ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ПРОБЛЕМЫ ФУНКЦИОНИРОВАНИЯ
И ПРАВОВЫЕ ОСНОВЫ РЕГУЛИРОВАНИЯ
ПОСТРЕФОРМИРОВАННОЙ МОСКОВСКОЙ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ
В. С. Кожиченков, аспирант, kozhichenkovvs@mail.ru
Московский энергетический институт (технический университет)
Пять лет назад в жизни Московской энергосистемы начался новый этап. В соответствии с планом реформирования электроэнергетики из ОАО "Мосэнерго" было выделено 13 компаний по видам деятельности: генерирующие, сетевые, ремонтные и сбытовые.
В настоящее время Московская энергосистема включает:
• генерирующие компании ОАО "Мосэнерго" и ОАО "МОЭК";
• электросетевые компании ОАО "ФСК ЕЭС", ОАО "МОЭСК" и ОАО "ОЭК";
• теплосетевые ОАО "МТК" и ОАО "МОЭК";
• поставщик газа ООО "Мосрегионгаз", газотранспортная организация "Мосгаз" и организации, обеспечивающие выполнение сервисных работ и услуг.
Основу электрогенерирующих мощностей Московской энергосистемы составляют традиционные паротурбинные ТЭЦ. На 17 электростанциях ОАО "Мосэнерго" установлено 117 энергетических котлов, 105 теплофикационных паровых турбин, семь газотурбинных установок, два детатендер-генераторных агрегата, 115 пиковых водогрейных котлов. На семи электростанциях установлено оборудование, работающее по блочной схеме. Кроме ТЭЦ "Мосэнерго", работают ТЭЦ АМО ЗИЛ и ТЭЦ МЭИ.
На ТЭЦ Москвы работает оборудование, рассчитанное на разные уровни давления пара перед турбиной: 30, 90, 130, и 240 кг/кв. см, что обусловлено историческим ходом технического прогресса в энергетике.
Начиная с 1972 г., на московских ТЭЦ вводились главным образом теплофикационные энергетические блоки с турбинами Т-250-240 на давление пара 240 кг/кв. см и температуру 540 ºС. Блок включает котельный агрегат паропроизводительностью 1000 т/ч и два пиковых водогрейных котла теплопроизводительностью 180 Гкал/ч. В настоящее время в Москве установлено 19 таких блоков (два блока на ТЭЦ-21, четыре – на ТЭЦ-23, по пять блоков на ТЭЦ-25 и ТЭЦ-26 и три – на ТЭЦ-22). При этом 87,5 % турбин типа Т-250 находятся в эксплуатации более 20 лет и исчерпали свой ресурс.
Основными проблемами генерирующих мощностей являются нарастающий физический износ основного генерирующего оборудования, обусловленный истечением срока его службы и технической политикой продления срока службы оборудования. Паротурбинное оборудование морально устарело и не соответствует современному уровню научно-технического прогресса, а эффективные парогазовые установки различного типа используются пока в незначительном количестве.
Паротурбинные ТЭЦ недостаточно маневренны из-за избыточности электроэнергетики Москвы по выработке электроэнергии и дефицитности по электрической мощности. Москва в течение последних лет является чистым экспортёром электроэнергии, в основном ночной, в размере до 10 % от суммарной выработки в городе, что требует дополнительного расхода топлива и ухудшает экологию (из-за дополнительных неоправданных выбросов вредных веществ в воздушный бассейн города). Завышенная доля производства электроэнергии в конденсационном режиме определяет КПД паротурбинных установок в этом режиме ниже 38 %; соответственно выработка электроэнергии по теплофикационному циклу ниже экономически эффективной и не превышает 52 %.
Основными направлениями развития генерирующих мощностей в городе должны стать:
• техническое перевооружение действующих электростанций на базе теплофикационных парогазовых установок (ПГУ) с КПД в конденсационном цикле до 60 %, которые позволяют экономить до 25–30 % газа, а также улучшить экологию, на треть снизив вредные выбросы в атмосферу;
• развитие генерирующих мощностей на площадках действующих ТЭЦ, используя существующую электро- и теплосетевую инфраструктуру;
• создание гидроаккумулирующих электростанций, что повысит маневренность и обеспечит покрытие неравномерного графика электрической нагрузки в условиях увеличения доли базисных ТЭЦ;
• развитие генерирующих мощностей на объектах коммунальной энергетики – районных и квартальных тепловых станциях;
• применение в индивидуальных и автономных системах энергообеспечения топливных элементов с электрическим КПД до 70 %, а также гибридных установок, совмещающих лучшие качества топливных элементов и газовых турбин.
