Олег Никифоров
На конференции потребителей энергии были определены узкие места в развитии отрасли.
Фото Reuters
В сентябре в Москве в преддверии важных энергетических диалогов октябрьского месяца прошла Вторая международная конференция ассоциации «Сообщество потребителей энергии» (АСПЭ) под названием «Энергия для потребителей: вызовы, ресурсы, стратегии». Конференция собрала ряд крупных представителей энергетического бизнеса, политиков, ученых с мировым именем.
Модераторы конференции отмечали, что вызовы, с которыми столкнулась российская экономика, ужесточили требования к эффективности промышленного сектора и инфраструктуры. В этой связи утверждалось, что новая реальность диктует необходимость оптимизации производственных затрат, включая расходы по энергоснабжению. По экспертным оценкам, к 2050 году в российской энергетике требуется ввести новое и заменить устаревшее генерирующее оборудование в объеме около 90 ГВт. Для решения этой задачи потребуется около 30 трлн руб.
Масштаб запросов
Российской энергетике необходимо учитывать и масштаб запросов на развитие и обновление со стороны электросетевого комплекса. В складывающихся условиях привычные механизмы, которые обеспечивают финансовую основу развития электроэнергетики за счет наращивания тарифно-ценовой нагрузки, оказываются устаревшими и не могут более решать требуемых задач. Ведь такого ресурса в настоящее время у потребителей просто нет. Сложившаяся ситуация требует поиска новых решений, обеспечивающих баланс между надежностью энергосистемы потребностями энергетики, с одной стороны, и интересами и возможностями потребителей – с другой. Это означает, что на смену принципу «потребитель платит за все» должен прийти инвестиционный подход – «максимум эффективности при оптимуме затрат».
В этой связи участники конференции попытались найти ответы на такие вопросы, как соответствует ли сегодняшняя конфигурация рынка новым вызовам и требованиям к повышению эффективности российской экономики и запросам его участников, существует ли в отношении оптового и розничного сегментов настоящий рынок с конкурентной средой и какие решения необходимо принимать, чтобы он появился, могут ли в существующих условиях энергокомпании привлекать необходимые ресурсы, а потребителям получать качественные услуги по оптимальной цене и, наконец, достаточно ли имеется рыночных механизмов для развития отрасли?
«НГ-энергия» постаралась свести ряд идей, выказанных участниками со стороны системных операторов, в один подкаст. Вот о чем в нем говорится. С точки зрения системных операторов: до 2042 года в России требуется ввести 91,2 ГВт новой генерации.
Ключевой темой в конференции этого года стал прогнозируемый в долгосрочной перспективе дефицит генерации в российской электроэнергетике.
В анализе работы Единой энергетической системы (ЕЭС) России в прошлом осенне-зимнем периоде и периоде экстремально высоких температур (ПЭВТ) 2024 года обращают особое внимание на себя большие объемы снижения мощности генерации, обусловленные выводом оборудования в аварийный ремонт, в отдельных частях Единой энергосистемы. По этой причине в прошлом осенне-зимнем периоде (ОЗП) в юго-восточной части объединенной энергетической системы (ОЭС) Сибири и в ОЭС Востока наблюдалось существенное увеличение рисков ввода графиков аварийного ограничения режима потребления (ГАО) в объеме 670 МВт и 971 МВт соответственно. Из-за аварийного снижения мощности в условиях резкого роста потребления на фоне высоких температур наружного воздуха в ПЭВТ 2024 года в ОЭС Юга вводились графики аварийного отключения потребления на 1454 МВт.
Максимальный объем аварийного снижения мощности генерации в европейской части ЕЭС России в ПЭВТ 2024 года достиг значения 9059 МВт.
В энергосистеме России среднегодовое аварийное снижение мощности, обусловленное ограничениями установленной мощности и неплановыми и аварийными ремонтами, за восемь месяцев 2024 года составило 4,2%, или 9661 МВт. В 2023 году этот показатель составлял 7,5%, или 17 375 МВт. Максимальная аварийность на электростанциях ЕЭС России за последние пять лет ОЗП увеличилась с 5660 МВт до 11 926 МВт, а в ПЭВТ начиная с 2020 года – с 4300 МВт до 13 801 МВт.
На конференции отмечалось, что в соответствии с решением Федерального штаба при формировании и утверждении сводных годовых и месячных графиков ремонта Системный оператор теперь учитывает статистически подтвержденный объем недоступной мощности на электростанциях.
