Надежность минэнерго гов. Аналитика аналитические обзоры. Единая техническая политика – надежность электроснабжения

Подписано постановление Правительства Российской Федерации № 244 «О совершенствовании требований к обеспечению надежности и безопасности электроэнергетических систем и объектов электроэнергетики и внесении изменений в некоторые акты Правительства Российской Федерации».

Указанным постановлением Минэнерго России наделено полномочиями по утверждению обязательных требований к обеспечению надежности электроэнергетических систем, надежности и безопасности объектов электроэнергетики, в том числе требований к режимам и параметрам работы объектов электроэнергетики и энергопринимающих установок, релейной защите и автоматике, устойчивости и надежности электроэнергетических систем и планированию их развития, подготовке работников в сфере электроэнергетики к работе на объектах электроэнергетики и энергопринимающих установках.

Постановление направлено на ликвидацию пробелов, возникших в последние годы в нормативной регламентации технологической деятельности в электроэнергетике, и создание предпосылок для построения работоспособной отраслевой системы нормативно-технического регулирования, позволит повысить безопасность эксплуатации объектов электроэнергетики и надежность электроснабжения потребителей, обеспечить внедрение прогрессивных технологий в электроэнергетике, придаст отрасли необходимый импульс для развития и модернизации, позволит актуализировать нормы и правила, которые не пересматривались более 10 лет.

Постановлением определяются основные принципы формирования, предметная область и особенности процедур согласования и утверждения обязательных требований.

Проект постановления Правительства Российской Федерации был подготовлен Департаментом оперативного контроля и управления в электроэнергетике в развитие Федерального закона от 23 июня 2016 г. № 196 ФЗ «О внесении изменений в Федеральный закон «Об электроэнергетике» в части совершенствования требований к обеспечению надежности и безопасности электроэнергетических систем и объектов электроэнергетики».

Следует отметить, Минэнерго России уже разрабатываются проекты нормативных правовых актов, регулирующие вопросы надежности и безопасности в сфере электроэнергетики. Создана и функционирует рабочая группа по подготовке предложений по проектам нормативных правовых актов в сфере обеспечения надежности и безопасности объектов электроэнергетики, обеспечения надежности функционирования электроэнергетических систем и бесперебойного электроснабжения потребителей. Утвержден перечень первоочередных нормативных правовых актов, подлежащих разработке и актуализации, в который вошли около 25 документов:

Приказ Минэнерго России «Об утверждении Правил технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации»;

Приказ Минэнерго России «Об утверждении Правил организации технического обслуживания и ремонта оборудования, зданий и сооружений электростанций и сетей»;

Приказ Минэнерго России «Об утверждении объемов и норм испытаний электрооборудования»;

Приказ Минэнерго России «Об утверждении Правил технической эксплуатации электроустановок потребителей»;

Приказ Минэнерго России «Об утверждении Методических указаний по устойчивости энергосистем»;

Приказ Минэнерго России «Об утверждении Методических указаний по проектированию развития энергосистем»;

Приказ Минэнерго России «О внесении изменений в Правила разработки и применения графиков аварийного ограничения режима потребления электрической энергии (мощности) и использования противоаварийной автоматики»;

Приказ Минэнерго России «Об утверждении Инструкции по переключениям в электроустановках»;

Приказ Минэнерго России «Об утверждении Инструкции по предотвращению и ликвидации аварий в электрической части энергосистем»;

Приказ Минэнерго России «Об утверждении Методических указаний по технологическому проектированию гидроэлектростанций и гидроаккумулирующих электростанций»;

Приказ Минэнерго России «Об утверждении Методических указаний по технологическому проектированию тепловых электростанций»;

Приказ Минэнерго России «Об утверждении Правил проведения противоаварийных тренировок в организациях электроэнергетики Российской Федерации»;

Приказ Минэнерго России «Об утверждении Методических указаний по плавке гололеда на проводах и грозозащитных тросах линий электропередачи»;

Приказ Минэнерго России «Об утверждении Правил работы с персоналом в организациях электроэнергетики Российской Федерации»;

Приказ Минэнерго России «Об утверждении Методических указаний по проведению технического освидетельствования оборудования, линий электропередачи, зданий и сооружений»;

Приказ Минэнерго России «Об утверждении Методических указаний по технологическому проектированию воздушных линий электропередачи напряжением 35 – 750 кВ»;

Приказ Минэнерго России «Об утверждении Методических указаний по технологическому проектированию кабельных линий электропередачи напряжением 35 – 750 кВ»;

Приказ Минэнерго России «Об утверждении Методических указаний по технологическому проектированию подстанций переменного тока с высшим напряжением 35 – 750 кВ»;

Приказ Минэнерго России «Об утверждении Норм аварийного запаса материалов и оборудования для восстановления воздушных линий электропередачи напряжением 35 кВ и выше»;

Приказ Минэнерго России «Об утверждении Типовой инструкции по эксплуатации воздушных линий электропередачи напряжением 35 кВ и выше»;

Приказ Минэнерго России «Об утверждении Типовой инструкции по организации и производству работ в устройствах релейной защиты и электроавтоматики электростанций и подстанций»;

Приказ Минэнерго России «Об утверждении Методических указаний по тепловым испытаниям паровых турбин»;

Приказ Минэнерго России «Об утверждении Правил безопасности энергопринимающих установок. Особенности выполнения электропроводки в зданиях с токопроводящими медными жилами или жилами из алюминиевых сплавов»;

Приказ Минэнерго России «Об утверждении Правил проектирова-ния, строительства и эксплуатации волоконно-оптических линий связи на воздушных линиях электропередачи напряжением 0,4-35 кВ»;

minenergo.gov.ru

Надежность электроснабжения в Кузбассе на постоянном контроле

Специалисты ПАО «МРСК Сибири» (входит в группу компаний «Россети») продолжают выполнять программу дополнительных мероприятий по повышению надежности электроснабжения своих потребителей в Кемеровской области. Руководитель оперативного штаба ПАО «Россети», координирующего проведение работ, заместитель генерального директора ПАО «Россети» по технической политике Валерий Михайлович Гордиенко, подвел промежуточные итоги работы энергетиков в Кузбассе.

Напомним, с 21 октября, в зоне ответственности филиала ПАО «МРСК Сибири» - «Кузбассэнерго – РЭС», сибирские энергетики выполняют дополнительные мероприятия, сверх утвержденных производственными программами на 2016 год. Цель - повышение качества и надежности поставки электричества жителям, промышленным, социально значимым предприятиям региона и, в первую очередь, потребителям особой группы - шахтерам.

Кроме специалистов «Кузбассэнерго – РЭС» в работах задействовано более 400 высококлассных специалистов из других филиалов «МРСК Сибири» и Центра технического надзора ПАО «Россети». Организация выполнения масштабных планов в предельно сжатые сроки возложена на оперативный штаб, созданный 27 октября 2016 года Приказом генерального директора ПАО «Россети» О.М. Бударгина. В работе оперативного штаба принимают непосредственное участие представители администрации Кемеровской области, а также Кузбасского предприятия МЭС Сибири.

