19.12.2016 Энергия без границ, №5(40), октябрь-ноябрь
Энергосистема России в августе подверглась стрессу, который показал, что, несмотря на масштабные инвестиции последних лет, узкие места в ней остаются. Возгорание на мелком элементе Рефтинской ГРЭС привело к каскадным отключениям генерирующих мощностей от Урала до Сибири и вызвало необходимость мобилизовать станции даже на юге России. Эта ситуация поставила вопрос о реальном состоянии энергетического оборудования, его готовности к выработке, а также о том, так ли много резервов генерации действительно есть в ЕЭС.
МОБИЛИЗОВАЛИ ВСЁ, ЧТО МОГЛИ
Незначительный, на первый взгляд, инцидент произошел 22 августа на Рефтинской ГРЭС. Из-за разрушения конденсатора связи на линии электропередачи, связывающей ГРЭС с энергосистемой, сработали технологические защиты – станция снизила свою нагрузку с 2,3 ГВт до нуля. Затем ситуация стала развиваться по стандартной схеме блэкаута, и ЕЭС «посыпалась» каскадом: из-за отключения ЛЭП действием автоматики были выключены крупные энергоблоки в Тюмени и Сургуте. В результате Забайкальская, Томская, Красноярская, Хакасская, Иркутская, Бурятская и часть Кузбасской энергосистемы перешли на изолированную работу. Суммарный дефицит мощности в ЕЭС составил 5,8 ГВт, а её частота кратковременно упала до 49,63 Гц.
Чтобы сбалансировать ЕЭС, действием специальной автоматики отключения нагрузки (САОН) было прекращено энергоснабжение ряда крупных предприятий. Как сообщало Минэнерго РФ, остановили работу предприятия нефтедобычи ЛУКОЙЛа и «Томскнефтехим» СИБУРа, причём последний простоял сутки. Был зафиксирован сбой в движении поездов. Без энергоснабжения оставались также около 600 тысяч бытовых потребителей Бурятии, Алтайского и Забайкальского краёв, Новосибирской, Кемеровской и Омской областей.
Обратно энергосистему «собрали» не мгновенно, за несколько часов.
По сообщениям Минэнерго РФ, через час после аварии энергоснабжение было восстановлено в Новосибирской области и затем, поэтапно, во всех остальных пострадавших регионах. «Лишь часть резервных мощностей находится во вращающемся, «горячем» состоянии, способном почти мгновенно воспринять отклонения в режиме. Для ввода дополнительных объёмов резервной мощности требуется более длительное время, вплоть до нескольких часов. Это же относится и к возврату энергосистемы в нормальный режим, реинтеграции после изолированной работы», – поясняет «Энергии без границ» заведующий отделом развития и реформирования электроэнергетики Института энергетических исследований РАН (ИНЭИ РАН) Фёдор ВЕСЕЛОВ.
Эксперты отмечают, что восстановление нормальной работы ЕЭС после аварийных отключений потребовало от диспетчеров значительных усилий. Из-за традиционных летних ремонтов система работала с ослабленным составом сетевого и генерирующего оборудования. При этом в те дни фиксировались максимальные уровни потребления мощности. Но, что более важно, часть генерирующего оборудования просто не смогла включиться по оперативной команде «Системного оператора».
В результате дополнительно загрузили Гусиноозёрскую и Харанорскую ГРЭС, которые расположены примерно в 4000 км от Рефтинской электростанции, а также станции центральной части России (дошло даже до Джубгинской ТЭС в Краснодарском крае). Плюс около 200 МВт было поставлено из Азербайджана. В общем, мобилизовали всё, что могли, и это не могло не сказаться на «цене» для ЕЭС.
По подсчётам аналитиков, в результате аварии на Рефтинской ГРЭС цены на рынке на сутки вперёд в зоне свободного перетока (ЗСП) Алтай выросли почти на 30%, а в Бурятии, Чите, Сибири и Омске – примерно на 25%. «Три дня после аварии цены на рынке на сутки вперёд в Сибири держались на 10% выше, чем до инцидента», – говорит руководитель группы исследований и прогнозирования Аналитического кредитного рейтингового агентства (АКРА) Наталья ПОРОХОВА.
ДО ВЫЯСНЕНИЯ ПРИЧИН
Причины произошедшего расследует специальная комиссия Ростехнадзора. В надзорном органе «Энергии без границ» сказали, что срок проведения расследования по истечении 30 положенных дней, скорее всего, будет продлён. В «Системном операторе» отказываются давать какие-то комментарии до появления официальной информации о причинах и ходе развития данной системной аварии.
«Противоаварийная автоматика выполнила свои задачи достаточно чётко, предотвратив разваливание всей энергосистемы, выделив ряд регионов на изолированную работу, вынужденно задействовав и последнее средство – отключение нагрузки», – отмечает Фёдор ВЕСЕЛОВ.
