На сессии «Новая энергетическая архитектура: опережающее создание генерации, механизмы государственной поддержки и реализуемые проекты» Федор Опадчий заявил, что реализация решений по развитию генерирующего комплекса в соответствии со сроками, установленными в этом ключевом документе долгосрочного перспективного планирования, идет разнонаправленно.

В части атомной генерации реализуются планы по замене выбывающих из работы энергоблоков РБМК на современные, развернута работа по новым проектам, имеющим наиболее близки сроки ввода, в том числе строительству Приморской АЭС, которая станет важным элементом энергетической архитектуры Дальнего Востока.

В части тепловой генерации главной задачей является поддержание среднегодового темпа модернизации на уровне 5,4 ГВт мощностей, заложенного в Генсхему. При этом, в настоящее время, если «легкая» модернизация, не требующая замены основного оборудования, идет активно, то глубокая модернизация с выводом отработавшего основного оборудования и вводом полностью нового, пока на уровне ниже запланированного.

Проекты нового строительства тепловой генерации в целях покрытия растущего спроса также в целом соответствуют графику. Уже приняты проекты по строительству 4,3 ГВт новых мощностей ТЭС.

Опережающими темпами в Дальневосточном федеральном округе реализуются проекты по строительству ВИЭ как быстрого и экономически эффективного способа покрытия растущего спроса на электроэнергию, в условиях наличия ГЭС, обеспечивающих возможность компенсации негарантированного характера выработки на ВИЭ. Из заложенных в Генсхему 2,2 ГВт ветровых и солнечных электростанций в ДФО строительство 2 ГВт уже ведется.

Так, в сфере гидроэнергетики приняты решения о проектировании примерно по половине предусмотренных Генсхемой проектов, в том числе завершается проектирование Нижне-Зейской ГЭС на Дальнем Востоке, которое позволит определить окончательные технико-экономические параметры проекта.

В дискуссии приняли участие губернатор Забайкальского края Александр Осипов, первый заместитель генерального директора Эн+ Эльдар Муслимов, Генеральный представитель Powerchina International Group Ltd в России Ли Дуншу, директор АРВЭ Алексей Жихарев.

Сессия прошла в рамках тематического блока «Логистика и инфраструктура для роста экономики». Участники обсудили особенности функционирования энергетики Дальнего Востока, текущие возможности энергосистемы по удовлетворению растущих потребностей экономики в электроэнергии, а также сдерживающие факторы при реализации проектов строительства новой энергетической архитектуры Дальнего Востока.

Анализируя динамику энергопотребления, глава Системного оператора отметил, что темпы роста электропотребления на Дальнем Востоке примерно в два раза превышают средние показатели по стране и такая же динамика прогнозируется на горизонте до 2032 года. В осенне-зимний период 2025/2026 в ОЭС Востока и входящих в её состав энергосистемах зафиксированы новые исторические максимумы потребления мощности. Абсолютный максимум ОЭС Востока составил 8 323 МВт, что на 430 МВт выше предыдущего рекордного значения. Новые исторические максимумы также установлены в энергосистемах Амурской области, Хабаровского края и ЕАО, Республики Саха (Якутия), Приморского края, Республики Бурятия и Забайкальского края.

В числе важных решений – строительство Приморской АЭС с вводом первого блока к 2033 году, продолжение модернизации и новые вводы тепловых электростанций, солнечных и ветровых электростанций, а также продление эксплуатации существующих ТЭС на период до ввода АЭС. Сроки сооружения Хабаровской АЭС и других типов дополнительной генерации напрямую зависят от динамики реализации новых инвестиционных проектов, которые пока не начали процесс технологического присоединения к электросетям. В настоящее время дополнительный объем генерации, необходимой для энергоснабжения всех таких перспективных новых проектов оценивается в 1,5 ГВт.

