Гендиректор филиала АО «СО ЕЭС» ОДУ Востока Виталий Сунгуров о планах развития энергосистемы

Основная целевая функция Системного оператора Единой энергетической системы – обеспечение надежного функционирования Единой энергосистемы России. Специалисты компании решают множество сложных и ответственных задач, таких как прогнозирование потребления электроэнергии и мощности, планирование электроэнергетического режима, круглосуточное управление энергообъектами – электростанциями, подстанциями класса напряжения 110 киловольт и выше, которые являются крупными центрами питания потребителей. Не менее важной задачей, направленной на поддержание надежной работы энергосистемы в будущем, является обеспечение ее перспективного развития. В интервью EastRussia генеральный директор филиала АО «СО ЕЭС» «Объединенное диспетчерское управление энергосистемы Востока» (ОДУ Востока) Виталий Сунгуров поделился «стратегическими» и «тактическими» планами развития энергосистемы.

-

– Виталий Леонидович, ОДУ Востока существует уже более 50 лет. Сложно представить энергетику Дальнего Востока без вашей организации.

– Сложно, да и не нужно этого делать. Вся история ОДУ, начавшаяся в 1968 году, неразрывно связана с историей Объединенной энергосистемы Востока. До конца 1960-х «большой» энергетики на Востоке страны фактически не было. Несмотря на высокие темпы роста городов и промышленности, энергетика региона по-прежнему включала в себя множество разрозненных изолированно работающих энергосистем, энергорайонов и энергоузлов. Назрела необходимость их объединения, без чего было немыслимо дальнейшее динамичное развитие всего юга Дальнего Востока – работа в составе энергообъединения кардинально меняет ситуацию в плане надежности и улучшает экономику электроэнергетики. Электростанции, соединенные электросетями, служат резервом друг для друга в аварийных ситуациях, кроме того, у диспетчеров появляется возможность больше загружать экономичные станции для экономии топлива и снижения себестоимости электроэнергии.

16 мая 1968 года приказом министерства энергетики и электрификации СССР № 55А было положено начало Объединенному диспетчерскому управлению энергосистемами Востока с местонахождением в Хабаровске. К декабрю того же года молодой коллектив ОДУ Востока насчитывал восемь человек, в распоряжении у них имелись лишь городской телефон и примитивный частотомер. Специалисты изучали режимы работы энергосистем и энергорайонов, прорабатывали важнейшие вопросы перспективного развития – уже велось строительство системообразующей электрической сети и проступали первые контуры будущей ОЭС.

Всего через два года состоялось рождение Объединенной энергосистемы Востока – по ЛЭП 220 кВ были включены на параллельную синхронную работу энергосистемы Амурской области и Хабаровского края. Суммарная установленная мощность электростанций новорожденного энергообъединения, на территории которого наблюдался настоящий промышленный бум, непрерывно увеличивавший электропотребление, составляла 683 МВт – это чуть более 6% от современной. В то время еще не было мощных гидроэлектростанций, превративших Амурскую область в энергетическую житницу Дальнего Востока, и поэтому даже сравнительно небольшой переток электроэнергии из Хабаровского края ослабил многолетнюю проблему Приамурья – острый дефицит генерации.

20 мая 1971 года было организовано круглосуточное оперативно-диспетчерское управление параллельной работой двух энергосистем. Диспетчерский щит тогда заменяла оформленная на листе ватмана схема энергообъединения. Связь осуществлялась по обычной междугородной линии – чтобы отдать диспетчерскую команду на электростанцию в Амурской области, диспетчер должен был заказать звонок на телефонной станции, как любой житель города или деревни. Телемеханических средств передачи информации, позволяющих мониторить состояние объектов диспетчеризации в режиме реального времени, не было вовсе. Как вы понимаете, диспетчерское управление Объединенной энергосистемой тогда могло называться оперативным лишь условно.

– Когда техническое оснащение диспетчерского центра изменилось?

– Довольно скоро. Функции ОДУ Востока в структуре «Главсеверовостокэнерго» были очень широки. Основной задачей являлось оперативно-диспетчерское управление работой энергосистем, входящих в ОЭС Востока, для обеспечения надежности и экономичности электроснабжения потребителей. Вместе с тем в зону ответственности входили также изолированно работающие энергосистемы от Забайкалья до Чукотки. Там ОДУ, в частности, координировало внедрение автоматизированных систем диспетчерского управления, занималось вопросами топливообеспечения, анализом технико-экономических показателей.

