19 сентября 2022

«Энергосистема у нас непростая»

Начальник объединенной диспетчерской службы АО «НТЭК» Владислав Булычев: о том, как организовано оперативно-диспетчерское управление в Норильской энергосистеме, и ожиданиях от ее перехода под управление «Системного оператора».

Поделиться в социальных сетях

На прошлой неделе председатель правления АО «СО ЕЭС» Федор Опадчий и генеральный директор дочернего предприятия «Норникеля» – АО «Норильско-Таймырская энергетическая компания» (АО «НТЭК») Сергей Липин подписали совместный приказ и план мероприятий по подготовке и принятию «Системным оператором» функций оперативно-диспетчерского управления (ОДУ) в технологически изолированной энергосистеме Таймырского автономного округа. Напомним, с 1 января 2024 года «Системный оператор», как диспетчер всей ЕЭС России, начнет обеспечивать единоличное ОДУ и в пределах всех изолированных энергосистем, это предусмотрено принятыми в ФЗ «Об электроэнергетике» изменениями.

Всего в стране таких «территориальных» энергоостровов – пять; четыре расположены на Дальнем Востоке и управляются дочерними компаниями госхолдинга «РусГидро» (с ними АО «СО ЕЭС» были подписаны аналогичные документы), а одна – в Норильском промышленном районе (НПР) на Таймыре. 

В июне «Системный оператор» и «Норникель» подписали соглашение о сотрудничестве, сейчас же они утвердили конкретный план на переходный период до 1 января 2024 года, в котором прописаны совместные организационные и технические мероприятия. В конечном итоге, АО «НТЭК» передаст функционал ОДУ в Красноярское РДУ. Но для того, чтобы такое «отделение» прошло гладко и незаметно для энергосистемы, нужно будет много чего сделать. Например, установить перечень объектов диспетчеризации, разделить функции ОДУ и оперативно-технологического управления (оно останется под АО «НТЭК»), переработать кучу документации, внести изменения в различные информационно-управляющие системы и эксплуатируемую «Системным оператором» Единую информационную модель электроэнергетических систем (ЕИМ). 

На данном этапе между двумя компаниями нужно организовать и обмен технологической информацией, а для этого – такова уж специфика Норильска, проводной интернет в котором появился лишь в 2018-м – настроить каналы связи для передачи телеинформации и ведения оперативных переговоров. Как сообщил «Системный оператор», «предусмотрена разработка совместных планов-графиков передачи от АО «НТЭК» Красноярскому РДУ функций расчета и выбора параметров настройки (уставок) и алгоритмов функционирования устройств РЗА, а также реализации Красноярским РДУ функций технического контроллинга в Норильско-Таймырской энергосистеме». 

Процесс передачи функционала сейчас набирает обороты, и «Кислород.ЛАЙФ» решил выяснить, с чем вообще «Системному оператору» придется иметь дело «на 69-ой широте». До которой даже из Красноярска лететь два часа на самолете (дорог до Норильска с «материка» не проложено). О том, как сейчас организовано диспетчерское управление Норильской энергосистемой и специфике ее функционирования нам рассказал начальник объединенной диспетчерской службы АО «НТЭК» Владислав Булычев.

С 1 января 2024 года функции оперативно-диспетчерского управления в Норильской энергосистеме начнет обеспечивать «Системный оператор» (на фото стоит - Вячеслав Булычев).

«Частота отклоняется чаще, чем в ЕЭС России»

- Давайте начнем с основ. Как в Норильской энергосистеме в принципе организовано диспетчерское управление?

- Прежде всего, я бы хотел начать с самого определения, что такое оперативно-диспетчерское управление (ОДУ) в электроэнергетике. Это особое направление деятельности, которое отличается от оперативно-технологического управления оборудованием. ОДУ – это комплекс мер по централизованному управлению технологическими режимами работы объектов электроэнергетики и энергопринимающих устройств потребителей, если эти объекты и устройства влияют на электроэнергетический режим работы энергосистемы. И если эти объекты включены соответствующим субъектом ОДУ, то есть, в случае с Норильском, АО «НТЭК», в перечень объектов, подлежащих такому управлению. Если объект влияет на режим работы энергосистемы, и он включен в перечень, то он входит в систему ОДУ. Все остальные объекты, например, котельные, несистемные линии электропередачи и подстанции входят в систему оперативно-технологического управления, там все по другим принципам уже организовано.

