Задачи повышения эффективности регулирования частоты и мощности в ЕЭС России - Решение по протоколу

НТС РАО “ЕЭС России” и Научный совет РАН по проблемам надежности и безопасности больших систем энергетики решили:
1. Общие оценки:
1.1. Считать устойчивое поддержание стандартной частоты в ЕЭС России при ее работе в нормальном и аварийных режимах важнейшей организационно-технической, экономической и технологической проблемой, решение которой в период реформирования отрасли и перехода к конкурентному рынку обеспечит надежное энергоснабжение потребителей, эффективную работу отрасли и ее конкурентоспособность на внешнем рынке.
Одобрить в связи с этим работу, проделанную в 2000 - 2001 гг. руководством РАО “ЕЭС России”, ОАО “ЦДУ ЕЭС России”, Департаментами научно-технической политики и развития, электростанций РАО “ЕЭС России”, ОАО “Фирма ОРГРЭС”, ОАО ВНИИЭ, по развороту в электроэнергетике крупномасштабной работы по повышению технического уровня и эффективности регулирования частоты и мощности в ЕЭС России, что уже привело к стабилизации в этот период частоты на стандартном уровне в течение 99,8 - 99,9% календарного времени.
1.2. Определить выполненный “Фирмой ОРГРЭС” доклад “Научно-технические проблемы и программные задачи эффективности регулирования частоты и мощности в ЕЭС России в условиях конкурентного рынка” как важную и полезную работу, в которой дан анализ и суммированы усилия, предпринятые в последние годы по ряду актуальных организационно-технических проблем в этой области, выпуску приказов РАО “ЕЭС России” от 3/VII 2000 г. № 368 “О мероприятиях по выполнению на электростанциях требований ПТЭ по регулированию частоты” и от 15/Х 2001 г. № 553 “О первичном регулировании частоты в ЕЭС России”.
Вместе с тем, принимая во внимание недостаточное раскрытие в докладе собственно рыночных, экономических проблем регулирования частоты, объема затрат на выполнение предлагаемых мероприятий и источников их покрытия, конфигурации всей иерархической системы регулирования частоты и мощности, собственно научно-технических проблем эффективного регулирования частоты в ЕЭС России, участия в нем параллельно работающих с ЕЭС России национальных энергосистем бывших республик СССР, ныне независимых государств, места и роли в этом процессе потребителей электроэнергии, новых структур в электроэнергетике: Федеральной сетевой компании, Системного оператора, Администратора торговой системы, генерирующих и сбытовых компаний, считать выполненный доклад первым этапом многоплановой проблемы повышения надежности и эффективности работы ЕЭС России в условиях рынка.
1.3. Рекомендовать ОАО ‘‘Фирма ОРГРЭС” продолжить, а ОАО “ЦДУ ЕЭС России”, Департаменту научно-технической политики и развития РАО “ЕЭС России” возглавить с привлечением ведущих НИИ и проектных организаций отрасли выполнение этой работы. Считать при этом разработку и внедрение национальных нормативов регулирования частоты и мощности в ЕЭС России, согласованных условий регулирования параметров режима межсистемных ВЛ одной из первоочередных задач.
2. По нормативно-техническим требованиям к электростанциям, регулирующим частоту и перетоки мощности в ЕЭС России.
2.1. Принимая во внимание то, что центральным вопросом повышения технического уровня регулирования частоты и перетоков мощности в ЕЭС России является разработка прогрессивных нормативно-технических требований к регулирующим электростанциям, которые (требования):
исходят из необходимости автоматического участия электростанций в первичном и (или) вторичном регулировании;
обеспечивают конкурентоспособность показателей качества электроэнергии и мощности в ЕЭС России в сравнении с аналогичными показателями Западно-европейского энергообъединения UCTE;
определяют характер и состав мероприятий по реконструкции систем регулирования и оборудования регулирующих электростанций и необходимый для этого объем финансирования;
вызывают необходимость в связи со сложностью задачи участия в ее решении специалистов ряда отраслевых НИИ и проектных организаций,
рекомендовать ОАО “ЦДУ ЕЭС России”, Департаменту научно-технической политики и развития РАО “ЕЭС России”, ОАО ВНИИЭ, ОАО ВТИ, ОАО “Фирма ОРГРЭС”, ОАО “Институт Энергосетьпроект”, ОАО “Институт Теплоэлектропроект”, ОАО “Институт Гидропроект”, заводам - изготовителям основного энергетического оборудования образовать рабочую группу специалистов на базе указанных организаций и подготовить в I полугодии 2002 г. согласованный проект соответствующих требований и выпуск на их основе межведомственного документа “Основные технические требования к электростанциям, участвующим в первичном и (или) вторичном регулировании частоты и перетоков мощности в ЕЭС России в условиях конкурентного рынка”.