На первую половину 1970-х годов пришелся период активного строительства системообразующей сети напряжением 220 кВ в региональных энергосистемах: Амурской, Дальневосточной (ныне Приморской), Магаданской, Сахалинской, Хабаровской, Читинской и Якутской. В 1971 году появилась электрическая связь между Хабаровской и Приморской энергосистемами, а в 1977 году они были включены на параллельную работу. Вводились новые крупные энергообъекты: пущены первый гидроагрегат Зейской ГЭС, первые турбоагрегаты на Приморской ГРЭС и Владивостокской ТЭЦ-2, завершилось строительство Хабаровской ТЭЦ-1, начались работы по созданию первой на Дальнем Востоке ЛЭП 500 кВ от Зейской ГЭС до Хабаровска и Комсомольска-на-Амуре.

В разросшемся энергообъединении уже возникла необходимость создания комплексов противоаварийного управления. В 1978 году первый на востоке страны комплекс был введен в эксплуатацию в сети 220–500 кВ, прилегавшей к Зейской ГЭС. В нем впервые в СССР было успешно применено электрическое торможение гидроагрегатов. Чуть раньше, в августе 1976 года, в промышленную эксплуатацию была принята первая очередь автоматизированной системы диспетчерского управления ОДУ Востока.

Таким хозяйством невозможно было управлять без выделенных каналов связи, телесигнализации и телеизмерений, диспетчерского щита. В 1972 году в распоряжении диспетчеров появился первый диспетчерский щит завода «Электропульт». А уже через два года в ОДУ была введена первая для дальневосточной энергетики цифровая вычислительная машина БЭСМ-4М, которая значительно ускорила расчет электроэнергетического режима ОЭС Востока, раньше выполнявшийся при помощи арифмометра и логарифмической линейки. В 1981 году в оперативно-диспетчерском управлении на Дальнем Востоке начался новый этап: был введен в эксплуатацию оперативно-информационный комплекс КП-4.0.М разработки московского отделения института «Энергосетьпроект» – далекий прообраз современных цифровых систем диспетчерского управления и сбора данных SCADA.

В 1980 году в состав ОЭС Востока вошел Южно-Якутский энергорайон Якутской энергосистемы, а в 1981 и 1990 годах соответственно Комсомольский и Совгаванский энергорайоны Хабаровской энергосистемы. Затем целых три десятка лет границы энергообъединения не менялись. Фактически комплексное развитие дальневосточной энергетики замерло более чем на десятилетие.

Лишь в начале 2000-х была введена в работу Бурейская ГЭС, построены новые линии и подстанции 500 кВ, одновременно совершенствовалось оперативно-диспетчерское управление – как технически, так и организационно.

Важнейшим событием для всей российской энергетики стало создание в 2002 году Системного оператора – специальной государственной компании, которая единолично осуществляет оперативно-диспетчерское управление в электроэнергетике. В России эта компания организована по распространенной в мире модели независимого от остальных субъектов отрасли системного оператора, что позволяет ей оставаться «над схваткой» – управлять энергосистемой, руководствуясь лишь соображениями надежности. В последние годы на эту модель переходит все больше государств, где исторически оперативно-диспетчерское управление входило в функционал сетевых компаний. В августе 2002-го ОДУ Востока было преобразовано в филиал Системного оператора. Затем из состава вертикально интегрированных региональных энергокомпаний были выделены региональные диспетчерские управления – РДУ – как филиалы Системного оператора. Сейчас в подчинении ОДУ Востока находятся четыре региональных филиала: Хабаровское, Амурское, Приморское и Якутское РДУ.

Совсем недавно, 1 января 2019 года, произошло событие без преувеличения исторического масштаба – впервые со времен СССР были расширены границы ОЭС Востока: к энергообъединению присоединились Центральный и Западный районы энергосистемы Республики Саха (Якутия).

– Почему это стало возможным только сейчас, если Южная Якутия вошла в ОЭС Востока уже давно?

