CC BY
23УДК 621.315 (470+571) В.А. Коротков1
ЗАДАЧИ ВЗАИМОДЕЙСТВИЯ СУБЪЕКТОВ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ РОССИИ В ЦЕЛЯХ РЕАЛИЗАЦИИ СТРАТЕГИИ РАЗВИТИЯ ЕЕ ЭЛЕКТРОСЕТЕВОГО КОМПЛЕКСА
На основе анализа опыта эксплуатации ЕЭС России и расследования причин крупных (системных) аварий в статье изложено видение ее автора проблемы обеспечения надежного и эффективного электроснабжения потребителей электроэнергии в России и ее решения путем совершенствования взаимодействия субъектов электроэнергетики с учетом Стратегии развития электросетевого комплекса и существующих мнений в данной сфере.
Ключевые слова: электросетевой комплекс России, системные аварии, надежность электроснабжения потребителей, субъекты электроэнергетики.
Методической основой формирования критерия надежности электроснабжения потребителей и мероприятий (управляющих воздействий различного типа) для его оптимизации являются существующие законодательные акты [1] и отраслевые нормативные технологические документы в сфере электроэнергетики России, устанавливающие ее ограничения. Одним из основных нормативных документов электроэнергетики России, формирующих направления ее развития на предстоящие периоды, является Стратегия развития электросетевого комплекса Российской Федерации (далее - Стратегия). Указанный документ корректируется по мере совершенствования государственной энергетической политики, а также уточнения перспективы развития электроэнергетики страны и ее технологий. Современное содержание Стратегии разработано на период до 2030 г. во исполнение Указа Президента РФ от 22 ноября 2012 г. № 1567 [2].
Стратегия охватывает основную деятельность электросетевого комплекса - передачу и распределение электрической энергии и непосредственно связанные с ней аспекты смежных видов деятельности (генерацию и сбыт электрической энергии) на территории России.
В данной работе с использованием опыта эксплуатации ЕЭС России и материалов расследования в ней системных аварий рассмотрены задачи и пути совершенствования взаимодействия субъектов электроэнергетики для повышения
управляемости ее организационной структуры, энергетической эффективности, надежности электроснабжения и оказания системных услуг на среднесрочную и дальнюю перспективу.
При формулировке и решении указанных задач необходимо учитывать специфику неразрывной технологической и экономической взаимосвязи современных индикативных показателей надежности электроснабжения потребителей электроэнергии (в том числе SAIDI, SAIFI [3]) и уровня взаимодействия всех звеньев технологического процесса электроэнергетики России - производства, передачи и потребления электроэнергии, а также опера-тивно-дипетчерского и оперативно-технологического управления в ЕЭС России и оказания системных услуг в условиях энергорынка.
С позиций методики моделирования указанных процессов и управления ими необходимо рассматривать электроэнергетику России в классе человеко-машинных сложных динамических систем с наличием в контуре управления лица принимающего решения (ЛПР). В качестве ЛПР условно может быть принята государственная политика в сфере электроэнергетики. В реальных условиях формирования человеко-машинных сложных систем существенную роль имеет человеческий фактор, а также мотивация воздействий его участников на процесс принятия решений.
В рамках ограниченного материала статьи основная его часть отражает предложения для совершенствования взаимодействия ПАО «Рос-
1 Владимир Александрович Коротков - эксперт Высшей атестационной комиссии Министерства образования и науки РФ, к.т.н., e-mail: [email protected]
сети» (управляющей компании электросетевого комплекса России) и ОАО «СО ЕЭС» (Системного оператора) в рамках законодательной базы электроэнергетики России [1] и задач ее поэтапного развития.
Основной целью (миссией) деятельности электросетевого комплекса в Стратегии принято долгосрочное обеспечение надежного, качественного и доступного энергоснабжения потребителей Российской Федерации путем организации максимально эффективной и соответствующей мировым стандартам сетевой инфраструктуры по тарифам на передачу электрической энергии, обеспечивающим приемлемый уровень затрат на электрическую энергию для российской экономики и инвестиционную привлекательность отрасли через адекватный возврат капитала.