Для ускорения этой работы использовать предложения ОАО “ЦДУ ЕЭС России” и ОАО ВНИИЭ по данному вопросу, приведенные в приложениях 1.1 и 1.2 к настоящему протоколу.
2.2. Рекомендовать рабочей группе при подготовке “Основных технических требований к электростанциям ...”(п. 2.1):
учесть существующие технические и финансовые возможности и рыночные аспекты их последующей реализации;
выполнить оценки снижения ресурса оборудования электростанций при работе в регулировочных режимах и соответствующих затрат для учета их в условиях рынка;
дополнить действующие требования к маневренности оборудования ТЭС в части регламентации маневренных режимов оборудования при одновременном изменении нагрузки энергоустановки по диспетчерскому графику и участии в первичном и оперативном или автоматическом вторичном регулировании;
дополнить действующие требования к оборудованию ТЭС, определяемые условиями его автоматизации, регламентацией показателей качества мощности, поставляемой энергоустановкой в электрическую сеть, в зависимости от типов оборудования, систем технологической автоматики и вида сжигаемого топлива.
2.3. Считать прогрессивными и своевременными требования ПТЭ (15-е изд.) и извещения № 1 об изменении ПТЭ от 17/VII2000 г., предусматривающие участие всех электростанций ЕЭС России в первичном автоматическом регулировании частоты и выделенных электростанций во вторичном регулировании режима по частоте и перетокам мощности.
Вместе с тем, “Нормы качества электроэнергии в системах электроснабжения общего назначения” по ГОСТ 13109-97, определяющие стандартный уровень частоты в ЕЭС России 50 ± 0,2 Гц, не соответствуют международной практике, а в последнее время и практике работы ЕЭС России, что вызывает необходимость пересмотра этих норм, а также соответствующих требований ПТЭ и ведомственных инструкций в сторону ужесточения.
Рекомендовать рабочей группе специалистов (п.2.1) рассмотреть этот вопрос и соответствующие предложения направить в Департамент научно-технической политики и развития РАО “ЕЭС России” в I квартале 2002 г.
2.4. Принимая во внимание разработанные в 1979 г. институтом Энергосетьпроект и согласованные со всеми заинтересованными организациями “Технические требования к маневренным характеристикам энергоблоков АЭС”, которые с тех пор закладывались в проекты АЭС, считать целесообразным поручить ОАО “ЦДУ ЕЭС России” совместно с концерном Росэнергоатом, институтами ОАО “Институт Энергосетьпроект”, Атомэнергопроект, ОАО “Фирма ОРГРЭС”, ОАО ВТИ, ОАО ВНИИЭ и ОАО НИИПТ:
вернуться к рассмотрению указанных требований и с учетом предложений ВНИИЭ к разрабатываемой в настоящее время “Программе работ по подготовке АЭС к участию в регулировании параметров режима ЕЭС” ввести их в действие в сроки, согласованные с концерном Росэнергоатом и АЭС;
изучить детально регламенты атомных электростанций, положения которых усугубляют аварийную ситуацию в ЕЭС России, или в выделившейся ее части из-за предусматриваемой этими регламентами разгрузки АЭС при пониженной частоте вплоть до их полного останова, и внести в них согласованные изменения, обеспечивающие надежную работу как ЕЭС России, так и самих АЭС в аварийных условиях.