На 1 ноября бригады энергетиков провели дополнительные осмотры 113 линий электропередачи протяженностью 2,4 тысячи км. Параллельно с этим ведется вырубка опасных деревьев, которые в неблагоприятную погоду могут повредить провода и привести к ограничению электроснабжения. Энергетики убрали уже 2400 таких деревьев, тем самым предотвратили возможные отключения. Кроме того, расчищено 76 га просек ЛЭП, меняются дефектные изоляторы, арматура. Все это определенно приведет к повышению качества и надежности электроснабжения, более успешному прохождению максимальных нагрузок во время зимних холодов, - отметил руководитель оперативного штаба Валерий Гордиенко.

Одним из значимых проектов по повышению надежности является реконструкция линии электропередачи напряжением 110 кВ на юге Кузбасса, в Мысках. На сегодня сетевики заменили 101,1 км провода (92,7% от плана). Полностью реконструкция будет завершена к 5 ноября.

minenergo.gov.ru

Системный оператор повышает надежность оперативно-диспетчерского управления энергосистемой Иркутской области

Филиал АО «СО ЕЭС» «Региональное диспетчерское управление энергосистемы Иркутской области» (Иркутское РДУ) 16 марта успешно выполнил перевод оперативно-диспетчерского управления электроэнергетическим режимом ЕЭС России в своей операционной зоне в новый диспетчерский центр. Ввод в эксплуатацию нового здания диспетчерского центра Иркутского РДУ состоялся накануне 15 марта.

Перевод управления режимом энергосистемы производился в соответствии с программой, разработанной Иркутским РДУ совместно с Филиалом АО «СО ЕЭС» «Объединенное диспетчерское управление энергосистемы Сибири» (ОДУ Сибири). Перевод осуществлялся с учетом непрерывности оперативно-диспетчерского управления объектами электроэнергетики. В первую очередь в новое здание диспетчерского центра были переведены все резервные диспетчерские каналы и каналы приема и передачи телеинформации с энергообъектов операционной зоны Иркутского РДУ. После этого с разрешения диспетчера ОДУ Сибири осуществлена передача диспетчерского управления энергосистемой Иркутской области от дежурной смены диспетчеров Иркутского РДУ в старом здании диспетчерского центра дежурной смене в новом здании. На заключительном этапе процедуры произведен перевод всех основных каналов связи и передачи телеинформации.

Перевод оперативно-диспетчерского управления в новый диспетчерский центр стал завершающим этапом территориального инвестиционного проекта АО «СО ЕЭС» по созданию инфраструктуры и технологическому переоснащению диспетчерского центра Иркутского РДУ. В рамках проекта проведены строительство нового здания и оснащение его современными инженерными, информационными и телекоммуникационными системами, соответствующими современному мировому уровню развития технологий диспетчерского управления.

Управление режимами работы энергосистемы Иркутской области из нового диспетчерского центра позволит расширить наблюдаемость текущего состояния объектов диспетчеризации, ускорить принятие диспетчерами оперативных решений, добиться большей эффективности планирования и управления режимами. Ввод в эксплуатацию нового высокотехнологичного диспетчерского центра предоставил специалистам Иркутского РДУ современный инструментарий для поддержания стабильного функционирования территориальной энергосистемы и режимного сопровождения вводов новых генерирующих и электросетевых объектов. У филиала появились возможности для дальнейшего развития технологической инфраструктуры оперативно-диспетчерского управления.

В новом здании установлен диспетчерский щит на основе 21 видеопроекционных кубов. Современное оборудование позволяет отображать схему операционной зоны Иркутского РДУ в масштабе, оптимальном для восприятия диспетчерами, а его эргономические характеристики обеспечивают диспетчерскому персоналу комфортную работу с отображаемой информацией в любое время суток.

Новый диспетчерский центр оборудован интегрированной системой безопасности и системой мониторинга функционирования инженерного оборудования. Надежность диспетчерской связи и передачи данных обеспечивают волоконно-оптические линии связи. Для непрерывного и надежного диспетчерского управления региональной энергосистемой предусмотрено бесперебойное гарантированное энергоснабжение от автономного источника питания всего оборудования средств диспетчерского и технологического управления и автоматизированной системы диспетчерского управления. Здание Иркутского РДУ построено с учетом специфики круглосуточной деятельности филиала.

Для подготовки и повышения квалификации специалистов оборудован пункт тренажерной подготовки персонала, совмещенный с учебным классом. Его возможности позволяют проводить обучение специалистов технологического блока и блока информационных технологий, а также противоаварийные тренировки диспетчеров филиала Системного оператора и общесистемные тренировки с участием оперативного персонала субъектов электроэнергетики операционной зоны Иркутского РДУ.

minenergo.gov.ru

Завершены испытания инициированной Системным оператором доработки мобильных ГТЭС, повышающей надежность Крымской энергосистемы

На установленных в Крымской энергосистеме мобильных газотурбинных электростанциях (МГТЭС) реализовано и испытано разработанное по инициативе Системного оператора техническое решение, позволяющее повысить надежность работы энергосистемы и энергоснабжение потребителей.

Размещенные в Крымской энергосистеме МГТЭС позволяют снижать объемы ограничений электроснабжения потребителей в часы пиковых нагрузок и избегать аварийных ситуаций, которые могут вызвать в энергосистеме каскадное развитие событий. Для включения МГТЭС в работу и поддержания их функционирования необходима предварительная подача напряжения для электроснабжения их вспомогательных систем автоматического управления, подачи топлива, смазки, водоснабжения, охлаждения и пожаротушения –собственных нужд МГТЭС.

В нормальной схеме электроснабжение собственных нужд МГТЭС для включения ее в работу осуществляется из внешней сети, а в случае отсутствия такой возможности от резервного источника – дизель-генераторной установки (ДГУ). До января 2018 года для перехода с электроснабжения собственных нужд МГТЭС от дизель-генераторов на электроснабжение от внешней сети требовалась остановка МГТЭС, что могло усугубить аварийные ситуации и привести к дополнительному отключению потребителей.

Для решения задачи обеспечения перевода собственных нужд МГТЭС с резервного на основной источник без бестоковых пауз в сентябре 2017 года была создана рабочая группа в составе представителей АО «СО ЕЭС», ПАО «ФСК ЕЭС» и АО «Мобильные ГТЭС». Ее возглавил директор Представительства АО «СО ЕЭС» в Калужской области Алексей Корешков.

В ходе работы членами рабочей группы была собрана исходная информация о схемах собственных нужд и технических характеристиках ДГУ собственных нужд МГТЭС, проанализированы существующие технические решения и предложено к реализации наиболее эффективное и оптимальное.

Техническое решение предполагало установку на МГТЭС дополнительного оборудования для кратковременной синхронизации ДГУ с внешней сетью с использованием существующего штатного контроллера управления ДГУ. Это позволяет избежать ограничения потребителей при переводе электроснабжения системы автоматического управления МГТЭС (электроснабжения собственных нужд) с резервного источника на основной и с основного источника на резервный, а также сокращает время ликвидации аварий в Крымской энергосистеме.

Рабочей группой была рассмотрена и согласована рабочая документация по устройству схемы синхронизации напряжений 0,4 кВ дизель-генераторных установок и трансформаторов собственных нужд газотурбинных установок. Рассмотрены и согласованы комплексные программы опробования нового технического решения на Симферопольской, Севастопольской и Западно-Крымской МГТЭС.

С 25 по 29 декабря 2017 г. произведены монтаж, наладка и проведены комплексные испытания. В ходе испытаний проведена проверка работоспособности системы автоматической синхронизации напряжений собственных нужд МГТЭС полуострова при переводе электроснабжения собственных нужд с резервного источника на основной и с основного на резервный. Испытания подтвердили работоспособность созданной системы.