АО «НТЭК» постановлением правительства РФ определено субъектом ОДУ на территории Норильской энергосистемы. Уникальность диспетчерского управления в НПР заключается в том, что практически все производственные направления – генерация, сети, сбыт, основные потребители и, собственно, диспетчерское управление – все это находится в структуре одной компании. Так здесь было и до реформы РАО «ЕЭС России», в результате которой произошло дробление классических АО-энерго на отдельные субъекты электроэнергетики по роду деятельности, а для централизованного управления режимами был создан субъект оперативно-диспетчерского управления – АО «Системный оператор». И после реформы. Можно сказать, что реформирование электроэнергетики не особо повлияло на управление энергосистемой в Норильске. Здесь сохранилось классическое АО-энерго, в структуре которого сейчас – электростанции, электрические сети, сбыт и оперативное управление. 

- Но так ведь и здесь было не всегда…

- Советские времена вспоминать не будем. Но до 2005 года, действительно, Норильская энергосистема была разделена на две зоны диспетчерской ответственности. Под крылом «Норильскэнерго», которое было подразделением комбината, находились объекты, которые расположены на территории НПР: три ТЭЦ, подстанции, линии электропередач 110 кВ и 220 кВ. Эта организация была предшественником АО «НТЭК». А объекты, относящиеся к так называемому южному району – это Усть-Хантайская и Курейская ГЭС, подстанции «Игарка» и «Опорная», и ЛЭП 220 кВ, принадлежали АО «Таймырэнерго», которое входило в структуру РАО «ЕЭС России». И взаимоотношения между двумя компаниями тогда складывались по-разному. Я даже помню, как где-то в конце 1990-х или начале 2000-х порой возникали конфликтные ситуации, результатом которых были ограничения поставок электроэнергии от ГЭС для Норильского комбината. Сейчас об этом, конечно, даже странно вспоминать…

К счастью, после 2005 года «Норникель» выкупил активы «Таймырэнерго», и все они были в итоге включены в состав АО «НТЭК». Соответственно, и зона диспетчерской ответственности компании расширилась. И сейчас ОДУ идет из единой точки – у нас он не называется диспетчерский центр, как принято в ЕЭС России. Это просто отдельная служба в структуре компании, которая осуществляет функции ОДУ.

Возвращаясь к вашему первому вопросу. Вообще, основная цель этого вида деятельности – это обеспечение устойчивого энергоснабжения, поддержание качества поставляемой электроэнергии и осуществление мер, которые направлены на безопасное функционирование всех объектов в системе, в том числе предотвращение возникновения аварийных ситуаций. В рамках обеспечения надежного функционирования энергосистемы ОДУ занимается оперативным управлением режимом ее работы в реальном времени, контролирует все параметры. Например, чуть ли не самая главная задача ОДУ – регулирование частоты электрического тока и обеспечение функционирования противоаварийной автоматики. Сама частота при этом в системе регулируется автоматически с помощью специальных устройств на турбинах и автоматики. Задача диспетчера – контролировать отклонения частоты и принимать соответствующие меры для ее восстановления.

- Для Норильска эта тема критична?

- Нет, но в Норильской энергосистеме частота отклоняется чаще, чем это происходит в ЕЭС России. Дело в том, что сеть здесь достаточно короткая, а потому любые изменения происходят быстро. И устройства автоматики реагируют на них так же моментально. И есть очень много оборудования, которое отключается достаточно часто. А по технологическому процессу любое отключение – это изменение частоты, любое короткое замыкание – это снижение напряжения, и тоже в конечном итоге изменение частоты. Каждый раз это автоматика в различном диапазоне отрабатывает, и снижение частоты бывает порой значительно глубже, чем в ЕЭС. Это такая особенность нашей работы. В таком случае, если где-то в сети происходит разделение каких-то участков на несинхронные зоны, нам приходится определять электростанцию, которая должна регулировать частоту и соблюдать баланс электроэнергии в этой выделившейся зоне.

- Какие еще функции выполняет ОДУ в Норильской энергосистеме?