– Электроэнергетика – одна из базовых отраслей экономики, без электроэнергии развитие экономики невозможно. И, следовательно, если в экономике спад, то и в опережающем развитии энергокомплекса необходимости нет. До последнего времени отсутствовала реальная необходимость, оправдывающая дорогостоящее сетевое строительство для присоединения Центрального и Западного энергорайонов Якутии. Ситуация кардинально изменилась со строительством магистрального нефтепровода Восточная Сибирь – Тихий океан. Реализация этого масштабного проекта сопряжена со строительством соответствующей электросетевой инфраструктуры, необходимой для электроснабжения в первую очередь подстанций, питающих нефтеперекачивающие станции. Строящиеся линии транзита 220 кВ можно использовать также для организации параллельной работы Западного энергорайона с ОЭС Востока. Такой шанс нельзя было упустить.

Одновременно был получен импульс для реализации давно рассматриваемого проекта присоединения Центрального энергорайона. Хотя там уже планировалось строительство генерирующего объекта Якутская ГРЭС Новая – для замены устаревших генерирующих мощностей старой Якутской ГРЭС, но заменить ее полностью первая очередь новой тепловой электростанции все равно не могла.

– Почему для управления присоединенными энергорайонами Якутской энергосистемы пришлось создавать новый филиал Системного оператора – Якутское РДУ? Ведь ими раньше уже управляло «Якутскэнерго».

– Согласно Федеральному закону «Об электроэнергетике» управление ЕЭС России осуществляет Системный оператор. Это положение закона, принятого в 2003 году, имеет огромный смысл и технологическую целесообразность. Система оперативно-диспетчерского управления ЕЭС России – это четко выстроенная иерархия, построенная на единых стандартах, одинаковых для всех правилах и с использованием унифицированных оборудования и программного обеспечения. Только так можно достичь мгновенной передачи информации и команд между всеми уровнями. Иным способом управлять столь сложным технологическим «организмом» невозможно, тем более в современных рыночных условиях, – когда сети и генерация принадлежат разным собственникам. В Единой энергосистеме отключение оборудования или авария в одной ее части очень быстро сказываются на функционировании всех остальных ее частей. Компенсировать изменения и добиться устойчивой работы энергосистемы и надежного электроснабжения потребителей можно только в рамках единой иерархически выстроенной структуры управления. Никакие договорные отношения между органами управления в условиях, например, аварии не способны обеспечить контроль над ситуацией.

Именно поэтому 1 февраля 2016 года открылось четвертое дальневосточное региональное диспетчерское управление АО «СО ЕЭС» – Якутское. А 1 января 2019 года в 00 часов 00 минут функции оперативно-диспетчерского управления были приняты в полном объеме. Уже 2 января с ЕЭС России последовательно были синхронизированы сначала Западный, а затем Центральный энергорайоны. Начата новая страница в истории дальневосточной энергетики.

– Какие преимущества и кому дало присоединение новых энергорайонов Якутии?

– Фактически мы можем говорить уже не о присоединении энергорайонов, а о присоединении Якутской энергосистемы – расширившаяся ОЭС Востока обеспечивает электроэнергией более 80% населения республики.

Самый значимый и наиболее понятный потребителю эффект – кардинальное повышение надежности электроснабжения. Наиболее актуально это для Центрального района энергосистемы Республики Саха, где основное потребление не промышленное, а бытовое, в первую очередь – город Якутск.

До недавнего времени аварии на генерирующем оборудовании в условиях изолированного режима работы Центрального энергорайона в период максимальных нагрузок, характерных для долгой и суровой якутской зимы, часто приводили к отключению потребителей. В 2018 году было отмечено одиннадцать случаев обесточения от 12 до 90 тыс. человек одновременно. В текущем году зафиксировано три аварии с отключением генерирующего оборудования на Якутской ГРЭС Новая, которые не приводили к отключению потребителей – выручал переток мощности из ОЭС Востока. В Западном районе энергосистемы Якутии достигнут сходный результат – с началом параллельной работы с ОЭС Востока отключение любого гидрогенератора каскада Вилюйских ГЭС или Светлинской ГЭС уже не приводит к отключению потребителей. Так, за первый квартал 2019 года в Центральном и Западном районах произошло шесть аварий с обесточением потребителей, в то время как в аналогичные периоды 2016-2018 годов происходило в среднем по 20 подобных аварий.