Реализованное техническое решение с использованием устройства точной автоматической синхронизации позволило обеспечить непрерывность работы МГТЭС при переходе на разные источники электроснабжения их собственных нужд.

Работа по проекту велась в рамках исполнения поручения министра энергетики Российской Федерации Александра Новака по итогам совещания 29.07.2017 года «Об обеспечении безопасности электроснабжения потребителей Крымского полуострова». При разработке технического решения использовались разработки, применяемые при организации резервного энергоснабжения диспетчерских центров АО «СО ЕЭС».

В настоящее время на полуострове работают МГТЭС совокупной установленной мощностью более 390 МВт, покрывающих до 27% потребления мощности в энергосистеме.

minenergo.gov.ru

Состояние отрасли | Министерство энергетики

Электроэнергетика является базовой отраслью российской экономики, обеспечивающей электрической и тепловой энергией внутренние потребности народного хозяйства и населения, а также осуществляющей экспорт электроэнергии в страны СНГ и дальнего зарубежья. Устойчивое развитие и надежное функционирование отрасли во многом определяют энергетическую безопасность страны и являются важными факторами ее успешного экономического развития.

За последние годы в электроэнергетике России произошли радикальные преобразования: изменилась система государственного регулирования отрасли, сформировался конкурентный рынок электроэнергии, были созданы новые компании. Изменилась и структура отрасли: было осуществлено разделение естественно монопольных (передача электроэнергии, оперативно-диспетчерское управление) и потенциально конкурентных (производство и сбыт электроэнергии, ремонт и сервис) функций; вместо прежних вертикально-интегрированных компаний, выполнявших все эти функции, созданы структуры, специализирующиеся на отдельных видах деятельности.

Таким образом, были созданы условия для решения ключевой задачи реформы – создания конкурентного рынка электроэнергии (мощности), цены которого не регулируются государством, а формируются на основе спроса и предложения, а его участники конкурируют, снижая свои издержки.

Основа потенциала электроэнергетики России была заложена в 20-30-е годы XX века в рамках реализации плана ГОЭЛРО, который предусматривал масштабное строительство районных тепловых и гидроэлектростанций, а также сетевой инфраструктуры в центральной части страны. В 50-е годы отрасль получила дополнительный толчок благодаря научным разработкам в области атомной энергии и строительством атомных электростанций. В последующие годы происходило масштабное освоение гидроэнергетического потенциала Сибири.

Исторически территориальное распределение видов генерации сложилось следующим образом: для Европейской части России характерно сбалансированное размещение различных типов генерации (тепловой, гидравлической и атомной), в Сибири значительная часть энергетических мощностей (около 50%) представлена гидроэлектростанциями, в изолированной энергосистеме Дальнего Востока преобладает тепловая генерация, в Калининградской области основу энергоснабжения составляют атомные электростанции.

Основные энергетические мощности и объекты электроэнергетики России были построены в советский период. Однако уже в конце 80-х годов стали проявляться признаки замедления темпов развития отрасли: обновление производственных мощностей стало отставать от роста потребления электроэнергии. В 90-е годы объем потребления электроэнергии существенно уменьшился, в то же время процесс обновления мощностей практически остановился. По технологическим показателям российские энергокомпании серьезно отставали от своих аналогов в развитых странах, в системе отсутствовали стимулы к повышению эффективности, рациональному планированию режимов производства и потребления электроэнергии, энергосбережению, из-за снижения контроля за соблюдением правил безопасности и значительной изношенности фондов существовала высокая вероятность крупных аварий.

Кроме того, из-за сложностей перестройки экономической и политической систем России, в отрасли отсутствовала платежная дисциплина (так называемый «кризис неплатежей»), предприятия являлись информационно и финансово "непрозрачными", был закрыт доступ на рынок новым, независимым игрокам.

Электроэнергетика требовала срочных масштабных преобразований, способствующих обновлению основных мощностей, повышению эффективности отрасли, надежности и безопасности энергоснабжения потребителей.

С этой целью, Правительством РФ в начале 2000-х годов был взят курс на либерализацию рынка электроэнергии, реформирование отрасли и создание условий для привлечения масштабных инвестиций в электроэнергетику. (см. раздел «Реформирование»)

Реформирование

Намеченный правительством план преобразований в электроэнергетике, которые создали бы стимулы повышения эффективности энергокомпаний, позволили существенно увеличить объем инвестиций в отрасли и обеспечить в дальнейшем надежное бесперебойное энергоснабжения потребителей, включал в себя изменение системы государственного регулирования отрасли, создание конкурентного рынка электроэнергии и реструктуризацию отрасли в целом. Цели и задачи реформы были определены постановлением Правительства от 11 июля 2001 г. № 526 "О реформировании электроэнергетики Российской Федерации" (с учетом последующих изменений в нормативно-правовой базе цели и задачи реформирования были конкретизированы в "Концепции Стратегии ОАО РАО "ЕЭС России" на 2005-2008 гг. "5+5").

Требуемые преобразования были успешно произведены за период с 2001 по 2008 годы. В настоящее время на территории Российской Федерации действуют оптовый и розничные рынки электроэнергии, цены которых не регулируются государством, а формируются на основе спроса и предложения.

Изменилась и структура отрасли: было осуществлено разделение естественно монопольных (передача электроэнергии, оперативно-диспетчерское управление) и потенциально конкурентных (производство и сбыт электроэнергии, ремонт и сервис) функций; вместо прежних вертикально-интегрированных компаний, выполнявших все эти функции, созданы структуры, специализирующиеся на отдельных видах деятельности.

Магистральные сети перешли под контроль Федеральной сетевой компании, распределительные сети интегрированы в межрегиональные распределительные сетевые компании (МРСК), функции и активы региональных диспетчерских управлений были переданы общероссийскому Системному оператору (СО ЕЭС).

Активы генерации в процессе реформы объединились в межрегиональные компании двух видов: генерирующие компании оптового рынка (ОГК) и территориальные генерирующие компании (ТГК). ОГК объединили электростанции, специализированные на производстве почти исключительно электрической энергии. В ТГК вошли главным образом теплоэлектроцентрали (ТЭЦ), которые производят как электрическую, так и тепловую энергию. Шесть из семи ОГК сформированы на базе тепловых электростанций, а одна (РусГидро) – на основе гидрогенерирующих активов.

Сформированные в ходе реформы компании представляют собой предприятия, специализированные на определенных видах деятельности и контролирующие соответствующие профильные активы (или объединяющие профильные предприятия) нескольких регионов, поэтому по масштабу деятельности новые компании превосходят прежние монополии регионального уровня.

Одной из важнейших целей реформы являлось создание благоприятных условий для привлечения в отрасль частных инвестиций. В ходе реализации программ IPO и продажи пакетов акций генерирующих, сбытовых и ремонтных компаний, принадлежавших ОАО РАО «ЕЭС России», эта задача была успешно решена. В естественно монопольных сферах, напротив, произошло усиление государственного контроля.

Таким образом, в российской электроэнергетике были решены ключевые задачи реформы – за счет создания рынка электроэнергии (мощности), в котором его участники конкурируют, снижая свои издержки, и реструктуризации отрасли, были сформированы условия для повышения эффективности энергокомпаний, обеспечения их финансовой «прозрачности» и инвестиционной привлекательности, а также модернизации отрасли в целом.

