Надежность электроснабжения — наша приоритетная задача | Статьи журнала «ЭЛЕКТРОЭНЕРГИЯ. Передача и распределение»

Page 1

Page 2

актуальное интервью

Надежность
электроснабжения —
наша приоритетная
задача

эксклюзивном

интервью

заместителя

Министра

энер

гетики

РФ

Андрея

ЧЕРЕЗОВА

директору

издательства

журнала

ЭЛЕКТРО

ЭНЕРГИЯ

Передача

распределе

ние

Екатерине

Гусевой

обсуждаются

вопросы

вне

дрения

совершенствования

энергокомпаниях

риск

ориентированного

управления

объектами

ресурсами

затрагиваются

вопросы

повышения

надежности

энерго

систем

энергорайонов

характеризующихся

режимом

высокими

рисками

нару

шения

электроснабжения

рассматрива

ются

примеры

успешной

реализации

про

ектов

направленных

на

повышение

надежности

Большое

внимание

уделе

но

вопросам

подготовки

осенне

зимнему

перио

ду

совершенствованию

методики

оценки

готов

ности

субъектов

ОЗП

Обсуждаются

текущие

перспективные

планы

по

разработке

внедре

нию

новых

законодатель

ных

нормативных

актов

— Андрей Владимирович,

на сегодняшний день ключе-

вым стратегическим векто-

ром развития энергосистемы

и электросетевого комплекса

в частности является повыше-

ние его надежности. При этом

необходим определенный ба-

ланс техники и экономики, что-

бы вложения в мероприятия,

обеспечивающие надежность,

были оправданными. Если это

возможно представить в изме-

римых показателях, к какому

целевому уровню надежно-

сти энергосистемы России мы

стремимся? Когда и при каких

условиях он может быть до-

стигнут?

— Баланс техники и эконо-

мики — это подход, называемый

риск-ориентированным

управ-

лением. Это задача, в первую

очередь, регулятора в лице

Мин энерго по государственному

управлению и регулированию от-

расли.

Чтобы обеспечить такой ба-

ланс, Министерством разработан

целый комплекс нормативно-

правовых актов, который позво-

ляет определить первостепен-

ные задачи для обеспечения

максимальной надежности, но

при этом использовать не «мак-

симум», а «оптимум» финансо-

вых средств.

Целью перехода на риск-ори-

ен тированное управление яв-

ляется совершенствование кон-

трольно-надзорной функции, оп-

тимизация внутренних ресурсов

компании, необходимых для под-

держания уровня технического

Page 3

состояния и предотвращения

технических рисков.

Это связано с тем, что состоя-

ние и надежность работы основ-

ного технологического оборудова-

ния и объектов отрасли опре-

деляются объемом и качеством

выполняемых работ по техниче-

скому обслуживанию и ремонту

в период эксплуатации, а также

объемом финансирования в теку-

щий период и инвестициями про-

шлых лет в восстановление, ре-

конструкцию и замену основных

производственных фондов.

Недостаточность таких инве-

стиций и отсутствие механизмов

рационального использования

операционных финансовых ре-

сурсов в России в течение по-

следних 20–25 лет привели к зна-

чительному увеличению доли

оборудования, многократно вы-

работавшего свой нормативный

срок службы.

Эта

ситуация

заключает

в себе скрытые риски для функ-

ционирования энергосистемы,

связанные с техническим состо-

янием основного оборудования.

Однако при условии эксплуа-

тации оборудования без отклоне-

ния от номинальных параметров

и выполнении необходимых тех-

нических мероприятий ограни-

чения дальнейшей эксплуатации

оборудования могут быть сняты.

Для хеджирования подобных

рисков, в том числе с примене-

нием успешного опыта крупных

генерирующих и электросетевых

компаний, разрабатывавших свои

подходы к системе управления

производственными активами,

Министерством была проведена

большая работа по переводу от-

расли на риск-ориентированное

управление.

Наверное, самым первым ша-

гом было постановление Прави-

тельства Российской Федерации

от 19.12.2016 № 1401, которым

утверждена Методика комплекс-

ного определения показателей

технико-экономического состоя-

ния и показателей физического

износа.