2.5. Учитывая необходимость корректировки ряда действующих нормативных и инструктивных документов, регламентирующих участие ТЭС и АЭС в первичном и вторичном регулировании частоты и режимов работ ЕЭС России, а также вновь создаваемых нормативно-правовых материалов и законопроектов, в том числе разрабатываемого закона об электроэнергетике, рекомендовать Департаменту научно-технической политики и развития РАО ‘‘ЕЭС России”, ОАО “ЦДУ ЕЭС России” с участием ведущих специалистов отраслевых НИИ и энергосистем образовать рабочую группу по подготовке соответствующих предложений и рекомендаций.
3. По тематике научно-исследовательских и экспериментальных работ по реализации требований ПТЭ об участии всех электростанций в первичном (вторичном) регулировании частоты и мощности. Рекомендовать Департаменту научно-технической политики и развития РАО “ЕЭС России”, ОАО “ЦДУ ЕЭС России”, ОАО ВНИИЭ, ОАО “Фирма ОРГРЭС”, ОАО ВТИ, ОАО НИИПТ, ОАО “Институт Энергосетьпроект”, ОАО “ЭНИН им. Г. М. Кржижановского”:
3.1. Продолжить изучение существующего отечественного и зарубежного опыта первичного и вторичного регулирования в нормальных режимах. Провести исследования по привлечению к первичному (вторичному) регулированию частоты и перетоков мощности теплофикационных энергоблоков 80, 135, 170, 175, 180, 250 МВт и ТЭЦ с поперечными связями при их работе в режиме комбинированного производства электроэнергии и тепла, в том числе с закрытой диафрагмой, а также к вторичному регулированию конденсационных блоков СКД, работающих на скользящем давлении, и подготовить проекты соответствующих нормативных документов по их практическому использованию для целей регулирования.
3.2. В дополнение к ранее выполненным ЦДУ ЕЭС России концептуальным проработкам исследовать:
реальные условия работы систем первичного и вторичного регулирования ЕЭС России и параллельно работающих электростанций при непрерывных случайных возмущениях нормального режима и разработать необходимые мероприятия и рекомендации по повышению эффективности регулирования частоты и перетоков мощности на всех уровнях с учетом опыта UCTE по решению аналогичных проблем;
исследовать возможности, преимущества и недостатки иерархической системы централизованного автоматического регулирования частоты и перетоков мощности (АРЧМ) с подключенными к ней электростанциями совместно с децентрализованным автоматическим первичным и вторичным регулированием на ГЭС, ТЭС и АЭС в условиях рынка.
Учесть при этом опыт Польши (PSE) и Германии (VEAG) по дифференцированному привлечению к регулированию частоты и мощности высоко- и низкоэкономичных электростанций, экономическому стимулированию их участия в регулировании, объявления тендеров на работу в регулирующих режимах.
3.3. С целью повышения эффективности первичного регулирования в ЕЭС России и выполнения требований ПТЭ по привлечению к участию в нем всех электростанций изучить целесообразность и подготовить предложения по регламентированию при присоединении электростанций к электрической сети не только количества, но и качества поставляемой ею в сеть мощности и энергии.
К показателям качества мощности и энергии отнести степень участия электростанции в первичном регулировании и величину возмущений по мощности, вносимых ею в сеть по внутренним причинам.
3.4. Рассмотреть на заседании секции “Управление режимами ЕЭС, средства и системы диспетчерского и технологического управления в электроэнергетике” НТС РАО “ЕЭС России” технические предложения ЗАО Интеравтоматика и АО ЛМЗ по реконструкции турбин и котлов блоков 200 и 300 МВт на средствах ТПТС, ОАО “Фирма ОРГРЭС” по системе САУМ-300 ГМ на средствах КВИНТ для газомазутных блоков 300 МВт, имеющих большую наработку, но не подлежащих в ближайшие годы техническому перевооружению и реконструкции, а также предложения по другим аналогичным системам и подготовить конкретные предложения РАО “ЕЭС России” по их применению.