В соответствии с информацией официального сайта Системного оператора основной целью его деятельности является - обеспечение устойчивого энергоснабжения и качества электроэнергии, соответствующих требованиям технических регламентов и иных нормативных актов путем непрерывного управления производством, передачей и распределением электроэнергии. Как следует из указанного, основные цели ПАО «Россети» и Системного оператора совпадают в общей постановке их деятельности. Однако сфера мероприятий для достижения их результатов в интересах потребителей электроэнергии имеет различие. Конечный итог указанной деятельности оценивается потребителями электроэнергии через показатели их электроснабжения электросетевым комплексом.
Основным количественным показателем качества электроэнергии, по версии Системного оператора, в его деятельности принята частота напряжения переменного тока в ЕЭС России. Точки контроля указанного показателя в электрической сети ЕЭС России четко не обозначены. В понятие качества электроэнергии для оценки деятельности Системного оператора не включены требования его обеспечения на шинах потребителей электроэнергии в соответствии с нормативными документами в указанной сфере [4]. В оценке деятельности Системного оператора отсутствует также показатель снижения потерь в электросетевом комплексе России, за-
висящий в том числе от факторов системного характера и системных услуг.
Возникает необходимость анализа способов воздействия ПАО «Россети» и Системного оператора на критерий оценки показателей надежности и качества электроснабжения потребителей для его оптимизации с учетом затрат, их общего и индивидуального вклада в него, а также уровня их ответственности перед потребителями электроэнергии при его нарушении.
В соответствии с неразрывным во времени и взаимосвязи технологическим процессом электроэнергетики в нормальных и аварийных электроэнергетических режимах ЕЭС России искусственное разделение детельности ПАО «Россети» и Системного оператора для этого не является корректным. Целесообразно изучить многофакторную проблему формирования их совместной деятельности.
Организационный контроль за осуществлением и регулированием процессов в ЕЭС России в настоящее время возложен на федеральные органы власти в сфере электроэнергетики (Минэнерго РФ, Ростехнадзор) и структуры Правительства РФ (ФАС, Минэконмраз-вития и др.). Расширяется также влияние на указанный процесс законодательных органов (Госдума РФ), рыночного сообщества и энергетической общественности (Совета рынка, Ассоциации (НП) «Сообщество потребителей энергии», НП «Совет производителей энергии»).
На повестку дня правительственных структур неоднократно выносился вопрос объединения деятельности электросетевого комплекса России и Системного оператора. Пик интереса к нему, как правило, возникал после системных аварий в ЕЭС России. По-видимому, взвешенный анализ доводов для изучения указанного вопроса не потерял своей актуальности, несмотря на принятые к настоящему времени решения в указанной сфере. В связи с этим целесообразно привести некоторые показатели деяельности ПАО «Россети» и Системного оператора по их годовым отчетам и консолидированной финансовой отчетности в соответствии с Международными стандартами финансовой отчетности (МСФО).
Балансовая стоимость активов ПАО «Россети» на 31.12.2016 г. составляла 2 267 млрд
руб., численность работников около 216 тыс. штатных единиц. Активы Системного оператора оцениваются в размере около 37 млрд рублей (около 1,6% от активов ПАО «Россети»). Численность работников Системного оператора около 8 тыс. штатных единиц (около 4% от численности ПАО «Россети»).
В качестве сопутствующей информации обращает на себя внимание существенное увеличение средней оплаты труда персонала Системного оператора по отношению к этому показателю в ПАО «Россети») (около 170 тыс. руб. в месяц на одного работающего в Системном операторе, 60 тыс. руб в месяц - в ПАО «Россети»).
Опасность возникновения черезмерного монопольного влияния ПАО «Россети» на электроэнергетику страны при включении в его состав Системного оператора, с учетом его незначительной капитализации, в условиях России имеет риторический характер и не подкреплена обоснованными агументами.
Важным фактором для обоснования взаимо-дейтвия ПАО «Россети» и Системного оператора является изучение уровня ответвенности указанных структур за конечные результаты их деятельности. Предприятия электросетевого комплекса несут конкретную ответственность перед потребителями электроэнергии и регулятором за нарушение показателей электроснабжения, в том числе по компенсации ущербов потребителей. Государством разработан экономический механизм снижения объемов необходимой валовой выручки электросетевой компании для регулирования их деятельности при невыполнении показателей надежности электроснабжения, разработан порядок лишения электросетевых компаний лицензий на оказание ими сетевых услуг.