Это первая попытка оцифро-

вать фактическое техническое

состояние для того, чтобы на

следующем уровне разработать

систему поддержки принятия

решений, иметь основополагаю-

щую цифру — индекс техническо-

го состояния (ИТС), понять, как

она меняется, прогнозировать ее

значение в дальнейшем при про-

ведении определенного объема

воздействий.

Методика оценки техническо-

го состояния, подготовленная

в развитие постановления Пра-

вительства Российской Федера-

ции № 1401 и утвержденная при-

казом Минэнерго России № 676,

позволила при проведении раз-

личного рода анализа уйти от

бухгалтерского износа и опери-

ровать данными по фактическо-

му техническому состоянию.

Для этого используется пока-

затель ИТС — количественная

оценка технического состояния

оборудования, определяемая на

основе фактических данных: на-

личия различных видов дефек-

тов, динамики их развития.

ИТС по сути — это численная

величина, диапазоны значений

которой характеризуют каче-

ственную оценку технического

состояния — вид технического

состояния и соответствующий

уровень технического риска.

Министерством подготовлены

новые принципы формирования

программ ТОиР и ТПиР, в соот-

ветствии с которыми формиро-

вание этих программ должно

происходить с учетом ИТС и ве-

роятности и последствий отказа

единиц оборудования, комплекс-

ных объектов и узлов сети.

Указанные принципы закре-

плены обновленными Правила-

ми организации технического об-

служивания и ремонта объектов

электроэнергетики, утвержден-

ными приказом Минэнерго Рос-

сии № 1013, и которые позволяют

собственникам проводить ре-

монт оборудования не по срокам,

а техническому состоянию.

Данные документы вкупе с ут-

вержденными приказом Мин-

энерго России № 123 Методи-

ческими указаниями по расчету

вероятности отказа позволили

выявить зоны риска, определить

первоочередные мероприятия,

направленные на повышение

надежности энергосистемы, по-

высить эффективность исполь-

зования имеющихся финансовых

ресурсов и осуществлять ремон-

ты основного оборудования по

фактическому техническому со-

стоянию, не применяя систему

ППР.

Это и есть сбалансированный

подход между максимальной на-

дежностью и экономикой.

Говоря об измеряемом пока-

зателе надежности, отмечу, что

такой показатель есть — это по-

казатели надежности, применяе-

мые для сетевых компаний, так

называемые показатели SAIDI/

SAIFI.

С 2016 года введена новая

система оценки надежности

оказываемых электросетевыми

организациями услуг на осно-

ве комплексной системы сбора,

передачи, обработки и проверки

достоверности исходных дан-

ных, используемых для опреде-

ления показателей надежности

SAIDI и SAIFI, для последующе-

го установления плановых зна-

чений в тарифных решениях для

сетевых организаций для каж-

дого регламентированного пе-

риода на основе Методических

указаний по расчету этих показа-

телей, утверж денных приказом

№ 1256.

По данному показателю уже

накоплена достаточно большая

статистика, и можно судить об

их динамике, которая являет-

ся положительной. К примеру,

по итогам 2018 года показатель

средней продолжительности на-

рушений электроснабжения по-

требителей (Пsaidi) в целом по

Российской Федерации снизился

на 27% по сравнению с 2017 го-

дом (с 2,64 часа до 1,91 часа). По-

казатель средней частоты пре-

кращений передачи электриче-

ской энергии на точку поставки

(Пsaiﬁ ) в целом по Российской

Федерации за 2018 год по срав-

нению с 2017-м снизился на 8%

(с 1,09 до 1,00).

В настоящее время это и яв-

ляется нашим целевым ориенти-

ром, но при этом не конечной точ-

кой — мы совместно с сетевыми

компаниями работаем над улуч-

шением этих показателей.

— Показатели надежности

на сегодняшний день по раз-

личным регионам России от-

№

3 (54) 2019

Page 4

личаются. Какие мероприятия

нужны для «подтягивания»

под единый стандарт наибо-

лее отстающих регионов?