Отдельно глава Системного оператора остановился на ситуации в территориально изолированных энергосистемах. Прогнозные расчёты показывают наличие перспективных дефицитов мощности в Сахалинской области, Чукотском автономном округе и центральном энергорайоне Камчатского края при различных сценариях вывода из работы генерирующего оборудования, выработавшего срок эксплуатации.

В сессии «Свет в конце энергодефицита: курс на энергетическую самодостаточность» приняли участие заместитель Министра Российской Федерации по развитию Дальнего Востока и Арктики Юрий Сердечкин, глава Республики Саха (Якутия) Айсен Николаев, руководители крупнейших энергокомпаний. Модератором выступил генеральный директор, АО «СИБУР Энерго»; председатель наблюдательного совета, Ассоциация «Сообщество потребителей энергии» Владимир Тупикин. Участники обсудили перспективы развития электроэнергетики Дальнего Востока для покрытия спроса на электрическую энергию и мощность до 2036 года, вопросы финансирования и инвестиций в сектор электроэнергетики, стратегии оптимизации затрат при реализации проектов строительства энергообъектов.

Стороны обсудили практические шаги по реализации Плана мероприятий по развитию сотрудничества на 2025–2027 годы. Документ стратегического партнерства был подписан годом ранее на полях юбилейного X Восточного экономического форума в развитие соглашения о сотрудничестве, действующего с 2022 года, и предусматривает комплексное взаимодействие в области цифровизации образования и подготовки инженерных кадров.

На встрече подведены итоги первого года реализации плана. За это время организованы производственные практики на базе Приморского РДУ, экскурсии, дни карьеры и совместные семинары. Проведены Всероссийская конференция «Энергетика Дальнего Востока» и олимпиада на базе Политехнического института. Представители компании участвуют в государственных экзаменационных комиссиях и рецензировании выпускных квалификационных работ. Подписаны три целевых договора, один из стажеров принят на постоянную работу в Приморское РДУ.

Ведется подготовка методических материалов и практических работ для преподавания дисциплины по управлению режимами энергосистемы. Учить студентов будут в том числе сотрудники филиала АО «СО ЕЭС» Приморское РДУ. Учебный процесс построят с выездом на объекты и в диспетчерский центр для отработки навыков на оборудовании, приближенном к реальным условиям.

Центральным событием встречи стало открытие в Политехническом институте учебного класса, оснащенного современным тренажерным оборудованием диспетчеров. Оно смонтировано и введено в эксплуатацию силами специалистов Приморского РДУ и позволяет моделировать управление электроэнергетическими режимами в штатных и аварийных ситуациях. Визуализация процессов осуществляется на учебном диспетчерском щите на основе тонкошовных жидкокристаллических панелей, которые используются в системах коллективного отображения информации диспетчерских центров Системного оператора. Оборудование работает как автономно, так и с возможностью удаленного подключения, что открывает широкие перспективы для практического обучения.

Стороны высоко оценили уровень взаимодействия и выразили уверенность, что открытие специализированного класса станет важным шагом в подготовке квалифицированных кадров для энергетики Дальнего Востока. Отмечено, что дальнейшее развитие сотрудничества будет способствовать повышению качества образовательного процесса и укреплению кадрового потенциала отрасли.

ДВФУ является одним из ключевых вузов-партнеров Системного оператора на Дальнем Востоке. Подписанный план мероприятий системно расширяет сотрудничество, заложенное соглашением 2022 года, и выводит взаимодействие науки и производства на новый уровень — от совместных семинаров до интеграции цифровых тренажеров в основную образовательную программу. Реализуемые инициативы направлены на популяризацию и повышение престижа оперативно-диспетчерского управления среди студентов, а также на привлечение в компанию молодых специалистов.

Идея конкурсной работы, подготовленной ведущим специалистом оперативно-диспетчерской службы Виталием Лапиным и ведущим специалистом службы релейной защиты и автоматики Андреем Гладковым, опирается на уникальные особенности энергосистемы Астраханской области – установленная мощность солнечных и ветровых электростанций в регионе практически сравнялась с мощностью традиционной генерации, а в отдельные часы выработка ВИЭ достигает 70-80 % от общего объема.