Степень гражданско-правовой ответственности Системного оператора за нарушение электроснабжения потребителей по его вине (ст. 18 ФЗ «Об электроэнергетике») имеет декларативный характер и не содержит конкретных примеров ее правоприменения, несмотря на многочисленные системные аварии в электроэнергетике России. Указанные факторы отражают актуальность изучения целесообразности включения Системного оператора в структуру ПАО «Россети» для совершенствования уровня
ответственности указанных организаций за нарушение электроснабжения потребителей, в том числе при системных авариях. Обоснованное решение данной проблемы обеспечит снижения аварийности в ЕЭС России.
Решение столь сложного вопроса о совершенствовании взаимодействия ПАО «Россети» и Системного оператора требует взвешенного решения с детальным рассмотрением аргументов участвующих сторон. В качестве показателей взаимодействия ПАО «Россети» и Системного оператора при их совместной деятельности в электроэнергетике России в настоящее время, а также для их совершенствования в будущем целесообразно привести следующие сведения.
В методическом аспекте следует разделить два понятия, влияющих на надежность электроснабжения потребителей [5]: надежность электроснабжения в установившихся режимах энергосистем (по западной терминологии -adequacy) - способность обеспечения баланса мощности и электроэнергии при нормативном качастве электроэнергии, а также надежности электроснабжения при переходных процессах в энергосистемах (security) - способность отдельных частей и энергосистемы в целом противостоять нарушениям их электрических режимов и электроснабжения потребителей при аварийных возмущениях. В обоих случаях успех решения задачи зависит от организации взаимодействия всех субъектов электроэнергетики: генерации, электросетевого комплекса, Системного оператора, потребителей электрической энергии с управляемой нагрузкой.
При отсутствии чрезвычайных ситуаций природного и техногенного характера в энергозоне ПАО «Россети» среднестатистическая численность населения, подверженного перерыву электроснабжения в каждый час расчетного времени в течении суток составляет около 10 тыс. человек. Указанный показатель не превышает 0,01% от общей численности населения в энергозоне обслуживания ПАО «Россети» при отсутствии в ней природных аномалий и системных аварий. Среднее время перерывов электроснабжения при этом не превышает двух часов и находится на уровне лучших показателей надежности электроснабжения в промышленно развитых странах мира.
Приведенные сведения характеризуют успешную деятельность ПАО «Россети» по обеспечению надежного электроснажения потребителей электроэнергии электросетевыми мероприятими (в том числе противоаварий-ными мероприятиями и управления активами для повышения надежности сети) в установившихся режимах ЕЭС России, а также правильное ведение режима ЕЭС России и обеспечения запасов устойчивости в ней Системным оператором. Во многих случаях устойчивость в ЕЭС России сохранятся даже при возникновении в ней крупных единичных возмущений (небалансов мощности порядка 1000 МВт). Это подтверждают регистрограммы изменения частоты в ЕЭС России, полученные с использованием системы векторного мониторинга в ней переходных режимов (СМПР) (по западной терминологии -WAMS-технологий). При существующем состоянии дел ПАО «Россети» не имеет доступа к информации СМПР. Доминирующей структурой использования этой технологии, создаваемой за счет средств субъектов электроэнергетики России, является Системный оператор. Это отражает недостаток двухстороннего обмена оперативной информацией между Системным оператором и ПАО «Россети», в том числе для расследования причин системных аварий и разработки противоаварийных мероприятий для их предотвращения.
Негативным фактором, ухудшающим показатели деятельности ПАО «Россети», являются системные аварии в ЕЭС России (формулировка «системная авария» в настоящее время четко не определена и подлежит уточнению). Численность населения проживающего на территориях России, подверженных системным авариям, может составлять миллион человек и более при возникновении каждой из них. Негативные последствия таких аварий для инфраструктуры страны, промышленных предприятий и ее социальной сферы соизмеримы по масштабам с последствиями чрезвычайных ситуаций. При таких авариях возникают угрозы риска жизни и здоровья людей, а также повреждения дорогостоящего технологического оборудования и расстройства производств с непрерывным циклом (например, угольных шахт, предприятий нефтехимии, металлургии, железнодорожного транспорта и др.).