В Москве рост электропотребления опережает возможности ввода в строй не только генерирующего, но и электросетевого оборудования, позволяющего импортировать электроэнергию из энергоизбыточных регионов страны.
Срок службы электросетевого объекта является определяющим фактором физического износа, а данные по возрасту трансформаторного парка напряжением 35–220 кВ указывают на происходящий процесс их старения. Трансформаторы, выработавшие нормативный ресурс, составляют:
• с высшим напряжением 110 кВ – 54 % по мощности (18660 МВА) и 44 % по количеству (401 шт.);
• с высшим напряжением 220 кВ – 44 % по мощности (4522 МВА) и 49 % по количеству (38 шт.).
Из общего количества выключателей 220 и 110 кВ, установленных на электроподстанциях ОАО "МОЭСК", свыше 40 % отработали нормативный срок службы в 25 лет, причём для 8 % из них срок службы превышает 40 лет. В целом по энергетическим сетям ОАО "МОЭСК" линии со сроком службы более 50 лет составляют 25 %, эксплуатируются даже воздушные линии 220–110 кВ со сроками службы, превышающими 70 лет. Более 40 % кабельных линий имеют срок службы свыше 30 лет.
В распределительных пунктах городской кабельной сети применяют в основном масляные выключатели устаревших конструкций, в том числе ВМГ-122, ВМГ-133, ВМП-10, из них около 50 % имеют срок службы свыше нормативного. Свыше 3000 выключателей (10 %) оснащено приводами устаревших конструкций типа КАМ и БА. Доля элегазовых и вакуумных выключателей составляет менее 10 %. Менее 20 % трансформаторных подстанций имеют современное оборудование. Более 50 % трансформаторных подстанций имеют срок службы свыше 25 лет.
Основными технологическими проблемами в электрических сетях Московского региона являются:
•дефицит активной мощности в Московской области и наличие устойчивого перетока мощности по сетям 220 и 110 кВ из Москвы в Московскую область;
•дефицит реактивной мощности в большинстве районов Москвы и области и проблемы с обеспечением требуемых уровней напряжения;
•предельная загрузка многих сетевых элементов (кабельных и воздушных линий электропередачи, трансформаторов 220/110 кВ, 110/10 кВ) и ограниченные возможности по подключению новых потребителей;
рост общего уровня токов короткого замыкания в сетях всех напряжений, связанный с развитием сетей всех уровней;
•физический и моральный износ кабельных линий – основу сетевого хозяйства составляют кабельные линии, выполненные кабелем с бумажной пропитанной изоляцией с длительным сроком эксплуатации;
•физический и моральный износ оборудования распределительных пунктов и трансформаторных подстанций;
•физический и моральный износ устройств релейной защиты и автоматики (РЗА); основу РЗА составляют устройства, выполненные на электромеханических реле, при этом быстродействие и селективность повреждённых участков сети не обеспечивается;
•отставание в развитии средств диспетчерского и технологического управления, работы по телемеханизации трансформаторных подстанций и внедрению телеуправления в сетях находятся в начальной стадии;
•развитие электрических сетей напряжением 6–20 кВ осуществляется на основании отдельных заявок на присоединение дополнительных мощностей; комплексная программа, увязанная с программой развития питающих центров и с программой развития города, не разработана.
Для поддержания надёжности электроснабжения потребителей и обеспечения современного развития города Московской энергосистеме необходимо обновить до 2 ГВт установленной генерирующей мощности и не менее 3 ГВт установленной трансформаторной мощности. Однако ввод в строй новой ТЭЦ на парогазовом цикле требует от 4 до 6 лет.
Усиление и реконструкция электрических сетей и строительство новых электростанций в значительной степени финансируется потребителями за счёт завышенных тарифов на электроэнергию, платы за технологическое присоединение и за счёт выполнения технических условий на присоединение. Следует отметить, что для обеспечения первой и второй категории надёжности потребитель, как правило, обязан установить и поддерживать в готовности резервный источник электроснабжения. Это означает, что обеспечение надёжности электроснабжения фактически возложено на потребителя.
