СВЕРХНОРМАТИВ. Необоснованно жесткие требования к обеспечению устойчивости - «Новости - Энергетики»

Сегодня в отечественной энергетике решается вопрос принятия проекта Правил технологического функционирования энергосистем (ПТФ ЭЭС) – базового документа, определяющего обязательные технические требования при производстве, передаче и потреблении электроэнергии, оперативно-диспетчерском управлении энергосистемой, проектировании, строительстве, реконструкции, модернизации объектов электроэнергетики. Новый отечественный отраслевой стандарт.

Любой стандарт – это обобщенный результат лучшей практики. Если не энциклопедия или справочник, тогда свод общепринятых норм обеспечения надежного и устойчивого функционирования электро­энергетической системы. При этом разрабатываемые в настоящее время в России ПТФ ЭЭС не являются простой компиляцией ранее принятых нормативно-технических документов (далее – НТД) и состоят не только в обобщении предусмотренных ими требований и выделении из их числа минимально необходимых, но и в комплексной переработке существующих правил и требований к объектам генерации и энергопринимающим установкам при работе энергосистемы.
С технической точки зрения качество подготовленного проекта документа бесспорно. Основная причина, по которой разработанные правила сегодня еще не приняты, – экономические последствия принятия их в предлагаемой редакции (предполагаемый рост тарифов, снижение конкурентности генерирующего оборудования, возможный рост финансовой нагрузки на бизнес). Кроме того, для оптимизации проекта и принятия ПТФ ЭЭС нужно в короткие сроки подготовить пакет изменений в действующие нормативно-правовые акты с целью их синхронизации с будущим стандартом, устанавливаемым ПТФЭ.

Недочеты и перегибы

К нормативно-правовым актам, основные положения которого включены в Правила, относятся «Методические указания по устойчивости энергосистем», утвержденные приказом № 277 Минэнерго России от 30.06.2003 года, устанавливающие технические требования для электроэнергетических систем и их объединений в отношении устойчивости.

При проектировании развития энергосистем, в том числе при выборе схем выдачи мощности электростанций, схем внешнего электроснабжения потребителей, технико-экономическом обосновании необходимости сооружения межсистемных связей проводится комплекс расчетов электрических режимов, статической и динамической устойчивости. Подобного вида расчеты должны выполняться в различных схемно-режимных ситуациях для нормальной и ремонтных схем с учетом нормативных возмущений. Нормативные возмущения, состав и правила учета которых регламентированы в «Методических указаниях по устойчивости энергосистем» и в «Методических рекомендациях по проектированию развития энергосистем», являются ключевыми факторами, определяющими требуемые критерии надежности, закладываемые при проектировании развития энергосистем, что, в свою очередь, отражается на необходимом объеме нового капитального строительства и реконструкции электросетевых объектов.

Действующий перечень нормативных возмущений утвержден в 2003 году. Он был принят в скором времени после «лихих девяностых», десятилетнего провала для отечественной науки и упадка производства, когда научные и проектные организации были ослаблены и не могли выполнить в полном объеме ряд необходимых научно-исследовательских работ по оценке готовности энергетических систем к применению новых норм.
Примером таких решений могут служить нормативные возмущения, вошедшие в редакцию «Методических указаний» 2003 года, где для сети 110–220 кВ были введены трехфазные КЗ. В предыдущих редакциях в качестве расчетной аварии, включающей действие устройства резервирования отключения выключателя (УРОВ), рассматривались лишь наиболее часто возникающие однофазные КЗ для сети 330 кВ и выше, двухфазные КЗ для сети 110–220 кВ. Это было исключено из «Методических указаний», как и ограничение для сетей 330–750 кВ – одной из фаз выключателя. В результате требования для начальной фазы возмущений стали неоправданно жесткими. Реализуемость требования обеспечения устойчивости при таком нормативном возмущении в нормальной схеме любыми средствами не оценивалась. Предыдущими нормами при неоправданно больших капитальных затратах допускалось обеспечение устойчивости только при однофазных КЗ.