3.5. Подготовить в III квартале 2002 г. при головной роли ОАО ВТИ предложения по типовым структурным схемам и техническим решениям в системах регулирования частоты и перетоков мощности на крупных газомазутных конденсационных и теплофикационных энергоблоках ТЭС и рассмотреть их на заседании секции “Управление режимами ЕЭС, средства и системы диспетчерского и технологического управления в электроэнергетике” НТС РАО “ЮС России” с выпуском соответствующих отраслевых рекомендаций.
3.6. Просить руководство ОАО Мосэнерго поддержать предложение ТЭЦ-27 ОАО Мосэнерго о проведении в 2002 г. эксперимента по участию теплофикационного энергоблока 80 МВт в первичном и вторичном регулировании частоты и перетоков мощности и практическом определении регулировочных характеристик ПТК “КВИНТ 4”, на базе которого создана полномасштабная АСУТП этого блока. Рекомендовать ОАО ВТИ, ОАО ВНИИЭ, ОАО “Фирма ОРГРЭС” с участием ОАО Мосэнерго, ТЭЦ-27 и ГУП “НИИ Теплоприбор” подготовить программу испытаний.
3.7. С учетом информации об имевших место замечаниях по работе систем регулирования энергоблоков 800 МВт Сургутской ГРЭС-2 и Нижневартовской ГРЭС при переводе их в режим первичного регулирования частоты ОАО “Фирма ОРГРЭС”, ОАО ВТИ, ОАО ВНИИЭ по согласованию с руководством этих электростанций выполнить анализ работы и наладку автоматики турбины и блока, провести необходимые дополнительные испытания и при необходимости оказать техническое содействие другим электростанциям по их просьбе.
3.8. Провести в 2002 г. испытания систем регулирования на одном-двух выделенных газомазутных энергоблоках (см. п.6.1) в условиях их участия в реальном нормированном первичном регулировании с малой зоной нечувствительности. Использовать полученные результаты при корректировке и доработке выпущенного ОАО “Фирма ОРГРЭС” “Методического пособия по проверке готовности ТЭС к первичному регулированию частоты в ЕЭС России”.
3.9. Рекомендовать Департаменту научно-технической политики РАО “ЕЭС России” предусмотреть в долгосрочных отраслевых научно-технических программах ОНТП 0.01, 0.03, 0.04, 0.05, 0.06 корректировку имеющихся заданий с учетом проблем и задач, вытекающих из разработанного ОАО “Фирма ОРГРЭС” доклада, дополнений и замечаний, изложенных в заключении экспертной комиссии и в настоящем протоколе.
4. О рыночных аспектах регулирования частоты и мощности в ЕЭС России и функциональной ответственности новых структур, создаваемых в процессе реформирования электроэнергетики России'.
4.1. Рекомендовать РАО “ЕЭС России” организовать разработку концепции и механизмов обеспечения балансов активной и реактивной мощности в ЕЭС России на различных временных (среднесрочном и долгосрочном) уровнях управления, надежности ЕЭС России и надежности электроснабжения потребителей в условиях реформирования и либерализации электроэнергетики. Предусмотреть при этом распределение ответственности между субъектами хозяйствования в электроэнергетике - Федеральной сетевой компанией (ФСК), Системным оператором (СО), Администратором торговой системы (АТС), генерирующими компаниями (ГК), гарантирующими поставщиками электроэнергии (ГПЭ), а также государственными органами управления - Федеральной и региональными энергетическими комиссиями, Минэнерго России за эффективную и надежную работу электроэнергетической отрасли.
