С Нового года в зону диспетчерской ответственности «Системного оператора» перейдет пять технологически изолированных энергосистем (ТИТЭС) суммарной установленной мощностью почти 6 ГВт, из них 2255 МВт приходится на одну Норильско-Таймырскую энергосистему, за которую исторически отвечал «Норникель». Четыре энергосистемы Дальнего Востока – Магаданская, Камчатская, Чукотская и Сахалинская, – до сих пор управлялись компаниями, подконтрольными одному собственнику – «РусГидро».
В отличие от «Норникеля», который с «Системным оператором» никогда тесно не пересекался, объекты генерации «РусГидро» в других регионах Дальнего Востока давно функционируют в составе ОЭС Востока, то есть управляются другими филиалами «Системного оператора». Есть у госхолдинга и опыт передачи диспетчеру ЕЭС функций оперативно-диспетчерского управления (ОДУ) – ранее к ОЭС Востока были «подключены» два прежде изолированных энергорайона Якутии. Поэтому в компании «Кислород.ЛАЙФ» заявили, что «полученный опыт успешного взаимодействия внушает оптимизм», что «готовы к переменам в изолированных энергосистемах Дальнего Востока».
И что уверены: «Наши «особенные» энергосистемы под чутким руководством диспетчера Тихоокеанского РДУбудут работать надежно с допустимыми параметрами электроэнергетических режимов». «Уверен, что совместная работа и профессионализм работников «Системного оператора» и «РусГидро», современная технологическая база и накопленный опыт обеспечат эффективное управление технологически изолированными территориальными энергосистемами, а также их перспективное развитие в соответствии с социально-экономическими потребностями регионов», – отметил заместитель генерального директора – главный инженер «РусГидро» Сергей Кондратьев.
Исторически ТИТЭС Дальнего Востока входили в зоны диспетчерской ответственности «Сахалинэнерго», «Магаданэнерго», «Камчатскэнерго», а также «Чукотэнерго» (все это – компании Группы «РусГидро»). Интересно, что в части организации ОДУ каждая компания действовала по-своему. Например, в «Сахалинэнерго» и «Магаданэнерго» ОДУ осуществляли службы, входящие в структуры исполнительных аппаратов: «Это диспетчерские службы, службы релейной защиты и автоматики, службы режимов и подразделения, обеспечивающие работу систем связи и автоматизированных систем диспетчерского управления». В «Камчатскэнерго» аналогичные подразделения были выделены в отдельный филиал – региональное диспетчерское управление (РДУ). А «Чукотэнерго» функции ОДУ частично осуществляло силами подразделений своих филиалов, а частично – по договору с «Магаданэнерго».
Для выполнения функций ОДУ в Магаданской, Камчатской, Чукотской и Сахалинской энергосистемах в структуре филиала «Системного оператора» – Тихоокеанского РДУ, прежде отвечавшего лишь за энергосистему Хабаровского края и Еврейской автономной области (работают в составе ОЭС Востока), теперь созданы обособленные подразделения в Петропавловске-Камчатском, Южно-Сахалинске и Магадане (из него, в частности, будет идти управление режимами на Чукотке – раз уж такой опыт там уже накоплен) с полноценными оперативно-диспетчерскими службами.
За счет ТИТЭС операционная зона Тихоокеанского РДУ станет одной из крупнейших в «Системном операторе», и охватит сразу шесть субъектов РФ. Совокупная установленная мощность в ней увеличится более чем в 2,5 раза, с 2138,5 до 5478,5 МВт, а общее количество объектов диспетчеризации – с 2240 до 4106.
В связи с увеличившимся функционалом в два раза был расширен и штат Тихоокеанского РДУ, причем профильные специалисты из четырех «дочек» «РусГидро» практически в полном составе с Нового года перейдут в филиал «Системного оператора». «Конструктивная позиция наших партнеров позволила обеспечить «плавный» переход сотрудников подконтрольных «РусГидро» компаний в «Системный оператор». Была также реализована большая программа повышения квалификации диспетчерского персонала с учетом специфики изолированно работающих энергосистем и требований «Системного оператора»», – рассказал директор Тихоокеанского РДУ Вадим Нуриахметов.