Инерция энергосистемы – это ее способность автоматически сопротивляться резким изменениям частоты после аварийных возмущений. Основой инерции являются огромные вращающиеся массы роторов синхронных машин на тепловых, атомных и гидроэлектростанциях. При дефиците мощности роторы замедляются и временно как бы «подпитывают» систему энергией, замедляя падение частоты.

Авторы исследования предложили альтернативу традиционному решению – капиталоемкому строительству синхронных компенсаторов. В работе, в частности, рассмотрен потенциал модернизации инверторного оборудования существующих объектов ВИЭ с внедрением алгоритмов виртуальной синхронной машины, а также систем накопления электроэнергии с быстрым частотным откликом. Согласно расчетам, такой подход позволит задействовать возобновляемую генерацию в регулировании частоты и напряжения без принудительного ограничения ее выработки.

Ключевые результаты научного исследования:

• Адаптация математического аппарата для расчета скорости изменения частоты с учетом особенностей Астраханской области, включая ограничения пропускной способности межсистемных связей.

• Детализация различных сценариев переходных процессов при аварийных возмущениях.

• Формирование пятикомпонентной структуры перспективного гибридного энергообъекта, сочетающей ультрабыстрое демпфирование частотных колебаний и сглаживание долговременных провалов мощности.

• Разработка прогнозной инвестиционной модели для модернизации инверторного оборудования солнечной электростанции мощностью 100 МВт.

• Предложения по внесению изменений в нормативно-технические документы для создания рыночных механизмов оплаты услуг инерционного отклика объектов ВИЭ.

Научным руководителем работы выступил глава Ассоциации молодых ученых Системного оператора Дмитрий Ивановский, порекомендовавший авторам изучить передовой зарубежный опыт по выбранной теме. Значительную помощь в проведении исследования оказали наставники молодых специалистов и руководители Астраханского РДУ. Начальник службы релейной защиты и автоматики Сергей Куратов обеспечил доступ к фактическим режимным данным и применяемым алгоритмам, что позволило авторам сформулировать применимые на практике выводы. Начальник оперативно-диспетчерской службы Виталий Бурятинский вдохновил молодых коллег на нестандартный анализ уязвимостей энергосистемы. Директор Астраханского РДУ Александр Чесноков и его первый заместитель – главный диспетчер Алексей Реуцкий поддержали исследование и создали атмосферу, способствующую реализации инженерной инициативы.

Проектная работа получила высокую оценку на корпоративном уровне. Генеральный директор Филиала АО «СО ЕЭС» ОДУ Юга Вячеслав Афанасьев отметил глубину исследования и его высокую практическую ценность.

Для авторов участие в конкурсе «ИнноТЭК-2026» это не только возможностью заявить о себе, но и ценный опыт, расширяющий знания в области динамической устойчивости энергосистем, методов расчета RoCoF и мировых практик решения проблем, связанных с интеграцией в энергосистему возобновляемой генерации.

Всероссийский конкурс «ИнноТЭК»

Организатором Всероссийского конкурса научно-практических и рационализаторских разработок молодых специалистов «ИнноТЭК» выступает Петербургский энергетический институт повышения квалификации при поддержке Министерства энергетики Российской Федерации. Цель проведения конкурса – развитие профессиональных компетенций и надпрофессиональных навыков молодых специалистов топливно-энергетического комплекса, выявление и поддержка лидеров отрасли на основе проведения конкурсного соревнования, популяризация инженерно-технического творчества. Конкурс проводится по трем номинациям: «Лучшая инновационная идея», «Лучший инновационный проект» и «Лучший инновационный продукт».

В соответствии с проектом СиПР прогноз потребления электрической энергии по ЕЭС России предполагает его увеличение к 2032 году до 1 301 828 млн кВт·ч, максимум потребления мощности увеличится до 190 265 МВт, среднегодовые темпы прироста потребления электрической энергии и максимума потребления мощности относительно 2025 года составят 1,87 % и 2,19 % соответственно.