Ключевые события реформы:

11 июля 2001 г. - постановлением Правительства от 11 июля 2001 г. № 526 "О реформировании электроэнергетики Российской Федерации".

2001 год – учрежден Администратор торговой системы. Тем самым дан старт созданию инфраструктуры оптовой торговли электроэнергией.

2002 год – созданы ОАО «ФСК ЕЭС» и ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС».

2003 год – с реализации нескольких пилотных проектов начался процесс реформирования АО-энерго. К апрелю 2004 года была завершена процедура реорганизации первой региональной энергокомпании – ОАО "Калугаэнерго".

2004 год – началось создание новых межрегиональных компаний: распределительных сетевых (МРСК), оптовых генерирующих (ОГК) и территориальных генерирующих (ТГК). Состоялась государственная регистрация ОАО «ГидроОГК».

2005 год – создана Комиссия по реорганизации ОАО РАО «ЕЭС России».

2006 год – завершился основной объем преобразований компаний холдинга ОАО РАО «ЕЭС России». С 1 сентября 2006 года вступили в силу новые правила работы оптового и розничных рынков электроэнергии. На оптовом рынке электроэнергии (мощности) в результате введения с 1 сентября новых правил работы осуществлен переход к регулируемым договорам между покупателями и генерирующими компаниями, ликвидирован сектор свободной торговли (ССТ), запущен спотовый рынок – "рынок на сутки вперед" (РСВ).

В течение 2007 года почти половина электростанций и 22 сбытовые компании страны перешли в частные руки. Поступления от приватизации в ходе дополнительных эмиссий акций составили около 25 млрд. долларов.

В декабре 2007 – январе 2008 года закончено формирование целевой структуры всех тепловых ОГК и ТГК, завершен первый этап консолидации ОАО "ГидроОГК" (ОАО «РусГидро»).

В 2009 году девять распределительных компаний ("Белгородэнерго", "Липецкэнерго", "Тверьэнерго", "Пермьэнерго", "Тулаэнерго", "Рязаньэнерго", "Астраханьэнерго", "Кургаэнерго" и "Оренбургэнерго") в тестовом режиме перешли на новую систему тарифообразования (RAB-регулирование), которая предусматривает прямую зависимость доходов компании от надежности энергоснабжения, уровня обслуживания потребителей.

2010 год - в Российской Федерации впервые проведен конкурентный отбор мощности (КОМ) на 2011 год в соответствии с новыми правилами долгосрочного рынка мощности. В конкурентном отборе приняли участие 388 электростанций по 974 генерирующим единицам.

По ценовым параметрам заявки на продажу мощности отобраны 288 электростанций. Суммарный объем отобранной мощности составил 161 908 МВт. (в первой ценовой зоне – 136 797 МВт, во второй ценовой зоне – 25 111 МВт). Цены по результатам КОМ в зонах свободного перетока (ЗСП) Центра и Урала составили 123 000 руб/МВт в мес, в остальных ЗСП первой ценовой зоны – 118 125 руб/МВт в мес., во всех ЗСП второй ценовой зоны – 126 368 руб/МВт в мес.

С 1 января 2011 года рынок электроэнергии и мощности должен был быть полностью либерализован.

minenergo.gov.ru

Андрей Черезов провел совещание по вопросу повышения надежности функционирования Чеченской энергосистемы

Москва, 19 декабря. - Заместитель Министра энергетики Российской Федерации, заместитель руководителя Правительственной комиссии по обеспечению безопасности электроснабжения (федерального штаба) Андрей Черезов провел совместное с региональным штабом Чеченской Республики совещание по вопросу повышения надежности функционирования энергосистемы Чеченской Республики.

В совещании приняли участие представители Минэнерго России, Министерства промышленности и энергетики Чеченской Республики, ПАО «Россети», АО «СО ЕЭС», ПАО «ФСК ЕЭС», ПАО «МРСК Северного Кавказа, АО «Чеченэнерго».

На совещании были проанализированы причины аварии, произошедшей в Чеченской энергосистеме 3 декабря 2017 г. Вследствие произошедшего короткого замыкания и отказа устройств релейной защиты на подстанции 110 кВ Цемзавод защитами дальнего резервирования штатно, в соответствии со сложившимся аварийным режимом и заданными параметрами настройки и алгоритмами функционирования отключилось электросетевое оборудование на смежных подстанциях.

В результате произошедших отключений без электроснабжения оставались бытовые потребители в городах Грозный и Аргун; в Веденском, Грозненском, Итум-Калинском, Шаройском и Шалинском районах республики (около 878 800 человек). Мощность отключенных потребителей – 199 МВт.

В своих докладах представители ПАО «Россети» проинформировали о результатах расследования причин аварии и принимаемых мерах направленных на недопущение отказов устройств релейной защиты на электросетевых объектах АО «Чеченэнерго». Также в докладе были обозначены проблемы, связанные с эксплуатацией устройств релейной защиты и уровнем квалификации соответствующего персонала.

Андрей Черезов дал поручения ускорить подготовку и представить в Минэнерго России программы повышения надежности электросетевого комплекса Чеченской Республики, а также организовать в 2018 г. переподготовку персонала эксплуатирующего устройства релейной защиты и оперативного персонала.

Реализация данных мероприятий позволит обеспечить устойчивое функционирование Чеченской энергосистемы и надежное электроснабжение потребителей республики, отметил в заключение заместитель Министра.

Выданные на совещании поручения будут находиться на контроле Минэнерго России.

minenergo.gov.ru

Минэнерго России переходит на риск-ориентированную модель оценки готовности субъектов электроэнергетики к работе в отопительный сезон

13 февраля, Москва. – Министерством юстиции Российской Федерации зарегистрирован приказ Минэнерго России от 27.12.2017 № 1233 «Об утверждении методики проведения оценки готовности субъектов электроэнергетики к работе в отопительный сезон» с присвоением регистрационного № 50026.

Утвержденная в рамках приказа Минэнерго России от 27.12.2017 № 1233 методика разработана во исполнении п.2 постановления Правительства Российской Федерации от 10 мая 2017 г. № 543 «О порядке оценки готовности субъектов электроэнергетики к работе в отопительный сезон».

В соответствие с указанным постановлением Минэнерго России переходит на риск-ориентированную модель оценки готовности субъектов электроэнергетики к работе в отопительный сезон, которая позволит оценивать готовность на основании отчетных данных самих субъектов электроэнергетики с применением разработанных критериев, обеспечить постоянный автоматизированный мониторинг состояния объектов и их готовности к обеспечению надежного энергоснабжения потребителей.

На основании поступающих данных, система мониторинга позволит получать фактические количественные оценки готовности к работе в отопительный сезон субъекта электроэнергетики, рейтинговые категории, по которым регулятор фиксирует готовность или неготовность к работе в условиях несения повышенной нагрузки и определяет необходимость выполнения в отношении него специальных мероприятий в рамках выездных проверок.