— Что касается региональ-

ного вопроса, то, как я и говорил

ранее, установление единых

требований по обеспечению

надежности как раз и задает

этот самый «единый стандарт»,

способствуя созданию техно-

логического единства и обе-

спечения необходимого уровня

надежности. По отдельным, так

скажем, проблемным регионам,

где мы видим наибольшие ри-

ски нарушения электроснабже-

ния потребителей, работаем

в «ручном режиме». Приказом

Минэнерго России утверждены

перечень энергосистем и энер-

горайонов, характеризующихся

режимом с высокими рисками

нарушения электроснабжения,

и перечень мероприятий по сни-

жению указанных рисков. На

данный момент таких регионов

у нас четыре: Дагестан, Крым,

Якутия, Иркутская энергосисте-

ма (Бодайбинский и Мамско-

Чуйский энергорайоны). Выпол-

нение мероприятий расписано

до 2022 года. По Якутии все

запланированные мероприятия

выполнены, центральный энер-

горайон Якутской энергоси-

стемы синхронизирован с ЕЭС

России.

— Большая работа по повы-

шению надежности в регионах

с высокими рисками наруше-

ния электроснабжения, в том

числе и под Вашим руковод-

ством, проведена в Крыму. Ка-

кие еще проекты будут там ре-

ализованы в ближайшие годы?

— Для реализации комплекс-

ного проекта по обес печению на-

дежного энергоснабжения Рес-

публики Крым и города феде-

рального значения Севастополя

Минэнерго России обеспечило

реализацию нескольких важ-

ных мероприятий. Еще в 2015–

2017 годах было завершено

строительство и введены в экс-

плуатацию объекты электросе-

тевого энергомоста Российская

Федерация — полуостров Крым.

Это позволило объединить ЕНЭС

России и энергосистему Крыма,

обеспечить передачу мощности

до 800 МВт в Республику Крым

и устранить последствия блэк-

аута. В марте 2019 года введены

в работу в полном объеме Ба-

лаклавская и Таврическая ТЭС,

что позволило обеспечить рабо-

ту станций на полную проектную

мощность 940 МВт. В результа-

те ввода в эксплуатацию двух

новых электростанций общий

объем мощности полуостро-

ва составит порядка 2070 МВт

(это с учетом Сакской ТЭЦ на

120 МВт), без учета непостоян-

ной ветровой и солнечной гене-

рации, а также мобильных ГТЭС.

Это обеспечит полное покрытие

потребности полуострова Крым

с учетом резервирования, а так-

же при необходимости возмож-

ность передачи мощности в со-

седние регионы (Краснодарский

край). Завершено строитель-

ство ВЛ 330 Западно-Крым-

ская — Севастополь, позволив-

шей обеспечить выдачу мощно-

сти Севастопольской ПГУ-ТЭС на

север Крымского полу острова,

замкнуть кольцо магистральных

ВЛ 330 кВ и повысить систем-

ную надежность энергосисте-

мы Крыма при проведении ре-

монтных работ и в аварийных

режимах. В целях обеспечения

возможности передачи избы-

точной мощности Ростовской

АЭС на территорию Крымского

полуострова, а также обеспе-

чения системной надежности

Таманского полуострова выпол-

нено строительство ВЛ 500 кВ

Ростовская АЭС — Ростовская

и ВЛ 500 кВ Ростовская — Ан-

дреевская — Вышестеблиевская

(Тамань). Завершается рекон-

струкция Сакской ТЭЦ, которая

даст энергосистеме полуострова

еще 120 МВт. Завершено стро-

ительство новой независимой

газотранспортной системы, рас-

положенной на территории Крас-

нодарского края и Рес пуб лики

Таврическая

ТЭС

—

парогазовая

электростанция

Крыму

Проектная

мощность

— 470

МВт

АКТУАЛЬНОЕ

ИНТЕРВЬЮ

Page 5

Крым. Реализованы мероприя-

тия по обеспечению каналами

связи Республики Крым с ис-

пользованием

существующей

и строящейся электросетевой

инфраструктуры с пропускной

способностью системы передачи

данных 200 Гбит/с, позволившие

улучшить доступность Интернет-

ресурсов в Крыму, снизить рас-

ходы операторов и провайдеров

Крыма на меж операторское взаи-

модействие.

