Надежность электроснабжения — наша приоритетная задача

— Андрей Владимирович, на сегодняшний день ключевым стратегическим вектором развития энергосистемы и электросетевого комплекса в частности является повышение его надежности. При этом необходим определенный баланс техники и экономики, чтобы вложения в мероприятия, обеспечивающие надежность, были оправданными. Если это возможно представить в измеримых показателях, к какому целевому уровню надежности энергосистемы России мы стремимся? Когда и при каких условиях он может быть достигнут?

— Баланс техники и экономики — это подход, называемый риск-ориентированным управлением. Это задача, в первую очередь, регулятора в лице Минэнерго по государственному управлению и регулированию отрасли.

Чтобы обеспечить такой баланс, Министерством разработан целый комплекс нормативно-правовых актов, который позволяет определить первостепенные задачи для обеспечения максимальной надежности, но при этом использовать не «максимум», а «оптимум» финансовых средств.

Целью перехода на риск-ориентированное управление является совершенствование контрольно-надзорной функции, оптимизация внутренних ресурсов компании, необходимых для поддержания уровня технического состояния и предотвращения технических рисков.

Это связано с тем, что состояние и надежность работы основного технологического оборудования и объектов отрасли определяются объемом и качеством выполняемых работ по техническому обслуживанию и ремонту в период эксплуатации, а также объемом финансирования в текущий период и инвестициями прошлых лет в восстановление, реконструкцию и замену основных производственных фондов.

Недостаточность таких инвестиций и отсутствие механизмов рационального использования операционных финансовых ресурсов в России в течение последних 20–25 лет привели к значительному увеличению доли оборудования, многократно выработавшего свой нормативный срок службы.

Эта ситуация заключает в себе скрытые риски для функционирования энергосистемы, связанные с техническим состоянием основного оборудования.

Однако при условии эксплуатации оборудования без отклонения от номинальных параметров и выполнении необходимых технических мероприятий ограничения дальнейшей эксплуатации оборудования могут быть сняты.

Для хеджирования подобных рисков, в том числе с применением успешного опыта крупных генерирующих и электросетевых компаний, разрабатывавших свои подходы к системе управления производственными активами, Министерством была проведена большая работа по переводу отрасли на риск-ориентированное управление.

Наверное, самым первым шагом было постановление Правительства Российской Федерации от 19.12.2016 № 1401, которым утверждена Методика комплексного определения показателей технико-экономического состояния и показателей физического износа.

Это первая попытка оцифровать фактическое техническое состояние для того, чтобы на следующем уровне разработать систему поддержки принятия решений, иметь основополагающую цифру — индекс технического состояния (ИТС), понять, как она меняется, прогнозировать ее значение в дальнейшем при проведении определенного объема воздействий.

Методика оценки технического состояния, подготовленная в развитие постановления Правительства Российской Федерации № 1401 и утвержденная приказом Минэнерго России № 676, позволила при проведении различного рода анализа уйти от бухгалтерского износа и оперировать данными по фактическому техническому состоянию.

Для этого используется показатель ИТС — количественная оценка технического состояния оборудования, определяемая на основе фактических данных: наличия различных видов дефектов, динамики их развития.

ИТС по сути — это численная величина, диапазоны значений которой характеризуют качественную оценку технического состояния — вид технического состояния и соответствующий уровень технического риска.

Министерством подготовлены новые принципы формирования программ ТОиР и ТПиР, в соответствии с которыми формирование этих программ должно происходить с учетом ИТС и вероятности и последствий отказа единиц оборудования, комплексных объектов и узлов сети.

Указанные принципы закреплены обновленными Правилами организации технического обслуживания и ремонта объектов электроэнергетики, утвержденными приказом Минэнерго России № 1013, и которые позволяют собственникам проводить ремонт оборудования не по срокам, а техническому состоянию.

Данные документы вкупе с утвержденными приказом Мин­энерго России № 123 Методическими указаниями по расчету вероятности отказа позволили выявить зоны риска, определить первоочередные мероприятия, направленные на повышение надежности энергосистемы, повысить эффективность использования имеющихся финансовых ресурсов и осуществлять ремонты основного оборудования по фактическому техническому состоянию, не применяя систему ППР.