Внедрение риск-ориентированного управления является одним из важнейших элементов цифровой трансформации отрасли. «Мы сделали еще один шаг в направлении цифрового будущего электроэнергетики», - отметил Директор департамента оперативного контроля и управления в электроэнергетике Евгений Грабчак, добавив, что Методика позволяет оцифровать оценку качественных параметров. По словам Директора департамента, особенно важно то, что положительные эффекты от использования данной методики, будут видны уже в ближайшее время. «Во-первых, значительно повышается объективность проводимой оценки, индекс готовности рассчитывается по единому принципу для всех субъектов. Во-вторых, мониторинг деятельности энергокомпаний проводится в течение всего года, а не только фиксируется состояние на момент проверки. В-третьих, мы снижаем административную нагрузку на компании, которые планомерно проводят мероприятия по подготовке к отопительному сезону, для них проверка будет осуществляться дистанционно. И наконец, это позволяет сократить затраты, и финансовые и временные, со стороны регулятора на проведение проверок. Цифровизация отрасли требует в первую очередь пересмотра методов и принципов управления, и как видим, не всегда требует значительных инвестиций», - подчеркнул Евгений Грабчак.

Как известно, необходимость перемен в электросетевом комплексе России обсуждалась на государственном уровне не один год подряд. Во исполнение Указа Президента РФ от 22 ноября 2012 года № 1567 была разработана Стратегия развития электросетевого комплекса РФ (далее - Стратегия развития), которой предусматривается ограничение деятельности неквалифицированных территориальных сетевых организаций (далее - ТСО) посредством консолидации и введения критериев для признания юридического лица электросетевой организацией.

В соответствии со Стратегией развития, большое количество ТСО усиливает риски в отношении работы электрической сети и предопределяет неоптимальное распределение ресурсов, связанных с ее эксплуатацией, поддержанием и развитием. Для решения указанной проблемы необходимо принятие мер, направленных на уменьшение количества ТСО посредством создания экономических и законодательных условий, при которых сверхмелкие или ненадежные сетевые организации вынуждены будут уйти с рынка либо влиться в более крупные сетевые компании. В связи с этим соответствующим органам, в том числе Министерству энергетики Российской Федерации (далее – Минэнерго России), было поручено к декабрю 2013 года подготовить необходимые нормативно-правовые акты.

Так, Минэнерго России был подготовлен проект Постановления Правительства РФ «Об утверждении критериев и положения об отнесении владельцев объектов электросетевого хозяйства к территориальным сетевым организациям ».

В начале 2014 года министр энергетики РФ Александр Новак в интервью «Эхо Москвы» сообщил о том, что государство будет проводить политику, направленную на сокращение ТСО путем определения критериев. Министр добавил, что, по сути дела, будет проводиться сертификация, но не в формальном плане, а с точки зрения получения тарифа от Региональной энергетической комиссии (РЭК). Те ТСО, которые не будут попадать под критерии, не получат тарифа и вынуждены будут либо объединяться, либо сокращать свой бизнес. Следует отметить, что Стратегией развития также предусмотрено исключить за период 2013-2014 гг. расходы моносетей из расчета «котлового» тарифа.

По словам Александра Новака, планируется, что в соответствии с утвержденной стратегией, к 2017 году количество ТСО, которое в настоящее время выросло до 4,5 тысяч, должно стать в два раза меньше, а к 2022 году – еще вдвое меньше.

В июне 2014 года Минэнерго России представило доработанный текст проекта Постановления Правительства РФ «Об утверждении критериев отнесения владельцев объектов электросетевого хозяйства к территориальным сетевым организациям и о внесении изменений в Правила государственного регулирования (пересмотра, применения) цен (тарифов) в электроэнергетике, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 29 декабря 2011 г. № 1178» (далее – Проект постановления).

Проект постановления, принятие которого планируется в III квартале 2014 года, направлен на уменьшение общего количества ТСО, снижения рисков в отношении работы электрических сетей и более оптимально распределения ресурсов, связанных с ее эксплуатацией, поддержанием и развитием электросетевого имущества.

Согласно планируемым изменениям, соответствие юридического лица, владеющего объектами электросетевого хозяйства (далее – Заявитель) критериям отнесения владельцев объектов электросетевого хозяйства к ТСО (далее – Критерии), будет являться основанием для установления в отношении такого Заявителя цены (тарифа) на услуги по передаче электрической энергии.

Следует обратить внимание на отсутствие в последней редакции Проекта постановления упоминаний об индивидуальных предпринимателях (далее – ИП). Логично предположить, что это связано с требованиями ФЗ «Об электроэнергетике» , согласно которому ТСО – это прежде всего коммерческие организации, ИП не являются, а значит путь в осуществление регулируемой деятельности по передаче электроэнергии для них закрыт. То же самое относится и к тем ИП, которые на сегодняшний день владеют электросетями. В следующем после принятия нововведений расчетном периоде такие ИП не смогут получить тариф на осуществление регулируемой деятельности по передаче электрической энергии.

Анализ соответствия Заявителя требуемым Критериям будут осуществлять органы исполнительной власти субъектов РФ в области государственного регулирования тарифов (далее – Органы тарифного регулирования), в рамках проведения экспертизы предложений об установлении цен (тарифов) и (или) их предельных уровней, по итогам которого оформляется соответствующее экспертное заключение.

Согласно Проекту постановления, в случае выявления несоответствия Заявителя необходимым Критериям, Орган тарифного регулирования направляет такому Заявителю уведомление об отсутствии оснований для установления цены (тарифа) на услуги по передаче электрической энергии, с указанием критериев, которым Заявитель не соответствует.

Критерии, устанавливаемые для Заявителя:

1) Владение на праве собственности или ином законном основании на срок не менее предстоящего периода регулирования следующими объектами электросетевого хозяйства, используемыми для осуществления регулируемой деятельности:

(a) силовыми трансформаторами, суммарная установленная мощность которых составляет не менее 10 МВА;

(b) воздушными и (или) кабельными линиями электропередачи не менее двух из указанных ниже уровней напряжения:

(i) высокое напряжение (ВН) – 110 кВ и выше;

(ii) среднее первое напряжение (CH1) – 35 кВ;

(iii) среднее второе напряжение (СН2) – 1 – 20 кВ;

(iv) низкое напряжение (НН) – ниже 1 кВ.

NB ! : Критерии, упомянутые в настоящем пункте не применяются к Заявителям, осуществляющим передачу электрической энергии в технологически изолированных территориальных электроэнергетических системах.

2) Наличие за последние истекшие 3 года не более 2 фактов применения Органами тарифного регулирования:

(a) понижающих коэффициентов, позволяющих обеспечить соответствие уровня тарифов, установленных для владельца объектов электросетевого хозяйства, уровню надежности и качества поставляемых товаров и оказываемых услуг;

(b) корректировки тарифов (цен), установленных на долгосрочный период регулирования,в случае если Заявитель предоставил недостоверные отчетные данные для расчета фактических значений показателей надежности и качества поставляемых товаров и оказываемых услуг, или не представил такие данные.

3) Наличие зарегистрированного телефонного номера для обращений потребителей услуг по передаче электрической энергии и (или) по технологическому присоединению;

4) Наличие официального сайта в сети «Интернет».

Следует отметить, что наличие соответствующего телефонного номера и официального сайта будет подтверждаться справкой, подписанной руководителем или иным уполномоченным лицом Заявителя и заверенной печатью Заявителя. Согласно планируемым нововведениям, данная справка, наряду с прочими обосновывающими материалами , должна прилагаться к заявлению об установлении тарифов и (или) их предельных уровней, направляемому Заявителем в Орган тарифного регулирования.

