10 лет после Чагино

В мае этого года исполнилось десять лет с тех пор, как Объединенная энергосистема Центра пережила одну из самых масштабных аварий. В историю отрасли она вошла под названием Московской аварии, а в народе события тех дней называют одним словом – «Чагино».

К системной аварии, начавшейся на подстанции 500 кВ Чагино, которая расположена «в самом сердце России» – в Москве, принято апеллировать в тех случаях, когда кто-то пытается доказать необходимость и неизбежность кардинальных изменений в постсоветской электроэнергетике. Ведь в числе причин ее возникновения и неконтролируемого развития были значительный износ оборудования подстанции, а также неудовлетворительный уровень обслуживания сетевой инфраструктуры в столице и нескольких соседних областях.
Московская авария действительно стала серьезным аргументом сторонников изменений, – аргументом, показавшим, что так больше продолжаться не может. Однако у аварии были и иные причины: энергетический комплекс столицы не обновлялся длительное время, что привело к отставанию развития сетевой инфраструктуры и генерирующих мощностей от потребностей мегаполиса, физическому износу энергооборудования. Объекты энергетики в Московской энерго­системе не были в достаточной степени оснащены системами передачи теле­метрической информации и противоаварийной автоматикой. Свою роль сыграло и отсутствие у оперативного персонала практического опыта координации действий при ликвидации аварий в крупных мегаполисах, ввода графиков временного ограничения потребления.

Десять лет – значительный период, достаточный для того, чтобы энергосистема региона изменилась почти до неузнаваемости. Главное – сделать верные выводы, правильно воспользоваться этим временем и инвестициями. Однако благодаря выводам, сделанным энергетиками из Московской аварии, за прошедшее десятилетие изменилась не только Объединенная энергосистема Центра, но и до некоторой степени – вся ЕЭС России.

Жаркий май

Утром 25 мая 2005 года многие москвичи не смогли добраться по своим делам, потому что почти одновременно остановились пять линий метро, а движение наземного транспорта на юге и западе столицы было парализовано отключенными светофорами. Виной тому стала крупнейшая авария в энергосистеме. В Москве и Московской области, Калужской, Рязанской, Смоленской, Тверской и Тульской областях были отключены потребители с суммарной нагрузкой 3539 МВт. Авария стала лишь финальным аккордом череды аварийных событий, которые начались за два дня до этого на подстанции 500 кВ Чагино.

Последний месяц весны 2005 года был отмечен аномально жаркой погодой. Дневная температура во второй декаде месяца нередко поднималась до +31°С. Возможно, именно это стало последней каплей для измерительного трансформатора тока на подстанции 500 кВ Чагино, расположенной на юго-востоке Москвы – на Чагинской улице в районе Капотня.

Повреждение трансформатора, к тому моменту проработавшего уже 45 лет, произошло вечером 23 мая. Оно сопровождалось выбросом масла и возгоранием, но эта авария в первый день к серьезным последствиям не привела. Энергосистема имеет большой запас прочности, и в соответствии с принципом №1 в нормальной схеме все основное электроэнергетическое оборудование резервируется таким образом, что отключение единичного элемента никак не сказывается на потребителях.

Вечером 23 мая диспетчерам Московского РДУ и оперативному персоналу подстанции удалось быстро локализовать аварию. Загоревшийся трансформатор потушили в течение 30 минут, поврежденное оборудование вывели в ремонт, а электроснабжение потребителей осуществлялось по ремонтной схеме.

Вывод энергетического оборудования в ремонт практически всегда связан со снижением надежности энергосистемы, поскольку возможности резервирования в ней уменьшаются. Однако Системный оператор создает ремонтные схемы, позволяющие энергосистеме стабильно функционировать. Привести к значительным нарушениям ее работы даже в ремонтных схемах обычно могут лишь многочисленные аварии на системно значимом оборудовании. В технологически «здоровой» энергосистеме такое количество аварий за короткий период времени возможно разве что по несчастливому стечению обстоятельств. Поэтому никто не предполагал, что вечером 24 мая на ПС 500 кВ Чагино разыграется второй акт аварии. Начался он по сценарию, практически полностью совпадающему с событиями, произошедшими накануне, только последствия были гораздо серьезней. На подстанции снова произошло повреждение с выбросом масла и возгоранием измерительного трансформатора тока, отработавшего на тот момент 47 лет. Действиями защит было отключено три автотрансформатора и семь линий 220 кВ, заходивших на подстанцию Чагино. Развитие аварии привело к отключению двух турбогенераторов и двух энергоблоков на ТЭЦ-22 со снижением генерации станции на 640 МВт.

В результате этих событий нарушалось электроснабжение потребителей в микрорайонах Люблино, Марьино и Текстильщики, а также Московского нефтеперерабатывающего завода в Капотне.

Подстанция 500 кВ Чагино является одной из узловых в Московском энергетическом кольце – системообразующей кольцевой сети города Москвы. Подстанции этой сети предназначены для трансформации напряжения с 500 кВ на 220/110 кВ и передачи электрической энергии от крупных источников генерации, расположенных в том числе за пределами Москвы, на столичные подстанции более низкого класса напряжения. Подстанция Чагино связана линиями электропередачи 500 кВ с подстанциями 500 кВ Ногинск и Пахра Московского энергетического кольца, а также с ПС 500 кВ Михайлов, расположенной в Калужской энергосистеме. На Чагино также заходит девять линий электропередачи 220 кВ и 12 линий 110 кВ, в том числе осуществляется выдача мощности ТЭЦ-22.