Операционная зона Тихоокеанского РДУ станет одной из крупнейших в «Системном операторе», и охватит шесть субъектов РФ.
Про особенности энергосистем
«Основной особенностью ОДУ в изолированных энергосистемах является отсутствие электрических связей с ЕЭС России и, соответственно, отсутствие возможности использования резервов мощности из других энергосистем. Также ситуация обостряется за счет сложной логистики топливообеспечения тепловых электростанций в регионах», – дали обобщенную характеристику передаваемого хозяйства в «РусГидро».
Специфика хорошо просматривается по объемам производства и потребления электроэнергии в ТИТЭС – они идентичны. Так, по данным Тихоокеанского РДУ, суммарное потребление электроэнергии по итогам 2023 года в четырех ТИТЭС превысит 6,4 млрд кВт*часов, с аналогичными объемами производства – ни получить извне, ни поставить внешним потребителям эти энергосистемы ничего не могут.
В отличие от Норильско-Таймырской энергосистемы, где почти все определяется нуждами одного «Норникеля» (и немножко – погодой), в дальневосточных ТИТЭС аналогичной зависимости от единичных крупных потребителей не прослеживается. Хотя основной спрос, естественно, и здесь обеспечивают энергоемкие предприятия (прежде всего, добывающие), значимая часть приходится также на население и на саму энергетику. А на Сахалине и Камчатке почти 25-30% нагрузки – еще и на сектор торговли.
«Эти энергосистемы отличаются от Хабаровской технологической изолированностью, относительно невысоким уровнем суммарного потребления, слабыми связями системообразующей сети – даже единичные отключения оборудования способны привести к их разделению на изолированные друг от друга части. Кроме того, в них большое разнообразие генерации – Хабаровская энергосистема никогда в своем составе не имела ГЭС, АЭС и ГеоЭС. Еще одно отличие – климатические особенности, что влияет на эксплуатацию и техобслуживание энергообъектов и оборудования. Например, в Сахалинской и Камчатской энергосистемах необходимою проведение плавок гололеда на проводах ЛЭП, тогда как в Хабаровской энергосистеме никогда данный вид работ не осуществлялся», – отметили также в «Системном операторе».
Кроме того, дальневосточные ТИТЭС и внутри самих себя разделены на большое количество не связанных друг с другом энергоузлов. Которые характеризуются большой неоднородностью по своим масштабам, по составу генерирующего оборудования и по особенностям режимов и балансовых ситуаций. Часть энергорайонов, например, отличает значительная совокупная установленная мощность – по несколько сотен мегаватт в каждом, другая же часть имеет генерацию не более 10–12 МВт в сумме. Кроме того, во всех этих регионах имеются зоны децентрализованного энергоснабжения, где отдаленные поселки обеспечиваются энергией за счет, как правило, дизельных электростанций.
Например, в самой мощной дальневосточной ТИТЭС, переходящей под крыло Тихоокеанского РДУ, – Магаданской энергосистеме – традиционно выделяют шесть зон децентрализованного энергоснабжения. Но «Системный оператор» будет отвечать за ОДУ только в самой крупной, Центральном энергорайоне, более 90% генерации в котором приходится... на две ГЭС, Колымскую (900 МВт) и Усть-Среднеканскую (570 МВт). Остальное – на угольные Аркагалинскую ГРЭС (224 МВт, большая часть в долговременной консервации) и Магаданскую ТЭЦ (96 МВт). Из-за такого доминирования гидрогенерации, что на фоне всей страны является редкостью, в зимний период ТЭС работают по тепловому графику, а в летний сами становятся потребителями электроэнергии – закупают ее у того же «Магаданэнерго» для работы электрокотлов, которые обеспечивают ГВС.