Второй эффект – возможность для электростанций в присоединенных энергорайонах производить больше электроэнергии, а значит больше зарабатывать. Это стало возможным потому, что электроэнергия угольных станций Объединенной энергосистемы Востока стоит дороже, чем электроэнергия якутских. Подключение новых энергорайонов со сравнительно менее дорогой генерацией позволяет Системному оператору оптимизировать загрузку генерации во всей ОЭС Востока. Учитывая уже состоявшийся в этом году ввод в ОЭС Востока процедуры выбора состава включенного генерирующего оборудования, которая входит в число основных инструментов оптового рынка электроэнергии в ЕЭС России, влияние якутской генерации может быть вполне ощутимым.

Смело можно утверждать, что присоединение крупных энергорайонов Якутской энергосистемы к ЕЭС России имеет и технологическую, и экономическую целесообразность для всей энергосистемы.

– Одна из важных функций Системного оператора – расчет будущей потребности в электроэнергии и мощности в разных частях ЕЭС России, в том числе и на Дальнем Востоке, чтобы энергетика успевала за ростом экономики. Могли бы вы поделиться планами развития энергосистемы Дальнего Востока?

– Если позволите, сначала пару слов о системе планирования. Она была внедрена в отрасли десять лет назад. До этого в течение почти двух десятилетий никакой комплексной системы планирования развития в ЕЭС России не было. Но теперь, согласно постановлению правительства, развитие электроэнергетики регионов базируется на специальных ежегодно корректируемых документах пятилетнего горизонта планирования, утверждаемых органами региональной власти – схемах и программах развития энергосистем, или СиПР. С 2015 года в инвестиционные программы энергокомпаний могут быть включены только проекты, заложенные в региональные СиПР. Постепенно регионы оценили этот инструмент и подходят к разработке с привлечением специализированных проектных организаций. Такой подход позволяет произвести комплексную оценку достаточности пропускной способности электрической сети и учесть прогнозную режимно-балансовую ситуацию, исключив «узкие места» в энергосистеме, приводящие к снижению надежности электроснабжения потребителей.

Системный оператор в этом процессе обеспечивает формирование прогноза потребления электроэнергии и электрической мощности, на основе которого определяется потребность в новой генерации и электросетевых объектах на конкретной территории, а также согласовывает региональные СиПР, чтобы, к примеру, избежать строительства излишних мощностей или появления генерации в неподходящем районе энергосистемы, откуда будет сложно обеспечить выдачу электроэнергии.

Если говорить о задачах и планах, то, пожалуй, самое масштабное, что нам предстоит сделать в ближайшие годы – это обеспечить параллельную работу ОЭС Востока и первой синхронной зоны ЕЭС России. ЕЭС России сейчас состоит из двух зон, не работающих друг с другом синхронно – то есть не синхронизированных по частоте. В первую входят шесть совместно работающих объединенных энергосистем: Сибири, Урала, Средней Волги, Юга, Центра и Северо-Запада. Во вторую входит только одна ОЭС Востока. Электрические связи между ними существовали еще с середины 1980-х годов – это три линии 220 кВ вдоль Транссибирской и Байкало-Амурской магистралей. Однако совместная работа была невозможна по целому ряду причин, включая недостаточный уровень развития автоматики.

На сегодняшний день параллельная работа ОЭС Востока и первой синхронной зоны ЕЭС России уже возможна. Такую возможность обеспечило завершение в мае текущего года работ по установке и наладке устройств синхронизации на принадлежащих ОАО «РЖД» подстанциях 220 кВ тягового транзита Ерофей Павлович – Могоча – Холбон. Благодаря этому в ближайшей перспективе мы сможем осуществлять перенос точки раздела между энергообъединениями без погашения потребителей. В настоящее время, исходя из режимной обстановки, а также для обеспечения плановых и аварийных ремонтов генерирующего оборудования и электросетевого комплекса точка раздела десятки раз в год переносится с одной подстанции на другую – от Холбона до Ерофея Павловича. Такие переносы сопряжены с необходимостью кратковременного – от получаса до двух часов – отключения запитанных от межсистемных линий потребителей, в основном это электрифицированный железнодорожный транспорт. Потребители в это время сидят без света, поезда останавливаются. В ближайшем будущем мы получим возможность обеспечить бесперебойное электроснабжение потребителей вдоль железнодорожных магистралей, что, конечно, в большей степени соответствует условиям жизни в XXI веке. В июле мы планируем провести испытания, в ходе которых протестируем возможность переноса точки раздела без погашения потребителей и остановки поездов на Транссибе.