Вывод части оборудования ПС 500 кВ Чагино в ремонт из-за аварии привел к существенному изменению схемно-режимной ситуации в Московской энергосистеме. Кольцо 500 кВ было разорвано, а связь с ПС 500 кВ Михайлов потеряна.

Сразу же после второй аварии на Чагино специалисты Московского РДУ проверили соответствие планового баланса мощности и режима работы электрической сети Московской энергосистемы в создавшейся схеме требованиям нормативных документов и выполнили расчеты режимов на период максимума нагрузки с учетом расчетных возмущений. Диспетчерам были выданы новые режимные указания с учетом сложившейся схемной и режимной ситуации.

Работа по ликвидации аварии велась всю ночь. Диспетчеры Московского РДУ и ОДУ Центра отдали команды на включение из холодного резерва генерирующего оборудования ТЭЦ-25, ТЭЦ-26 и Шатурской ГРЭС. По мере восстановления подстанции предпринимались попытки включить ее оборудование в транзит Московского энергетического кольца.

В половине шестого утра 25 мая ситуация осложнилась самопроизвольным отключением воздушного выключателя и последующей потерей питания собственных нужд ПС 500 кВ Чагино. Шины класса напряжения 110/220/500 кВ были обесточены, что привело к перераспределению нагрузки на другие сетевые объекты Московской энергосистемы.

Хотя уже в восемь утра 25 мая на часть оборудования подстанции было подано напряжение, избежать перегрузки сетевого оборудования в Московской энергосистеме при прохождении утреннего максимума нагрузки не удалось. В половине десятого утра действием дифференциальной защиты отключилась линия 220 кВ Очаково – Чоботы. Следом за ней в течение двух часов действием защит отключается еще 13 линий 220 кВ. До полудня отключилось еще 12 линий 110 кВ, было обесточено 312 подстанций электрических сетей Московской энергосистемы класса напряжения от 35 до 110 кВ и 10 подстанций 220–500 кВ магистральных электрических сетей. На девяти электростанциях региона отключилось генерирующее оборудование с суммарной нагрузкой 1635 МВт, в том числе на четырех из них –  с потерей собственных нужд.

В общей сложности количество отключенных ВЛ 110 и 220 кВ в ОЭС Центра в процессе развития аварии достигло двадцати восьми.

Андрей Поляков,

директор Московского РДУ (в 2005 году – главный диспетчер Московского РДУ):

Произведенные на утренний максимум расчеты режима, с учетом нормативных возмущений, находились в допустимых пределах. Мы выполнили необходимые режимные мероприятия, поскольку расчеты показали, что были перегрузки на отдельных элементах сети. Потеря оборудования подстанции Чагино для Московской энергосистемы и генерирующего оборудования была существенной, но не трагической. В общем, была создана ремонтная схема в соответствии с плановым балансом мощности и режимом работы электрической сети. Ничего не предвещало той ситуации, которая развивалась в дальнейшем. И даже когда в утренний максимум только начали отключаться линии 220 кВ, ситуация в энергосистеме оставалась под контролем. Мы в соответствии с инструкциями предпринимали шаги по поддержанию режима в допустимых значениях. Но вот когда линии 220 кВ начали отключаться с нагрузкой, не достигавшей своего номинального значения (иногда даже с нагрузкой вдвое меньше номинальной), тут уже стало ясно, что авария приобретает неконтролируемое развитие. Пошел вал звонков от персонала объектов диспетчеризации, и когда отключилась линия ТЭЦ-23 – Гольяново-1, как сейчас помню, в это время мы находились на диспетчерском щите, заместитель начальника службы электрических режимов Максим Викторович Курилко сказал: «Всё».

Это означало, что пошел процесс массового отключения линий из-за перегрузки в сети 110–220 кВ, генерирующего оборудования на электростанциях и снижения напряжения в узлах энергосистемы. То есть возникла так называемая «лавина напряжения», и авария приобрела каскадное развитие. Нам стало понятно, что теперь авария дойдет до какой-то из точек деления сети и только тогда остановится.

Авария получила широчайший резонанс. В 15:00 25 мая премьер-министр Михаил Фрадков собрал экстренное совещание, в ходе которого председатель правления ОАО РАО «ЕЭС России» Анатолий Чубайс пообещал ликвидировать последствия аварии в течение суток. Диспетчерам Системного оператора на тот момент удалось остановить ее развитие. Помогло то, что сеть 500 кВ не была затронута аварийным процессом и практически полностью осталась в работе.

В первую очередь диспетчеры Московского РДУ создали надежную послеаварийную схему энерго­системы и обеспечили подачу напряжения на полностью обесточенные электрические станции и подстанции Московской энергосистемы. Параллельно были отданы команды на ввод в работу в срок аварийной готовности находившегося в ремонте оборудования электростанций и сетей. В условиях острого дефицита мощности Московским РДУ и ОАО «Мосэнерго» был согласован список объектов жизнеобеспечения столицы, требующих первоочередного подключения питания.

Первых потребителей удалось запитать уже в течение часа после локализации аварии. Для поддержания баланса в энергосистеме и недопущения развития аварии в отдельных районах столицы вводились графики временного ограничения режима потребления.

По мере включения и набора нагрузки генераторами электро­станций и подачи напряжения на крупные питающие центры Московской энергосистемы, диспетчеры Московского РДУ поэтапно подключали погашенных потребителей с контролем загрузки сети.