Не было ли «перестраховки» со стороны противоаварийной автоматики и нельзя ли было остановить аварию раньше – выяснит комиссия. По мнению эксперта, причиной аварии могло стать электросетевое оборудование, хотя немало аварий происходит и из‑за износа генерирующих мощностей (особенно в условиях сокращения ремонтных программ при сокращении уровня оплаты мощности). Авария показала наличие узких мест в магистральной сети: основной удар пришёлся на энергосистему Сибири с достаточно ограниченными сетевыми связями и специфической, гидроугольной структурой генерации, считает ВЕСЕЛОВ.
ВЫНЕСЕТ ЛИ БОЛИВАР?
Энергомощности в России стареют: по данным Минэнерго РФ, средний срок службы турбоагрегатов и генераторов в 2015 году составил около 35 лет, котлоагрегатов – 43 года, при этом в ОЭС Урала (где работает Рефтинская ГРЭС) более 72% энергоустановок эксплуатируется за пределами нормативного срока службы. Кроме того, их эксплуатационное состояние становится всё хуже. Это подтвердил, например, тот факт, что не все энергоблоки смогли выполнить команды «Системного оператора» и включиться из резерва по команде.
Формально количество аварий в ЕЭС в последние годы снижается. По последним данным Министерства энергетики РФ, за семь месяцев этого года в генерации произошло на 18,4% меньше аварий, чем годом ранее (380 против 466). В сетях – почти на четверть меньше (1148 против 1517). Но это усреднённый показатель. Если отдельно выделить крупные системные аварии, то их количество колеблется в последние годы от 50 до 90 в год, при этом негативные последствия для потребителей растут (так, например, мощность отключённых потребителей с 2011 по 2014 год увеличилась почти в четыре раза), свидетельствуют данные СО ЕЭС.
Ещё статистика. Количество аварий, приведших к прекращению электроснабжения потребителей на величину 10 МВт и более (то есть не считая тех, когда без света остаются, например, дачные посёлки), только в ходе осенне-зимнего периода 2015–2016 годов составило 145.
Такие инциденты происходят с регулярностью, достойной лучшего применения: так, 8 сентября на Серовской ГРЭС «Газпром энергохолдинга» из-за повреждения опорного изолятора отключилась одна из линий выдачи мощности. Прекратил работу единственный находившийся в работе энергоблок мощностью 420 МВт, станция снизила нагрузку с 401 МВт до нуля без потери собственных нужд. По данным Минэнерго РФ, без электроснабжения оставалась часть производства АО «Серовский ферросплавный завод» мощностью 40 МВт. Пострадали также Серовский механический и Надеждинский металлургический заводы, бытовые потребители.
Аварию на Рефтинской ГРЭС заметили все, потому что её последствия, как от брошенного в воду камня, прокатились волной по всей ЕЭС – от Урала до юга и Сибири. «Системный оператор» опасается, что таких аварий может становиться всё больше и больше. По мнению организации, без установления (на уровне нормативных правовых актов) обязательных требований к техническому состоянию оборудования, к его способности работать в составе энергосистемы и технологических правил функционирования энергосистем ситуация в ЕЭС продолжит ухудшаться.
«К сожалению, уже несколько лет нет решения по Правилам технологического функционирования энергосистем, до сих пор отсутствуют обновлённые требования по присоединению разных типов электростанций, включая объекты распределённой генерации. Только в последнее время началась системная работа по формированию свода национальных стандартов, которые получили наконец законодательную основу в качестве отсылочных норм в нормативно-правовых актах», – также считает Фёдор ВЕСЕЛОВ.
Представитель «Системного оператора» в свою очередь сказал «Энергии без границ, что из-за отсутствия обязательных требований к объектам электроэнергетики участились случаи, когда технические характеристики устанавливаемых электротехнических устройств, оборудования, устройств и систем управления, а также их действия несовместимы с параметрами, при которых функционирует отечественная энергосистема. Характеристики нового оборудования не соответствуют параметрам остального, уже работающего, а также режимным условиям, в которых оно будет эксплуатироваться.
По мнению заместителя генерального директора по маркетингу и сбыту ООО «Интер РАО – Управление электрогенерацией» Александры ПАНИНОЙ, то, как развивалась эта авария, ставит перед всеми участниками отрасли вопрос: так ли велики избытки в генерации, как об этом принято думать? «Мне кажется, что сейчас ситуация изменилась, и в ЕЭС нет таких избытков, о которых принято говорить, – считает эксперт. – Случилась конкретная ситуация – и реального резерва мощностей у «Системного оператора» не оказалось».