Следующим шагом должно стать соединение ОЭС Востока с остальной частью ЕЭС России на постоянную синхронную работу. При текущем и планируемом на ближайшие годы уровне потребления электроэнергии эта задача может быть решена и с существующими сетями, без масштабного нового сетевого строительства. Ну а в среднесрочной перспективе, по мере роста электрических нагрузок, связанного с экономическим развитием территорий и повышением интенсивности движения поездов, уже потребуется усиление сетевой инфраструктуры – строительство новых ЛЭП и подстанций.

Конечно, это задача уже на следующее десятилетие, так как она требует всестороннего проектного исследования.

– Это ваша основная цель в сфере планирования развития ОЭС Востока?

– Это одна из стратегических целей, достижение которой позволит уже не просто перевернуть страницу в летописи Дальнего Востока, а начать новую главу. Есть, конечно, и менее долгосрочные планы. К примеру, мы обеспечиваем схемно-режимные условия для ввода целого ряда энергообъектов, в том числе ТЭЦ ПАО «Русгидро» в городе Советская Гавань, завершение строительства которой намечено на конец текущего года.

В последующие годы, согласно планам компании «Русгидро», предусматриваются замещение выработавших свой ресурс генерирующих мощностей Артемовской ТЭЦ, Хабаровской ТЭЦ-1, модернизация части генерирующего оборудования Владивостокской ТЭЦ-2 и строительство второй очереди Якутской ГРЭС Новая.

В ОЭС Востока совместно с компаниями «ФСК ЕЭС» и «Россети» продолжается активное внедрение автоматизированного дистанционного управления оборудованием сетевых объектов. И это – важный практический шаг к цифровой трансформации дальневосточной энергетики. Использование передовых цифровых технологий позволяет получить значительный системный эффект за счет построения на их базе более эффективных моделей управления технологическими процессами объектов электроэнергетики и ЕЭС России в целом.

Для повышения надежности электроснабжения совместно с энергокомпаниями ведется большая работа по совершенствованию противоаварийной автоматики и релейной защиты. Единая энергосистема на востоке страны развивается высокими темпами, а значит, работы у нас впереди непочатый край.

Справка:

Филиал АО «СО ЕЭС» «Объединенное диспетчерское управление энергосистемы Востока» управляет режимами четырех энергосистем ОЭС Востока, расположенных на территории пяти субъектов Российской Федерации: Амурской области, Приморского и Хабаровского краев, Еврейской автономной области, а также Республики Саха (Якутия).

Режимами работы энергосистем Востока управляют четыре филиала АО «СО ЕЭС» региональных диспетчерских управления: Амурское, Приморское, Хабаровское и Якутское, при этом в операционную зону Амурского РДУ входят энергосистема Амурской области и Южно-Якутский район электроэнергетической системы Республики Саха (Якутия), охватывающий Алданский и Нерюнгринский районы Якутии, операционная зона Хабаровского РДУ включает в себя энергетическую систему Хабаровского края и Еврейской автономной области, а операционная зона Якутского РДУ охватывает Центральный и Западный районы электроэнергетической системы Республики Саха (Якутия).

По территориально-технологическим причинам энергосистемы четырех субъектов Российской Федерации, находящихся в Дальневосточном федеральном округе, работают изолированно от ЕЭС России. Это энергосистемы Камчатского края, Сахалинской и Магаданской областей и Чукотского автономного округа. На территории Хабаровского края изолированно от ОЭС Востока работает Николаевский энергорайон.

Операционная зона ОДУ Востока охватывает субъекты федерации с площадью 4457,4 тыс. кв. км, в городах и населенных пунктах, расположенных на этой территории, проживают 5,164 млн человек.

Объединенную энергосистему Востока образуют 27 электростанций мощностью 5 МВт и выше, электрические подстанции класса напряжения 110–500 кВ и линии электропередачи 110–500 кВ общей протяженностью свыше 33 тыс. км. Суммарная установленная мощность генерации ОЭС Востока по данным на 01.06.2019 составляет 11 230 МВт (без учета работающего изолированно Николаевского энергорайона).

По отчетным данным, выработка электроэнергии электростанциями ОЭС Востока за 2018 год составила 37 645 млн кВтч, что выше уровня 2017 года на 2,1%. Потребление электроэнергии в 2018 году в ОЭС Востока на 2,9% превысило уровень 2017 года и составило 34 197 млн кВтч.