К 18:00 удалось подключить часть социально значимых объектов в Москве, большую часть потребителей Тульской области. В Калужской, Рязанской и Смоленской областях электроснабжение было восстановлено полностью. К вечернему максимуму нагрузки в Москве из отключенных во время аварии около 2 500 МВт оставались без электроэнергии потребители с суммарной нагрузкой порядка 600 МВт.

К утреннему максимуму нагрузки 26 мая схема сетей 110–220 кВ Москвы была полностью собрана. После этого по мере роста нагрузки подключали оставшихся отключенными потребителей. К 14:00 авария была полностью ликвидирована.

В преддверии зимы 2005–2006 годов Московская энергосистема, в отношении которой у государства и руководства ОАО РАО «ЕЭС России» возникли серьезные опасения в благополучности прохождения очередного зимнего периода, была внесена в перечень регионов с высокими рисками нарушения энергоснабжения в осенне-зимний период (регионы высоких рисков – РВР). В 2008 году, когда перечень РВР уже составлялся Министерством энергетики, Московская энергосистема еще в нем находилась, но на следующий год была исключена, поскольку все предусмотренные приказом Минэнерго мероприятия по снижению рисков московскими энергетиками были выполнены.

Черный ящик

К моменту аварии Московская энергосистема еще только «расшивалась» (так в годы реформы на профессиональном сленге называли разделение вертикально интегрированных энергокомпаний по видам деятельности). Филиал Системного оператора Московское РДУ к тому времени существовал немногим более года. Объекты диспетчеризации – генерация и в большинстве своем сети – были еще в собственности АО «Мос­энерго», хотя некоторые, такие как ПС 500 кВ Чагино, находились в процессе передачи новым собственникам.

Процесс формирования единой вертикали оперативно-диспетчерского управления, в ходе которого Системный оператор начал досконально изучать состояние региональных энергосистем и объектов диспетчеризации, вскрыли много проблем в Московской энергосистеме. А расследование причин Московской аварии 2005 года добавило красок в общую картину.

Энергосистема Москвы и Московской области раньше всегда была «вещью в себе» — свое­образным «черным ящиком», находившемся на особом положении в связи со столичным статусом. Этот статус помогал руководству энергосистемы во все прежние годы отстаивать право на самостоятельные решения о направлении значительных государственных инвестиций в энергетический комплекс столичного региона. Средства эти направлялись в большей степени на строительство генерации, в меньшей – сетей, ну а на противоаварийную и режимную автоматику деньги тратились в последнюю очередь. По-настоящему комплексного плана развития энергетики региона, основанного на прогнозах потребления и развития экономики, включавшего строительство генерации, сетей, развитие технологий оперативно-диспетчерского управления, оснащение энергосистемы комплексами автоматики, телеметрией, учитывавшего узкие места, – такого плана у Москвы никогда не было. Справедливости ради стоит сказать, что его не было и у других регионов, да и в ЕЭС России в целом.

Самостоятельный «столичный статус», помогавший Московской энергосистеме в советское время, сослужил ей плохую службу в конце 1990−х – начале 2000−х годов, когда экономика столичного региона стала развиваться бурными темпами – гораздо более высокими, чем экономика многих других регионов России. К середине 2000−х, когда случилась Московская авария, не только автоматики, но также генерации и сетей в Москве и области уже не хватало. А те, что имелись, в большинстве своем проработали значительный срок, поскольку после 1991 года в ЕЭС мало что обновлялось и реконструировалось.

Генеральный директор Филиала ОАО «СО ЕЭС» «Объединенное диспетчерское управление энергосистемами Центра» Сергей Сюткин в 2005 году уже работал в своей должности. Вспоминая майские события, он называет три основных предпосылки Московской аварии. Во-первых, сказавшееся на фоне роста экономики региона недофинансирование мероприятий по развитию энергосистемы в прошлые годы. Во-вторых, отсутствие сбалансированного плана развития энергетики Москвы и Московской области с «перекосом» в строительство генерации в ущерб сетевому строительству, что привело к появлению большого количества «узких мест». В-третьих, предпосылки организационного плана: авария случилась в процессе передачи функций управления сетевыми объектами 220 и 500 кВ от «Мосэнерго» в Федеральную сетевую компанию. Все это значительно осложнило взаимодействие персонала энергетических объектов между собой и с диспетчерскими центрами Системного оператора.

Сергей Сюткин, генеральный директор ОДУ Центра:

В моем понимании Московская авария и авария на подстанции Чагино – это разные события. Они, конечно, взаимосвязаны, но я не считаю, что за погашением ПС Чагино должна была последовать Московская авария. Если бы этих предпосылок не было, наверное, Московской аварии бы не случилось.

От аварий никто не застрахован, но их масштаб и последствия, на мой взгляд, всегда соответствуют состоянию дел в энергетике в данный конкретный момент.

Выводы отраслевой комиссии по расследованию причин аварии, а главное – перечень мероприятий, разработанных по итогам расследования, подтверждают мысль о том, что у таких крупных системных аварий не бывает одной четко выраженной причины. Они всегда являются следствием комплекса причин и предпосылок.

Импульс для развития

Многие изменения в подходах к обеспечению надежности всей ЕЭС России уходят своими корнями в расследование Московской аварии 2005 года. Как говорится, «не было бы счастья, да несчастье помогло».