Прогноз потребления электрической энергии по технологически изолированными территориальным энергосистемам (ТИТЭС) предполагает его увеличение к 2032 году до 18 515 млн кВт·ч, сумма собственных максимумов потребления мощности увеличится до 2 777 МВт, среднегодовые темпы прироста потребления электрической энергии и максимума потребления мощности относительно 2025 года составят 2,14 % и 2,22 % соответственно.

Объем вывода из эксплуатации генерирующего оборудования электростанций ЕЭС России и ТИТЭС (в том числе под замену новым оборудованием) в период 2027–2032 годов составит:

• АЭС – 4 417 МВт;
• ТЭС – 3 130,9 МВт.

Объем вводов в эксплуатацию генерирующего оборудования электростанций в период 2027 – 2032 годов составит 22 072,9 МВт, в том числе:

• АЭС – 5 000,0 МВт;
• ТЭС – 10 868,4 МВт (7 356,4 МВт на газе, 3 085,0 МВт на угле и 427,0 МВт на прочих видах топлива);
• ГЭС и ГАЭС – 1 023,5 МВт;
• СЭС и ВЭС – 4 831 МВт.

Планируемое увеличение установленной мощности, связанное с реконструкцией и модернизацией генерирующего оборудования в период 2027 – 2032 годов составит 574,9 МВт.

Суммарная установленная мощность электростанций ЕЭС России и ТИТЭС с учетом прогнозируемой динамики установленной мощности действующих электростанций и указанного объема вводов в эксплуатацию нового генерирующего оборудования к 2032 году составит 275 002,2 МВт, в том числе: по ЕЭС России – 269 567,1 МВт, по ТИТЭС – 5 435,1 МВт.

С учетом указанных изменений структура установленной мощности ЕЭС России и ТИТЭС до 2032 года в целом сохранится при незначительном снижении доли тепловых электростанций (с 65,84 % в 2025 году до 64,54 % в 2032 году) и увеличении доли солнечных и ветровых электростанций (с 2,18 % в 2025 году до 4,4 % в 2032 году).

Реализация запланированных мероприятий по развитию генерирующих мощностей и электрических сетей позволит обеспечить надежное функционирование энергосистем с учетом прогнозируемого роста потребления электрической энергии и мощности.

Проект документа направлен на рассмотрение в федеральные и региональные органы исполнительной власти Российской Федерации.

Подстанция оборудована двумя силовыми трансформаторами мощностью по 40 МВА каждый. Эксплуатационное обслуживание и оперативно-технологическое управление оборудованием новой подстанции осуществляет персонал Комсомольской дистанции электроснабжения (ЭЧ-5) ОАО «РЖД».

В рамках национального проекта «Эффективная транспортная система» будут электрифицированы участки БАМа от села Волочаевка-1 до Комсомольска-на-Амуре и от Комсомольска-на-Амуре до поселка Ванино (транзит Комсомольская – Ванино) общей протяженностью 829 км. Сегодня эти направления обслуживаются тепловозами, переход в будущем на электротягу даст возможность увеличить провозную способность магистрали и тем самым усилить экспортный потенциал транспортной системы страны.

Системный оператор принимал непосредственное участие во всех ключевых процессах проектирования и строительства ПС 220 кВ Джелюмкен/т. В ходе пусконаладочных работ специалисты Тихоокеанского РДУ участвовали в разработке и реализации комплекса режимных мероприятий для ввода в работу нового энергообъекта: выполнили расчеты электроэнергетических режимов и токов короткого замыкания, определили параметры настройки устройств релейной защиты и автоматики, провели тестирование телемеханических систем передачи информации в диспетчерский центр, организовали разработку комплексных программ переключений, реализовали мероприятия по постановке под напряжение нового энергообъекта. Слаженная работа всех участников процесса обеспечила безопасную интеграцию объекта в энергосистему.
 