Частным решением указанной проблемы может стать создание на предприятиях собственных источников электрической и тепловой мощности, обладающих бóльшим, по сравнению с крупными электростанциями, коэффициентом использования топлива (до 80–85 %), построенных на базе газопоршневых и газотурбинных установок, а также дизель-генераторов, которые, кроме приемлемой цены за 1 кВт электрической мощности, имеют срок ввода в эксплуатацию от двух месяцев до года.
Доказано [1], что при единичной мощности газопоршневых и газотурбинных установок до 3000 кВт лучшими технико-экономическими показателями обладают газопоршневые установки, причём минимум стоимости установленной мощности и стоимости электроэнергии наблюдается в интервале 1600–2000 кВт.
На формирующемся и расширяющемся рынке энергомашиностроительной продукции предъявляются жёсткие требования к повышению эффективности, экологичности, к созданию оборудования с высокими техническими параметрами по КПД, надёжности, функциональности, ремонтопригодности, что достигается путём применения новых технологических и технических решений, с использованием современных материалов и технологий. Опережающими темпами растёт спрос на нетрадиционную энергомашиностроительную продукцию, альтернативные источники энергии и энергоресурсосберегающее оборудование.
Современная энергетика характеризуется возрастанием потребления природного газа. Прирост потребления газа для производства электроэнергии ежегодно составляет около 15 %, а в общем энергобалансе доля газа для этих целей достигает 30 %. Согласно сценариям экспертов [2], мировая потребность в природном газе к 2030 г. возрастёт по сравнению с нынешним уровнем более чем в два раза, а доля газа в производстве электроэнергии и тепла составит около 60 %.
Газовое хозяйство г. Москвы является крупнейшим в Российской Федерации по объёмам ежегодного газопотребления (до 30 млрд куб. м), протяжённости газовых сетей (7495 км), количеству редуцирующих устройств и газопотребляющих установок, газифицированных промышленных и коммунальнобытовых предприятий, а также газифицированного жилищного фонда.
Газоснабжение Москвы и Московской области осуществляется от газовых месторождений Надым-Пуртазовского региона по северному и центральному коридорам. Газ в Московский регион поступает по двухниточному кольцевому газопроводу Московской области (КГМО), по трём основным направлениям: Юго-Восточное (КС "Воскресенская"), Южное (КС "Серпуховская") и Северо-Восточное (КС "Яхрома").
Система подземного хранения газа, работающая на Московский регион, включает четыре хранилища газа: Касимовское, Увязовское, Белоусовское и Щёлковское (работает только на Москву), отбор газа из которых осуществляется в зимние периоды. КГМО состоит из двух параллельно проложенных кольцевых газопроводов протяжённостью около 470 км: КГМО 1 (диаметр газопровода – 820 мм) и КГМО 2 (диаметр – 1220 мм).
Газоснабжение потребителей Москвы обеспечивается от кольцевого газопровода Москвы (КГМ) диаметром 1220 мм и протяжённостью 120 км. Газ в КГМ поступает из КГМО по семи газопроводам-отводам через контрольно-распределительные пункты (КРП).
Поставку газа потребителям осуществляет ООО "Межрегионгаз" через ООО "Мосрегионгаз". Транспортировку газа на точки поставки кольцевого газопровода осуществляет ОАО "Газпромтрансгаз Москва", а далее, через сети ОАО "Газпромрегионгаз" газ поставляется до ГРП ГУП "Мосгаз".
ОАО "Газпромрегионгаз" эксплуатирует:
•106 установок катодной защиты, 19 поляризованных электродренажных установок и 11 ГРС;
•314,6 км распределительных газопроводов, в том числе диаметром 1200 мм – 199,6 км;
•шесть подводных переходов, 365 пересечений с автодорогами, из них 76 – с дорогами I категории;
•36 пересечений с электрифицированными железными дорогами.
Отметим, что 43,3 км газопроводов эксплуатируется более 40 лет.
Общая протяжённость московских городских газораспределительных сетей составляет 7495 км, из них 6040 км (81 %) приходится на долю газопроводов низкого давления, 1010 км (11 %) – на долю газопроводов среднего давления и 450 км (7 %) – на долю газопроводов высокого давления.