В частности, подчеркивалось участниками конференции, что при корректировке сводного годового графика ремонтов учитывается максимальное значение аварийного снижения мощности, фактически зарегистрированное в часы прохождения максимума потребления мощности в соответствующем периоде года – весна, лето, осень, зима.
Также аварийное снижение мощности теперь учитывается и при среднесрочном планировании развития электроэнергетики. В докладах были представлены данные об аварийности в ЕЭС России, учтенные в проекте схемы и программы развития электроэнергетических систем (СиПР ЭЭС) России 2025–2030 годов, который в настоящее время находится на стадии общественного обсуждения: в ОЭС Востока это 688 МВт, в юго-восточной части ОЭС Сибири – 1358 МВт, в ОЭС Юга – 499 МВт за контролируемым сечением (КС) ОЭС–Кубань и 3638 МВт за КС Волгоград–Ростов, в южной части энергосистемы Москвы и Московской области – 465 МВт.
Влияние аварийности на планы
Аварийность существенно влияет на планы развития энергосистем. Системные операторы утверждали, в частности, что для надежной работы энергообъединения Юга в нем должно быть построено 2863 МВт, но если бы не аварийность, то там строить вообще ничего не нужно. Исключение аварийности также могло бы существенно уменьшить потребность в новой генерации на Востоке, но не исключило бы ее полностью. Также аварийность существенно влияет и на потребности в новой генерации в ОЭС Сибири.
На конференции был также представлен сценарий развития генерирующих мощностей, который был заложен в проект Генеральной схемы размещения объектов электроэнергетики до 2042 года (Генсхемы), процедура общественного обсуждения которой завершилась 18 сентября. Отмечается, что планируемый объем модернизации оборудования действующих ТЭС составляет 65,8 ГВт, рекомендуемые объемы вывода из эксплуатации оборудования ТЭС – 34,9 ГВт, планируемый объем вывода из эксплуатации энергоблоков АЭС составляет 10,4 ГВт.
Так, со стороны системных операторов утверждалось, что в период до 2042 года оборудование ТЭС в объеме 99,9 ГВт достигнет установленных сроков эксплуатации, что требует инвестиционных решений по его обновлению или выводу из эксплуатации. Целесообразна масштабная модернизация оборудования действующих ТЭС при затратах на модернизацию не выше 60% от стоимости нового аналогичного оборудования. Если ничего этого не делать, а просто выполнять условия, заложенные в Генсхеме, – вывод тепловой генерации, отработавшей более 70 лет, и газовой генерации, отработавшей два парковых ресурса, а также выработавших ресурс атомных станций, – то объем располагаемой установленной мощности генерации перестанет удовлетворять растущему потреблению мощности в 2041 году, а с учетом существующих необходимых ограничений мощности это произойдет еще раньше – в 2036 году. Согласно Генсхеме, чтобы не допустить такого разрыва, помимо модернизации требуется ввести в эксплуатацию до 2042 года 91,2 ГВт новой генерации.
При этом в 2025–2030 годах необходимо ввести 26,9 ГВт мощностей, в 2031–2036 годах – 30,6 ГВт, а в 2037–2042 годах – 33,6 ГВт. Среднегодовой объем вводов за эти периоды составляет 4,5 ГВт, 5,1 ГВт и 5,6 ГВт соответственно.
С точки зрения системных операторов эти цифры кажутся большими, но опыт ввода таких объемов генерации в отрасли уже есть. Напомню, мы это проходили при реализации программы договоров о предоставлении мощности (ДПМ) – так, в 2012 году было введено 6,3 ГВт, в 2014 году – 7,6 ГВт.
Научный взгляд
Научный взгляд на существо рассмотренных на конференции вопросов представил участник конференции Павел Илюшин, доктор технических наук, руководитель Центра интеллектуальных электроэнергетических систем и распределенной энергетики Института энергетических исследований Российской академии наук (ИНЭМ РАН). Он любезно предоставил редакции «НГ-энергии» свой доклад под названием «Обеспечение энергетической безопасности промышленных потребителей от объектов распределенной энергетики в условиях современных угроз природного и техногенного характера», в нем говорится:
«Большинство промышленных потребителей электрической и тепловой энергии подключено в настоящее время к системам централизованного энергоснабжения. Это обусловлено тем, что на протяжении многих десятилетий системы централизованного энергоснабжения считались более эффективными с экономической точки зрения, чем децентрализованные. Меньшие удельные расходы топлива на крупных энергоблоках тепловых электростанций определяли вектор развития электроэнергетики. Однако развитие техники и технологий позволило заводам-изготовителям создать линейки газопоршневых (ГПУ) и газотурбинных установок (ГТУ) единичной мощностью до 25 МВт с высокими технико-экономическими показателями и показателями надежности. Они несколько уступают крупным современным ГТУ и парогазовым установкам, но превосходят находящиеся в эксплуатации паротурбинные установки.