Камчатская энергосистема поделена на два неравных по мощности изолированных энергорайона. Главным является Центральный (480 МВт), который «покрывает» потребности 85% жителей края. Он объединяет Петропавловск-Камчатский и Вилючинск, а также территории Елизовского и частично Усть-Большерецкого и Мильковского районов. За генерацию в нем отвечают две газовых ТЭЦ, каскад Толмачевских ГЭС, уникальные для России геотермальные электростанции (Мутновская и Верхне-Мутновская), а также ДЭС.
В Озерновском энергорайоне основной объект генерации – еще одна ГеоЭС, Паужетская (12 МВт). Также в Камчатской энергосистеме работают и другие изолированные энергорайоны суммарной мощностью под 74 МВт, в которых функционируют не только ДЭС, но и ветровые, и даже гидроаккумулирующие электростанции.
В результате в структуре генерации на Камчатке около 70% приходится на классические паросиловые ТЭС, а 15% – на уникальные для всей России геотермальные станции. Только в Центральном энергорайоне выработка Мутновской ГеоЭС, например, покрывает 20% потребления электроэнергии, что позволяет значительно ослабить зависимость полуострова от дорогостоящего привозного мазута. Интересно, что ГеоЭС на Камчатке работают с постоянной нагрузкой, так как режимами не предусмотрено резкое снижение / набор мощности из-за нестабильности геотермального поля.
А вот ГЭС включают в работу только в часы максимального потребления, как и Камчатскую ТЭЦ-1 (она менее экономичная, чем ТЭЦ-2) – все для предотвращения дефицита мощности в энергосистеме. Обычно же эту станцию грузят только по теплофикационному циклу, обеспечивая теплом потребителей тепломагистралей №1 и №2 в столице полуострова. Впрочем, системную надежность обеспечивают все электростанции полуострова, которые обычно работают в параллельном режиме.
В выработке Сахалинской энергосистемы доминируют ТЭС – их основная мощность сосредоточена в Центральном энергорайоне, расположенном не только в центральной, но и южной частях острова. Здесь работают «полугазовая» Южно-Сахалинская ТЭЦ-1, и полностью угольная и современная Сахалинская ГРЭС (про ее запуск мы писали вот здесь), две небольшие блок-станции в Холмске и Томари, а также Ногликская ГЭС (газовая, а не гидро). Интересно, что ее загрузка определяется объемами покупной электроэнергии (по договору между ней и «Сахалинэнерго»), необходимой «для обеспечения устойчивой работы станции с минимальной загрузкой 18-20 МВт при работе двух ГТУ». Газотурбинные энергоблоки на Южно-Сахалинской ТЭЦ-1 подгружают в часы максимального потребления. Про то, как «РусГидро» вкладывается в модернизацию сетевой инфраструктуры на Сахалине, читайте вот здесь.
Чукотская энергосистема является самой маломощной из ТИТЭС на Дальнем Востоке, но, также как и Сахалинская, поделена на три изолированных энергорайона. В Чаун-Билибинском работают единственные на всем Востоке России атомные электростанции – «стационарная» Билибинская, которую постепенно выводят из эксплуатации, и плавучая «Академик Ломоносов», запущенная всего лишь в 2020-м (они несут основную нагрузку по выработке мощности, причем Билибинскую еще и догружают в часы максимального потребления), а также угольная Чаунская ТЭЦ. В Анадырском районе – две газовые ТЭЦ, а Эгвекинотском – одна угольная ГРЭС.
Динамику потребления в ТИТЭС «Системный оператор» везде прогнозирует разную, но повсеместно с ростом – от 14% в Камчатском крае и 20% на Сахалине («в связи с вводом новых потребителей»), до 22% в Магаданской энергосистеме (за счет новых горнодобывающих и золоторудных компаний), и фантастических 46% на Чукотке, «в связи с освоением новых месторождений».
Про то, что сделано, и что еще сделают
Как рассказали «Кислород.ЛАЙФ» в Тихоокеанском РДУ, за полтора года в рамках подготовки к приему ТИТЭС было реализовано более 700 всевозможных мероприятий, и разработано более 60 новых документов, в том числе, естественно, и перечни объектов диспетчеризации (с распределением функций между «Системным оператором» и компаниями «РусГидро»).
