История электротехники - Коллектив авторов

2. Жизнеспособность конкурентной электроэнергетики оказалась ниже той, которая обеспечивается при вертикальной схеме ее управления. Чтобы сохранить надежное функционирование электроэнергетики в рыночных условиях, необходимо обеспечить параллельную работу субъектов оптового рынка с помощью центра единого диспетчерского управления и создать систему правовой ответственности энергоснабжающих организаций за надежное энергоснабжение.

3. До реструктуризации британская электроэнергетика, как и российская, была полностью государственной. Приватизация электроэнергетики в Великобритании началась примерно в тот же период, что и в России, и также, как в нашей стране, на одних территориях она проходила успешно (в Англии и Уэльсе), а на других (в Шотландии) она вообще не была проведена из-за противодействия местных органов власти и осталась целиком государственной. Тем не менее британская электроэнергетика эффективно функционирует и при различных формах владения объектами электроэнергетики на разных территориях.

4. Создание рынка и появление конкуренции в производстве электроэнергии и энергоснабжении в Великобритании привели к интенсивному строительству электростанций с использованием ПГУ, что породило в стране «газовую лихорадку». Аналогичная ситуация может возникнуть и в России, поскольку экономические и ресурсные условия для этого существуют.

Создание конкурентного оптового рынка электроэнергии (мощности) в России может осложниться из-за следующих обстоятельств:

1. В СССР развитие электроэнергетики финансировалось централизованно, целиком из государственного бюджета и шло по пути сооружения крупных государственных районных электростанций (ГРЭС), ГЭС и АЭС, обеспечивающих электроснабжение больших территорий без создания дополнительных конкурирующих источников электроэнергии. И такой путь развития электроэнергетики при государственной форме ее владения был экономически эффективным. Избытки в производстве электрической энергии, появившиеся только в последние годы, обусловлены значительным снижением потребления электроэнергии в промышленности страны. При выходе России из экономического кризиса может возникнуть даже дефицит электроэнергии, и в этих условиях конкуренция производителей электроэнергии не возникнет.

2. Значительное число ТЭЦ в России также затрудняет конкуренцию производителей электроэнергии на оптовом рынке. В настоящее время ТЭЦ сохранены в составе АОэнерго, так как основным их назначением является теплоснабжение городов, а вырабатываемая электроэнергия выступает производным продуктом. ТЭЦ тесно связаны с теплоснабжением городов, и нарушать их сложившиеся технологические и хозяйственные связи с коммунальным хозяйством нецелесообразно.

3. В России формирование оптового рынка осложняется еще и тем, что АОэнерго, сохранив в своем составе большинство электростанций общим числом около 600 (против 25 находящихся в составе РАО «ЕЭС России»), стремятся загрузить прежде всего эти свои электростанции и только потом купить пусть даже более дешевую электроэнергию с оптового рынка. Крайне необходимы правила поставки электроэнергии на оптовый рынок, которые позволяли бы экономически заинтересовать АОэнерго в замещении выработки собственных неэкономичных электростанций электроэнергией с оптового рынка.

Существующий порядок расчета тарифов на электроэнергию для электростанций РАО «ЕЭС России» и для избыточных АОэнерго, поставляющих электроэнергию на оптовый рынок, содержит противоречия и не стимулирует развитие конкуренции. Так, среднеотпускной тариф на электроэнергию оптового рынка для электростанций РАО «ЕЭС России» включает в себя плату как за мощность, так и за электроэнергию. В то же время избыточные АОэнерго продают электроэнергию на оптовый рынок по тарифу, исчисляемому только по топливной составляющей производства электроэнергии. Поэтому тариф на электроэнергию, отпускаемую избы-

точными АОэнерго на оптовый рынок, всегда ниже тарифа для собственных потребителей АОэнерго, поскольку в последнем собственный потребитель АОэнерго всегда оплачивает постоянную составляющую.

Для полноценной конкуренции на оптовом рынке необходимо разработать методы расчета двухставочных тарифов как для электростанций РАО «ЕЭС России», АЭС концерна «Росэнергоатом», так и для избыточных АОэнерго.

Аналогично (по двухставочной составляющей) должны рассчитываться и тарифы на покупную мощность и электроэнергию с оптового рынка. Такие двухставочные (на мощность и электроэнергию) тарифы должны действовать на ФОРЭМ для расчетов между электроэнергией, продаваемой на оптовый рынок и покупаемой с оптового рынка.

5.6.2. АВТОМАТИЗИРОВАННАЯ СИСТЕМА ДИСПЕТЧЕРСКОГО УПРАВЛЕНИЯ ЕЭС РОССИИ

В начале 70-х годов в нашей стране развернулись работы по созданию автоматизированных систем диспетчерского управления (АСДУ). Так был назван комплекс технических средств функционального и программного обеспечения, предназначенный для повышения эффективности действующей системы диспетчерского управления на основе использования современных средств сбора, обработки и отображения информации.

