе теплоснабжения, разводку питания ответственных потребителей.
6. Необходимо конкретизировать нормативные расчетные условия (в т.ч. возмущения) для условий проектирования и эксплуатации схем энергоснабжения мегаполисов. К ним должны относиться:
• отключение любой электростанции, включая самую мощную;
• отключение всех линий электропередачи, идущих по одной трассе, в одном коридоре или в одном коллекторе;
• отключение подстанции высшего класса напряжения;
• внезапный сброс нагрузки крупного промышленного объекта или отключение крупного центра нагрузки;
• непредвиденный наброс нагрузки, вызываемый погодными условиями, отказами в системе централизованного теплоснабжения города или несогласованным с энергосистемой отключением отопления в городе;
• одновременное снижение мощности на ТЭЦ при низких температурах наружного воздуха в отопительный период.
При этом необходимо учитывать, что возмущения в распределительной электрической сети, как правило, мало влияют на устойчивость энергосистемы, но оказывают значительное влияние на работу потребителей. Поэтому критерием допустимости схемно-режимных условий при нормативных возмущениях должно быть не только обеспечение устойчивости энергосистемы, но и сохранение электроснабжения потребителей (после окончания аварийного режима, ликвидируемого средствами релейной защиты и автоматики) [4]. Именно так рассматриваются возмущения в электрической сети в стандартах надежности NERC (США).
7. Нештатные ситуации, обусловленные более сильными нарушениями, должны регулярно просчитываться, и персонал должен быть обучен действиям в таких ситуациях, даже при потере связи с руководством. Такой подход становится нормой в деятельности зарубежных энергокомпаний после крупнейших аварий последних лет [5].
8. Субъекты электроэнергетики должны предусмотреть систему мероприятий, исключающих потерю собственных нужд электростанций и подстанций при внешних возмущениях, вплоть до потери связи с внешней энергосистемой, а также обеспечивающих подъем электростанций «с нуля» в определенное время.
9. Должны быть конкретизированы условия резервирования с учетом ремонтопригодности оборудования системы энергоснабжения мегаполиса. В связи с тем, что ремонтная кампания в основных сетях проводится тогда, когда отключено отопление (4–5 месяцев), то схема сетей 110, 220 и 500 кВ должна быть ремонтопригодна в этот период и допускать отключение необходимого количества системообразующих линий электропередачи и автотрансформаторов без снижения надежности электроснабжения. Для обеспечения такого условия требуется предусматривать дополнительное резервирование при обосновании проектных решений.
10. Размещение в электрической сети средств компенсации реактивной мощности должно обеспечивать поддержание допустимых уровней напряжения в распределительных сетях при предельно допустимых отклонениях напряжения в сети 500 кВ, а также обеспечивать такие режимы, при которых у большинства генераторов имеются неисчерпанные диапазоны регулирования выдачи реактивной мощности в режимах как минимальных, так и максимальных нагрузок. Аналогичные требования должны быть регламентированы для внутренних схем электроснабжения потребителей, в первую очередь, в части поддержания требуемого сos f.
11. Должны быть разработаны специальные технические требования к присоединяемым к энергосистеме (электрическим сетям общего назначения) электростанциям малой мощности (газотурбинным и иным).
12. Должны быть конкретизированы условия саморезервирования ответственных потребителей, внезапное нарушение электроснабжения которых влечет возникновение угрозы жизни и здоровью граждан, угрозу негативного воздействия на окружающую среду. Такие потребители либо должны продолжать функционирование или должно обеспечиваться безопасное и безаварийное прекращение производственного или иного технологического процесса [4].
13. Применительно к московскому мегаполису, а во многом и другим крупным городам, необходимо принципиально повысить надежность схемы внешнего энергоснабжения крупных городов. Недопустимо питание крупного города от одной высоковольтной подстанции. В основу схемы энергоснабжения крупных городов и мегаполисов должна быть положена радиально-кольцевая структура. При этом прохождение неуправляемых транзитных перетоков мощности через электрические сети мегаполисов должно быть исключено.
14. Необходима разработка имитационной модели теплофикационной системы мегаполиса, отражающей взаимосвязь электрических, тепловых и гидравлических режимов, схем взаиморезервирования, режимов газоснабжения, основных систем жизнеобеспечения мегаполиса. Такая модель крайне необходима для отработки задач управления надежностью как в процессе нормальной эксплуатации, так и при решении задач послеаварийного восстановления системы энергоснабжения.
15. Практика ведения режимов без резервов, с длительными перегрузками оборудования и резко отличающимися от стандартных параметрами режима должна быть категорически отвергнута. Должны быть выработаны принципы контроля и мониторинга надежности, особенно на границах балансовой принадлежности субъектов, для создания действенной системы ответственности за надежность и соблюдение, таким образом, не только коммерческих обязательств, но и технических условий функционирования энергосистемы мегаполиса. Сложная технологическая схема энергосистемы мегаполиса, взаимозависимость электрои теплоснабжения, сильное влияние на электрои теплопотребление температуры окружающего воздуха, координация ремонтов, многочисленные вновь образованные субъекты энергетики мегаполиса с нечетким разделением ответственностиза надежность, недостаточная нормативная база — все это в сочетании с нарастанием проблемы дефицита собственной мощности требует адекватной, хорошо организованной и технически оснащенной системы централизованного диспетчерско-технологического управления всем комплексом энергетического хозяйства мегаполиса.