Новые Методические указания, одним из основных разработчиков которых стал Системный оператор, призваны установить единые подходы к оценке и обеспечению устойчивости энергосистем в условиях роста электропотребления, масштабной модернизации оборудования и активного внедрения цифровых технологий.

Документ обязателен для применения при оперативных расчетах электроэнергетического режима энергосистем, проектировании, строительстве, реконструкции и выводе из эксплуатации объектов электроэнергетики напряжением 35 кВ и выше.

Ключевые нововведения:

- Оптимизирован учет нормативных возмущений в энергосистеме, что напрямую влияет не только на процедуры краткосрочного планирования и управления электроэнергетическим режимом, но и на проектирование энергетических объектов и решения по выводу их из эксплуатации. На основе статистики последних пяти лет из перечня нормативных возмущений исключены маловероятные возмущения третьей группы, доля которых за последние несколько лет не превышала 1%. Это позволило существенно упростить расчетные процедуры за счет использования единого перечня нормативных возмущений для любых схем сети.

- На основании систематизации накопленного опыта определения допустимых перетоков активной мощности при дефиците пропускной способности электрической сети впервые сформулированы четкие правила по определению области допустимых режимов работы энергосистем при работе в вынужденных режимах.

- Впервые с 60-х годов прошлого века скорректированы требования к нормативному коэффициенту запаса по статической апериодической устойчивости в нормальной схеме. При использовании в сети отечественной цифровой технологии СМЗУ (Система мониторинга запасов устойчивости) нормативный коэффициент запаса снижен с 20% до 10%. Для сетей, где использование СМЗУ пока невозможно из-за недостатка телеметрии, сохранено исторически применяемое значение 20%.

Новые Методические указания станут основой для принятия обоснованных, технологически и экономически выверенных решений по перспективному развитию энергосистемы России на годы вперед.

В числе основных ожидаемых эффектов для отрасли следует отметить возможность более широкого использования мощности наиболее экономичных электростанций для покрытия электропотребления, а также оптимизацию решений по новому строительству и модернизации объектов за счет увеличения степени использования пропускной способности действующей сетевой инфраструктуры: сокращение требуемого объема новых вводов в ряде энергорайонов и снижение объемов капитальных затрат на развитие энергосистем.

В своем выступлении руководитель ОДУ Сибири озвучил требования Правил разработки и утверждения документов перспективного развития электроэнергетики в части мероприятий по развитию распределительных сетей 110 кВ, разрабатываемых в составе Схемы и программы развития электроэнергетических систем России.

Развитие сетей 110 кВ критически важно для надежного технологического присоединения к энергосистеме новых промышленных и бытовых потребителей, а также для выдачи в сеть мощности новых электростанций, включая объекты возобновляемой энергетики.

Возможный вариант для недопущения дефицита мощности, снижения рисков функционирования энергосистемы и обеспечения надёжности электроснабжения потребителей в юго-восточной части ОЭС Сибири – применение систем накопления электрической энергии (СНЭЭ), что опирается на уже показавший свою эффективность опыт установки СНЭЭ в объединённой энергетической системе Юга.

Также в докладе прозвучали инновационные решения Системного оператора, позволяющие добиваться результатов без капитальных затрат на сетевое строительство. Например, активное развитие отечественной цифровой технологии Система мониторинга запасов устойчивости (СМЗУ). Она позволяет увеличить степень использования пропускной способности существующих электросетей на величину до 20% без необходимости строительства новых объектов генерации и сетевой инфраструктуры.

В заключение Алексей Хлебов отметил, что управление современной энергосистемой и повышение доступности электроэнергии для граждан и бизнеса напрямую зависят от кадрового потенциала. Интенсивное внедрение новых технологий требует опережающей подготовки квалифицированных инженерных кадров, отметил руководитель ОДУ Сибири.