Случаи крупных системных аварий в России находятся в сфере внимания Президента и Правительства РФ. Характерным в этом отношении является период времени между крупнейшей в истории современной России системной аварии в Московской энергосистеме 25 мая 2005 г. до аварии в Дальневосточном федральном округе 1 августа 2017 года. По каждой из этих аварий имеются специальные указания Президента России. По сообщениям СМИ, в первом случае Президент России даже перенес вылет в Ростовскую область до выяснения ситуации в энергетическом комплексе столицы. Предпосылками аварии в 2005 г. явилось ослабление сети 500 кВ Московской энергосистемы из-за повреждений на ПС 500 кВ «Чагино» 23-24 мая 2005 г. и возникновение в ней ремонтной схемы - традиционно узкого места в подготовке режимов сети Системным оператором в таких схемах.
По существующей практике предотвращение возникновения системных аварий в ЕЭС России является единоличной прерогативой Системного оператора. Как показал опыт расследования причин системных аварий в России, во многих случаях Системный оператор в одиночку не может предотвратить их возникновение. В качестве одной из версий Системным оператором при этом указывается на то, что причиной аварий является недостаточный уровень воздействия с его стороны на выполнение требований управляемости технологического оборудования электростанций и сетей. Указанный уровень воздействия, по мнению Системного оператора, ограничивается из-за недостатков нормативной базы электроэнергетики. Следует указать на то, что такая нормативная база существовала на протяжении нескольких десятилетий в элект-троэнергетике СССР без возникновения в ней крупных аварий. Ее основы, в том числе, были заложены в «Руководящих указаниях по устойчивости энергосистем», утвержденных в 1984 г. Главтехуправлением и Главниипроектом Минэнерго СССР. Данный документ в новой редакции 2003 г. с незначительными дополнениями до настоящего времени используется в деятельности Системного оператора [6].
В качестве выхода из создавшегося положения Системным оператором предлагается необходимость ускоренного принятия для этих
целей разработанных им и его партнерами «Правил технологического функцонирования энергосистем». Однако при детальном рассмотрении данного вопроса может быть обосновано иное мнение. Действительно, недостатки технологического оборудования и электрических схем электростанций явились предпосылками (но не причинами) ряда системных аварий в электроэнергетике России (Калининградская ТЭЦ-2 (2011, 2013 гг.), Ростовская АЭС (2014 г.), Рефтинская ГРЭС (2016 г.), Бурейская ГЭС (2017 г.), череда погашений ТЭЦ в г. Санкт-Петербурге и др.).
При выяснении причин системных аварий прослеживаются недостатки деятельности Системного оператора по контролю за указанными электростанцими до возникновения аварий. Это выражается, в том числе, в согласовании им технических условий для присоединения электростанций к сети без выполнения надлежащих требований к их маневренности при авариях, согласовании Системным оператором паспортов готовности к работе в осенне-зимний период при их недостаточной управляемости, отсутствии последовательности действий Системного оператора для устранения выявленных недостатков на элетростанциях и в сетях.
Возникают также вопросы к Системному оператору по поводу отсутствия контроля с его стороны текущих резервов мощности на электростанциях для нормализации частоты в аварийных ситуациях, например, до возникновения аварии в ЕЭС России в ноябре 2016 г. при взрыве конденсатора связи на Рефтинской ГРЭС. В данном локальном повреждении на Рефтин-ской ГРЭС через интервал времени около 9 минут при воздействиях Системного оператора и недостатках резервирования мощности на электростанциях и противоаварийной автоматики в сечении Сибирь - Казахстан - Урал произошло развитие системной аварии в ЕЭС России. При этом произошло каскадное разделение второй ценовой зоны России на изолированные части, отделение от ЕЭС России энергосистемы Монголии, находящейся на растоянии нескольких тысяч километров от источника возмущения на Рефтинской ГРЭС на Урале.
Можно привести аналогичные случаи системных аварий в Сибири, ОЭС Юга с погашением
Крымской энергосистемы и др. Характерными при этом являются недостатки Системного опратора при подготовке ремонтных режимов и настройки третьих ступеней дистанционных релейных защит, отсутствие у Системного оператора эффективных диалоговых комплексов типа «Советчик диспетчера» для подготовки ремонтных схем. Создание систем мониторинга запасов устойчивости в сечениях ЕЭС России с использованием таких технологий длительное время находится в Системном операторе на начальной стадии.