«Основной объем работ был связан с подготовкой, актуализацией и передачей документации, необходимой «Системному оператору» для выполнения своих функций, а также с разработкой новой инструктивной документации, учитывающей требования Тихоокеанского РДУ. Некоторые документы, хранящиеся ранее на бумажных носителях, для передачи были оцифрованы. Также была проведена работа с заводами-изготовителями по получению недостающей информации о параметрах оборудования. Были усовершенствованы подходы по контролю за гололедообразованием на ЛЭП», – добавили в этой связи в «РусГидро».
К числу важнейших из реализованных мероприятий обе компании отнесли и организацию каналов связи для ведения оперативных переговоров и передачи телеинформации с объектов электроэнергетики в Тихоокеанское РДУ.
«С Нового года Тихоокеанское РДУ будет отвечать за диспетчерское управление и ведение оборудованием, влияющим на электроэнергетический режим работы энергосистемы, а подконтрольные организации «РусГидро» – за выполнение диспетчерских команд и распоряжений РДУ, а также за осуществление технологического управления оборудованием, не влияющим на режимы», – объяснили в «РусГидро». «По командам или с разрешения диспетчерского персонала РДУ будет происходить и изменение эксплуатационного состояния или режима работы ЛЭП, оборудования и устройств, влияющих на режим работы энергосистем и отнесенных к объектам диспетчеризации этих филиалов «Системного оператора»», – добавили в Тихоокеанском РДУ.
При этом за оперативно-технологическое управление объектами электроэнергетики, не входящими в перечень объектов диспетчеризации РДУ, будут и дальше отвечать те же энергокомпании. Разделение функционалов «осуществлено аналогично принятым подходам во всей электроэнергетике России», отметили в «РусГидро». Добавив, что профильные подразделения в «дочках» госхолдинга все равно останутся, в том числе и «для взаимодействия с «Системным оператором» по вопросам ОДУ». Более того, для обеспечения ситуационного управления в компаниях создали еще и ситуационно-аналитические центры, которые «позволят обеспечить контроль за энергообъектами и подхватят функционал по выполнению регламентов передачи оперативной информации об авариях, чрезвычайных и нештатных ситуациях».
По мнению «РусГидро». значительным плюсом в сложившейся ситуации станет возможность применения в ТИТЭС технологий, накопленного опыта и компетенций специалистов «Системного оператора». В Тихоокеанском РДУ «Кислород.ЛАЙФ» заявили, что в недалеком будущем перспективными для внедрения в ТИТЭС видят внедрение, естественно, систем мониторинга запасов устойчивости (СМЗУ), которые помогают увеличить максимально допустимые перетоки активной мощности в контролируемых сечениях. «Эта технология позволяет увеличить степень использования пропускной способности электрических сетей на 10-15%, за счет чего – повысить эффективность использования действующей генерации. То есть на определенной стадии развития энергосистемы СЗМУ может стать даже альтернативой строительству новых объектов генерации или электросетевых объектов в эквивалентном объеме», – объяснили в диспетчере.
Среди других технологий – дистанционное управление сетевым оборудованием, а также системы автоматического регулирования частоты и мощности (АРЧМ) и доведения планового задания мощности на объектах генерации (СДПМ). АРЧМ, например, позволяет эффективно поддерживать в допустимых пределах частоту и перетоки активной мощности, а также осуществлять автоматическое ограничение токовой перегрузки элементов сети. Тем самым повышается устойчивость энергосистемы, а значит и надежность электроснабжения потребителей. А СДПМ – система дистанционного управления генерацией – «обеспечивает автоматическую доставку плановых диспетчерских графиков и диспетчерских команд из диспетчерского центра до систем управления электростанций и позволяет оптимизировать работу генерации и повысить надежность энергосистемы», объяснили в Тихоокеанском РДУ.
Наконец, для сохранения устойчивости работы ТИТЭС при возникновении аварийных возмущений планируется создание системы ЦСПА – централизованной системы противоаварийной автоматики. Все эти достижения цифровизации широко используются по всей ЕЭС России, помогая делать работу как региональных, так и всей энергосистемы устойчивой и надежной.