Это и есть сбалансированный подход между максимальной надежностью и экономикой.

Говоря об измеряемом показателе надежности, отмечу, что такой показатель есть — это показатели надежности, применяемые для сетевых компаний, так называемые показатели SAIDI/SAIFI.

С 2016 года введена новая система оценки надежности оказываемых электросетевыми организациями услуг на основе комплексной системы сбора, передачи, обработки и проверки достоверности исходных данных, используемых для определения показателей надежности SAIDI и SAIFI, для последующего установления плановых значений в тарифных решениях для сетевых организаций для каждого регламентированного периода на основе Методических указаний по расчету этих показателей, утверж­денных приказом № 1256.

По данному показателю уже накоплена достаточно большая статистика, и можно судить об их динамике, которая является положительной. К примеру, по итогам 2018 года показатель средней продолжительности нарушений электроснабжения потребителей (Пsaidi) в целом по Российской Федерации снизился на 27% по сравнению с 2017 годом (с 2,64 часа до 1,91 часа). Показатель средней частоты прекращений передачи электрической энергии на точку поставки (Пsaifi) в целом по Российской Федерации за 2018 год по сравнению с 2017-м снизился на 8% (с 1,09 до 1,00).

В настоящее время это и является нашим целевым ориентиром, но при этом не конечной точкой — мы совместно с сетевыми компаниями работаем над улучшением этих показателей.

— Показатели надежности на сегодняшний день по различным регионам России отличаются. Какие мероприятия нужны для «подтягивания» под единый стандарт наиболее отстающих регионов?

— Что касается регионального вопроса, то, как я и говорил ранее, установление единых требований по обеспечению надежности как раз и задает этот самый «единый стандарт», способствуя созданию технологического единства и обеспечения необходимого уровня надежности. По отдельным, так скажем, проблемным регионам, где мы видим наибольшие риски нарушения электроснабжения потребителей, работаем в «ручном режиме». Приказом Минэнерго России утверждены перечень энергосистем и энергорайонов, характеризующихся режимом с высокими рисками нарушения электроснабжения, и перечень мероприятий по снижению указанных рисков. На данный момент таких регионов у нас четыре: Дагестан, Крым, Якутия, Иркутская энергосистема (Бодайбинский и Мамско-Чуйский энергорайоны). Выполнение мероприятий расписано до 2022 года. По Якутии все запланированные мероприятия выполнены, центральный энергорайон Якутской энергосистемы синхронизирован с ЕЭС
России.

— Большая работа по повышению надежности в регионах с высокими рисками нарушения электроснабжения, в том числе и под Вашим руководством, проведена в Крыму. Какие еще проекты будут там реализованы в ближайшие годы?

— Для реализации комплексного проекта по обес­печению надежного энергоснабжения Республики Крым и города федерального значения Севастополя Минэнерго России обеспечило реализацию нескольких важных мероприятий. Еще в 2015–2017 годах было завершено строительство и введены в эксплуатацию объекты электросетевого 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 блэк­аута. В марте 2019 года введены в работу в полном объеме Балаклавская и Таврическая ТЭС, что позволило обеспечить работу станций на полную проектную мощность 940 МВт. В результате ввода в эксплуатацию двух новых электростанций общий объем мощности полуострова составит порядка 2070 МВт (это с учетом Сакской ТЭЦ на 120 МВт), без учета непостоянной ветровой и солнечной генерации, а также мобильных ГТЭС. Это обеспечит полное покрытие потребности полуострова Крым с учетом резервирования, а также при необходимости возможность передачи мощности в соседние регионы (Краснодарский край). Завершено строительство ВЛ 330 Западно-Крымская — Севастополь, позволившей обеспечить выдачу мощности Севастопольской ПГУ-ТЭС на север Крымского полу­острова, замкнуть кольцо магистральных ВЛ 330 кВ и повысить системную надежность энергосистемы Крыма при проведении ремонтных работ и в аварийных режимах. В целях обеспечения возможности передачи избыточной мощности Ростовской АЭС на территорию Крымского полуострова, а также обеспечения системной надежности Таманского полуострова выполнено строительство ВЛ 500 кВ Ростовская АЭС — Ростовская и ВЛ 500 кВ Ростовская — Андреевская — Вышестеблиевская (Тамань). Завершается реконструкция Сакской ТЭЦ, которая даст энергосистеме полуострова еще 120 МВт. Завершено строительство новой независимой газотранспортной системы, расположенной на территории Краснодарского края и Рес­публики Крым. Реализованы мероприятия по обеспечению каналами связи Республики Крым с использованием существующей и строящейся электросетевой инфраструктуры с пропускной способностью системы передачи данных 200 Гбит/с, позволившие улучшить доступность Интернет-ресурсов в Крыму, снизить расходы операторов и  провайдеров Крыма на меж­операторское взаимодействие.