Сергей Сюткин:

Московская авария подвигла руководство отрасли на то, чтобы уделить серьезнейшее внимание технологиям, инвестициям в производство, передачу и инфраструктуру, правильной подготовке персонала. Стало очевидно, что нужны механизмы, стимулирующие энергокомпании повышать надежность эксплуатации оборудования.

Наконец пришло понимание, что надо гармонично развивать энергетику: не только строить станции, но и развивать сети. Причем не исправлять последствия аварийных ситуаций, а заранее рассчитывать перспективные узлы нагрузки. Встали вопросы скоординированного развития генерации, сетей и диспетчерского управления. Именно после этой аварии стали формироваться основы существующей системы планирования развития ЕЭС, основанной на схемах и программах развития.

По большому счету, после Московской аварии 2005 года вся страна повернулась к энергетике лицом и осознала, что на самом деле без развития энергетики невозможно развитие промышленности, да и страны как таковой.

В отчете о расследовании причин аварии содержится лишь два утверждения, которые непосредственно касаются работы оперативно-диспетчерского персонала Системного оператора. Вот они:

«В условиях начавшегося снижения напряжения, увеличения нагрузки и последующего отключения ВЛ защитами из-за провисания проводов и замыкания через воздушный промежуток на «землю», в том числе из-за перегруза, диспетчерский персонал Московского РДУ предпринял ряд предусмотренных инструкциями действий, но попытавшись обойтись без радикальных мер, т. е. без отключения групп потребителей с питающих центров, практически не успел предотвратить процесс массового отключения ВЛ 110 и 220 кВ».

«Действия оперативно-диспетчерского персонала по обеспечению и восстановлению допустимых уровней напряжения в южной части Московской энергосистемы оказались недостаточно эффективными».

Однако в отчете довольно много написано о трудностях, которые помешали диспетчерам Системного оператора справиться с лавинообразным развитием аварии. Несколько цитат:

О плачевном состоянии некоторых объектов генерации: «Было принято решение о пуске и включении энергоблока № 5 на ГРЭС-5 (Шатурской), энергоблоков № 2 и № 5 ТЭЦ-26. Оно не было своевременно и в полной мере реализовано».

Об отсутствии должного уровня содержания сетей: «Многочисленные отключения ВЛ 110 и 220 кВ действием защит от коротких замыканий из-за нарушения при перегрузе габаритов ВЛ, перекрытий на ДКР (древесно-кустарниковую растительность), набросов на провода ВЛ вызвали значительное снижение напряжения в сети 110–220 кВ».

Андрей Поляков:

Хотя информация о реальном состоянии дел у нас в процессе развития аварии была довольно скудной и не слишком оперативной, мы видели, что многие линии отключаются с нагрузкой значительно меньше номинальной. Скажем, при допустимой нагрузке 800 ампер линия отключилась при 300 амперах. Очевидно, что такое могло произойти, скорее всего, вследствие короткого замыкания. Наши предположения потом подтвердились. Было довольно много коротких замыканий на древесно-кустарниковую растительность, так как защитные полосы от деревьев очищались плохо, а также на посторонние предметы – к примеру, на кучи автохлама, устроенные в гаражных кооперативах. Все это было следствием того, что за состоянием ВЛ просто не следили должным образом.

О недооснащенности средствами регулирования напряжения: «В Московской энергосистеме сложилась ситуация, характеризующаяся нарастанием проблемы поддержания напряжения в системообразующей и распределительной электрической сети, о чем говорит ряд факторов: в последние годы недостаточно внимания уделялось мероприятиям по внедрению устройств компенсации реактивной мощности и, практически, не был обеспечен их ввод; в работе много трансформаторов, не оснащенных устройствами регулирования «под нагрузкой» – РПН (более 20 %), а там, где есть, они находятся в крайнем положении «на подъем напряжения», чем исчерпаны возможности регулирования при снижении напряжения; из-за выработки ресурса демонтированы, не заменены или не используются в полной мере большинство синхронных компенсаторов».

Андрей Поляков:

Одна из причин аварии 2005 года была в том, что в Московской энергосистеме существовал дефицит электрической мощности, не только активной, но и реактивной. Межсистемные связи были на тот момент недостаточно хорошо развиты, да и объем электроэнергии, который Московская энергосистема могла принять из Единой энергосистемы, был недостаточно большим. Москва к тому моменту начала довольно интенсивно развиваться, а все системообразующие объекты – и подстанции 500 кВ, и линии – в большинстве своем по возрасту выходили за 50 лет. Была острая нехватка устройств управления реактивной мощностью. Поэтому необходимо было срочно осуществить реконструкцию, модернизацию этих объектов, чтобы увеличить прием электроэнергии и мощности из ЕЭС. Помимо этого, необходимо было развивать внутреннюю генерацию, расшивать «узкие места» и строить питающие центры, устанавливать источники реактивной мощности.

О недостатке систем РЗА и ПА: «Автоматических устройств разгрузки электрической сети при снижении напряжения и перегрузках линий электропередачи (специальная автоматика отключения нагрузки – АОСН, САОН) в Московской энергосистеме нет и не существовало никогда ранее».

Андрей Поляков:

Расследование показало значительную недооснащенность энергосистемы устройствами противоаварийной автоматики. К примеру, не было автоматики ограничения снижения напряжения – АОСН, автоматики ограничения перегрузки оборудования – АОПО. В настоящее время данные устройства установлены в энерго­системе.