Важно отметить, что аварии, происходящие по разным причинам в электрических и тепловых сетях, на крупных электростанциях и подстанциях, приводят к нарушению технологических процессов у промышленных потребителей, сопровождающихся значительным ущербом и убытками.
В этих условиях отдельные промышленные потребители, учитывая невозможность энергоснабжения технологического процесса от резервных источников питания из-за их малой мощности, приняли решение о строительстве собственных объектов распределенной энергетики (РЭ), что им позволило:
– обеспечить в полном (минимально необходимом) объеме собственные потребности в электрической и тепловой энергии от когенерационных установок (ГПУ, ГТУ), которых, как правило, несколько на объекте РЭ;
– повысить надежность электроснабжения особо ответственных электроприемников технологического процесса при авариях в системе централизованного электроснабжения;
– поддерживать на шинах особо ответственных электроприемников требуемые показатели качества электроэнергии, при их отклонении в системе централизованного электроснабжения;
– снизить себестоимость и отпускную цену производимой продукции, что при высокой энергоемкости ее производства особенно важно.
В современных условиях промышленным потребителям, помимо вышеизложенного, приходится учитывать возможные угрозы природного и техногенного характера:
– угроза потери работоспособности (жизни) – при нарушении электро- и теплоснабжения в условиях экстремально низких температур при длительных сроках и больших объемах аварийно-восстановительных работ;
– угроза климатических изменений – при повреждении электросетевого оборудования (опор, проводов и траверса воздушных линий электропередачи, порталов на подстанциях и др.) в условиях ледяных дождей или сверхнормативных гололедно-изморозевых отложений;
– угроза физической безопасности – при повреждении оборудования крупных электростанций, подстанций разных классов напряжения, а также воздушных и кабельных линий электропередачи;
– угроза ресурсной безопасности – при повреждении магистральных и распределительных газопроводов, обеспечивающих газоснабжение крупных тепловых электростанций;
– угроза информационной безопасности – при кибератаках и иных преднамеренных деструктивных воздействиях на критическую информационную инфраструктуру энергообъектов.
Учитывая вышеизложенное, вопросам обеспечения энергетической безопасности и повышения живучести систем энергоснабжения промышленных потребителей следует уделять особое внимание.
Под живучестью подразумевается способность системы энергоснабжения противостоять большим аварийным возмущениям, не допуская каскадного развития аварии с массовым нарушением электро- и теплоснабжения промышленных потребителей, вызванного аварийным отключением генерирующего и/или электросетевого оборудования.
Для решения поставленных задач промышленным потребителям, имеющим в системах внутреннего энергоснабжения собственные объекты РЭ, необходимо создавать локальные интеллектуальные энергосистемы. Это позволит обеспечить энергетическую безопасность и повысить живучесть систем внутреннего энергоснабжения за счет выработки электрической и тепловой энергии в объеме от аварийной (технологической) брони, вплоть до полного покрытия графиков электрической и тепловой нагрузки от объекта РЭ.
Рассмотрим основные особенности локальных интеллектуальных энергосистем:
– сбалансированность в нормальном режиме по электрической и тепловой энергии (мощности) с возможностью постоянной работы в режиме избытка активной мощности (с выдачей излишков в систему централизованного электроснабжения) и кратковременно (в послеаварийных режимах на объекте РЭ) дефицита мощности;
– функционирование в сетях внутреннего электроснабжения напряжением 6–10 кВ, с одной ступенью трансформации до сетей напряжением 0,4 кВ, от которых питается часть электроприемников;
– способность работать как параллельно с системой централизованного электроснабжения, так и в островном режиме, без ограничений по продолжительности на функционирование в островном режиме;
– обеспечение в островном режиме работы заданных показателей балансовой, режимной надежности и надежности электроснабжения электроприемников различной категории надежности, включая первую и вторую;
– наличие собственных внутренних электрических сетей в кабельном исполнении и тепловых сетей;
– наличие интеллектуальной системы автоматического управления системой внутреннего энергоснабжения промышленного предприятия в целом, реализующей алгоритмы противоаварийного, режимного управления и автооперирования;
– наличие цифровых устройств защиты и электроавтоматики, реализующих быстродействующие алгоритмы (без выдержки времени; минимально необходимые выдержки времени) для минимизации последствий коротких замыканий в системе внутреннего электроснабжения.