Годовое потребление газа в Московском регионе за период с 2000 по 2009 гг. увеличилось на 5 млрд куб. м, причём на 11 % – по Москве и 25 % – по Московской области. Среднегодовой рост газопотребления за этот период составил свыше 1,8 %. Практически все станции, расположенные на территории Московского региона, увеличили объёмы потребления газа за рассматриваемый период в связи с ростом нагрузки и бóльшей выработкой электроэнергии для удовлетворения растущего спроса.
В 2009 г. доля ТЭС в потреблении газа составила 56,8 %, доля котельных по производству централизованного тепла – 27,5 %, на технологические нужды промышленности – 3,8 %; мелкие котельные и население – 10,6 %, прочие потребители – 1,3 %.
Вопросы рационального использования технологического перепада давлений природного газа, подаваемого из магистральных газопроводов различным категориям потребителей, вызывает значительный интерес. По магистральным газопроводам природный газ транспортируется с давлением 5,5–7,5 МПа. По отводам от газопроводов газ направляется к газораспределительным станциям (ГРС) и от них – к газорегуляторным пунктам (ГРП), в которых давление уменьшается до значений 1,2 и 0,1 МПа соответственно. Уменьшение давления газа производится в дроссельных установках, при этом теряется потенциал избыточного давления газа.
Поэтому всё большее внимание уделяется полезному использованию избыточного давления природного газа, разработке и внедрению соответствующих технологий. В подавляющем большинстве установок расширение газа осуществляется в детандерах, являющихся составными частями детандер-генераторных установок.
Детандер-генераторные агрегаты (ДГА) представляют собой устройства для использования избыточного давления газа в газопроводах для получения электроэнергии. В их состав входят детандер, электрический генератор, теплообменное оборудование для подогрева газа, регулирующая и запорная арматура, система КИП и автоматики. ДГА применяют на станциях понижения давления природного газа в качестве альтернативы дросселированию потока и выработке электроэнергии на перепаде давления газа. Общепризнан факт [3], что применение турбодетандерных агрегатов для подготовки и переработки газа обуславливает простоту, надёжность, низкую металлоёмкость и широкий диапазон режимов, минимальное количество обслуживающего персонала, отсутствие влияния на окружающую среду и, в конечном пересчёте, низкие капитальные и эксплуатационные затраты.
Вместе с тем для организации широкого внедрения ДГА предстоит решить ряд технических и организационных задач. Основная проблема состоит в том, что промышленностью России не освоен серийный выпуск турбодетандеров. В известных разработках российских организаций предлагаются для использования в качестве турбодетандеров авиационные и судовые газовые турбины, предназначенные для работы в условиях, значительно отличающихся от условий работы турбодетандеров, являющихся составными частями ДГА. Несомненно, существующие газовые турбины после доработки технически могут быть использованы в качестве детандеров, однако их стоимость высока, срок окупаемости созданных на их основе ДГА оказывается значительным – свыше 10 лет.
Решение сложных задач оптимизации технических параметров оборудования и разработка новейших технологий осуществляются в рамках правовых норм в чётком соответствии с действующим законодательством. В частности, вырабатываемая генерирующей организацией электрическая энергия реализуется через розничный или оптовый рынки в полном соответствии с Постановлениями Правительства РФ от 31.08.2006 г. № 529 "О совершенствовании порядка функционирования оптового рынка электрической энергии (мощности)" (в ред. Постановлений Правительства РФ от 07.04.2007 г. № 205, от 14.09.2009 г. № 741) и от 31.08.2006 г. № 530 "Об утверждении правил функционирования розничных рынков электрической энергии в переходный период реформирования электроэнергетики" (в ред. Постановлений Правительства РФ от 16.07.2007 г. № 450, от 29.12.2007 г. № 951, от 29.12.2007 г. № 996, от 28.06.2008 г. № 476, от 17.03.2009 г. № 240, от 10.05.2009 г. № 411, от 15.06.2009 г. № 492, от 02.10.2009 г. № 785).
При этом единственным критерием участия при реализации электрической энергии через розничный или оптовый рынки является размер установленной генерирующей мощности генерирующих объектов. Производители электрической энергии, установленная генерирующая мощность генерирующих объектов которых в совокупности не превышает 25 МВт, в соответствии с п. 127 Правил, утверждённых Постановлением Правительства РФ от 31.06.2009 г. № 530, вправе и обязаны продавать исключительно на розничном рынке электрическую энергию (мощность) собственной выработки покупателям электрической энергии (мощности), точки поставки которых находятся в границах зоны деятельности гарантирующего поставщика, т. е. ОАО "Мосэнергосбыт".