Отсутствие эффективного взаимодействия Системного оператора и ПАО «Рссети», в том числе по совместному проведению электротехнических расчетов и консультаций по принимаемым режимным решениям (прогнозированию в ремонтных режимах рисков аварий с учетом критериев сетевой надежности, настройке релейной защиты и автоматики различного назначения, снижению потерь в сетях и др.), также может быть отнесено к недостаткам его деятельности как открытого для диалога участника энергорынка, в том числе к недостаткам организации им двухстороннего обмена технологической информацией с ПАО «Россети».
Целесообразно указать на то, что большая часть выявленных недостатков электростанций при системных авариях устранена или устраняется их собственниками после аварий в рамках действующих нормативных документов электроэнергетики. Примерами тому являются: наладка и испытания систем регулирования газовых турбин Калинингрдской ТЭЦ-2, устранение недостатков релейной защиты Ростовской АЭС в связи с насыщением трансформаторов тока, планируемая модернизация систем регулиров-ния скорости гидротурин Бурейской ГЭС и др.
В перспективе целесообразно продолжить углубленную проработку предлагаемых Системным оператором «Правил функио-нирования энергосистем», в том числе с учетом положений Стратегии развития электро-етевого комплекса России. В состав указанных Правил целесообразно включить задачи создания и эксплуатации автоматизированных электричеких сетей 0,4-35 кВ электросетевого комплекса России. Данное направление деятельности целесообразно разработать под эгидой ПАО «Россети».
К успешной деятельности Системного оператора следует отнести оперативность восстановления им электроснабжения в энергорайонах подверженных аварии, балансирование режима ЕЭС России в условиях энергорынка, работы по повышению управляемости электростанций для регулирования частоты в ЕЭС России и энергосистемах сопредельных государств. В то же время имеются существенные резервы для улучшения его деятельности в составе ПАО «Россети».
Как следует из цели деятельности Системного оператора, она непосредственно сопрягается с деятельностью электросетевого комплекса России. В технологическом аспекте указанная цель Системного оператора может быть интегрирована в производственный процесс ПАО «ЕЭС России» с сохранением в нем традиционных функций Системного оператора, в том числе в части оказания им услуг оптовому рынку электроэнергии. При этом в значительной мере будет повышена управляемость электроэнергетики на территориях страны и ЕЭС России в целом. Указанным обстоятельством повышения управляемости электроэнергетики под контролем государства объясняются примеры включения структур оперативно-диспетер-ского управления в электросетевые комплексы в ряде промышленно развитых стран мира.
Вопрос необходимости усиления организационно-технологического взаимодействия ПАО «Россети» и Системного оператора с учетом различия уровня их капиталзации под эгидой ПАО «Россети» возникает также с позиций его влиния на повышение экономических показателей электроэнергетики России, тарифы на электроэнергию для ее конечного потребителя, консолидацию средств для выполнения НИОКР в части повышения надежности ЕЭС России.
Значительная составляющая сетевого тарифа в настоящее время обусловлена требованиями Системного оператора обеспечить расширенное сетевое строительства в ряде регионов страны без обоснования его экономической целесообразности, при недостаточном выявлении резервов повышения допустимой загрузки магистральных сетей и надежности электроснабжения средствами противоаварийной автоматики и релейной защиты энергосистем.
Немногочисленными положительными практическими примерами, характеризующими эффективность развития противоаварийной автоматики ЕЭС России по инициативе Системного оператора, могут служить мероприятия для повышения быстродействия отключения энергоблоков Ленинградской АЭС при авариях в сети 330-750 кВ ЕЭС России, позволяющие увеличить на 300 МВт допустимый переток в сечении Северо-Запад - Центр, проектирование и испытание импульсной разгрузки турбин 1000 МВт энергоблоков Ростовской АЭС для повышения допустимой загрузки ЛЭП 500 кВ в схеме выдачи ее мощности, том числе в Крым.
Актуальность совершенствования взаимодействия ПАО «Россети» и Системного оператора существенно возрастает в современных условиях рискоориентированного управления активами энергокомпаний, возрастания уровней токов короткого замыкания в энергосистемах. В этом отношении необходимо учесть положения Стратегии развития электросетевого комплекса России для превращения его в интеллектуальное ядро отечественной электроэнергетики с использованием инновационных электросетевых и информационно-управяющих технологий.