- Кроме регулирования частоты, мы занимаемся анализом устойчивости энергосистемы, расчетами допустимых перетоков мощности по отдельным сетевым элементам, участвуем в прогнозировании объема производства и потребления электроэнергии. И в контроле фактического технического состояния объектов энергетики, расследовании нарушений, влияющих на системную надежность. 
Так же одна из задач ОДУ – это создание и обеспечение функционирования диспетчерских центров. Технологическая инфраструктура должна работать, и требования к ней имеются. Например, обеспечение функционирования систем автоматического управления и противоаварийной автоматики – это очень важная часть ОДУ, которая как раз и позволяет сохранять устойчивость, в случае аварийных режимов отключает часть потребителей для восстановления. Например, когда отключается одна из ЛЭП, заведенная в систему автоматики, то, естественно, пропускная способность оставшихся линий снижается, и для этого происходит разгрузка потребителей. Работает разгрузка для того, чтобы переток мощности не превышал максимально допустимые значения.

«Все зависит от работы основного потребителя»

- Подразделения «Системного оператора» в ЕЭС России также формирует диспетчерские графики нагрузок электростанций – то есть задают определенное значение мощности, которую объект генерации должен поставить в конкретный момент времени. Как этим занимается ваша служба в рамках АО «НТЭК»?

- Производство электроэнергии в НПР осуществляется тремя ТЭЦ и двумя ГЭС. Скажем, по итогам 2021 года, распределение по выработке составило практические 50 на 50, у ГЭС даже было больше. В летний период, естественно, выработка ГЭС увеличивается – за счет того, что снижается потребление тепла, и ТЭЦ разгружаются. Плюс водохранилища в эти месяцы начинают принимать паводковую воду и пропускать ее через гидроагрегаты, что приводит к росту производства гидроэнергии. В летний период доля ГЭС в энергосистеме может возрастать до 70%, в зимний – снижаться до 40%. Чем ниже температура окружающего воздуха, тем больше вырабатывается электроэнергии на ТЭЦ, и тем меньше на ГЭС. Конечно, у нас бывают режимы, когда мы полностью останавливаем одну из ГЭС. Но это в основном случается летом, когда там перед паводком определенные работы выполняются. Но в среднем по году газовая и гидрогенерация у нас работают в паритете.

Так вот, по ТЭЦ существует минимальный объем генерирующего оборудования, ниже которого нельзя опускаться – это пять турбогенераторов мощностью по 100 МВт каждый. Определенное количество турбоагрегатов всегда должно работать, но это не значит, что с нагрузкой 100 МВт каждый. Важнее всего выработка реактивной мощности – она нужна для сохранения устойчивости энергосистемы и правильной работы устройств релейной защиты... Остальную нагрузку должны компенсировать ГЭС.

Минимальная нагрузка ГЭС ограничивается возможностью работы гидроагрегатов в определенном регулировочном диапазоне и минимальным пропуском воды, порядка 100 кубометров в секунду, чтобы не нарушать правила использования водохранилища. Максимальная нагрузка тоже ограничивается – максимально допустимым перетоком мощности по ЛЭП, передающим эту мощность от ГЭС.

- Но как определяется необходимая суточная мощность? И как вы формируете тот объем выработки, который должен быть произведен конкретно в какой-то день? 

- Не открою секрета: режим функционирования энергосистемы в большей степени все-таки зависит у нас от работы основного потребителя – предприятий Группы «Норникеля», это не только Заполярный филиал, но и другие компании. В 2021 году, опять же если его взять за пример, они обеспечили 84% от общего потребления. Это в среднем по году. Летом на «Норникель» приходится до 90%, зимой – в среднем 80%. Понятно почему – летом коммунальная нагрузка от города снижается и остается больше нагрузки промышленной.

Поэтому, по факту, диспетчерский график в службе ОДУ формируется в зависимости от потребностей «Норникеля». Мы тесно сотрудничаем с предприятиями Группы по планированию режимов работы энергетического оборудования и электрических сетей. Естественно, если на каких-то предприятиях планируются большие ремонты и отключения, мы все это учитываем в планировании режимов. Но в основном Норильская энергосистема выделяется на фоне всех других, в том числе тоже изолированных, плотным графиком базовых нагрузок. Зимой максимум, в самый холодный день – это 1100 МВт, и суточные колебания не превышают 100 МВт.