Договоры купли-продажи электрической энергии между производителем электрической энергии и её покупателем заключаются при условии выполнения следующих требований:
•покупателем электрической энергии соблюдены все ранее существовавшие условия изменения и расторжения договора с гарантирующим поставщиком;
•покупатель не участвует в торговле электрической энергией на оптовом рынке в соответствующих точках поставки;
•производитель электрической энергии компенсирует гарантирующему поставщику дополнительные расходы, связанные с расторжением (изменением) договора и необходимостью приобретения непоставленного по данному договору объёма электрической энергии у иного поставщика электрической энергии до окончания текущего периода регулирования.
Фактически при переходе с юридического языка на язык практических действий, это означает обязанность согласования договора купли-продажи электрической энергии с ОАО "Мосэнергосбыт".
При этом объём электрической энергии, произведённый, но не проданный производителем покупателю, приобретается ОАО "Мосэнергосбыт" в объёме и по тарифам, определённым РЭК г. Москвы. Электрическая энергия, поставленная сверх указанного объёма, оплачивается ОАО "Мосэнергосбыт" по цене, определяемой по соглашению сторон.
Кроме того, договор купли-продажи следует в обязательном порядке согласовать с Московским РДУ (региональным диспетчерским управлением), которое, обеспечивая, в первоочередном порядке надёжность и безопасность функционирования электроэнергетической системы в целом, при управлении электроэнергетическими режимами загружает генерирующие объекты с наименьшей стоимостью производства электрической энергии. Объёмы производства, включённые в диспетчерский график на предстоящие сутки, оплачиваются производителям электрической энергии по ценам, указанным Московским РДУ в уведомлениях.
Продажа электрической энергии может осуществляться по нерегулируемым ценам, указанным в договоре купли-продажи по согласованию сторон, и по регулируемым ценам, ежегодно утверждаемым РЭК г. Москвы.
При установленной генерирующей мощности генерирующих объектов свыше 25 МВт в обязательном порядке требуется приобретение статуса субъекта оптового рынка – участника обращения электрической энергии (мощности) на оптовом рынке.
В соответствии с Постановлением Правительства РФ от 31.06.2009 г. № 529 к субъекту оптового рынка в соответствующих группах точек поставки предъявляются следующие требования:
•производитель электрической энергии владеет на праве собственности или на ином законном основании генерирующим оборудованием, установленная генерирующая мощность которого в каждой предполагаемой группе точек поставки составляет не менее 5 МВт;
•энергосбытовая организация (ОАО "Мосэнерго") или энергоснабжающая организация (ОАО "МОЭСК") имеют по совокупности заключённых с потребителями (покупателями) на розничных рынках договоров суммарную присоединённую мощность энергопринимающего оборудования не менее 20 МВА при условии, что в каждой группе точек поставки она равна или превышает 2 МВА.
Организации, предоставившие администратору торговой системы (АТС) документы, подтверждающие выполнение требований, и согласовавшие с системным оператором (Московским РДУ) и АТС группы точек поставки, становятся субъектами оптового рынка. Следовательно, при продаже электрической энергии оптом или в розницу ключевыми субъектами договора купли-продажи, с которыми требуются согласования, являются: ОАО "Мосэнергосбыт", Московское РДУ и, напрямую или опосредованно, РЭК г. Москвы.
Таким образом, технологические проблемы функционирования постреформированной Московской энергосистемы следует решать в рамках правовых основ, заданных федеральным законодательством, правильно сочетая баланс рыночных механизмов с возможностями исполнительного административного ресурса.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Матюнина Ю. В., Харитонов Д. А. Использование газопоршневых установок при регулировании нагрузки предприятия // Вестник МЭИ. 2007. № 2. С. 111–113.
2. Мальханов В. П. Об утилизационной турбодетандерной установке УТДУ-2500 // Энергосбережение и водоподготовка. 2002. № 4. С. 45–47.
3. Агабабов В. С. Основные особенности применения детандер-генераторных агрегатов на ТЭЦ // Энергосбережение и водоподготовка. 2002. № 3. С. 27–29.