К этому времени в ряде отечественных энергосистем (ЭЭС) и объединенных диспетчерских управлений (ОДУ), так же как и за рубежом, был накоплен опыт использования ЭВМ для долгосрочного и краткосрочного планирования режимов. На национальном диспетчерском центре (НДЦ) Англии и Уэльса, а также на диспетчерских центрах (ДЦ) двух энергообъединений (ЭО) США («Пенсильвания — Нью Джерси — Мериленд» и штата Мичиган), работающих в реальном времени (РВ) ЭВМ осуществляли функции оперативного управления по сбору, обработке и отображению информации (SCADA — System Control and Data Acquisition). Определим их, как первую очередь АСДУ. Одновременно те же ЭВМ осуществляли автоматическое регулирование частоты и активной мощности (АРЧМ).

В те годы внимание зарубежных (да и отечественных) специалистов к проблемам совершенствования средств и методов диспетчерского управления крупными ЭО резко усилилось в связи с происшедшей в конце 1965 г. в северо-восточных штатах США и юго-восточной части Канады катастрофой, названной в свое время «аварией века». Она вызвала погашение соответствующего ЭО и прекращение на длительный срок электроснабжения потребителей на огромной территории с населением около 30 млн. человек. Ущерб составил более 2 млрд. долл.

В нашей стране инициатива в постановке вопроса о создании АСДУ как важнейшего средства повышения надежности и эффективности функционирования Единой энергосистемы (ЕЭС) принадлежит Сибирскому энергетическому институту (Л.А. Мелентьев и Ю.Н. Руденко), Московскому энергетическому институту (В.А. Веников), институту «Энергосетьпроект» (Д.А. Кучкин, Б.А. Федоров). Концепция АСДУ была развита в работах Центрального диспетчерского управления (ЦДУ) ЕЭС (С.А. Совалов, В.А. Семенов, Г.А. Черня), ВНИИЭ (В.М. Горн-штейн, Е.В. Цветков, М.Г. Гутсон и др.), ИЭД АН Украины (Л.В. Цукерник и др.), Института электронных управляющих машин (ИНЭУМ) (B.C. Шаханов) и ряда других организаций.

В 1971 г. в ЦДУ ЕЭС и во всех 10 ОДУ эксплуатировались восемь ЭВМ второго поколения типов БЭСМ-4 и М-220, которые использовались для расчетов нормальных, утяжеленных и аварийных режимов по весьма упрощенным моделям, а также для расчета установок релейных защит (РЗ) и автоматической частотной разгрузки (АЧР).

Активизировалась разработка математических методов и программ, обеспечивающих решение задач прогнозирования, оптимизации режимов и надежности энергосистем и энергообъединений. В разработке принимали участие представители научно-исследовательских институтов, в том числе академических и проектных организаций (В.Н. Авраменко, В.А. Баринов, М.Х. Валдма, Н.И. Воропай, А.З. Гамм, В.М. Горнштейн, Б.И. Иофьев, Н.А. Качанова, Л.А. Крумм, Ю.Н. Руденко, Ф.И. Синьчугов, Е.В. Цветков, Л.В. Цукерник и др.).

Первые мини-ЭВМ типа «Видеотон-1010Б» венгерского производства, предназначенные для работы в РВ, были установлены в ЦДУ ЕЭС и двух ОДУ (Северо-запада и Урала) в 1973 г. Началось оснащение энергосистем ЭВМ второго поколения, которые к этому времени были установлены в 16 ЭЭС. На этих ЭВМ, так же как на ЭВМ, установленных в ЦДУ ЕЭС и ОДУ, внедрялись типовые комплексы программ, разрабатываемых ВНИИЭ, ИЭД АН УССР, а также другими организациями.

В 1974 г. в ЦДУ ЕЭС были внедрены оперативный комплекс программ и специальные средства телекоммуникации, позволившие трем ЭЭС Центра осуществлять оперативные расчеты потокораспределения с помощью ЭВМ М-220, установленной в ЦДУ ЕЭС. В том же году в ЦДУ ЕЭС была внедрена в эксплуатацию первая универсальная ЭВМ третьего поколения типа ЕС-1030.

Программой совершенствования системы диспетчерского управления предусматривалось сооружение центрального и девяти зональных управляющих вычислительных центров (ЗУВЦ), оснащенных современными средствами вычислительной техники, сбора и обработки информации. Эти ЗУВЦ, в состав которых входили и ДЦ соответствующих ОДУ, были призваны координировать деятельность по внедрению новых технических средств и программного обеспечения в регионах.