Для сессии был отобран 21 доклад из 51 представленного российскими специалистами. Научно-технические доклады Системного оператора посвящены проблемам обеспечения надежности энергосистем в условиях глобальной трансформации и планирования их перспективного развития.

Основными темами стали:

— развитие систем накопления электроэнергии в ЕЭС России и оценка их роли в энергосистеме для повышения гибкости энергосистемы;

— учет систем накопления энергии в перспективных планах развития энергосистем и в рынке электроэнергии и мощности;

— использование объектов генерации ВИЭ для регулирования частоты и перетоков активной мощности ЕЭС России с целью развития услуг гибкости и повышения надежности работы энергосистем;

— опыт координации централизованного противоаварийного управления в энергосистемах разных государств для повышения устойчивости энергосистем;

— мониторинг состояния параметров режима энергосистемы с использованием 3d-визуализации на основе данных синхронизированных векторных измерений;

— применение технологий искусственного интеллекта и машинного обучения для валидации информационных моделей и выявления аномалий в данных;

— применение в диспетчерских центрах технологий искусственного интеллекта в задаче мониторинга потерь данных векторных измерений и поиска причин задержек информации;

— перспективная архитектура SCADA/EMS системного оператора большой энергосистемы и связанные вопросы информационного обмена и кибербезопасности;

— результаты и перспективы внедрения механизмов управления спросом в ЕЭС России.

Российский Системный оператор также поделился опытом решения задач кадрового обеспечения электроэнергетики и сотрудничества с энергетическими вузами при подготовке специалистов, а также опытом организации системной работы по повышению квалификации специалистов служб РЗА.

О СИГРЭ

CIGRE (Conseil International des Grands Réseaux Electriques — Международный Совет по большим электрическим системам высокого напряжения) — неправительственная и некоммерческая международная организация, объединяющая ученых и специалистов в области электроэнергетических систем. Создана во Франции в 1921 году.

Системный оператор является коллективным членом CIGRE со времени своего основания в 2002 году. Специалисты компании представляют Россию в четырех из 16 исследовательских комитетов CIGRE: комитете B5 «Релейная защита и автоматика», С1 «Планирование развития энергосистем и экономика», С2 «Функционирование и управление энергосистем», D2 «Информационные системы, телекоммуникации и кибербезопасность».

Регулярное участие в работе сессий CIGRE в Системном операторе рассматривается как эффективный инструмент выстраивания конструктивного диалога с международным сообществом по актуальным вопросам развития энергетики, интенсификации обмена опытом, ознакомления с новейшими достижениями и глобальными тенденциями в сфере технологий управления энергосистемами.

В этом году традиционная сессия CIGRE собрала порядка 3 тысяч специалистов из более чем 100 стран мира.

Джидинская СЭС мощностью 50 МВт и Новобичурская СЭС мощностью 52 МВт введенные в эксплуатацию в декабре 2024 года – одни из крупнейших объектов возобновляемой энергетики в Республике Бурятия. Их суммарная установленная мощность составляет существенную долю в структуре солнечной генерации энергосистемы региона. Проекты, реализованы по результатам проведенного в 2021 году конкурсного отбора в рамках программы поддержки ВИЭ-генерации до 2035 года (программа ДПМ ВИЭ 2.0).

Джидинская и Новобичуринская СЭС оснащены цифровыми автоматизированными системами управления технологическим процессом, позволяющими реализовать дистанционное управление из регионального диспетчерского центра Системного оператора, что является обязательным условием эффективной интеграции ВИЭ-генерации в энергосистему.

Дистанционное управление коммутационным оборудованием и мощностью электростанций  повышает эффективность работы энергообъектов и энергосистемы в целом, а также качество управления электроэнергетическим режимом объектов электроэнергетики и существенно сокращает время производства переключений, в том числе при ликвидации технологических нарушений.

Эти электростанции являются первыми в операционной зоне Бурятского РДУ, на которых реализовано дистанционное управление активной и реактивной мощностью из диспетчерского центра.