- Базовый режим главным образом обеспечивают исключительно ТЭЦ?

- Нет, почему – как правило, Курейская ГЭС у нас тоже всегда работает в базовом режиме. А вот Усть-Хантайская ГЭС традиционно отвечает за регулирование частоты. Дело в том, что в любой энергосистеме должен соблюдаться баланс потребления и выработки электрической мощности. Если мы 100 МВт мощности выработали, то кто-то эти же 100 МВт должен потребить. Если этот баланс соблюдать, то частота в системе держится на уровне 50 Гц. Автоматические регуляторы на ГЭС, которые регулируют частоту, при необходимости автоматически подают большее количество воды на гидроагрегат, и тот, естественно, увеличивает нагрузку на генератор. И мощность агрегата увеличивается, и частота таким образом удерживается на нормативном уровне. Если вдруг кто-то останавливает какую-то мощность, то, естественно, нагрузка на гидроагрегате должна снизиться. Она снижается. Поэтому у одной из электростанций частота на эти 100 МВт, которые у нас в диапазоне суточных колебаний, в течение суток и изменяется. ГЭС для этого подходит идеально, потому что мгновенно может менять нагрузку. Турбоагрегаты ТЭЦ для этого не подходят, потому что это пар, это определенные технологические карты по скорости загрузки. Нельзя просто взять, открыть клапан и подать большое количество пара на турбину… А воды на гидроагрегат можно.

- Про максимум вы сказали. А какой минимум возможен в Норильской энергосистеме, чтобы не случилось, извините за слово, катастрофы?

- 1100 МВт в сутки – это мы говорим про всю генерацию. Но генерация и потребление – немножко разные вещи. Нужно учитывать же еще потери в сетях и много других факторов. Так вот, если взять чисто потребление, то в том же декабре 2021 года на «Норникель» пришлось 670 МВт в сутки. Это среднесуточная нагрузка предприятия. В АО «НТЭК», конечно, разработаны и графики аварийного ограничения потребления, в которых указан максимум разгрузки – 330 МВт от максимального потребления. Это значение, разгрузка выше которого будет уже небезопасна. То есть тогда придется останавливать оборудование на заводах, со всеми вытекающими.

Тут стоит специально добавить про один из множества факторов, определяющих надежность и устойчивость: Норильская энергосистема очень хорошо «закольцована» с помощью ЛЭП 110 кВ и системных подстанций. То есть отключение основного генерирующего оборудования на одной из электростанций не приведет к отключению потребителей, потому что можно будет восстановить баланс перетоком от любого объекта генерации. У нас были моменты, когда мы Норильскую ТЭЦ-3 останавливали, при этом «Надежда» этого вообще не замечала и работала спокойно.

- В Норильске – самый длинный по времени в России ОЗП. Как в эти периоды в ОДУ учитываются тепловые графики?

- В течение отопительных сезонов на ТЭЦ загружается большее количество единиц генерирующего оборудования, поскольку в холодные месяцы необходимо нагревать большие объемы циркулирующей сетевой воды. Большее количество тепла – это большая нагрузка на генераторах. Поэтому, естественно, вырабатывается большое количество электроэнергии. Должны быть полностью загружены тепловые отборы турбин. Поэтому зимой загрузка ТЭЦ, естественно, выше.

https://sgnorilsk.ru/
Чем ниже температура окружающего воздуха, тем больше вырабатывается электроэнергии на ТЭЦ.

«Энергосистема у нас непростая»

- Как в АО «НТЭК» сейчас идет процесс передачи функционала ОДУ «Системному оператору»?

- Цель всей этой реформы понятна – применение единых принципов управление работой энергосистем, планирования и перспективного развития – вне зависимости от географического расположения. Для АО «НТЭК», я думаю, от такой трансформации есть как плюсы, так и минусы. Основной плюс, конечно – это создание новой технологической инфраструктуры автоматизированных систем диспетчерского управления, работающих по стандартам «Системного оператора». Это применение передовых технологий, отработанных на уровне всей страны, что значительно улучшит качество управления нашими объектами.