Анатолий Демчук
Почетный энергетик. Лауреат Государственной премии СССР
Несообразность практики применения норм «Методических указаний» хорошо видна на примере проектов модернизации генерирующего оборудования тепловых электростанций, когда выяснилось, что, как правило, электростанции, работающие в электрической сети 220 кВ, удовлетворяющие требованиям устойчивости, с введением в действие последних «Методических указаний» перестают им соответствовать. Например, проект «Выдачи мощности Череповецкой ГРЭС в составе действующих энергоблоков №№ 1, 2, 3 и строящегося энергоблока № 4 (ПГУ-420) в существующую электрическую сеть». Целью данной работы является определение допустимой величины выдаваемой мощности Череповецкой ГРЭС в объеме 630 МВт по существующим ВЛ. Для электростанции, проработавшей в течение 30 лет и не имеющей проблем по устойчивости, для обеспечения нормативных требований текущей редакции «Методических указаний» необходимо было выполнить применение деления электрической схемы станции в нормальном режиме (что значительно снижает надежность ее работы) или произвести замену устройств релейной защиты, выключателей и УРОВ на ОРУ 220 кВ Череповецкой ГРЭС. Ориентировочные суммарные капиталовложения в ценах на 01.01.2013 года для варианта выдачи мощности Череповецкой ГРЭС в объеме 630 МВт составляют 820 млн рублей. Без малого миллиард.
Еще один проект с подобной экономикой – это «Усиление электрических связей Архангельской энергосистемы с ЕЭС России для возможности ее присоединения к первой ценовой зоне», который датируется также 2013 годом. Представленные в этом проекте расчеты показали, что даже с вводом новых электросетевых объектов максимально допустимая выдача мощности Архангельских ТЭЦ по контролируемым сечениям, определенным исходя из условий сохранения динамической устойчивости электростанций, остается на прежнем уровне. Предложенные мероприятия по замене систем возбуждения (АРВ ПД на АРВ СД) на электростанциях Архангельской энергосис­темы и замене выключателей с трехфазным приводом на выключатели с пофазным приводом на ряде энерго­объектов Архангельской энергосистемы не решают проблемы сохранения динамической устойчивости при возникновении наиболее тяжелых нормативных возмущений.
Аналогичная ситуация в Ленинградской энергосистеме выявлена проектом реконструкции системы противоаварийной автоматики. Представленные в работе расчеты показали, что при возникновении нормативных возмущений (трехфазные короткие замыкания с отказом выключателя) не обеспечивается динамическая устойчивость порядка 15 электростанций. Суммы затрат каждого проекта соотносимы и сопоставимы с названными, умноженные на количество станций. Как правило, нарушение динамической устойчивости генераторов этих электростанций при выдаче номинальной мощности происходит только при трехфазных коротких замыканиях с отказом выключателя и с действием УРОВ, t=0,4 сек. Нарушение динамической устойчивости электростанции, на которой произошло возмущение, происходит практически во время короткого замыкания, и, следовательно, дополнительное сетевое строительство не повысило бы уровень устойчивости электростанций. Согласно статистическим данным общее количество отказов в отключении выключателей, приведшее к работе УРОВ, в период с 2000 по 2011 год для напряжения 110–750 кВ составило 150 раз. Это составляет менее 1% от всех отключений коротких замыканий.
В аспекте формулируемой проблемы особый интерес представляет Белоярская атомная электростанция (БАЭС), у которой проблемы сохранения устойчивости электростанции возникли с вводом нового ОРУ 220 кВ ПС «Курчатовская». На подстанции установлены выключатели 220 кВ с трехфазным приводом, вместо требуемых для целей обеспечения устойчивости выключателей с пофазным приводом. По результатам расчетов было выявлено, что отключение сетевого элемента 220 кВ при наиболее тяжелом возмущении на новой подстанции «Курчатовская» приводит к нарушению динамической устойчивости БАЭС. Для обеспечения динамической устойчивости энергоблоков станции принято опережающее деление сети, что в целом снижает надежность работы, поскольку дополнительное ослабление сети происходит в процессе аварийного возмущения.
Приведенные примеры наглядно доказывают нереальность или запредельность требований «Методических указаний» для наших энергосистем, в соответствии с которыми нередко оказывается, что динамическая устойчивость электростанций не может быть обеспечена доступными на сегодня техническими мерами и экономически нецелесообразна. Зачем устанавливают выключатели с трехфазным приводом на электростанциях и примыкающих к ним подстанциях, если для обеспечения устойчивости электростанций требуются только более дорогие выключатели 220 кВ с пофазным приводом?