Финальным этапом проек-

тов стали натурные испытания

Крымской энергосистемы в изо-

лированном режиме, в ходе ко-

торых была подтверждена воз-

можность работы энергосистемы

и генерирующих объектов в раз-

личных режимах, в том числе

изолированно от Единой энерге-

тической системы России. Дан-

ные испытания были проведены

в двухдневный срок с 23 апреля

2019 года.

Дополнительно в марте 2019 го-

да завершено строительство

на Тамани нового центра пита-

ния — подстанции 220 кВ «Порт»

мощностью 432 МВА и воздуш-

ных линий электропередачи

220–110–35–10 кВ протяженно-

стью 188 км, в рамках проекта

«Создание сухогрузного района

морского порта Тамань». Стро-

ительство подстанции велось

опережающими темпами, учиты-

вая значимость данного энерго-

объекта и его необходимость для

развития инфраструктуры Та-

манского полуострова, обеспече-

ния потребностей транспортного

и железнодорожного переходов

Крымского моста.

В настоящее время заверша-

ются мероприятия по технологи-

ческому присоединению соору-

жаемых объектов транспортной

инфраструктуры

(автодороги

Таврида и железнодорожного

транспортного перехода через

Керченский пролив) к электросе-

тям ГУП РК «Крымэнерго».

В перспективе до 2023 года

в соответствии со Схемой и про-

граммой перспективного развития

электроэнергетики республики

Крым (утверждена распоряже-

нием Главы Рес публики Крым от

29.12.2018 № 653-рг) планирует-

ся завершить реализацию меро-

приятий по устранению основных

«узких мест» и усилению электри-

ческих сетей. В первую очередь

это масштабная реконструкция

транзита 110 кВ Севастополь —

Ялта и Ялта — Лучистое (всего

около 245 км) с переорганизаци-

ей присоединений транзитных

подстанций Южного берега Кры-

ма. Это обеспечит качественное,

надежное электроснабжение по-

требителей курортных городов

и поселков при любых режимах

работы.

— В настоящее время ре-

ализуется еще один крупный

проект, направленный на по-

вышение надежности электро-

снабжения Калининградской

области. Расскажите о нем по-

подробнее?

— В Калининградской об-

ласти реализуется масштабный

инвестиционный проект по стро-

ительству четырех электростан-

ций, призванный обеспечить

энергонезависимость региона,

а также создать задел резерва

энергомощностей для социаль-

но-экономического развития ре-

гиона. Введены в эксплуатацию

Маяковская ТЭС, Талаховская

ТЭС и Прегольская ТЭС с об-

щей установленной мощностью

771 МВт.

Основным силовым оборудо-

ванием на указанных электро-

станциях являются газотурбин-

ные установки, отличающиеся

высокой маневренностью и эко-

номичностью. Также важно от-

метить, что все основное обо-

рудование: газовые турбины,

генераторы, паровые котлы и па-

ровые турбины (на Прегольской

ТЭС) изготовлены в России. Но-

вые ТЭС также оснащены обо-

рудованием противоаварийной

автоматики, системами обмена

технологической

информаци-

ей с Системным оператором,

регистрации аварийных собы-

Балаклавская

ТЭС

Севастополе

мощностью

470

МВт

№

3 (54) 2019

Page 6

тий и мониторинга переходных

режимов. На каждой станции

создана система учета энерго-

ресурсов (АИИСКУЭ), позволяю-

щая работать на оптовом рынке

энергии и мощности.

Также осуществляется строи-

тельство Приморской ТЭС мощ-

ностью 195 МВт, завершить

которое планируется в 3 кварта-

ле 2020 года.

— Работа по повышению

надежности энергосистемы

России и отдельных ее регио-

нов проделана действитель-

но большая. Но это процесс

непрерывный и в дальней-

ш е м е г о э ф ф е к т и в н о с т ь

должна повышаться, в том

числе и за счет разработки

и внедрения новых законо-

дательных и нормативных

актов. Что сейчас Министер-

ство совместно с энерго-

компаниями предпринимает

в этом направлении?