4.2. Просить руководство РАО “ЕЭС России” дать необходимые поручения по включению в “Технологические правила оптового рынка” функциональных прав и обязанностей ФСК, СО, АТС, ГК И ГПЭ и распределению между ними, в частности, следующих функций;
ответственность за качество электроэнергии по частоте, разработку и реализацию текущих и перспективных балансов мощности и электроэнергии, развитие и совершенствование системы централизованного регулирования частоты и перетоков мощности (АРЧМ), оснащение системами АРЧМ всех ОДУ и энергосистем, выбор и подключение к ним тепловых, гидравлических и атомных электростанций;
создание единой иерархической вертикали диспетчерско-технологического управления от ЦДУ ЕЭС до ЦДС энергосистем с включением последних в систему СО по мере реструктуризации AO-энерго и создания генерирующих компаний;
ответственность за функционирование и организацию всей работы по первичному и вторичному регулированию частоты и перетоков мощности в ЕЭС России, финансирование закупок необходимого для этой цели оборудования и программного обеспечения, разработку и внедрение нормативно-технических и нормативно-правовых документов;
ответственность за надежность энергоснабжения, перспективное развитие, обеспечение необходимой гибкости и управляемости электрической сети, резервов пропускной способности линий электропередачи и подстанций, расшивку узких мест сетей и подстанций;
участие в формировании текущих и перспективных балансов мощности в Единой энергосистеме с позиций необходимого для этого развития электрической сети, постановка и финансирование соответствующих исследований и проектных работ;
ответственность за эффективный выбор регулирующих электростанций и энергоблоков при формировании спотового рынка, обеспечение при этом экономически эффективной работы ЕЭС в целом;
включение в контракты и договора на закупку электроэнергии и мощности у электростанций процедур и условий, обеспечивающих их безотказную работу в автоматическом регулировании частоты и перетоков мощности, выполнение соответствующих требований со стороны Системного оператора, организация тендеров на участие электростанций в регулирующем режиме;
оснащение всех электростанций в составе ГК средствами автоматического регулирования частоты и перетоков мощности, обеспечение эффективной и надежной работы турбинного, котельного и реакторного оборудования в переменных режимах в соответствии с ПТЭ и другими нормативными документами;
техническое перевооружение действующих и строительство новых электростанций с выполнением всех нормативных требований по их участию в первичном и вторичном регулировании частоты и перетоков мощности, разработка и финансирование необходимых для этого мероприятий.
4.3. Рекомендовать Департаменту научно-технической политики и развития, Департаменту электростанций, Департаменту развития рынка электроэнергии РАО “ЕЭС России” с участием Системного оператора и Администратора торговой системы в опережающем порядке разработать предложения по экономическому стимулированию электростанций, выделенных (п. 6.1) для участия в нормированном регулировании частоты и перетоков мощности с размещением на них резервов первичного и (или) вторичного регулирования.
В основу предложений положить необходимость компенсации дополнительных затрат, возникающих на электростанциях, работающих в регулировочном режиме, и необходимый уровень прибыли.
Предусмотреть также экономические санкции при отклонении от требований ПТЭ и директивных документов показателей качества регулирования электростанциями частоты и перетоков мощности в условиях конкурентного рынка.
5. По вопросу параллельной работы ЕЭС России с энергосистемами стран СНГ и в перспективе с Западно-европейским энергообъединением UCTE.
5.1. Принимая во внимание участие в параллельной работе с ЕЭС России национальных энергосистем независимых государств - бывших республик СССР и значительный их суммарный вес в общем балансе мощности, считать целесообразным определить их участие в первичном и вторичном регулировании частоты и мощности в Единой энергосистеме, экономические критерии и характеристики этого участия в условиях рынка.
5.1. Рекомендовать Электроэнергетическому совету СНГ, ОАО “ЦДУ ЕЭС России”, Департаменту научно- технической политики и развития РАО “ЮС России” выполнить необходимые исследования и проработки по установлению нормативных требований к субъектам ЕЭС России, национальным энергосистемам СНГ, работающим параллельно с ЕЭС России, по участию каждого из них в регулировании частоты и мощности и в противоаварийном управлении для обеспечения устойчивости синхронной параллельной работы энергосистем и надежности электроснабжения потребителей. Согласованные всеми участниками эти требования должны закладываться в основу договорных отношений между субъектами и в Устав энергообъединения.
5.2. Рекомендовать руководству РАО “ЮС России” при разработке и реализации технической политики по объединению на параллельную работу с Западно-европейским энергообъединением UCTE Единой энергосистемы России и энергосистем стран СНГ исходить из экономической целесообразности и технологической возможности осуществления синхронного межгосударственного объединения на переменном токе по существующим линиям электропередачи 750, 400 и 220 кВ, учитывая при этом, что необходимой и достаточной предпосылкой такого объединения является согласование технических условий регулирования параметров режима межсистемных линий электропередачи.