16. Учитывая, что освоение головных образцов новой техники и технологий в секторе теплогенерации, в т.ч. с приобретением их за рубежом вместе с лицензиями, разворачивание производства в стране и т.д. для отдельно взятой генерирующей компании очень накладно, да и в целом — неподъемно, необходимо как минимум выбрать и разделить среди энергокомпаний пилотные объекты, демонстрационные образцы и т.д. В электроэнергетике как в отрасли, сохраняющей непрерывный цикл производства и единство технологического процесса независимо от форм управления и отношений собственности в отдельных сегментах, необходимо выработать механизмы проведения технической и инновационной политики в постпереходный период.
17. Для решения задач нового строительства остро необходимы унификация и смягчение административных барьеров на региональном и федеральном уровнях при отработке разрешительных процедур. Сюда примыкают также вопросы резервирования территорий под объекты электроэнергетики, комплексного планирования развития электроэнергетики с учетом развития системы топливоснабжения и развития территории в целом. Административная реформа Правительства РФ привела к переупаковке контролирующих органов, но не к изменению порядка работы. Получение разрешительных процедур на проект занимает время большее, чем проектирование объекта. Должен быть введен принцип «одного окна» и т.д. Соглашения о взаимодействии между субъектами энергетики и властными структурами региона должны разрабатываться на более длительный чем пять лет период, включать в качестве третьей стороны топливоснабжающие компании и сопровождаться разработанными Генеральными схемами энергоснабжения региона с учетом развития территорий.
18. Специального внимания заслуживает задача управления энергосбережением и спросом в рыночных условиях, в т.ч. посредством разработки и внедрения стандартов энергосбережения, стимулирования проектов эффективного использования энергоресурсов. В данном вопросе следует изучить богатый зарубежный опыт, в т.ч. возможно присоединиться к Международному кодексу энергосбережения. Государственная поддержка необходима для организации реальных программ исследования, развития, демонстрации и промышленного использования технологий эффективного энергопотребления, программ обучения потребителей эффективному энергопотреблению, механизмов передачи технологий частному сектору.
19. Заявленная стратегическая задача в переходе электроэнергетики на международные стандарты надежности и качества должна быть скоординированно разработана, конкретизирована и введена в масштабный оборот. Необходимо централизованное обновление стандартов проектирования энергетических объектов. При этом следует не просто сформулировать и реализовать эти задачи. Требуется создание институциональной поддержки данных направлений. Важно учесть, что деятельность в области экономического и рыночного нормативно-правового регулирования принципиально различается с задачами технической стандартизации в отрасли. Стандартизация должна проводиться как в секторе производства, передачи и распределения электрической и тепловой энергии, так и в секторе потребления.
Думая о конкуренции, не надо забывать о хорошо отработанной зарубежной практике взаимодействия энергетических компаний на некоммерческой основе. В Германии, Великобритании и в целом в Западной Европе существует многолетний положительный опыт работы Ассоциаций в секторе теплогенерации как на национальном, так и международном уровнях. Деятельность Ассоциации в нашей стране может быть направлена на сферу взаимных интересов — нормативная база, экологическая политика, освоение новых технологий, обмен опытом, лоббирование интересов и др.
ВЫВОДЫ
1. Необходимо на основе представленных принципов обновить нормативную базу по надежности и стандартам проектирования систем энергоснабжения крупных городов-мегаполисов. 2. Необходима разработка имитационной модели теплофикационной системы мегаполиса, отражающей взаимосвязь электрических, тепловых и гидравлических режимов, схем взаиморезервирования, основных систем жизнеобеспечения мегаполиса. Такая модель крайне необходима для отработки задач надежности энергоснабжения как в процессе нормальной эксплуатации, так и при решении задач послеаварийного восстановления системы энергоснабжения. 3. Через исторический максимум перешагнуло не только производство электроэнергии в регионе, но и вся обеспечивающая ее инфраструктура, поэтому необходим комплексный подход к решению вопросов резервирования и выделения территорий, топливообеспечения, водоснабжения объектов энергетики, получения технических условий на присоединение, развития ж/д транспорта, обеспечения экологических стандартов, развития энергомашиностроения, энергостроительной индустрии, подготовки профессиональных кадров, долгосрочных контрактов и механизмов обеспечения эффективности энергетических проектов. Требуется новый уровень координации хозяйствующих субъектов, четкое разделение функций и задач государства (на федеральном, региональном и местном уровнях) и бизнеса по вопросам развития энергетической инфраструктуры региона. Должна быть выстроена система долгосрочного прогнозирования и перспективного планирования в электроэнергетике на региональном уровне, согласованная с планами развития территорий и смежных отраслей.