Таким образом, анализ Проекта постановления позволяет говорить о том, что на сегодняшний день минимизировано число количественных и качественных показателей деятельности сетевых организаций, которым должны соответствовать Заявители для их отнесения к ТСО. Несмотря на это, документ делает акцент на основные требования, позволяющие ограничить осуществление регулируемой деятельности по передаче электроэнергии мелкими, или недобросовестными сетевыми организациями.

Тем самым законодатель дает начало государственной политике по консолидации электросетей, подразумевающей значительное сокращение числа ТСО с одновременным ужесточением требований и контроля в отношении упомянутых компаний.

Проект постановления рассматривает утверждение статуса ТСО не как отдельную процедуру, а как составляющую процесса получения цены (тарифа) для осуществления регулируемой деятельности. Это значительно упрощает порядок выявления «несоответствующих» Заявителей, которым попросту будет отказано в установлении цены (тарифа), что не позволит таким Заявителям оказывать услуги по передаче электроэнергии и получать соответствующую прибыль.

Напомним, что владельцы электрических сетей не вправе препятствовать перетоку электрической энергии через свои энергообъекты. Необходимость соблюдения данного правила в отсутствие соответствующего тарифа означает, что ТСО будут нести убытки, связанные в первую очередь с обслуживанием электросетей. Таким образом, отказ ТСО в получении тарифа приведет к последствиям, в результате которых многие сегодняшние игроки будут вынуждены уйти с рынка услуг по передаче электрической энергии.

Кроме уже упомянутых ИП, нововведения могут коснуться (имеющих на балансе собственные сети или выделивших их в аффилированные организации) крупных предприятий, получающих дополнительный доход за счет оказания услуг по передаче электрической энергии, а также услуг по технологическому присоединению к электросетям. С трудностями столкнутся и мелкие ТСО «последней мили», зачастую имеющие в собственности лишь небольшой участок сетей.

Очевидно, что Правительство РФ нацелено на значительное сокращение количества ТСО уже в ближайшее время. Так же можно предположить (на это есть примеры), что в целях большей эффективности постановление будет принято незадолго до истечения срока установления тарифов органами тарифного регулирования. В таком случае, многие владельцы электрических сетей, начиная с 2015 года, окажутся «не у дел».

Следует отметить, что в соответствии с нормами действующего законодательства у регулируемых организаций имеются возможность защитить свои интересы. Так, ФСТ России уполномочена в досудебном порядке рассматривать споры, связанные с установлением и (или) применением регулируемых цен (тарифов) в сферах деятельности субъектов естественных монополий и заинтересованные лица (ТСО, их потребители,), при наличии доказательств, вправе обратиться в ФСТ России с соответствующим заявлением о рассмотрении спора, касающегося установления цены (тарифа). Решение по такому спору принимается ФСТ России в течение 90 дней.

Отказ органа тарифного регулирования установить соответствующий тариф (уведомление об отсутствии оснований для установления тарифа) может также быть оспорен в арбитражном суде и признан незаконным в порядке оспаривания ненормативных правовых актов.

Однако наиболее правильным будет рекомендовать тем ТСО, которые не попадают под Критерии, уже сейчас предпринимать активные меры, направленные на соответствие требованиям, предусмотренным Проектом постановления. Среди них можно выделить объединение активов нескольких ТСО в одну, более крупную организацию. Такая консолидация позволила бы вновь созданной ТСО соответствовать Критериям, необходимым для осуществления деятельности по передаче электрической энергии.

Впрочем, это лишь один из способов лежащих на поверхности, а есть еще концессии, СП, управление, то есть модели, реализация которых возможна при проведении мероприятий на основе разработанного проекта пошаговых действий для организации заинтересованной в сохранении бизнеса и после выхода рассматриваемого постановления.

Моносети - ТСО, оказывающие услуги по передаче электрической энергии преимущественно одному потребителю или потребителям, входящим в одну группу лиц, и (или) владеющим на праве собственности или ином законном основании энергопринимающими устройствами, которые используются ими в рамках единого технологического процесса.

Федеральный закон "Об электроэнергетике" от 26.03.2003 г. № 35-ФЗ, далее – ФЗ «Об электроэнергетике»

В соответствии со статьей 25 Федерального закона «Об энергосбережении и о повышении энергетической эффективности и о внесении изменений в отдельные законодательные акты Российской Федерации» в целях экономического стимулирования энергосбережения и повышения энергетической эффективности при осуществлении регулируемых видов деятельности (за исключением транспортировки, поставок газа) регулирование цен (тарифов) на товары, услуги организаций, осуществляющих регулируемые виды деятельности, должно осуществляться в соответствии с требованиями законодательства Российской Федерации о государственном регулировании цен (тарифов) преимущественно в форме установления долгосрочных тарифов на основе долгосрочных параметров регулирования деятельности организаций, осуществляющих регулируемые виды деятельности, в том числе на основе метода обеспечения доходности инвестированного капитала, в частности с применением метода сравнения. При этом цены (тарифы) на товары, услуги организаций, осуществляющих регулируемые виды деятельности, могут устанавливаться как в числовом выражении, так и в виде формул и зависят от исполнения такими организациями показателей надежности и качества поставляемых товаров, оказываемых услуг, которые устанавливаются в порядке, определенном Правительством Российской Федерации.

В соответствии со статьей 23 Федерального закона «Об электроэнергетике» государственное регулирование цен (тарифов) на услуги по передаче электрической энергии, оказываемые организацией по управлению единой национальной (общероссийской) электрической сетью и территориальными сетевыми компаниями, осуществляется только в форме установления долгосрочных тарифов на основе долгосрочных параметров регулирования деятельности таких организаций, в том числе с применением метода обеспечения доходности инвестированного капитала. Такие организации обязаны обеспечить достижение показателей надежности и качества поставляемых товаров, оказываемых услуг, определенных в порядке, установленном Правительством Российской Федерации или уполномоченным им федеральным органом исполнительной власти.

Комплексная система сбора, передачи, обработки и проверки достоверности исходных данных, используемых для определения фактических показателей уровня надёжности оказываемых услуг сетевых организаций.

minenergo.gov.ru

Единая техническая политика – надежность электроснабжения

Надежность энергоснабжения является важнейшей составляющей жизнеобеспечения современной среды обитания людей, эффективного функционирования общественного производства. Перебои в электроснабжении по масштабам ущерба могут быть причислены к наиболее опасным видам бедствий, наносящим удар по национальной экономике и по благополучию людей. Поэтому обеспечение надежности и безопасности электроэнергетических систем и объектов электроэнергетики требует особого внимания при любой форме экономических отношений в обществе.

Согласно Доктрине энергетической безопасности Российской Федерации перед электроэнергетической отраслью стоят задачи снижения экономических, техногенных и природных угроз через формирование единой системы нормативно-правового и нормативно-технического регулирования вопросов надежности и безопасности электроэнергетики.

В настоящее время, в связи со значительным износом производственных фондов, связанных с их естественным старением, государственной политикой ограничения роста тарифов на электроэнергию и ограниченности финансовых ресурсов на поддержание требуемого уровня технического состояния электроэнергетических систем и объектов электроэнергии встал вопрос о повышении эффективности, как государственного управления топливо-энергетическим комплексом, так и концентрации ограниченных операционных и инвестиционных ресурсов субъектов электроэнергетики в точке максимальной отдачи.