5.3. Учитывая особое значение повышения гибкости и управляемости ЕЭС России при ее работе в условиях рынка, а также возможной параллельной синхронной работы с UCTE, рекомендовать Департаменту научно-технической политики и развития РАО “ЕЭС России”, ОАО “ЦДУ ЕЭС России”, ОАО ВНИИЭ, ОАО ПИИПТ, ОАО “Институт Энергосетьпроект”, ОАО “ЭНИН им. Г. М. Кржижановского” выполнить при головной роли ОАО ВНИИЭ согласованные технико-экономические предложения применения устройств гибкой, управляемой связи энергосистем в сечениях: ЕЭС России (ОЭС Центра) - ОЭС Украины, ОЭС Урала - АО Тюменьэнерго (по ВЛ-500), ОЭС Сибири - ОЭС Востока (по ВЛ 220 кВ) в I полугодии 2002 г.
6. О программных задачах повышения технического уровня регулирования частоты и мощности в ЕЭС России и оценке затрат на их выполнение.
6.1. Рекомендовать Департаменту электростанций РАО “ЕЭС России”, руководству указанных далее ГРЭС рассмотреть предложения ОАО “ЦДУ ЕЭС России”, ОАО “Фирма ОРГРЭС” о первоочередной реконструкции систем технологической автоматики, включая САУМ, на следующих 56 регулирующих энергоблоках общей мощностью 22 800 МВт:
энергоблоки 800 МВт (12): Сургутская ГРЭС-2 - шесть энергоблоков, Пермская ГРЭС - три, Рязанская ГРЭС - два, Нижневартовская ГРЭС - один энергоблок;
энергоблоки 300 МВт (44): Конаковская ГРЭС - восемь энергоблоков, Костромская ГРЭС - восемь, Ириклинская ГРЭС - восемь, Кармановская ГРЭС - шесть, Ставропольская ГРЭС - восемь, Киришская ГРЭС - шесть энергоблоков.
6.2. ОАО “Фирма ОРГРЭС” совместно с указанными выше электростанциями и с участием ОАО ВТИ, ОАО ВНИИЭ, ОАО “Институт Теплоэлектропроект” подготовить типовой объем мероприятий по реконструкции АСУТП энергоблоков, включая блочные системы регулирования частоты и мощности, их стоимость и предполагаемые источники финансирования. При определении номенклатуры работ исходить из повышенных для регулирующих блоков требований к чувствительности систем регулирования по частоте и быстродействию по сравнению с другими блоками, сохраняющими требования ПТЭ. Соответствующие предложения после апробации в Департаменте электростанций РАО “ЕЭС России”, ОАО “ЦДУ ЕЭС России”, Департаменте научно-технической политики и развития РАО “ЕЭС России” представить на рассмотрение правления РАО “ЕЭС России” в I полугодии 2002 г.
6.3. Рекомендовать ОАО “ЦДУ ЕЭС России” в целях облегчения практического использования малых зон нечувствительности регуляторов турбин электростанций не применять для регулятора частоты ЦКС уставки, отличающиеся от 50,0 Гц.
6.4. Рекомендовать ОАО “ЦДУ ЕЭС России”, Департаменту научно-технической политики и развития РАО “ЕЭС России”, ОАО ВНИИЭ, ОАО НИИПТ, ОАО “ЭНИН им. Г. М. Кржижановского”, ОДУ, ОАО “Фирма ОРГРЭС” осуществить меры по совершенствованию системы автоматической частотной разгрузки (АЧР), в том числе:
выполнить экспериментальные исследования и разработать динамическую модель протяженной энергосистемы, пригодную для исследований переходных процессов в ЕЭС России. Провести подробные расчеты и исследования настройки системы АЧР, учитывающие реальные изменения динамических свойств энергосистемы;
пересмотреть методические указания по автоматической разгрузке с учетом современных требований к АЧР, в том числе по выбору уставок и настройке на заданную скорость снижения частоты;
переработать раздел 3.3 СДМ “О мерах по предотвращению опасного снижения частоты в энергосистемах при внезапном дефиците активной мощности”, в котором уточнить соответствующие обязанности и ответственность всех субъектов рынка, участвующих в параллельной работе;
обеспечить настройку систем АЧР на местах по объемам подключенной нагрузки и уставкам срабатывания с учетом заданий ЦДУ, ОДУ и ОАО-энерго.