Финальным этапом проектов стали натурные испытания Крымской энергосистемы в изолированном режиме, в ходе которых была подтверждена возможность работы энергосистемы и генерирующих объектов в различных режимах, в том числе изолированно от Единой энергетической системы России. Данные испытания были проведены в двухдневный срок с 23 апреля 2019 года.

Дополнительно в марте 2019 года завершено строительство на Тамани нового центра питания — подстанции 220 кВ «Порт» мощностью 432 МВА и воздушных линий электропередачи 220–110–35–10 кВ протяженностью 188 км, в рамках проекта «Создание сухогрузного района морского порта Тамань». Строительство подстанции велось опережающими темпами, учитывая значимость данного энергообъекта и его необходимость для развития инфраструктуры Таманского полуострова, обеспечения потребностей транспортного и железнодорожного переходов Крымского моста.

В настоящее время завершаются мероприятия по технологическому присоединению сооружаемых объектов транспортной инфраструктуры (автодороги Таврида и железнодорожного транспортного перехода через Керченский пролив) к электросетям ГУП РК «Крымэнерго».

В перспективе до 2023 года в соответствии со Схемой и программой перспективного развития электроэнергетики республики Крым (утверждена распоряжением Главы Рес­публики Крым от 29.12.2018 № 653-рг) планируется завершить реализацию мероприятий по устранению основных «узких мест» и усилению электрических сетей. В первую очередь это масштабная реконструкция транзита 110 кВ Севастополь — Ялта и Ялта — Лучистое (всего около 245 км) с переорганизацией присоединений транзитных подстанций Южного берега Крыма. Это обеспечит качественное, надежное электроснабжение потребителей курортных городов и поселков при любых режимах работы.

— В настоящее время реализуется еще один крупный проект, направленный на повышение надежности электроснабжения Калининградской области. Расскажите о нем поподробнее?

— В Калининградской области реализуется масштабный инвестиционный проект по строительству четырех электростанций, призванный обеспечить энергонезависимость региона, а также создать задел резерва энергомощностей для социально-экономического развития региона. Введены в эксплуатацию Маяковская ТЭС, Талаховская ТЭС и Прегольская ТЭС с общей установленной мощностью 771 МВт.

Основным силовым оборудованием на указанных электростанциях являются газотурбинные установки, отличающиеся высокой маневренностью и экономичностью. Также важно отметить, что все основное оборудование: газовые турбины, генераторы, паровые котлы и паровые турбины (на Прегольской ТЭС) изготовлены в России. Новые ТЭС также оснащены оборудованием противоаварийной автоматики, системами обмена технологической информацией с Системным оператором, регистрации аварийных событий и мониторинга переходных режимов. На каждой станции создана система учета энергоресурсов (АИИСКУЭ), позволяющая работать на оптовом рынке энергии и мощности.

Также осуществляется строительство Приморской ТЭС мощностью 195 МВт, завершить которое планируется в 3 квартале 2020 года.

