Павел Якушев
17
июня свой первый юбилей — десятилетие со дня основания —
отметило ОАО «Системный оператор Единой энергетической
системы». В 2002 году именно Системный оператор стал первой
инфраструктурной организацией, выделенной из состава ОАО РАО
«ЕЭС России» в самостоятельное акционерное общество в рамках
реформы российской энергетической отрасли.
Впервые в истории отечественного оперативно-диспетчерского
управления, которое к моменту создания Системного оператора
насчитывало уже 80 лет, технологическое управление
электроэнергетическими режимами стала осуществлять
специально созданная для этих целей компания, независимая от
интересов других субъектов энергетической отрасли. Решение
начать реформу именно с создания Системного оператора не
было случайным. Появление независимого Системного оператора,
основной задачей которого является обеспечение надежного
управления электроэнергетическими режимами ЕЭС России, было
насущной необходимостью в новых экономических условиях
существования российской энергетики.
По сути, в 2002 году от успешности проекта по созданию
Системного оператора во многом зависела судьба всей
энергореформы: начинать разделение отрасли на генерацию и
сети без единой стабильно работающей системы
оперативно-диспетчерского управления было чревато нарушением
стабильного функционирования всей Единой энергосистемы. В
период проведения энергореформы Системный оператор успешно
справился с задачами, возложенными на него государством,
обеспечив стабильное функционирование Единой энергосистемы в
период системных преобразований в отрасли.
Все 10 лет своего существования — и в период реформы, и
после ее завершения — Системный оператор решал большое
количество сложных и комплексных задач. Среди них: создание
новой системы планирования режимов, необходимой для работы в
условиях оптового рынка электроэнергии и мощности;
разработка унифицированной нормативно-технологической базы;
внедрение единого программного обеспечения; запуск рынка
системных услуг; развитие автоматизированных технологий
управления режимами, средств и систем релейной защиты и
противоаварийной автоматики.
Основное достижение Системного оператора за прошедшие 10 лет
— построение стабильно работающей системы технологического
управления режимами ЕЭС России, опирающейся на экономические
принципы работы рынков электроэнергии и мощности и механизмы
обеспечения перспективной надежности.
Новая старая система
С 1957 года отечественное оперативно-диспетчерское
управление представляло собой трехуровневую систему:
Центральное диспетчерское управление, как представитель
Министерства энергетики осуществлявшее общее хозяйственное
руководство и выполнявшее методологические функции, семь
Объединенных диспетчерских управлений (по числу ОЭС), в
основном занимавшихся управлением магистральными сечениями,
более 60-ти Центральных диспетчерских служб АО-энерго,
управлявших режимами энергосистем краев, областей и
автономных республик.
Такая система управления режимами была создана для
обслуживания интересов советской энергетики и вполне успешно
выполняла свои функции в этот период истории. Однако к
началу XXI века ни уровень технологического развития, ни
организационная архитектура этой системы уже не позволяли
ставить перед ней глобальные стратегические задачи, какой
являлось внедрение рыночных механизмов в процессы
производства и потребления электроэнергии и мощности.
При общем единстве технологических принципов управления
режимами организация и методология этого процесса были
разрозненными и существенно отличались от региона к региону.
Центральные диспетчерские службы АО-энерго финансировались
по остаточному принципу, имели различный уровень
технического оснащения, разное программное обеспечение и
даже различавшийся от региона к региону набор функций. Не
существовало единообразных процедур рассмотрения заявок на
вывод оборудования в ремонт, подходов к расчету уставок
релейной защиты и определению алгоритмов работы
противоаварийной автоматики, не было единой системы
подготовки и повышения квалификации диспетчеров, системы
внутреннего аудита и прочих необходимых структурных
элементов.
Одной из основных задач первых лет Системного оператора было
формирование единой трехуровневой структуры
оперативно-диспетчерского управления ЕЭС России на новых
принципах: с унифицированными технологической базой,
стандартами и процедурами управления режимами энергосистемы.
В результате отрасль получила единую прозрачную технологию
планирования и управления электроэнергетическим режимом,
составления балансов, рассмотрения заявок, планирования
ремонтных кампаний, определения принципов работы и настройки
устройств релейной защиты, режимной и противоаварийной
автоматики, что позволило добиться устойчивой и эффективной
работы энергетических объектов и энергосистем.
В настоящее время Системный оператор представляет собой
акционерное общество со 100-процентным государственным
капиталом. Компания состоит из главного диспетчерского
центра в Москве, 7 филиалов — объединенных диспетчерских
управлений и 59 филиалов — региональных диспетчерских
управлений, осуществляющих круглосуточное управление
режимами энергосистем на территории 79 субъектов Российской
Федерации.