— Сегодня

Министерст-

вом разработана методологи-

ческая база, которая не только

соответствует мировым тен-

денциям, она во многом явля-

ется новационной. В мире еще

нет таких наработок по некото-

рым вопросам.

Эта база направлена на

обес печение надежного энер-

го с набжения п отребителей

и совершенствование инстру-

ментов мониторинга функци-

онирования отрасли, переход

к управлению отраслью на ос-

нове риск-ориентированного

подхода.

В этом направлении проде-

лана значительная работа.

М ы у с о в е р ш е н с т в о в а л и

процедуру оценки готовности

субъектов электроэнергети-

ки к работе в отопительный

сезон, которая у тверж дена

постановлением Правитель-

ства Российской Федерации

от 10.05.2017 № 543 и сейчас

ведем непрерывный монито-

ринг деятельности энергоком-

паний.

Проводится мониторинг тех-

нического состояния в совокуп-

ности с проведением оценки

технико-экономических пока-

зателей в соответствии с тре-

б о в а н и я м и п о с т а н о в л е н и я

Правительства Российской Фе-

дерации от 19.12.2016 № 1401.

Одним из основных показа-

телей, на основе которого рас-

считывается физический износ

и индексы готовности к зиме,

является Индекс технического

состояния (ИТС), рассчитыва-

емый на основании утверж-

денной приказом Минэнерго

России от 26.07.2017 № 676 ме-

тодики.

Более того, новые подходы

постоянно совершенствуются.

В настоящее время новатор-

ская методология дополняется

и уточняется.

Инструмент оценки техниче-

ского состояния доукомплек-

тован зависимыми моделями:

4 апреля Минюстом России за-

регистрированы методические

указания по расчету вероятно-

сти и последствий отказа функ-

ционального узла и единицы

основного

технологического

оборудования, утвержденные

приказом Минэнерго России от

19.02.2019 № 123.

В основу методологии за-

ложен подход к планирова-

нию технических воздействий

на основное технологическое

оборудование с целью опти-

мизации состава и стоимости

такого воздействия с учетом

технического риска. Иными

словами, соотнося риски от-

каза с затратами, мы получаем

основу для более эффективно-

го распределения ограничен-

ных финансовых средств для

оптимального управления про-

изводственными активами.

С целью хеджирования рис-

ков возникновения аварий

и установления единых прин-

ципов технологического функ-

ционирования отрасли Мин-

энерго продолжает работу по

актуализации

нормативной

базы. В рамках данной работы

уже приняты документы, на-

правленные на установление

единых правил при настройке

автоматики, по регулированию

мощностей объектов генера-

ции и испытаниям оборудова-

ния. В этом году планируем

утвердить документы, устанав-

ливающие общие требования

к технологическому проектиро-

ванию оборудования и его экс-

плуатации. Единство подходов

в технологическом функцио-

нировании приведет к повы-

шению надежности, снижению

аварийности и издержек.

Утверждены и зарегистри-

рованы в Минюсте России

14 нормативных актов, сре-

ди которых такие важнейшие

акты, как Правила взаимодей-

ствия при выполнении заданий

по настройке РЗА, Требования

к участию генерирующего обо-

рудования в общем первичном

регулировании частоты, Пра-

вила переключений в электро-

установках.

Хочу отметить, что эта ме-

тодологическая база достаточ-

но нова — вся отрасль сейчас

находится на стадии ее вне-

дрения. Поэтому некоторые

компании еще работают «по

инерции» по старым наработ-

кам. Но хочу отметить, что ди-

намику по использованию но-

вых подходов мы видим, и она

положительная.

— На сегодняшний день

большое влияние на надеж-

ность энергосистемы ока-

зывают частные владельцы

энергетических

объектов

и территориальные электро-

сетевые организации (ТСО).

Каким образом планиру-

ется организовать работу

с этой категорией владель-

цев энергообъектов, чтобы

обеспечить общий высокий

уровень надежности энер-

госнабжения и готовности

к ОЗП?

— Все ТСО, на балансе

которых есть оборудование

110 кВ и выше, попадают в кон-

тур оценки Минэнерго Рос-

сии к отопительному сезону,

и к ним предъявляются такие

же требования и осуществля-

ется такой же контроль.