Об острой нехватке средств диспетчерского технологического управления: «При массовых отключениях ВЛ 110–220 кВ и генерирующего оборудования электростанций возможности оперативно-диспетчерского персонала по обработке и анализу больших объемов информации, поступающей в основном по средствам телефонной связи, и принятию адекватных мер по предотвращению развития аварии были исчерпаны».

Андрей Поляков:

Не хватало и средств диспетчерского технологического управления: к примеру, такого объема телеметрии, каким диспетчеры обладают сейчас, в те годы не было. Диспетчер имел в оперативном распоряжении достаточно ограниченную информацию по телесигнализации и телеинформации. Собственно говоря, когда расследовали эту аварию, выяснилось, что Московская энергосистема в плане оснащенности системами телеизмерений и телесигнализации была одной из самых худших в стране. Как ни парадоксально, сказалась ее важность: еще в 1980−е годы в процессе развития энергетики Московского региона первоначально гораздо больше внимания уделялось строительству станций, подстанций, ЛЭП, и это было хорошо для энергосистемы. Но все это развитие шло в ущерб телеинформации, телесигнализации, телеуправлению, которые финансировались по остаточному принципу. Во время локализации Московской аварии это сыграло плохую службу. Диспетчеры получали такое количество звонков, что справиться с ними было заведомо невозможно. Особенно учитывая стремительность развития аварии. Системному оператору удалось доказать, что в энергосистеме катастрофически не хватает телеизмерений и телесигнализации. Без них диспетчер просто не может своевременно начать локализацию аварии. Следующим этапом для нас стала «борьба» с городскими властями, которые привыкли сдавать новые энгергообъекты без достаточного объема телеизмерений, телесигнализации, каналов диспетчерской связи – то есть опять же пытались профинансировать их по остаточному принципу. Нам удалось решить эту задачу общими усилиями: Московского РДУ, ОДУ Центра и Исполнительного аппарата.

О недостаточном уровне исполнительской дисциплины персонала объектов диспетчеризации: «На должном уровне не был организован диспетчерами ОДУ, РДУ, дежурным ПС Чагино и руководящим персоналом ПС Чагино и Магистральных электрических сетей – филиала «Московской областной электросетевой компании» процесс подготовки к включению в двухконцевом режиме ВЛ 500 кВ Михайлов–Чагино с отпайкой на ПС Калужская».

Сергей Сюткин:

Надо сказать, что ситуация с исполнительской дисциплиной у оперативного персонала энергетических объектов на тот момент была, мягко говоря, не очень хорошей. К примеру, по мере развития аварии возникла необходимость ввести графики аварийного отключения. Но оперативный персонал многих сетевых объектов даже не знал, что нужно делать в этой ситуации. То есть сами по себе утвержденные графики были, но как реагировать на соответствующую команду диспетчера, многие просто не знали. В том числе и потому, что графики аварийного отключения потребления в Москве до этого не применялись десятилетиями – не возникало такой необходимости. И это довольно негативно сказалось на локализации аварии. Впоследствии в этом направлении Системным оператором было сделано очень много. Проводились тренировки, направленные в том числе на отработку навыков ввода графиков аварийного отключения. Особое внимание уделялось, да и сейчас уделяется, действиям оперативного персонала – правильному реагированию его на диспетчерские команды. Много внимания посвящаем также правильности отдачи диспетчерских команд, которые должны быть четкими, однозначными и должны точно соответствовать нашим внутренним нормативным документам.

Перечень первоочередных организационно-технических мероприятий, направленных на недопущение аварий подобных Московской, насчитывал в общей сложности около 20 пунктов. Перечень учитывал все указанные выше особенности Московской энергосистемы. В частности, он предполагал ускорение реализации существовавшего на тот момент перспективного плана замены устаревшего оборудования, реконструкции подстанций, воздушных и кабельных линий 110–220 кВ с ежегодными инвестициями не менее 3 млрд рублей. Также предписывалось выполнить анализ и доработку схемы развития Московской энергосистемы с учетом роста потребления и результатов анализа произошедшей аварии.

За десять лет, прошедших после 2005 года, в энергосистеме Москвы и Московской области введено около 4000 МВт новой генерации.

Значительное развитие получил электросетевой комплекс: протяженность линий 220 кВ увеличилась почти в три раза, введено около 60 подстанций 110–500 кВ и одна ПС 750 кВ Грибово, входящая в схему выдачи мощности Калининской АЭС. Активно ведется реконструкция действующих подстанций 500 кВ, отработавших свои расчетные сроки эксплуатации. К настоящему моменту реконструированы ПС Бескудниково и ПС Очаково. Подстанция Чагино сейчас находится в процессе реконструкции – на ней уже установлено новое элегазовое оборудование 110–220 кВ. На очереди подстанции Ногинск, Пахра, Трубино.

Андрей Поляков:

Авария дала мощный импульс для развития энергетики всего Московского региона. Но, кроме этого, авария, как мне кажется, дала значительный стимул для развития программно-аппаратных комплексов в Системном операторе. К примеру, диспетчер на сегодняшний день обладает достаточно хорошими инструментами для того, чтобы произвести оценку режима в той или иной ситуации. Самостоятельно – не привлекая специалистов, не вызывая их на работу в неурочное время, как мы это делали в 2005 году.