— Работа по повышению надежности энергосистемы России и отдельных ее регионов проделана действительно большая. Но это процесс непрерывный и в дальнейшем его эффективность должна повышаться, в том числе и за счет разработки и внедрения новых законодательных и нормативных актов. Что сейчас Министерство совместно с энергокомпаниями предпринимает в этом направлении?

— Сегодня Министерством разработана методологическая база, которая не только соответствует мировым тенденциям, она во многом является новационной. В мире еще нет таких наработок по некоторым вопросам.

Эта база направлена на обес­печение надежного энергоснабжения потребителей и с?овершенствование инструментов мониторинга функционирования отрасли, переход к управлению отраслью на основе риск-ориентированного подхода.

В этом направлении проделана значительная работа.

Мы усовершенствовали процедуру оценки готовности субъектов электроэнергетики к работе в отопительный сезон, которая утверждена постановлением Правительства Российской Федерации от 10.05.2017 № 543 и сейчас ведем непрерывный мониторинг деятельности энергокомпаний.

Проводится мониторинг технического состояния в совокупности с проведением оценки технико-экономических показателей в соответствии с требованиями постановления Правительства Российской Федерации от 19.12.2016 № 1401.

Одним из основных показателей, на основе которого рассчитывается физический износ и индексы готовности к зиме, является Индекс технического состояния (ИТС), рассчитываемый на основании утвержденной приказом Минэнерго России от 26.07.2017 № 676 методики.

Более того, новые подходы постоянно совершенствуются. В настоящее время новаторская методология дополняется и уточняется.

Инструмент оценки технического состояния доукомплектован зависимыми моделями: 4 апреля Минюстом России зарегистрированы методические указания по расчету вероятности и последствий отказа функционального узла и единицы основного технологического оборудования, утвержденные приказом Минэнерго России от 19.02.2019 № 123.

В основу методологии заложен подход к планированию технических воздействий на основное технологическое оборудование с целью оптимизации состава и стоимости такого воздействия с учетом технического риска. Иными словами, соотнося риски отказа с затратами, мы получаем основу для более эффективного распределения ограниченных финансовых средств для оптимального управления производственными активами.

С целью хеджирования рис­ков возникновения аварий и установления единых принципов технологического функционирования отрасли Мин­энерго продолжает работу по актуализации нормативной базы. В рамках данной работы уже приняты документы, направленные на установление единых правил при настройке автоматики, по регулированию мощностей объектов генерации и испытаниям оборудования. В этом году планируем утвердить документы, устанавливающие общие требования к технологическому проектированию оборудования и его эксплуатации. Единство подходов в технологическом функционировании приведет к повышению надежности, снижению аварийности и издержек.

Утверждены и зарегистрированы в Минюсте России 14 нормативных актов, среди которых такие важнейшие акты, как Правила взаимодействия при выполнении заданий по настройке РЗА, Требования к участию генерирующего оборудования в общем первичном регулировании частоты, Правила переключений в электроустановках.

Хочу отметить, что эта методологическая база достаточно нова — вся отрасль сейчас находится на стадии ее внедрения. Поэтому некоторые компании еще работают «по инерции» по старым наработкам. Но хочу отметить, что динамику по использованию новых подходов мы видим, и она положительная.

— На сегодняшний день большое влияние на надежность энергосистемы оказывают частные владельцы энергетических объектов и территориальные электросетевые организации (ТСО). Каким образом планируется организовать работу с этой категорией владельцев энергообъектов, чтобы обеспечить общий высокий уровень надежности энергоснабжения и готовности к ОЗП?

— Все ТСО, на балансе которых есть оборудование 110 кВ и выше, попадают в контур оценки Минэнерго России к отопительному сезону, и к ним предъявляются такие же требования и осуществляется такой же контроль.

Вместе с тем мы в непрерывном режиме контролируем и анализируем показатели надежности электроснабжения потребителей по всем ТСО, независимо от объема эксплуатируемого ими оборудования. Показатели надежности включают в себя частоту и длительность нарушений электроснабжения потребителей. То есть мы в течение всего года следим за любыми нарушениями электроснабжения потребителей.