В качестве инструмента эффективности рассмотрим внедрение риск-ориентированного управления, включая оценку, планирование и осуществление технических воздействий на электроэнергетические системы и объекты электроэнергетики при требуемом уровне надежности, с учетом лимитов финансирования – формирование программы технического перевооружения и реконструкции и программы технического обслуживания и ремонтов.

Риск-ориентированное управление состоит из оценки текущего технического состояния производственных фондов, расчета риска возникновения аварийной ситуации, возможных последствий от возникновения рисков отказов, определение необходимого воздействия и приоритезации перечня воздействий на оборудование в целях обеспечения требуемой надежности энергосистем оптимальным способом.

В целях оценки эффективности использования операционных и инвестиционных затрат и обеспечения необходимого уровня надежности электроснабжения потребителей субъекты электроэнергетики должны использовать единые методические указания (подходы) к расчету показателей текущего технического состояния, оценки рисков и новых подходов к управлению производственными активами.

Система принятия решений о приоритетности, а также необходимом и достаточном виде воздействий на оборудование, основанная на данных о реальном техническом состоянии и рисках (с учетом вероятности отказа функционального узла и единицы основного технологического оборудования и последствий такого отказа), позволит сконцентрировать ограниченные операционные и инвестиционные ресурсы в точке максимальной отдачи. В средне- и долгосрочной перспективе эффективное распределение финансовых средств на эксплуатацию, а также на модернизацию основных производственных фондов, находящихся в критическом и неудовлетворительном состоянии и в целях повышения надежности станет центральной задачей обеспечения национальной энергетической безопасности электроэнергетических систем и объектов электроэнергетики.

Важную роль во внедрении риск-ориентированного управления играет сбалансированность нормативно-правовых и нормативно-технических актов отрасли электроэнергетики.

В настоящее время значительное число действующих нормативных требований в сфере обеспечения надежности и безопасности энергосистем и к входящим в их состав объектам не способствуют, либо ограничивают внедрение принципов риск-ориентированнного управления, часть из них устарели, нуждаются в отмене или пересмотре.

В рамках проекта планируется сформировать сбалансированную систему нормативно-правового и нормативно-технического регулирования в электроэнергетике в соответствии с риск-ориентированным управлением и предлагаемым подходом к управлению производственными активами энергосистемы России. Это позволит создать условия, путем снятия ограничений и стимулирования использования новых подходов к управлению производственными активами субъектов электроэнергетики.

minenergo.gov.ru

Вступил в силу Федеральный закон по совершенствованию требований к надежности и безопасности в электроэнергетике

Президент Российской Федерации Владимир Путин подписал Федеральный закон «О внесении изменений в Федеральный закон «Об электроэнергетике» в части совершенствования требований к обеспечению надежности и безопасности электроэнергетических систем и объектов электроэнергетики», ранее принятый 7 июня 2016 г. Государственной Думой Федерального Собрания Российской Федерации и одобренный 15 июня 2016 г. Советом Федерации Федерального Собрания Российской Федерации.

Закон направлен на наделение Правительства Российской Федерации и уполномоченных им федеральных органов исполнительной власти полномочиями, направленными на установление обязательных требований надежности и безопасности в сфере электроэнергетики.

В отличие от правил работы энергорынка, технические основы функционирования электроэнергетических систем, объектов электроэнергетики и энергопринимающих установок до недавнего времени не были закреплены в законодательстве. На нормативном уровне отсутствуют критерии принятия технических и инвестиционных решений по ключевым системообразующим вопросам электроэнергетики, не определены долгосрочные и краткосрочные системные параметры функционирования и развития российской электроэнергетики.

Целый комплекс отраслевых отношений, связанных с обеспечением надежной и безопасной работы энергосистемы, остался нерегламентированным и выпал из сферы регулирования законодательства об электроэнергетике. При этом Федеральный закон от 27.12.2002 № 184-ФЗ «О техническом регулировании» ориентирован только на обеспечение безопасности продукции, а электроэнергетика выведена из-под сферы законодательства о техническом регулировании.

Кроме того, чрезвычайно актуальными для электроэнергетики остаются проблемы легитимности нормативно-технической базы, унаследованной с дореформенного периода, ее несоответствия современному уровню развития техники и технологий.

Проведенная в последние годы реструктуризация отрасли затруднила осуществление в электроэнергетике единой технической политики, направленной на повышение эффективности, надежности и обеспечение технологической совместимости всех ее звеньев. Как показывает анализ ситуации в электроэнергетике, обретение генерирующими и сетевыми компаниями организационной самостоятельности существенно осложнило традиционные технологические связи.

Вследствие этого количество аварий, имеющих системное значение, не уменьшается, а их негативные последствия для потребителей – возрастают.

Отсутствие в электроэнергетике общеобязательных технологических правил в рыночных условиях функционирования отрасли приводит к несогласованным, разрозненным действиям со стороны большого числа собственников, которым, в том числе, принадлежат смежные, работающие в едином режиме объекты электроэнергетики, что значительно снижает надежность электроэнергетического режима всей энергосистемы.

Все это свидетельствует об актуальности регулирования указанной сферы.

Подписанный Президентом Российской Федерации закон направлен на решение указанной задачи. В соответствии с ним Правительству Российской Федерации или уполномоченным им федеральным органам исполнительной власти предоставляются полномочия по установлению обязательных требований к обеспечению надежности и безопасности электроэнергетических систем и объектов электроэнергетики, в том числе требований к режимам и параметрам работы объектов электроэнергетики и энергопринимающих установок, релейной защите и автоматике, устойчивости и надежности электроэнергетических систем и планированию их развития, подготовке работников в сфере электроэнергетики к работе на объектах электроэнергетики и энергопринимающих установках.

Также законопроектом предусматривается уточнение предмета федерального государственного энергетического надзора и ограничения его только вопросами безопасности объектов электроэнергетики.

Таким образом, создана основа для решения многолетней проблемы оптимизации системы технического регулирования в электроэнергетике, что, в конечном счете позволит повысить безопасность эксплуатации объектов электроэнергетики и надежность электроснабжения потребителей, обеспечить внедрение прогрессивных технологий в отрасли.

minenergo.gov.ru

Централизованная система противоаварийной автоматики нового поколения повысит надежность Объединенной энергосистемы Северо-Запада

В Филиале АО «СО ЕЭС» «Объединенное диспетчерское управление энергосистемы Северо-Запада» (ОДУ Северо-Запада) введена в промышленную эксплуатацию Централизованная система противоаварийной автоматики (ЦПСА) Объединенной энергосистемы Северо-Запада. Разработка алгоритмов функционирования и программного обеспечения установленного в ОДУ программно-аппаратного комплекса ЦСПА велась АО «НТЦ ЕЭС».

Централизованные системы противоаварийной автоматики обеспечивают в автоматическом режиме сохранение устойчивости энергосистемы при возникновении в ней аварийных ситуаций. ЦСПА в реальном времени осуществляют расчет и изменение уставок (параметров настройки) в части объемов управляющих воздействий, соответствующих текущему электроэнергетическому режиму работы энергосистемы. Применение ЦСПА позволяет увеличить точность управляющих воздействий противоаварийной автоматики, расширить область допустимых режимов работы энергосистемы и тем самым повысить надежность электроснабжения потребителей.