В «Основных положениях и временных руководящих указаниях по определению устойчивости энергетических систем», вышедших в 1964 году под редакцией С. А. Совалова, которая была эталоном и основным источником при разработке последующих редакций «Методических указаний», отмечалось, что «с учетом погрешностей исходных данных при проведении перспективных расчетов определить прогнозируемый уровень нагрузки потребителей затруднительно» и поэтому «к результатам расчетов устойчивости следует относиться условно». При этом «в случаях, когда по результатам расчетов возникает необходимость существенных материальных затрат или ограничения электроснабжения потребителей при реализации мероприятий по обеспечению устойчивости», рекомендовалось учитывать вероятность возникновения условий, принятых в расчетах.

В текущей редакции «Методических указаний» отсутствуют требования к условиям и допущениям при проведении расчетов устойчивости. В связи с этим результаты расчетов в значительной степени зависят от человеческого фактора, что в ряде случаев может приводить к некорректным выводам и, соответственно, к излишним мероприятиям по обеспечению устойчивости энергосистемы.
Отдельное место занимают вопросы эксплуатации, когда, если в полной мере следовать требованиям «Методических указаний», в отдельных случаях расчетные максимально допустимые перетоки по сечениям в ремонтных схемах оказываются выше максимально допустимых перетоков в нормальных схемах. Подобная ситуация иногда складывается и при развитии электрических сетей, когда ввод нового сетевого оборудования в контролируемых сечениях может не только не приводить к увеличению допустимых перетоков передаваемой мощности по результатам расчетов устойчивости, но и способствовать их снижению.

Нормы, прописанные в «Методических указаниях», стали безусловными к исполнению, хотя в них исключен учет соотношения затрат по обеспечению устойчивости и возможных экономических последствий от ее нарушения. И анализа вероятности возникновения аварийных условий в этом документе тоже нет, но введенные в действия требования стали неисполнимыми, с одной стороны, и излишне жесткими, приводящими к избыточным затратам, с другой.
Дальше – больше

За прошедшее с момента принятия в действие «Методических указаний» время, чуть больше чем десять лет, энергосистема изменилась. Появилось новое современное оборудование, усложнилась конфигурация сетей и система управления, что, без сомнения, должно было отразиться на актуальности существующих положений. И отразилось. Как в кривом зеркале, с ужесточением и без того излишних требований. Требования по устойчивости и надежности, выдвигаемые при проектировании вновь сооружаемых объектов, которые записаны в существующих нормативных документах, по сравнению с новыми нормами, разрабатываемыми для ПТФ ЭЭС, – детский сад. И опять предлагаемое ужесточение не подкреплено никаким теоретическим и практическим обоснованием.
При разработке схем выдачи мощности электростанций, несмотря на крайнюю редкость событий, относящихся к третьей группе нормативных возмущений, выдвинуто новое требование обеспечения выдачи всей располагаемой мощности электростанции путем сетевого строительства. В нормальной схеме при нормативном аварийном возмущении (в отличие от требований методических указаний) выдача всей располагаемой мощности электростанции должна обеспечиваться без применения устройств противоаварийной автоматики. Но это к слову.
Напомню, что речь идет о новом отечественном отраслевом стандарте. Следуя вечным постулатам «особого пути России» или руководствуясь лозунгом «Мы пойдем другим путем», надо понимать, что мы отметаем опыт мировой практики, в котором сформулированы принципы обеспечения надежности энергосистем. Их всего четыре. Первое – невозможно обеспечить 100% надежности энергосистем. Второе – редкие события не должны быть обоснованием инвестиций (эти бы слова аршинными буквами на фасаде регуляторов написать). Третье – приоритет обеспечения надежности электроснабжения потребителей, о котором неустанно и надрывно говорят все энергокомпании. И четвертое – при возникновении редких событий допускается при нарушении устойчивости направленное отделение электростанций, не приводящее к возникновению каскадного развития технологического нарушения в энергосистеме. Все просто, понятно и логично.
Что делать?