Специально для этого мы уже ранее провели большую работу, внесли необходимые изменения в нормативную документацию, организовали единый центр компетенций на базе Минэнерго России, создали автоматизированную систему, в которую погружается вся информация об отключениях.

Результаты анализа показателей надежности в виде экспертного заключения мы представляем в соответствующие регулирующие органы (региональные энергетические комиссии), которые осуществляют регулирующую деятельность относительно ТСО, устанавливают тариф, принимают решение о присвоении или лишении статуса ТСО.

— Какие выводы по итогам ОЗП 2018/2019 сделало Министерство? Какие новые инструменты повышения эффективности подготовки к ОЗП и его прохождения будут внедряться в ближайшем будущем?

— Осенне-зимний период — особое время как для отрасли в целом, так и Минэнерго. Надежность работы объектов генерации и сетевого комплекса, а также слаженность взаимодействия с диспетчерскими центрами — наша основная совместная задача.

Подводя итоги завершающегося ОЗП, стоит отметить, что энергосистема России прошла максимумы нагрузок в штатном режиме, максимум потребления электрической мощности в ЕЭС России ОЗП 2018/2019 увеличился на 0,2% к ОЗП 2017/2018 и составил 151,9 ГВт. Была обес­печена надежная работа электростанций и сетевого комплекса, сохранялся необходимый резерв генерирующих мощностей и пропускной способности линий электропередачи, не было зафиксировано аварий со значительными последствиями.

Также по объектам электроэнергетики, нормирование которых осуществляется Минэнерго России, запасы топлива в целом превышали установленные нормативы, серьезных отклонений объемов запасов от нормативных значений за осенне-зимний период зафиксировано не было.

Минэнерго России в непрерывном режиме осуществляет мониторинг и анализ аварийности на объектах электроэнергетики и проводит точечные совещания с компаниями, допустившими ухудшение показателей. По результатам таких совещаний разрабатываются многолетние программы по снижению аварийности, выполнение которых контролируется Минэнерго России.

Проведение такой работы в совокупности с более благоприятными погодными условиями в этом осенне-зимнем периоде привело к ощутимому снижению количества аварий, поэтому такая 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 напряжением 110 кВ и выше — 5,9%.

Мы ежегодно фиксируем снижение количества аварий как на объектах генерации, так и на объектах электрических сетей. Начиная с 2013 года такое снижение составило около 26% (на объектах генерации — 27,8%, с 4428 аварий в 2013 году до 3281 аварий в 2018 году; на объектах электросетевого комплекса — 25,9%, с 19 866 аварий в 2013 году до 14 349 аварий в 2018 году).

В направлении обеспечения надежного энергоснабжения потребителей Министерством проводится значительная работа по переходу к управлению отраслью на основе риск-ориентированного подхода и совершенствованию инструментов мониторинга функционирования отрасли.

Мы усовершенствовали процедуру оценки готовности субъектов электроэнергетики к работе в отопительный сезон (постановление Правительства Российской Федерации от 10.05.201 № 543) и сейчас ведем непрерывный мониторинг деятельности энергокомпаний и ежемесячно публикуем результаты такого мониторинга на официальном сайте Минэнерго России.

В рамках внедрения новой модели мы ушли от необходимости проведения выездных проверок субъектов электроэнергетики, что позволило нам сосредоточить внимание именно на наиболее проблемных вопросах, а компаниям более эффективно вести подготовку.

С введением новой методологии оценки готовности к работе в отопительный сезон контур оценки Минэнерго России увеличился с 84 субъектов до более 400 субъектов электроэнергетики, в составе которых оценивается более 900 объектов (450 объектов генерации, 400 объектов электрических сетей, 60 объектов оперативно-диспетчерского управления).

Практически все крупные холдинги и компании, оценка которых и ранее проводилась комиссиями Минэнерго России, достигли основных показателей.