Сергей Сюткин:

В Системном операторе после аварии были значительно обновлены деловые процессы в части расчета режимов, их оценки, подходов к рассмотрению заявок на переключения. Разработано множество внутренних нормативных документов, которые позволяют нам оценивать надежность режима на сутки вперед, на час вперед. Много усилий было вложено в достижение качественно иного уровня наблюдаемости энергообъектов. К примеру, на диспетчерском щите Московского РДУ было около 2000 телесигналов и 1500 измерений. Это капля в море по сравнению с необходимым уровнем, исходя из общего количества объектов диспетчеризации. Сегодня диспетчер этого РДУ может оперировать примерно 20 тысячами телеизмерений и телесигналов. Как видите, их в десятки раз больше. Десять лет назад главным средством диагностики состояния энергосистемы для диспетчера был, в основном, мониторинг напряжения в контрольных пунктах. Зачастую он не видел ни состояния коммутационных аппаратов, ни перетоков в контролируемых сечениях. Чтобы их определить, приходилось обзванивать оперативный персонал подстанций, запрашивать информацию, считать самому… Оперативность принятия решений, сами понимаете, сильно страдала. Сейчас у нас совсем другая картина. Проблему недостаточного уровня информатизации энергообъектов в значительной степени удалось решить.

Результаты работы хорошо видны сейчас – по прошествии лет. Они говорят о том, что в отрасли многое сделано, в том числе и усилиями Системного оператора, для достижения скоординированного развития сетей и генерации. Сейчас уже мало кому придет в голову сдать объект, не оснащенный средствами технологической диспетчерской связи и телесистемами, или построить одну линию вместо двух, или использовать провода с меньшим сечением. А раньше такое было сплошь и рядом. В настоящее время Системный оператор в процессе приемки объекта такого просто не допустит.

Мегаполис как отдельная сущность

Был еще один важный вывод, который российская энергетика извлекла из Московской аварии 2005 года: к энергосистеме мегаполиса должны применяться иные требования, чем к любым другим энергосистемам. Об этом в отчете о расследовании аварии тоже есть несколько строк: «Выполненная ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС» (после аварии) проверка качества выполнения Московским РДУ расчета режима показала, что он находился в допустимой области в соответствии с требованиями «Методических указаний по устойчивости энергосистем», утвержденных приказом № 277 Минэнерго РФ от 30.06.2003. Как показала авария, расчет режима на вариант (N-1), осуществляемый в строгом соответствии с действующими нормативными документами, тем не менее не гарантировал в условиях специ­фической энергосистемы мегаполиса Москвы предотвращения развития аварии».

«Специфичность» Московской энергосистемы как раз и состояла в том, что при довольно высокой плотности сетей и генерации эта энергосистема имела довольно значительные «узкие места» и была неудовлетворительно оснащена системами противоаварийной автоматики.

Андрей Поляков:

Энергосистема мегаполиса отличается от других энергосистем тем, что здесь собрано большое количество объектов электроэнергетики: и генерации, и сетей, и потребителей. Плотность их здесь очень высока. Все они так или иначе связаны с системами жизнеобеспечения людей: транспортом, водоснабжением, канализацией, отоплением, лечебными учреждениями, то есть очень большая доля электроприемников 1 и 2 категорий, не допускающих перерыва в электроснабжении.

В мегаполисе существует большая зависимость между собой электро-, тепло- и газоснабжения. Энергосистема характеризуется сложной топологией электрической сети, высокой токовой загрузкой ее элементов, высоким уровнем токов короткого замыкания. Как минимум, время на восстановление энергосистемы после аварии здесь должно быть гораздо меньшим, чем в других энергосистемах. А как максимум – в мегаполисе совершенно иные требования к живучести энергосистемы: необходимо, чтобы потеря элемента системы приводила к минимальным последствиям. Ко всему этому прибавьте ограниченность по территории.

В современных мегаполисах зачастую строить энергообъекты попросту негде. Если генерацию еще можно разместить за городом, то нагрузочные подстанции – нет. И это уже повод для тщательных экономических и режимных расчетов. Что здесь строим: электростанцию, подстанцию глубокого ввода или обычную, кабельную линию или воздушную. Какова будет мощность этого объекта или пропускная способность линии. Все эти факторы обусловливают особое отношение к энергосистемам мегаполисов.

В перечне первоочередных мероприятий по итогам расследования аварии по этому поводу указано следующее: «Рассмотреть и подготовить предложения для внесения в Правила оптового рынка электроэнергии и мощности переходного периода по установлению особого статуса мегаполисов гг. Москва и Санкт-Петербург, дающего возможность приоритетного решения вопросов надежности в рыночных процессах на конкурентном оптовом рынке электроэнергии и мощности при максимальном использовании внутренних ресурсов Московской и Ленинградской энергосистем по активной и реактивной мощности при непременном наличии «собственного вращающегося резерва» в объеме, определяемом совместно с ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС».

Этот важный вывод об «отдельности» энергосистем мегаполисов был сделан специалистами Системного оператора, однако в регламентах оптового рынка он отражения не нашел. К повышению надежности энергосистем мегаполисов было решено двигаться другим путем – этому вопросу уделено особое внимание в разработанных через несколько лет после аварии Правилах технологического функционирования электроэнергетических систем (ПТФ ЭЭС). Проект этого основополагающего отраслевого нормативно-технического документа создан рабочей группой под руководством первого заместителя Председателя Правления ОАО «СО ЕЭС» Николая Шульгинова. Документ направлен на ликвидацию значительного пробела в нормативной базе оте­чественной электро­энергетики, возникшего после реформирования отрасли. Требованиям к энерго­системам мегаполисов (пока их в России всего два: Москва и Санкт-Петербург) в проекте Правил уделено достойное место – им посвящен целый раздел.