Одним из путей оптимизации издержек в энергетике является обоснование технических требований, определяющих необходимые инвестиционные затраты электросетевых компании. Пока еще не поздно, но уже со сроком исполнения «вчера», необходимо обосновать и уточнить состав нормативных аварийных возмущений и правила их учета. В том числе допустимые мероприятия по обеспечению устойчивой и надежной работы энергосистем при их возникновении в условиях текущей эксплуатации и при проектировании развития энергосистем. Не лишним будет разработать показатели и методику их расчета для количественной и стоимостной оценки надежности функционирования электрических сетей и электроснабжения потребителей в условиях текущей эксплуатации при краткосрочном планировании режимов работы энергосистемы и планировании программ реновации и проектировании развития энергосистем. В конце концов, реструктурировать «Методические указания», выделив разделы для стадии проектирования и для стадии эксплуатации. Для стадии проектирования необходимо совершенствовать «Методические указания» в части требований к расчетам, к моделям, нормативных возмущений с целью сокращения сроков рассмотрения, внесения корректировок и согласования проектных работ с 1 года до 1-2 месяцев и тем самым значительно сократить сроки выдачи технических условий, упростить процесс технологического присоединения. А для стадии эксплуатации необходимо совершенствовать методические указания с целью исключения необоснованно жестких требований к обеспечению устойчивости, достигнуть которых невозможно. Необходимо ввести и экономическую составляющую, которая проиллюстрирует, что обеспечение устойчивости электропередачи, требующее значительных капитальных затрат, несущественно для сохранения устойчивости энергосистемы в целом. Эти требования должны быть снижены.
Вопросы, связанные с трехфазным КЗ, несмотря на крайнюю редкость таких событий сопровождающиеся отказами выключателей при отключениях КЗ и действием УРОВ, должны быть рассмотрены особо. Возможно, для выключателей, имеющих трехфазный привод, учитывать вероятность их отказа исходя из наличия дублированных систем релейной защиты и систем управления выключателем.
Но это еще не все. Для решения поставленных задач необходимо выполнить ряд исследовательских работ. Нужны исследования аварийности в сетях ЕНЭС, уточнение состава нормативных аварийных возмущений и правил их учета, в том числе допустимых мероприятий по обеспечению устойчивой и надежной работы энергосистем при их возникновении; анализ положений существующих нормативных документов и разработка предложений по их корректировке. Также необходим анализ положений существующих нормативных документов по устойчивости и проектированию развития энергосистем на предмет их актуальности в современных условиях и анализ отечественного и зарубежного опыта нормирования показателей надежности в электроэнергетике. Необходим сбор и анализ статистических данных об имевших место возмущениях в ЕЭС России за последние десять лет и анализ выполненных за последние пять лет работ по схемам выдачи мощности электростанций, схемам внешнего электроснабжения потребителей для технико-экономического сопоставления согласованного и альтернативных вариантов схем. Работы много, но ее лучше сделать, чтобы не городить огород и не нагружать компании – участников рынка чрезмерными и зачастую необоснованными затратами, приводящими в конечном счете к росту тарифов в том числе, что никоим образом не радует потребителя, ради которого и работает энергетика.