СТАРАЯ ПЕСНЯ О НОВОМ
В отрасли давно зреет необходимость модернизации энергооборудования, а генерирующие компании говорят, что денег на масштабное обновление старого оборудования при текущих уровнях цен КОМ и РСВ у них просто нет. «В отрасли существует проблема общего высокого износа и потребности в инвестициях, что были накоплены за годы недоинвестирования в 1990-е годы. За последние 7–10 лет, когда начался резкий рост инвестиций, реновации было подвержено только 10–15% мощностей», – говорит Наталья ПОРОХОВА. «Проблема устаревания основного технологического оборудования энергоблоков имеет своё решение: называется оно просто – модернизация», – в свою очередь считает председатель Совета директоров Уральского турбинного завода Михаил ЛИФШИЦ.
Генерирующие компании всё активнее обсуждают с государством механизмы привлечения средств. Сейчас рассматривается три варианта: системное изменение цены КОМ; фиксация выручки генераторов, которая бы включала в себя средства на модернизацию; но наиболее вероятный вариант – программа «ДПМ‑штрих» на модернизацию. «Это может быть как распоряжение правительства с перечнем проектов а-ля ДПМ, так и конкурсы», – комментирует Александра ПАНИНА.
Если идти по пути конкурсов, как сделано, например, в секторе возобновляемой энергетики, то государство может фиксировать объёмы требуемой модернизации и её максимальную цену. В ходе конкурса, в зависимости от предложений компаний, стоимость модернизации может снижаться, а с победителем конкурса может заключаться договор, аналогичный ДПМ.
Обсуждать модернизацию нужно уже сейчас, так как крупные проекты требуют времени. «Крупная модернизация – это проекты на 3–4 года для больших блоков. Чтобы модернизация началась после 2020 года, нужно, чтобы дискуссия пошла уже сейчас, и какое-то решение к 2018 году должно быть принято», – считает топ-менеджер «Интер РАО – Управление электрогенерацией».
ДЕНЕГ НЕТ, НО ВЫ ДЕРЖИТЕСЬ
По данным генерирующих компаний, текущий уровень цен КОМ и доходность на РСВ настолько низки, что не дают возможности финансировать даже полноценные ремонты. По информации Министерства энергетики РФ, по итогам семи месяцев 2016 года отклонение от первоначального плана ремонтов турбин составило в физическом выражении 4,2 ГВт. План по капитальным и средним ремонтам турбин был выполнен на 85,4%; котлоагрегатов – на 83,3%; ЛЭП 110 кВ и выше – на 96,7%.
В качестве основных причин невыполнения планов собственники объектов называют изменение сроков проведения работ из-за внеплановых ремонтов другого оборудования, а также нехватку ремонтного персонала или невыполнение договорных условий подрядными организациями.
«В условиях сокращающихся доходов компании зачастую оплачивают срочный аварийный ремонт за счёт сокращения бюджетов на плановое обслуживание. Эта ситуация похожа на попытку расплатиться с ипотекой, взяв микрозаём под 700% годовых, – отмечает Михаил ЛИФШИЦ. – Если помножить недофинансирование ремонтов на падающие компетенции специалистов, возникают предпосылки к разного рода чрезвычайным происшествиям. В России за год в энергосистеме происходит порядка 4500 аварий разной тяжести. Из них около 60% – аварии на основном оборудовании», – добавляет он.
В элекросетевом комплексе свои особенности. Много лет компании там формировали огромные, часто неокупаемые инвестиционные программы, вводя сети и подстанции, используемые далеко не на полную мощность. Регуляторы сейчас думают над тем, как повысить качество этих инвестиций, чтобы деньги шли на действительно необходимые потребителям и энергосистеме объекты. «Надо избегать ситуаций, когда инвестиции уходят на объекты, которые потом стоят недозагруженные, недостроенные, и их содержание является убыточным», – отмечает заместитель руководителя ФАС России Виталий КОРОЛЁВ.
Пока ЕЭС достаточно надёжна, считают эксперты, но необходимо обратить пристальное внимание на все аспекты, обеспечивающие её надёжность, чтобы она не испытывала стрессы, подобные нынешнему. Это и адекватные и разумные требования к технологическому состоянию оборудования, и состояние рынков, позволяющее вкладывать деньги в ремонты, и масштабное техперевооружение. «Системный оператор», отвечающий за системную надёжность, заинтересован иметь больше сетевых и генерирующих мощностей. Потребители, которые в итоге за всё это платят, придерживаются другого мнения – правда, до тех пор, пока не станут пострадавшими, оказавшись без энергоснабжения на несколько дней. Необходимо, чтобы был баланс интересов: нам нужна та надёжность, которую мы можем себе позволить», – резюмирует заместитель генерального директора Института проблем естественных монополий Александр ГРИГОРЬЕВ.