И кто знает, появился бы он, если бы тогда, в 2005−м, не погасла значительная часть Московской энергосистемы?!

Раздел «Требования к электро­снабжению мегаполисов» в проекте Правил технологического функционирования учитывает такие особенности мегаполисов, как большая концентрация мощности электростанций и высокая плотность сетей, что определяет тенденцию к росту токов короткого замыкания и делает довольно сложным процесс расчета параметров настройки РЗА; высокая доля комбинированной выработки электрической и тепловой энергии, что определяет сильное взаимовлияние режимов электро-, тепло- и газоснабжения; большое количество потребителей первой и второй категории надежности электроснабжения, в том числе инфраструктуры жизнеобеспечения, не допускающей перерывов в электроснабжении, и другие не менее важные факторы.

Поэтому в требования к энерго­системам мегаполисов включено множество условий, не применяемых к обычным энергосистемам. Например, увеличение периода, на который разрабатываются схемы и программы развития, до семи лет вместо пяти, как в других регионах, наличие в схемах и программах дополнительных разделов со схемами электроснабжения электрической сети 110 киловольт и выше, топливо­снабжения, теплоснабжения и электроснабжения распределительных электрических сетей напряжением 6–20 кВ.

Повышенные требования предполагается применять к внутренней высоковольтной сети мегаполисов и ее электрическим связям с ЕЭС России. Так, пропускная способность сетей, обеспечивающих связь объектов электроэнергетики на территории мегаполиса с объединенной энергосистемой, должна составлять не менее 20 % от суммарной нагрузки потребителей мегаполиса.

В энергосистеме мегаполиса должно быть не менее трех опорных подстанций класса напряжения 220 кВ и выше, имеющих связи с ЕЭС России и соединенных друг с другом в «кольцо» с целью взаимного резервирования, а также оснащенных мощными источниками бесперебойного питания – для поддержания питания собственных нужд подстанции в течение суток и более. При этом запрещается «класть все яйца в одну корзину» – суммарная величина установленной мощности автотрансформаторов высшего класса напряжения на одной опорной подстанции не должна превышать 20 % от величины максимальной мощности нагрузки мегаполиса.

При проектировании новых и реконструкции существующих объектов электроэнергетики в мегаполисах предлагается учитывать более тяжелые расчетные возмущения, нежели в обычных энергосистемах. А именно: одновременное отключение на электростанции всех генераторов, отключение на подстанции или электростанции распределительного устройства любого класса напряжения, одновременное отключение кабельных линий электропередачи, расположенных в одном коллекторе.

Проект ПТФ ЭЭС содержит еще много требований по обеспечению надежности энергосистем мегаполисов — требований, которые выверены, выстраданы и, почти как пункты воинского устава, «написаны чьей-то кровью». К сожалению, все эти важные требования пока не применяются, поскольку проект ПТФ ЭЭС в настоящее время увяз в многочисленных согласованиях и до сих пор не принят.

Забота наша такая…

Кроме целого ряда технологических проблем (таких как наличие устаревшего нереконструированного оборудования, недооснащенность системами противоаварийной автоматики, неудовлетворительный уход за ЛЭП, и все это в самом центре страны – в энергосистеме, которая, как многим казалось, уже только благодаря своему статусу должна была быть образцовой), Московская авария 2005 года четко указала на острую необходимость сохранения единства технологического комплекса ЕЭС России на фоне происходящих в отрасли радикальных изменений. Именно с целью сохранения этого единства за три года до аварии – в 2002 году, на заре реформы – и была выделена из общего функционала РАО «ЕЭС России» функция оперативно-диспетчерского управления. Именно поэтому такая важная функция была передана специально созданной независимой от других субъектов отрасли некоммерческой организации, наделенной полномочиями по единоличному управлению режимами работы энергосистемы страны. Московская авария подтвердила правильность такого решения. Ведь в процессе реформы – по мере разделения энергетики по видам деятельности, а затем и полного прекращения работы РАО «ЕЭС России» – Системный оператор постепенно остался единственной «инстанцией», способной удерживать в поле зрения системные выводы, сделанные по результатам расследования Московской аварии 2005 года, и продвигать воплощение в жизнь утвержденных организационно-технических решений.

За десять лет роль Системного оператора в отрасли серьезно возросла. Компания участвует во множестве деловых процессов, происходящих в электроэнергетике, что позволяет придерживаться единой линии, направленной на поддержание надежной работы ЕЭС России. Это особенно важно в условиях отсутствия в отрасли актуальной системы нормативного обеспечения технологической деятельности (ведь ПТФ ЭЭС пока не приняты, а «дореформенные» нормативно-правовые акты не действуют либо устарели). Как обычно бывает, не всем это нравится. Некоторые эксперты, представители саморегулируемых энергетических организаций в последнее время стали говорить об излишних полномочиях ОАО «СО ЕЭС». Что ж, вероятно, те, кто это говорит, уже забыли про «Чагино».

Николай Шульгинов,
член правления ОАО «СО ЕЭС»с 2004 г по сентябрь 2015 г

– Каковы основные выводы, извлеченные руководством отрасли и Системного оператора, из Московской аварии 2005 года?

– По итогам аварии было проведено несколько независимых друг от друга расследований. На их основании были сделаны выводы, послужившие в последующие годы усилению надежности ЕЭС России.