Компании, которые впервые попали в контур оценки Министерства, в большинстве своем имеют статус «Не готов», что связано, в первую очередь, с низкой исполнительской дисциплиной компаний и повышением требований к условиям их готовности, в основном это относится к небольшим региональным организациям. На такие организации мы обращали внимание региональных властей, направляя соответствующие письма в региональные штабы по обеспечению безопасности электроснабжения.

Проведенный анализ основных причин невыполнения показателей готовности выявил, что на объектах электрических сетей и на объектах генерации такими причинами являются не­удо­влетворительное техническое состояние основного технологического оборудования, а также отсутствие планов по осуществлению технического воздействия на оборудование, находящееся в неудовлетворительном техническом состоянии (включение в годовую программу ремонтов или в план технического перевооружения и реконструкции).

Вместе с тем, Правилами оценки готовности субъектов электроэнергетики к работе в отопительный сезон предусмотрено, что субъекты электроэнергетики, которые допустили отклонения при выполнении условий готовности, разрабатывают план мероприятий, направленных на обеспечение выполнения условий готовности. Выполнение такого плана контролируется Минэнерго России в постоянном режиме.

По результатам анализа выполнения 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 организационных и технических мероприятий.

Также мы получили значительный опыт применения новой методологии и на основе этого опыта уже разработаны и прошли стадии общественного обсуждения изменения в методику оценки готовности, которые позволят повысить объективность оценки объектов энергетики.

Вместе с тем расширяется диапазон рассматриваемого в рамках оценки готовности состава оборудования, что позволит увидеть риски, которые ранее мы не учитывали.

Минэнерго России разрабатывается, перерабатывается и связывается между собой большой объем нормативной документации, так что многие разработанные нами акты так или иначе увязаны и с методологией оценки готовности к ОЗП, что повышает ее эффективность и позволяет заранее, до начала осенне-зимнего периода, видеть проблемные точки и воздействовать конкретно на них, то есть осуществлять превентивное воздействие с целью вхождения в отопительный сезон с наименьшими рисками.

— Планируется ли вносить какие-либо изменения (улучшения) в существующую систему управления электросетевым комплексом для обеспечения более устойчивой работы в новых условиях и с учетом возрастающих требований по повышению надежности?

— Изменения, которые сейчас происходят в нормативном регулировании отрасли, направлены на повышение надежности электроэнергетического комплекса, в том числе и электросетевого комплекса. В 2018 году был принят важнейший системный документ, регламентирующий основные правила функционирования в электроэнергетике — Правила технологического функционирования электроэнергетических систем. В развитие указанного документа Минэнерго поручено разработать и утвердить 35 нормативных актов, часть из которых направлена на повышение требований надежности электросетевого комплекса.

Так уже утверждены и зарегистрированы в Минюсте Требования по плавке гололеда на проводах и грозозащитных тросах ЛЭП, которые устанавливают общеобязательные требования к организации и проведению плавки гололеда. Своевременная плавка гололеда исключает опасность обрыва проводов под тяжестью льда и обеспечивает надежность работы объектов электросетевого хозяйства в зимний период.

Также утверждены и зарегистрированы в Минюсте Требования к оснащению ЛЭП устройствами РЗА и Требования к аналам связи РЗА. Все мы помним отключения электроэнергии на Дальнем Востоке и Крыму, когда из-за срабатывания автоматики на одном объекте 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 Минэнерго России на стадии согласования и отраслевого обсуждения находятся важнейшие документы: Методические указания по технологическому проектированию ЛЭП и ПС и Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей.

Таким образом, у электросетевых компаний будут единые общеобязательные требования, начиная с проектирования объектов и заканчивая их эксплуатацией, что, по нашему мнению, должно привести к надежному функционированию электросетевого комплекса и обеспечению бесперебойного энергоснабжения потребителей. При этом, как будет меняться структура компаний, зависит от менеджмента компании. Главное, чтобы те требования, которые уже разработаны и которые еще предстоит принять, выполнялись. Мы за этим будем тщательно следить. 

Интервью опубликовано в журнале «ЭЛЕКТРОЭНЕРГИЯ. Передача и распределение» №3(54), май-июнь 2019 г.