ЦСПА – уникальная разработка отечественных энергетиков, ведущаяся со времени появления в отрасли первых ЭВМ в 1960-х годах. Идеологом создания и развития ЦСПА было Центральное диспетчерское управление Единой энергетической системы. Сейчас ЕЭС России под руководством Системного оператора оснащается централизованными системами уже третьего поколения. С 2014 года такая ЦСПА работает в ОЭС Востока, в опытной эксплуатации в настоящее время находятся системы в ОЭС Средней Волги, Юга, Урала и в Тюменской энергосистеме. Объединенная энергосистема Северо-Запада ранее не оснащалась централизованными системами противоаварийной автоматики предыдущих поколений.

ЦСПА имеют двухуровневую структуру, предусматривающую установку программно-аппаратных комплексов верхнего уровня в диспетчерских центрах филиалов АО «СО ЕЭС» объединенных диспетчерских управлений, а низовых устройств – на объектах электроэнергетики. В ЦСПА ОЭС Северо-Запада для установки низовых устройств выбраны подстанция 750 кВ Ленинградская и Ленинградская АЭС. Проект низового устройства на подстанции Ленинградская уже реализован, на Ленинградской АЭС оно появится в 2021 году.

Установленный в диспетчерском центре ОДУ Северо-Запада программно-технический комплекс верхнего уровня ЦСПА выполнен на базе мультисерверной системы и обеспечивает повышенное быстродействие и надежность его функционирования. На верхнем уровне ЦСПА в режиме реального времени происходит циклический сбор информации, расчет управляющих воздействий и выбор настроек низовых устройств. Обмен информацией между верхним и нижним уровнями ЦСПА осуществляется по взаимно резервируемым цифровым каналам передачи данных. При возникновении аварийной ситуации в энергосистеме микропроцессорные комплексы на энергообъектах обеспечивают реализацию управляющих воздействий в соответствии с принятыми от верхнего уровня настройками.

ЦСПА нового поколения обладает расширенным функционалом, включающим более совершенный алгоритм расчета статической устойчивости энергосистемы, а также алгоритм выбора управляющих воздействий по условиям обеспечения динамической устойчивости (устойчивости энергосистемы в процессе аварийных возмущений) и новый алгоритм оценки состояния электроэнергетического режима энергосистемы.

Основа алгоритма заключается в расчете управляющих воздействий с использованием подробной математической модели системообразующей сети. В модели учитывается текущий баланс энергосистемы и фактическое состояние ЛЭП и оборудования. В расчетном процессе поочередно моделируются аварийные возмущения для сложившейся схемы электрической сети и при необходимости для каждого из них выбираются наиболее эффективные и при этом минимально необходимые из доступных управляющих воздействий. Тем самым достигается адаптивность автоматики – самонастройка к любой ремонтной схеме сети.

minenergo.gov.ru

Модернизация централизованной системы противоаварийной автоматики повышает надежность работы ОЭС Востока

В Филиале ОАО «СО ЕЭС» «Объединенное диспетчерское управление энергосистемами Востока» (ОДУ Востока) введена в промышленную эксплуатацию новая версия централизованной системы противоаварийной автоматики (ЦСПА) Объединенной энергосистемы Востока с подключением к ней противоаварийной автоматики Бурейской ГЭС.

Модернизация ЦСПА и подключение в качестве ее низового устройства локальной автоматики предотвращения нарушения устойчивости (ЛАПНУ) Бурейской ГЭС позволят минимизировать объем управляющих воздействий в энергосистеме на отключение потребителей в случае возникновения аварийных ситуаций на объектах электроэнергетики.

ЦСПА ОЭС Востока введена в промышленную эксплуатацию в 2014 году. Первоначально в качестве низовых устройств для нее использовались ЛАПНУ Зейской ГЭС и ЛАПНУ Приморской ГРЭС. После проведенной филиалом ПАО «РусГидро» – «Бурейская ГЭС» модернизации аппаратной и программной базы ЛАПНУ ее подключение к ЦСПА также стало возможным.

«Успешный ввод в эксплуатацию ЛАПНУ Бурейской ГЭС в составе ЦСПА ОЭС Востока позволил вывести автоматическое противоаварийное управление в энергообъединении на качественно новый уровень. Число пусковых органов увеличилось с 16 до 81, ЦСПА охватила две трети контролируемых сечений в ОЭС Востока, существенно минимизирован объем управляющих воздействий на отключение потребителей в случае возникновения аварий в энергосистеме», – отметила директор по управлению режимами – главный диспетчер ОДУ Востока Наталья Кузнецова.

Для подключения комплекса противоаварийной автоматики Бурейской ГЭС специалистами ОДУ Востока в 2017–2018 годах выполнен комплекс мероприятий, включавший в себя подготовку и настройку испытательного полигона ЦСПА, настройку его сетевого взаимодействия с ЛАПНУ Бурейской ГЭС. По разработанной ОДУ Востока и согласованной с Филиалом ПАО «РусГидро» – «Бурейская ГЭС» программе проведены испытания работы ЛАПНУ в качестве низового устройства ЦСПА, а также мониторинг и анализ расчетных моделей, мониторинг каналов связи и обмена информацией между ЦСПА и ЛАПНУ, настройка сетевого взаимодействия и программного обеспечения.

ЦСПА ОЭС Востока относится к семейству централизованных систем противоаварийной автоматики третьего поколения. По сравнению с предшествующими поколениями они обладают расширенным функционалом, включающим более совершенный алгоритм расчета статической устойчивости энергосистемы и алгоритм выбора управляющих воздействий по условиям обеспечения не только статической, но и динамической устойчивости – устойчивости энергосистемы в процессе аварийных возмущений. Также новые ЦСПА функционируют на основе нового алгоритма оценки состояния электроэнергетического режима энергосистемы. Каждая ЦСПА имеет двухуровневую структуру: программно-аппаратные комплексы верхнего уровня устанавливаются в диспетчерских центрах ОДУ, а низовые устройства – на объектах диспетчеризации.

Кроме ОЭС Востока ЦСПА третьего поколения успешно функционируют в ОЭС Северо-Запада и ОЭС Юга. В опытной эксплуатации находятся системы в ОЭС Средней Волги, Урала и в Тюменской энергосистеме.

minenergo.gov.ru

Александр Новак: «Ввод в эксплуатацию новых мощностей должен создать необходимый уровень системной надежности»

30 июля, Республика Крым. – Министр энергетики Российской Федерации Александр Новак провёл совещание по вопросам реализации проекта по строительству Балаклавской ПГУ-ТЭС и Таврической ПГУ-ТЭС и строительству объектов внешней инфраструктуры электростанций, реализуемых в рамках мероприятий федеральной целевой программы «Социально-экономическое развитие Республики Крым и г. Севастополя до 2020 года».

Министр напомнил, что в текущем году в регионе планируется ввести 940 МВт новых мощностей (Балаклавская ПГУ-ТЭС и Таврическая ПГУ-ТЭС), а также 120 МВт - в рамках реконструкции Сакской ТЭЦ.

«Ввод в эксплуатацию новых мощностей должен создать необходимый уровень системной надежности, что поспособствует развитию региона, прохождению безаварийного санаторно-курортного сезона и осенне-зимнего периода», - сказал Александр Новак.

Глава энергетического ведомства России отметил, что были актуализированы графики завершения строительства объектов внешней инфраструктуры, включающие мероприятия по оформлению необходимых разрешений на ввод этих объектов в эксплуатацию.