Вместе с тем мы в непре-

рывном режиме контролируем

и анализируем показатели на-

дежности электроснабжения

потребителей по всем ТСО,

независимо от объема эксплу-

атируемого ими оборудова-

ния. Показатели надежности

АКТУАЛЬНОЕ

ИНТЕРВЬЮ

Page 7

включают в себя частоту и дли-

тельность нарушений электро-

снабжения потребителей. То есть

мы в течение всего года следим

за любыми нарушениями элек-

троснабжения потребителей.

Специально для этого мы

уже ранее провели большую

работу, внесли необходимые

изменения в нормативную доку-

ментацию, организовали единый

центр компетенций на базе Минэ-

нерго России, создали автомати-

зированную систему, в которую

погружается вся информация об

отключениях.

Результаты анализа показате-

лей надежности в виде экспертно-

го заключения мы представляем

в соответствующие регулирую-

щие органы (региональные энер-

гетические комиссии), которые

осуществляют

регулирующую

деятельность относительно ТСО,

устанавливают тариф, принима-

ют решение о присвоении или

лишении статуса ТСО.

— Какие выводы по итогам

ОЗП 2018/2019 сделало Мини-

стерство? Какие новые инстру-

менты повышения эффектив-

ности подготовки к ОЗП и его

прохождения будут внедрять-

ся в ближайшем будущем?

— Осенне-зимний период —

особое время как для отрасли

в целом, так и Минэнерго. На-

дежность работы объектов ге-

нерации и сетевого комплекса,

а также слаженность взаимодей-

ствия с диспетчерскими центра-

ми — наша основная совместная

задача.

Подводя итоги завершающе-

гося ОЗП, стоит отметить, что

энергосистема России прошла

максимумы нагрузок в штатном

режиме, максимум потребления

электрической мощности в ЕЭС

России ОЗП 2018/2019 увели-

чился на 0,2% к ОЗП 2017/2018

и составил 151,9 ГВт. Была обес-

печена надежная работа элек-

тростанций и сетевого комплек-

са, сохранялся необходимый

резерв генерирующих мощно-

стей и пропускной способности

линий электропередачи, не было

зафиксировано аварий со значи-

тельными последствиями.

Также по объектам электро-

энергетики, нормирование кото-

рых осуществляется Минэнерго

России, запасы топлива в целом

превышали установленные нор-

мативы, серьезных отклонений

объемов запасов от норматив-

ных значений за осенне-зимний

период зафиксировано не было.

Минэнерго России в непре-

рывном режиме осуществляет

мониторинг и анализ аварийно-

сти на объектах электроэнергети-

ки и проводит точечные совеща-

ния с компаниями, допустившими

ухудшение показателей. По ре-

зультатам таких совещаний раз-

рабатываются многолетние про-

граммы по снижению аварийно-

сти, выполнение которых контро-

лируется Минэнерго России.

Проведение такой работы

в совокупности с более благопри-

ятными погодными условиями

в этом осенне-зимнем периоде

привело к ощутимому снижению

количества аварий, поэтому та-

кая работа будет продолжена

и дальше.

По итогам прошедшего ОЗП

снижение количества аварий на

объектах генерации мощностью

25 МВт и выше составило 9,8%,

а в электрических сетях напряже-

нием 110 кВ и выше — 5,9%.

Учения

по

ликвидации

аварийных

ситуаций

угрозой

нарушения

электроснабжения

проведенные

производствен

ными

объединениями

филиала

Россети

Волга

» — «

Ульяновские

распределительные

сети

совместно

терри

ториальными

электросетевыми

компаниями

администрациями

муниципальных

образований

исполнительными

органами

власти

Ульяновской

области

№

3 (54) 2019

Page 8

Мы ежегодно фиксируем сни-

жение количества аварий как на

объектах генерации, так и на объ-

ектах электрических сетей. Начи-

ная с 2013 года такое снижение

составило около 26% (на объектах

генерации — 27,8%, с 4428 ава-

рий в 2013 году до 3281 аварий

в 2018 году; на объектах электро-

сетевого комплекса — 25,9%,

с 19 866 аварий в 2013 году до

14 349 аварий в 2018 году).