6.5. Рекомендовать ОАО “Фирма ОРГРЭС”, ОАО ВТИ, ОАО ВНИИЭ с участием ЦДУ ЕЭС России, ОДУ Центра и ОЭС Центра, руководства соответствующих электростанций рассмотреть вопрос об экономической целесообразности привлечения к автоматическому вторичному и оперативному третичному регулированию частоты и перетоков мощности действующих газотурбинных установок ОЭС Центра суммарной мощностью 500 МВт и необходимой для этого дополнительной потребности в топливе.
Учесть при этом “Решение технического совещания по выполнению приказа РАО “ЕЭС России” от 3/VII 2000 г. № 368 по вопросам, касающимся маневренности ГТУ и ПГУ”, состоявшегося в ОАО ВНИИЭ 14/VI2001 г.
6.6. Рекомендовать ОАО “ЦДУ ЕЭС России”, Департаменту научно-технической политики и развития, Дирекции по телекоммуникациям, Дирекции по инвестиционной политике РАО “ЕЭС России”, ОАО “Фирма ОРГРЭС”, ОАО ВНИИЭ провести в I квартале 2002 г. комплексное рассмотрение вопроса повышения технического уровня и, прежде всего, быстродействия аппаратуры и каналов телемеханической связи верхнего уровня и на электростанциях, используемых для оперативно-информационного обеспечения задач автоматического вторичного регулирования частоты и перетоков мощности в ЕЭС России.
Определить первоочередные мероприятия, сроки их выполнения и объем затрат по замене устаревших типов устройств телемеханики: ТМ-512, ГРАНИТ, МКТ-3, МКТ-4, TM-800, УТК-1, РПТ-80 и других, выполнения необходимых НИОКР и проектных проработок, имея в виду реализацию намеченных мероприятий в ближайшие 2-3 года. Использовать при выполнении этой работы отчет ОАО “Фирма ОРГРЭС” “Разработка мероприятий, обеспечивающих возможность привлечения электростанций к регулированию частоты и перетоков мощности при параллельной работе с энергообъединениями Запада”, этап 3 М, 2000 г., составленный по материалам обследования каналов телемеханической связи для систем АРЧМ.
6.7. Учитывая ведущую роль и большой опыт работы в переменных режимах при регулировании частоты и перетоков мощности в системе ЦКС АРЧМ ОАО “Волжская ГЭС им. В. И. Ленина” и ОАО “Волжская ГЭС”, г. Волжский, рекомендовать ОАО “ЦДУ ЮС России”, Департаменту технического перевооружения и совершенствования ремонта РАО “ЕЭС России”, ОАО “Фирма ОРГРЭС”, ОАО ВНИИЭ, ОАО “Институт Гидропроект”, АО ЛМЗ совместно с Управляющей компанией ОАО “Волжский гидроэнергетический каскад”, ОАО “Волжская ГЭС им. В. И. Ленина”, ОАО “Волжская ГЭС”, г. Волжский:
на основании обобщения технического состояния деталей и узлов систем регулирования, основного и вспомогательного гидромеханического оборудования, исчерпавшего физический ресурс, на гидроагрегатах, участвующих в групповом регулировании активной мощности (ГРАМ), определить объем необходимого финансирования и темпы восстановления работоспособности оборудования Волжских ГЭС путем его расширенных ремонтов, реконструкции или технического перевооружения, использовать полученные материалы для защиты в ФЭК повышенных тарифов при регулировании указанными гидростанциями частоты и перетоков мощности. Провести аналогичную работу по другим регулирующим ГЭС;
рассмотреть наработки ОАО “Фирма ОРГРЭС” по созданию в соответствии с приказом РАО “ЕЭС России” от 3/VII 2001 г. № 368 новой микропроцессорной системы ГРАМ для ОАО “Волжская ГЭС”, г. Волжский, и комплексную систему управления активной и реактивной мощностью, составом и режимом работы оборудования ГЭС, разработанную ОАО ВНИИЭ, прототип которой испытан на Днепровской ГЭС-2 и по которому получен положительный эффект, на основании анализа преимуществ и недостатков этих систем решить вопрос о целесообразности их применения на российских ГЭС;
изучить предложения ОАО “Волжская ГЭС им. В. И. Ленина” по оснащению гидроагрегатов системой первичного регулирования на основе использования регуляторов скорости фирмы Сименс и гидромеханической колонки ЛМЗ, что обеспечивает высокие регулирующие качества системы и унификацию контроллеров регулятора скорости и локальной системы контроля и управления, и дать рекомендации по целесообразности реализации этого предложения.