Комлекная автоматизация технологических процессов электростанций и потребителей электрической энергии с управляемой нагрузкой, присоединяемых к электрической сети ПАО «Россети», а также создание автоматизированной электрической сети электросетевого комплекса России может стать залогом успешного обеспечения потребностей электроснабжения России, обоснованного уровня резервирования в электроэнергетике, уменьшения числа зон свободного перетока в ценовых зонах энергорынка для оптимизации использования генерирующих мощностей, повышения индикативных показателей надежности электроснабжения, снижения потерь в сетях при обоснованных тарифах на электроэнергию.
К сожалению, Системный оператор не участвует в полной мере в решении проблем комплексной автоматизации электросетевого комплекса России с позиций обеспечения надежности электроснабжения на всех его уровнях и оказания системных услуг.
Важное место в развитиии комплексной автоматизации электросетевого комплека России занимает необходимость создания интеллектуальной противоаварийной автоматики ЕЭС России на основе интеграции методических заделов прежних лет в отечественной электроэнергетике и современных достижений информационно-управляющих технологий, оптимизации участия электростанций с учетом показателей их маневренности и экономичности в переменных режимах работы, а также потребителей электрической энергии различной мощности в оказании системных услуг энергорынку. Степень участия электростанций и потребителей электроэнергии в указанных услугах может быть обоснована в результате совместной деятельности ПАО «Россети» и Системного оператора, том числе при выдаче технических условий на их технологическое присоединение к электрической сети России.
В технологичесом аспекте при создании интеллектуальной противоаварийной автоматики ЕЭС России, противодействующей каскадному развитию системных аварий, целесообразно изучить заделы в указанной сфере отечественных организаций и специалистов, в том числе на этапе формирования ЕЭС СССР [5, 7-9]. Перспективным в этом отношении в современных условиях технического прогресса представляется создание противоаварийной автоматики регионов ЕЭС России программно-замкнутого типа с использованием технологий векторного измерения параметров электрической сети [10-12]. В настоящее время указанная техология в отечественной и мировой практике в основном используется лишь для анализа переходных процессов в сети.
Использование противоаварийной автоматики программно-замнутого типа повысит устойчивость энергосистем и допустимую загрузку ЛЭП и сечений ЕЭС России, в том числе в ремонтных режимах сети, для выполнения критериев сетевой надежности типа при нормативных и ненормативных возмущениях в сети. При этом может быть достигнуто снижение числа зон свободного перетока в регионах России для оптимального использования мощностей электростанций и электрической сети ПАО «Россети».
Целесообразно также создать, при взаимодействии ПАО «Россети» и Системного оператора, единую систему регистрации переходных процессов в ЕЭС России с использованием технологий векторного измерения параметров ее электрического режима (СМПР-, WAMS-технологий). Создание такой системы необходимо, в том числе для повышения достоверности и оперативности расследования причин аварий в ЕЭС России, разработки необходимых противоаарийных мероприятий. В настоящее время указанная информация СМПР, имеющаяся у Системного оператора, закрыта для ПАО «Россети» .
Существенные перспективы повышения доступности потребителей электроэнергии к сетевой инфраструктуре с учетом технологических ограничений в ней, а также повышения надежности и эффективности электроснабжения и развития системных услуг возникают при осуществлении комплексной атоматизации распределительных электрических сетей на основе использования интеллектуальных систем учета электроэнергии и управления электропотреблением. Участие активного потребителя в этой сфере с управлением его электропотребления и накоплением электроэнергии обеспечит оптимизацию структуры и параметров сетей, а также уровень резервирования в них при обоснованных издержках, в том числе с использованием стационарных и мобильных электростанций распределенной генерации в сетях низкого и средего напряжения. При этом целесообразно учесть уникальный опыт резервирования электроснабжения в Республике Крым с использованием мобильных электростанций и дизель-генераторных установок при ее отключении от электрической сети Украины.
Для апробации указанных подходов целесообразно предложить ПАО «Россти» выполнить ряд пилотных проектов в указанной сфере с участием в них на условиях конкурса субъектов электроэнергетики и их ассоциаций, в том числе Асоциации (НП) «Сообщество потребителей электроэнергии», НП «Совет производителей энергии» и др.