Создание локальной интеллектуальной системы позволяет:
– минимизировать угрозу потери работоспособности (жизни) – ГПУ, ГТУ являются источниками электрической и тепловой энергии, которые при аварии в системе централизованного энергоснабжения могут обеспечить комфортные условия работы для персонала промышленного предприятия;
– минимизировать угрозу климатических изменений – система внутреннего электроснабжения промышленного предприятия выполнена в кабельном исполнении, что исключает возможности повреждения кабельных линий электропередачи из-за ледяного дождя и сверхнормативных гололедно-изморозевых отложений;
– минимизировать угрозу физической безопасности – все кабельные линии электропередачи и трубопроводы системы теплоснабжения проложены в пределах охраняемой территории промышленного предприятия; большинство ГПУ и ГТУ отечественного производства ремонтопригодны на месте их установки при наличии запасных частей на складе промышленного предприятия;
– минимизировать угрозу ресурсной безопасности – применение двухтопливных ГПУ и ГТУ (природный газ/дизельное топливо; природный газ/авиационный керосин) с переходом на резервное топливо без разгрузки и останова либо с остановом для изменения параметров настройки в системе управления подачей топлива на время не более 20–30 минут;
– минимизировать угрозу информационной безопасности – интеллектуальная система автоматического управления локальной интеллектуальной энергосистемой построена на базе децентрализованных алгоритмов противоаварийного, режимного управления и автооперирования, не требующих наличия каналов связи, выходящих за пределы территории промышленного предприятия, а также коммуникации с интернетом.
Для получения перечисленных эффектов на объектах РЭ должны применяться ГПУ, ГТУ, интеллектуальная система автоматического управления, цифровые устройства защиты и электроавтоматики, которые разработаны и производятся отечественными заводами.
Как правило, на одной промышленной площадке находится несколько промышленных предприятий, что позволяет осуществить взаимное резервирование систем электро- и теплоснабжения друг от друга. Для этого требуется дополнительно обеспечить взаимодействие интеллектуальных систем автоматического управления отдельных локальных интеллектуальных энергосистем за счет применения соответствующих алгоритмов.
Для создания локальной интеллектуальной энергосистемы у промышленного потребителя на базе системы внутреннего энергоснабжения с одним или несколькими объектами РГ необходимо:
– выполнить комплексное обследование системы внутреннего энергоснабжения промышленного предприятия для оценки существующего положения и разработки перечня организационно-технических мероприятий по созданию локальной интеллектуальной энергосистемы;
– разработать проект и выполнить модернизацию системы внутреннего энергоснабжения с внедрением интеллектуальной системы автоматического управления и цифровых устройств защиты и электроавтоматики;
– провести комплексные испытания оборудования и ввести его в опытно-промышленную, а затем и промышленную эксплуатацию.
Выполнение комплекса работ по модернизации системы внутреннего энергоснабжения ложится на промышленное предприятие, поэтому следует выполнить технико-экономическое обоснование реализации проектных технических решений. Однако, как показывает опыт, при значительных величинах ущерба и убытков на промышленном предприятии от нарушений электро- и/или теплоснабжения это является оправданным решением.
Вышеизложенное позволяет сделать вывод, что создание локальных интеллектуальных энергосистем на базе систем внутреннего энергоснабжения с собственными объектами РЭ позволяет обеспечить надежное функционирование технологических процессов на промышленных предприятиях в условиях современных угроз природного и техногенного характера».
Несомненно, проведение подобной конференции является значительным событием в научной жизни страны. К сожалению, ограниченные объемы газетных полос не позволяют достаточно глубоко осветить те проблемы, которые на ней освещались. Но редакция готова продолжить публикации докладов участников конференции и предлагает направлять их в адрес «НГ-энергии».