Авария в полной мере обнажила серьезную на тот момент времени проблему отставания в развитии электрических сетей. Стала очевидной недопустимость работы сетей без резерва пропускной способности не только в мегаполисах, но и во всей ЕЭС. Кроме того, было аргументировано, что внедрение в крупных мегаполисах централизованного комплекса противоаварийной автоматики нецелесообразно, а использование локальной автоматики, действующей на отключение части потребителей для предотвращения недопустимого снижения напряжения, – более эффективно.

Вскрывшиеся технологические проблемы и особенности работы энергосистемы показали острую необходимость в разработке и принятии в каждой компании отрасли технической политики. Отмечу, что Системный оператор первым среди компаний холдинга ОАО РАО «ЕЭС России» – в октябре 2005 года – разработал и принял техническую политику, показав пример остальным энергетическим компаниям России. Позже такие документы принимались во многих энергокомпаниях. Но в отсутствии координации и нормативного регулирования технологической деятельности, «обратной стороной медали» этого стало наличие в энергокомпаниях техполитик, базирующихся на разных принципах и технических решениях, которые зачастую не только не соответствуют, но и противоречат друг другу. Поэтому сумма техполитик энергокомпаний в отрасли не создает единой технической политики. В условиях технологического единства электроэнергетического комплекса это является недопустимым и опасным.

Один из важных выводов состоял в том, что система оперативно-диспетчерского управления не обладала опытом ликвидации аварий в столь плотной сети линий электропередачи, имеющей свои опасные взаимозависимости. До аварии 2005 года наши диспетчеры были обучены и натренированы, в первую очередь, на ликвидацию аварий, связанных с термической перегрузкой линий и понижением напряжения только в конкретных узлах энергосистемы.

Но, пожалуй, самым главным для отрасли выводом стало осознание руководством отрасли необходимости повышения значимости технологического руководства и служб, играющих ключевую роль в энергокомпаниях.

К сожалению, «прозрение» было недолгим. Сразу после Московской аварии 2005 года об этой проблеме заговорили и даже были сделаны первые шаги по исправлению ситуации. Однако последующие крупные аварии на энергообъектах показали, что о значимости технологических служб стали забывать, акцент сместился в сторону важности финансов и других нетехнологических аспектов в работе энергокомпаний.

Я убежден, что в отрасли необходимо уделить пристальное внимание этой проблеме, поскольку неоспоримым фактом является то, что энергетическая компания – это в первую очередь технологии, а значит и статус технического руководства в ней должен быть высок – с обладанием реальными полномочиями и ресурсами. Важность этого тезиса становится всякий раз очевидной, когда происходят аварии. Повышать значимость технологического звена в энергокомпаниях нужно, не дожидаясь следующей аварии в ЕЭС России!

Повышение важности технологий в энергетике требует изменения нормативной базы, в частности, по вопросам обеспечения надежности ЕЭС, стандартизации оборудования и процессов, требований к оборудованию для нормальной совместной работы в составе энергосистемы и в других сферах. Этим мы занимаемся уже многие годы после Московской аварии.

– Что было сделано в Системном операторе по итогам аварии?

– Проведена крайне необходимая работа по техническому перевооружению диспетчерских центров Системного оператора. На сегодняшний день все диспетчерские центры оснащены современными средствами диспетчерской связи, каналами прямой связи с энергетическими объектами, системами телеметрии и телеуправления. За десять лет построены и реконструированы более
20 диспетчерских центров, в каждом из которых установлен современный видеопроекционный диспетчерский щит, организован пункт или центр тренажерной подготовки персонала, создана надежная инженерная и информационно-технологическая инфраструктура оперативно-диспетчерского управления.

В компании создана уникальная для отрасли система подготовки и повышения профессионализма диспетчерского персонала, включающая индивидуальную подготовку, курсы повышения квалификации, системные и межсистемные противоаварийные тренировки, соревнования профессионального мастерства.

Были сделаны и организационные выводы: произведены изменения в руководстве и кадровом составе некоторых филиалов, а также в руководстве основных технологических служб.

Кроме того, проанализировав действия диспетчеров, мы пришли к выводу о необходимости повышения уровня информированности федеральных и региональных органов власти, энергокомпаний, потребителей об авариях в энергосистеме. Именно после Московской аварии 2005 года было принято решение о создании в Системном операторе системы информирования об авариях и их последствиях. В состав оперативно-диспетчерских служб семи ОДУ и РДУ, управляющих режимом крупных территориальных энергосистем, по аналогии с главным диспетчерским центром были введены должности дежурных информаторов. Их задачей стало оперативное информирование о нарушениях нормального режима работы энергосистемы.

– Существовали ли неиспользованные диспетчерским персоналом действия, которые могли бы с большой вероятностью предотвратить аварийный процесс в энергосистеме?

– Да, необходимо было тщательнее подготавливать режимы для ремонтной схемы, определяя целесообразность ввода из ремонта (резерва) генерирующего и сетевого оборудования.

Например, включение из ремонта автотрансформатора АТ 500/220 на ТЭЦ-26, являющегося важным элементом в обеспечении перетока электроэнергии в Московскую энергосистему, позволило бы быстрее создать надежную ремонтную схему и запитать всех отключенных потребителей. Расчеты электроэнергетического режима, осуществленные накануне согласно инструкциям в соответствии с принципом N-1, в условиях специфической энергосистемы мегаполиса не гарантировали, что авария не будет развиваться, и оказались, к сожалению, бесполезными.

Этот вывод позже был подтвержден при моделировании режимов на физической модели энергосистемы.