Могут быть приведены также иные аргументы и предложения в части необходимости совершенствования организационно-технологическо-
го взаимодействия ПАО «Россети» и Системного оператора с участниками энергорынка, в том числе по созданию единого центра по обеспечению надежности и оказанию системных услуг по предложению ПАО «Россети», созданию экспертного совета по надежности ЕЭС России по предложению Минэкономразвития РФ в 2015 году. Их изложение выходит за рамки настоящей статьи.
Выводы
1. Считать актуальным разработку предложений для совершенствования нормативных и организационно-технологических форм взаимодействия ПАО «Россети», Системного оператора, генерирующих компаний и потребителей электроэнергии в целях обеспечения их надеж-
ного и доступного электроснабжения и реализации Стратегии развития электросетевого комплекса России.
2. Предложить ПАО «Россети» актуализировать мероприятия для развития методик, принципов и технологий комплексной автоматизации электросетевого комплекса России, разработать требования к управляемости и наблюдаемости присоединяемых к нему электростанций и потребителей электроэнергии, в том числе создания в нем противоаварийной автоматики программно-замкнутого типа с учетом рискоориентированного управления режимами сети в целях ее оптимального использования, предотвращения случаев локального нарушения электроснабжения потребителей, а также каскадных системных аварий в электроэнергетике России.
ЛИТЕРАТУРА
1. Федеральный закон от 26 марта 2003 г. № 35-ФЗ ««Об электроэнергетике».
2. Указ Президента РФ от 22 .11.2012 г. № 1567 «Об открытом акционерном обществе «Российские сети».
3. Приказ Минэнерго РФ от 29.11. 2016 г. № 1256 «Об утверждении методических указаний по расчету уровня надежности и качества поставляемых товаров и оказываемых услуг для организации по управлению Единой национальной (общероссийской) сетью и территориальных сетевых организаций».
4. ГОСТ 32144-2013. Электрическая энергия. Совместимость технических средств электромагнитная. Нормы качества электрической энергии в ситемх электрснабжения общего пользования.
5. Совалов С.А., Семенов В.А. Противоава-рийное управление в энергосистемах. М.: Энер-гоатомиздат, 1988.
6. СО 153-34.20.576 -2013. Методические указания по устойчивости энергосистем.
7. Богомолова И.А., Зеккель А.С. Применение интеграла энергии уравнений движения энергосистемы для оценки качества переход-
ных процессов и синтеза законов управления. Труды НИИПТ, 1976.
8. Дорошенко Г.А., Лугинский Я.Н., Тимофеева К.М. Аварийноереулирование мощности про-вых турбин для повышения устойчивости энергосистем. Труды ВНИИЭ, 1970, вып. 38.
9. Коротков В.А. К вопросу аварийного управления мощностью паровых турбин в сложной электроэнергетической системе. Диссер. на соискание уч. ст. к.т.н. Новосибирск, НЭТИ, 1974.
10. Коротков В.А., Кутовой Г.П., Решетов В.И., Мисриханов М.Ш., Смоловик С.В. Проблемы управляемости ЕЭС России в условиях рынка энергии и развития международного энергетического сотрудничества. Труды ИГЭУ, М.: Энергоатомиздат, 2002.
11. АС № 849378. Способ авоматической аварийной разгрузки турбогенератора электростанции, 1981.
12. АС № 868918. Способ противоаварийного управления мощностью турбин. 1981.
Поступила в редакцию 12.11.2017 г.
V.A. Korotkov2
PROBLEMS OF INTERACTION BETWEEN RUSSIAN POWER INDUSTRY ENTITIES AIMED AT IMPLEMENTATION OF POWER GRID DEVELOPMENT STRATEGY IN RUSSIA
The article analyses the experience of Russian Unified Energy System operation and investigates the causes of major (system) failures to describe the author's point of view on the problem of reliable and effective power supply to Russian consumers and its solution by means of improving the interaction of power industry entities taking into account the power grid development strategy and existing opinions in the field.
Keywords: Russian power grid, system failures, reliability of power supply to consumers, power industry entities.
2 Vladimir A. Korotkov - expert of the Higher Attestation Commission of the Ministry of Education and Science of the Russian Federation, PhD in Engineering, e-mail: [email protected]