В направлении обеспечения

надежного энергоснабжения по-

требителей Министерством про-

водится значительная работа по

переходу к управлению отраслью

на основе риск-ориентированного

подхода и совершенствованию

инструментов мониторинга функ-

ционирования отрасли.

Мы усовершенствовали про-

цедуру оценки готовности субъ-

ектов электроэнергетики к ра-

боте в отопительный сезон (по-

становление Правительства Рос-

сийской Федерации от 10.05.2017

№ 543) и сейчас ведем непре-

рывный мониторинг деятельно-

сти энергокомпаний и ежемесяч-

но публикуем результаты такого

мониторинга на официальном

сайте Минэнерго России.

В рамках внедрения новой мо-

дели мы ушли от необходимости

проведения выездных проверок

субъектов

электроэнергетики,

что позволило нам сосредото-

чить внимание именно на наибо-

лее проблемных вопросах, а ком-

паниям более эффективно вести

подготовку.

С введением новой методо-

логии оценки готовности к рабо-

те в отопительный сезон контур

оценки Минэнерго России уве-

личился с 84 субъектов до более

400 субъектов электроэнергети-

ки, в составе которых оценивает-

ся более 900 объектов (450 объ-

ектов генерации, 400 объектов

электрических сетей, 60 объек-

тов оперативно-диспетчерского

управления).

Практически все крупные

холдинги и компании, оценка ко-

торых и ранее проводилась ко-

миссиями Минэнерго России, до-

стигли основных показателей.

Компании, которые впервые

попали в контур оценки Мини-

стерства, в большинстве своем

имеют статус «Не готов», что свя-

зано, в первую очередь, с низкой

исполнительской дисциплиной

компаний и повышением требо-

ваний к условиям их готовности,

в основном это относится к не-

большим региональным органи-

зациям. На такие организации

мы обращали внимание регио-

нальных властей, направляя со-

ответствующие письма в регио-

нальные штабы по обеспечению

безопасности

электроснабже-

ния.

Проведенный анализ основ-

ных причин невыполнения пока-

зателей готовности выявил, что

на объектах электрических сетей

и на объектах генерации таки-

ми причинами являются не удо-

влетворительное

техническое

состояние основного технологи-

ческого оборудования, а также

отсутствие планов по осущест-

влению технического воздей-

ствия на оборудование, находя-

щееся в неудовлетворительном

техническом состоянии (включе-

ние в годовую программу ремон-

тов или в план технического пе-

ревооружения и реконструкции).

Вместе с тем, Правилами оцен-

ки готовности субъектов электро-

энергетики к работе в отопитель-

ный сезон предусмотрено, что

субъекты электроэнергетики, ко-

торые допустили отклонения при

АКТУАЛЬНОЕ

ИНТЕРВЬЮ

Page 9

выполнении условий готовности,

разрабатывают план мероприя-

тий, направленных на обеспече-

ние выполнения условий готов-

ности. Выполнение такого плана

контролируется Минэнерго Рос-

сии в постоянном режиме.

По результатам анализа вы-

полнения плана мероприятий

19% таких мероприятий было

не выполнено в установленный

срок, что также оказало влияние

на уровень готовности.

За невыполнением каждой

группы условий стоят нарушения

соответствующих нормативных

правовых документов, а также

невыполнение обязательных ор-

ганизационных и технических ме-

роприятий.

Также мы получили значи-

тельный опыт применения новой

методологии и на основе этого

опыта уже разработаны и прош-

ли стадии общественного об-

суждения изменения в методику

оценки готовности, которые по-

зволят повысить объективность

оценки объектов энергетики.

Вместе с тем расширяется диа -

пазон рассматриваемого в рам-

ках оценки готовности состава

оборудования, что позволит уви-

деть риски, которые ранее мы не

учитывали.

Минэнерго России разрабаты-

вается, перерабатывается и свя-

зывается между собой большой

объем нормативной докумен-

тации, так что многие разрабо-

танные нами акты так или иначе

увязаны и с методологией оценки

готовности к ОЗП, что повышает

ее эффективность и позволяет

заранее, до начала осенне-зим-

него периода, видеть проблем-

ные точки и воздействовать

конкретно на них, то есть осу-

ществлять превентивное воздей-

ствие с целью вхождения в ото-

пительный сезон с наименьшими

рисками.