Объект управления ОАО «СО ЕЭС» — Единая энергетическая
система России — это крупнейший в мире электроэнергетический
комплекс, в который входит более 600 электростанций свыше 5
МВт, более 10000 линий электропередачи класса напряжения
110-750 кВ. По состоянию на 1 января 2012 года общая
установленная мощность электростанций ЕЭС России превышает
218 ГВт. Объем выработанной в 2011 году электроэнергии
превысил 1 трлн кВт/ч.
В 2008 году компания была переименована из ОАО «Системный
оператор — Центральное диспетчерское управление Единой
энергетической системы» в ОАО «Системный оператор Единой
энергетической системы» в связи с расширением задач и
полномочий, которые к тому времени уже вышли за пределы
исключительно диспетчерских функций.
Развитие во имя стабильности
Значительная часть усилий специалистов Системного оператора
на протяжении десяти лет направлялась на приведение
технологий управления электроэнергетическим режимом в
соответствие с новыми условиями функционирования
электроэнергетики, предусматривающими наличие рыночной
составляющей. В частности, была полностью перестроена
система расчета и управления электроэнергетическими режимами
ЕЭС России. Потребовалось разработать новую математическую
модель ЕЭС на основе электрической расчетной схемы сети, а
также заменить всю автоматизированную систему
оперативно-диспетчерского управления. Решение этих задач
дало мощный толчок к развитию методов математического
моделирования для планирования и управления режимами
энергосистем. В этой сфере сейчас ОАО «СО ЕЭС» является
одним из сильнейших системных операторов мира.
В настоящее время оптовый рынок электроэнергии, рынок
мощности и рынок системных услуг прочно встроены в процессы
управления режимами и являются системообразующими
механизмами поддержания надежной работы ЕЭС. При помощи
рыночных механизмов для генерирующих компаний созданы
материальные стимулы к точному следованию диспетчерским
указаниям и прямому участию в поддержании надежной работы
ЕЭС России.
За 10 лет в отечественной энергетике при непосредственном
участии Системного оператора осуществлен существенный прорыв
в повышении уровня автоматизации регулирования частоты и
совершенствовании систем противоаварийной автоматики. В 2007
году Системный оператор ввел в промышленную эксплуатацию
Центральную координирующую станцию автоматического
регулирования частоты и мощности (ЦКС АРЧМ) ЕЭС России на
новых программно-технических средствах: сервере ОИК СК-2003
и ЦППС АРЧМ «SMART-FEP». После этого в 2008-2010 годах
Системным оператором обеспечены вводы и модернизация систем
АРЧМ в центральной части ОЭС Северо-Запада, ОЭС Урала, ОЭС
Юга, ОЭС Сибири, начата модернизация ЦС АРЧМ в ОЭС Востока.
В 2010 году в ОЭС Юга и ОЭС Средней Волги введены в
эксплуатацию централизованные системы противоаварийной
автоматики (ЦСПА) нового поколения, не имеющие мировых
аналогов.
ОАО «СО ЕЭС» продолжает начатое в 2005 году внедрение в ЕЭС
России системы мониторинга переходных режимов (СМПР) на
основе широко применяемой в мировой энергетике технологии
векторных измерений. СМПР является основным инструментом
сбора информации об электромеханическом переходном режиме,
необходимой для верификации динамической цифровой модели
энергосистемы.
В 2009 году в отрасли запущен механизм поддержания
перспективной надежности — система планирования развития ЕЭС
России, предусматривающая разработку и регулярную
актуализацию схем и программ развития ЕЭС и энергосистем
субъектов Федерации. Формирование этих документов
представляет собой последовательный процесс принятия
решений, основанный на экономических и технологических
расчетах, и служит важным фактором управления
электроэнергетическим режимом Единой энергосистемы.
В течение всего первого 10-летия продолжается процесс
совершенствования нормативно-технологической базы в сфере
управления электроэнергетическим режимом. За это время
разработаны и приняты десятки технологических отраслевых
стандартов и типовых положений, регулирующих основные
процессы управления энергосистемой. Специалисты Системного
оператора обеспечили экспертное сопровождение десятков
нормативных актов федерального и общеотраслевого уровня.
Одной из важнейших задач является обеспечение вводов
сетевого и генерирующего оборудования. Комплекс мероприятий,
осуществляемых специалистами Системного оператора по каждому
вводу энергетического объекта, включает в себя рассмотрение
и согласование технического задания и проектной
документации, расчет электроэнергетических режимов, токов
короткого замыкания, анализ проектных решений по релейной
защите и противоаварийной автоматике, режимное обеспечение
испытаний нового и реконструированного оборудования. За 10
лет Системный оператор обеспечил ввод в работу сотен новых и
реконструированных подстанций и линий электропередачи, а
также более 18 тыс. МВт генерирующих мощностей. Причем,
свыше 4,5 тыс. МВт введено в прошлом году, ставшем рекордным
по объему вводов за всю постсоветскую историю Единой
энергосистемы.