Минус, если можно так сказать, пока просматривается только один – это необходимость краткосрочного планирования режима работы энергосистемы. Дело в том, что в ЕЭС России планирование потребления электроэнергии происходит в разрезе одного часа. Мы здесь так никогда не работали. Основными факторами, которые влияют на изменения режима работы нашего оборудования, являются выполнение производственной программы и ремонты технологического оборудования. И так как АО «НТЭК» является структурой «Норникеля», то и диспетчерское управление всегда было подстроено под нужды производства. Все решается практически «по звонку». При передаче этого функционала в руки «Системного оператора» от основного потребителя потребуется серьезная мобилизация под новые правила.

Впрочем, не исключено, что под изолированные энергосистемы будут внесены какие-то изменения в законодательство. Тем более что здесь, в Норильске, нет ОРЭМ. А потому логично, что правила, применимые к ценовым зонам, здесь могут оказаться, мягко говоря, не совсем правильными. Да и для реального перехода к планированию на час вперед потребуется сначала создать технологическую инфраструктуру, которая позволит контролировать каждого потребителя. «Обвязка» нужна всего и вся, и счетчики везде должны стоять, и все это должно стекаться куда-то. Пока здесь такого нет. 

- А что касается внедрения в Норильске новых технологий, например, систем мониторинга запасов устойчивости?

- Это очень хорошая вещь, такие системы здесь точно окажутся к месту – например, на сети от Усть-Хантайской ГЭС до Норильска. Это поможет в автоматическом режиме, когда определяются максимально допустимые перетоки, понимать, на каком уровне его необходимо поддерживать для той или иной ремонтной схемы. Сейчас у нас есть просто расчетные цифры, на определенный период. Скажем, на определенную ремонтную схему или еще на что-то. А внедрение СЗМУ позволит в реальном времени показывать любое изменение. И сразу будет видно, какие параметры должны быть, чтобы устойчивость осталась в пределах нормативных значений.

Мы также очень надеемся, что уровень цифровизации Норильской энергосистемы под крылом «Системного оператора» вырастет. Естественно, это потребует затрат. Например, предстоит потратиться на создание каналов связи. Это обязанность АО «НТЭК» и она закреплена в Правилах функционирования электроэнергетических систем. Узел связи находится в Красноярске, в него мы должны завести основной и резервный каналы. Но пока до Норильска проложена одна линия ВОЛС, и только строится вторая. И у нас есть объекты, которые не покрыты оптикой. Например, Курейская ГЭС связана только по спутниковой связи, и вряд ли до нее в ближайшее время кто-то провод проложит.

Сейчас у нас с «Системным оператором» разработан план мероприятий, в котором это все, и многое другое, прописано. Мы настроены сделать все, чтобы передача функционала произошла в прописанный законом срок. Плотно работаем с Красноярским РДУ, в структуре которого, вероятно, и появится подготовленный диспетчер конкретно по Норильской энергосистеме.

АО «НТЭК» сейчас также планирует строить здание для размещения диспетчерского центра. Наша служба ведь никуда не денется, она просто немножко переформатируется, мы будем больше заниматься оперативно-технологическим управлением. В такой компании, как АО «НТЭК», где есть генерация и сети, все равно должна быть своя служба, которая, во всяком случае, контролирует все. И на первое время параллельно будем с «Системным оператором» работать. Где-то будем резервировать, подстраховывать, даже где-то, я думаю, подсказывать. Причем коллеги не против – энергосистема у нас непростая. Просто так наскоком тут ничего сделать не получиться, нужен опыт. А он накоплен только в «Норникеле».

«Надеемся, что уровень цифровизации Норильской энергосистемы под крылом «Системного оператора» вырастет».
Диспетчер для изолированных
Диспетчер для изолированных

«Норникель» передаст оперативно-диспетчерское управление Норильской энергосистемой диспетчеру ЕЭС России – «Системному оператору». Это требование закона: аналогично поступит и «РусГидро» с изолированными энергорайонами ДФО.

Повысить надежность работы энергосистем
Повысить надежность работы энергосистем

Расширение зоны ответственности «Системного оператора» на изолированные энергосистемы НПР и регионов ДФО принесет им экономические и технологические преимущества. Эксклюзивный комментарий диспетчера ЕЭС России для «Кислород.ЛАЙФ».

Александр Попов Учредитель и шеф-редактор «Кислород.ЛАЙФ»
Если вам понравилась статья, поддержите проект