6.8. В рамках дальнейшей работы по проблеме регулирования частоты и перетоков мощности в ЕЭС России рекомендовать ОАО “ЦДУ ЕЭС России”, Департаменту научно-технической политики и развития РАО “ЕЭС России”, ОАО ВНИИЭ, ОАО ВТИ, ОАО “ЭНИН им. Г. М. Кржижановского”, ОАО “Фирма ОРГРЭС”, ОДУ, концерну Росэнергоатом выполнить анализ и подготовить мероприятия по совершенствованию действующей системы противоаварийного управления (автоматики) на блочном (станционном) и системном уровнях, обеспечивающей устойчивость работы ЕЭС России в аварийных режимах в условиях конкурентного рынка.
7. Заключение.
Обсуждение научно-технических проблем и программных задач эффективности регулирования частоты и перетоков мощности в ЕЭС России в условиях конкурентного рынка показало многоплановость и сложность темы, большой круг текущих и перспективных задач, решение которых необходимо для обеспечения надежной и эффективной работы ЕЭС России в условиях предстоящей либерализации и реформирования электроэнергетики и обеспечения ее конкурентоспособности на внешнем рынке. В то же время полноценное участие в решении этих задач вновь создаваемых субъектов конкурентного рынка: ФСК, СО, АТС, ГК и СК еще потребует значительного времени. Ряд направлений обеспечения надежной работы электроэнергетики, таких, как проработка перспективных балансов электроэнергии и мощности, распределение ответственности между бизнесом и государством за надежное энергоснабжение экономики и населения, в настоящее время не вписывается в рамки новых структур. В связи с изложенным:
7.1. Считать необходимым сохранение на обозримый период холдинга РАО “ЕЭС России”, который должен взять на себя ответственность за организацию решения многих важных задач переходного периода, включая и изложенные в решении настоящего протокола НТС.
7.2. Рекомендовать Департаменту научно-технической политики и развития РАО “ЕЭС России” обобщить проделанную в последнее время работу по повышению качества и надежности функционирования ЕЭС России, наметить этапы выполнения этой крупномасштабной задачи на ближайшие годы и доработать на этой основе проект программы подготовки электростанций ЕЭС России к участию в регулировании частоты и перетоков мощности в условиях конкурентного рынка.
Нечаев В. В., главный эксперт, заместитель председателя Бюро НТС РАО "ЕЭС России ”, канд. техн. наук
Баринов В. А., ученый секретарь научного совета РАН по проблемам надежности и безопасности больших систем энергетики, заведующий отделением ОАО “ЭНИН им.
Г. М. Кржижановского”, доктор техн. наук
7.2. Просить руководство РАО “ЕЭС России” предусмотреть целевое финансирование программы за счет средств, выделенных на реструктуризацию отрасли.
Кучеров Ю. Н., председатель секции "Стратегия развития электроэнергетики и международные энергетические проекты” НТС РАО "ЕЭС России”, начальник Департамента научно-технической политики и развития РАО "ЕЭС России ”, доктор техн. наук
Решетов В. И., председатель секции “Управление режимами ЕЭС, средства и системы диспетчерского и технологического управления в электроэнергетике ” НТС РАО "ЕЭС России", генеральный директор ОАО “ЦДУ ЕЭС России”, канд. техн. наук