— Планируется ли вносить

какие-либо изменения (улучше-

ния) в существующую систему

управления электросетевым

комплексом для обеспечения

более устойчивой работы в но-

вых условиях и с учетом воз-

растающих требований по по-

вышению надежности?

— Изменения, которые сейчас

происходят в нормативном регу-

лировании отрасли, направлены

на повышение надежности элек-

троэнергетического комплекса,

в том числе и электросетевого

комплекса. В 2018 году был при-

нят важнейший системный доку-

мент, регламентирующий основ-

ные правила функционирования

в электроэнергетике — Правила

технологического функциониро-

вания

электроэнергетических

систем. В развитие указанного

документа Минэнерго поручено

разработать и утвердить 35 нор-

мативных актов, часть из которых

направлена на повышение тре-

бований надежности электросе-

тевого комплекса.

Так уже утверждены и зареги-

стрированы в Минюсте Требова-

ния по плавке гололеда на про-

водах и грозозащитных тросах

ЛЭП, которые устанавливают

общеобязательные требования

к организации и проведению

плавки гололеда. Своевремен-

ная плавка гололеда исключает

опасность обрыва проводов под

тяжестью льда и обеспечива-

ет надежность работы объек-

тов электросетевого хозяйства

в зимний период.

Также утверждены и заре-

гистрированы в Минюсте Тре-

бования к оснащению ЛЭП

устройствами РЗА и Требования

к каналам связи РЗА. Все мы

помним отключения электро-

энергии на Дальнем Востоке

и Крыму, когда из-за срабатыва-

ния автоматики на одном объек-

те без света оказывался целый

регион. Это происходило в том

числе и из-за того, что настройки

энергетического оборудования

у субъектов энергетики не были

едины. Принятие требований

позволяет восполнить пробелы

в законодательстве и позволит

в будущем избежать крупных

аварий.

В настоящий момент в Мин-

эне рго России на стадии согла-

сования и отраслевого обсуж-

дения находятся важнейшие

документы: Методические указа-

ния по технологическому проек-

тированию ЛЭП и ПС и Правила

технической эксплуатации элек-

трических станций и сетей.

Таким образом, у электросе-

тевых компаний будут единые

общеобязательные требования,

начиная с проектирования объ-

ектов и заканчивая их эксплуа-

тацией, что, по нашему мнению,

должно привести к надежному

функционированию электросе-

тевого комплекса и обеспечению

бесперебойного энергоснабже-

ния потребителей. При этом, как

будет меняться структура ком-

паний, зависит от менеджмента

компании. Главное, чтобы те тре-

бования, которые уже разработа-

ны и которые еще предстоит при-

нять, выполнялись. Мы за этим

будем тщательно следить.

Беседовала

Екатерина

ГУСЕВА

Заместитель

Министра

энергетики

РФ

Черезов

директор

издатель

ства

журнала

ЭЛЕКТРОЭНЕРГИЯ

Передача

распределение

Гусева

№

3 (54) 2019

Оригинал статьи: Надежность электроснабжения — наша приоритетная задача

Читать онлайн

В эксклюзивном интервью заместителя Министра энергетики РФ Андрея ЧЕРЕЗОВА директору издательства журнала «ЭЛЕКТРО ЭНЕРГИЯ. Передача и распределение» Екатерине Гусевой обсуждаются вопросы внедрения и совершенствования в энергокомпаниях риск-ориентированного управления объектами и ресурсами, затрагиваются вопросы повышения надежности энергосистем и энергорайонов, характеризующихся режимом с высокими рисками нарушения электроснабжения, рассматрива ются примеры успешной реализации проектов, направленных на повышение надежности. Большое внимание уделено вопросам подготовки к осенне-зимнему периоду, совершенствованию методики оценки готовности субъектов к ОЗП. Обсуждаются текущие и перспективные планы по разработке и внедрению новых законодательных и нормативных актов.