Вывод нескольких десятков гигаватт установленной мощности электростанций, особенно «возрастных», не снизит текущий уровень надёжности работы Единой энергетической системы (ЕЭС) России. Такой результат дают расчёты по методике оценки нормативного резерва генерирующей мощности, которую разработали в Институте систем энергетики имени Л. А. Мелентьева СО РАН по заданию Минэнерго РФ.

В масштабе страны это исследование обосновывает целый пакет предложений по нормативным документам, которые регламентируют работу энергорынков и ЕЭС России. Ведь плата за избыточные мощности в конечном счете закладывается в стоимость электроэнергии для потребителей, что ведет к завышенным ценам на российскую товарно-промышленную продукцию, делая ее слишком дорогой и неконкурентоспособной как внутри страны, так и на мировом рынке. Многие эксперты отмечают, что сравнительно высокие цены на электроэнергию в РФ – это одна из причин многолетнего отсутствия экономического роста. Таким образом, более здравый и научно обоснованный подход к принципам надежного энергоснабжения может снять часть барьеров, мешающих развиваться нашей экономике.

За эту работу заведующий лабораторией надёжности топливо- и энергоснабжения отдела энергетической безопасности ИСЭМ СО РАН, кандидат технических наук, Дмитрий Крупенёв, как руководитель научного коллектива, удостоен благодарности Министерства энергетики РФ.

Установленная мощность электростанций РФ превышает 245,3 ГВт, исторический зимний максимум потребления мощности не дотягивает до 155,1 ГВт. То есть, более трети оборудования фактически не используется в штатном режиме работы энергосистемы. Оно может быть задействовано для обеспечения надежного энергоснабжения потребителей только при необходимости, например, при плановых ремонтах и аварийных ситуациях. С точки зрения надежности и резервирования, на взгляд неискушенного наблюдателя, в Единой энергетической системе России нет никаких проблем.

Но бодрые цифры маскируют ряд существенных дисбалансов и проблем системного характера. Например, несмотря на то, что в докладе Министерства энергетики РФ на всероссийском совещании о ходе подготовки к прохождению отопительного сезона 2020 - 2021 годов сказано о том, что в течение последних нескольких лет снижаются средняя частота и длительность нарушений электроснабжения, тем не менее средний процент отключенных по причине аварий потребителей уверенно растёт с 2017 года.

«Ситуация такова: в современных реалиях работы в Единой энергосистеме России накопился ряд проблем, которые уходят корнями в девяностые годы прошлого века, – констатирует заведующий лабораторией надёжности топливо- и энергоснабжения отдела энергетической безопасности ИСЭМ СО РАН, кандидат технических наук Дмитрий Крупенёв. – Во-первых, после распада СССР резко снизилось электропотребление. Во-вторых, инвестиции в электроэнергетику либо отсутствовали вообще, либо были незначительными».  

Крупные программы по регулированию рынка электроэнергии вроде ДПМ – договоров предоставления мощности, которые предполагали строительство новых объектов тепловой генерации, дали определённый положительный эффект по части обновления отрасли. Однако мощность агрегатов, введённых в эксплуатацию по их условиям, во многих случаях оказалось избыточной: прогноз растущего электропотребления, из которого исходили в конце «нулевых» годов перед стартом программы, не оправдался. 

Никуда не делась и проблема устаревшего оборудования. Не является секретом, что средний уровень износа генерирующего и сетевого оборудования в ЕЭС России оценивается как 60-70%. По данным АО «Техническая инспекция ЕЭС», по состоянию на 31 декабря 2019 года в России более 45 лет эксплуатировались, полностью выработав свой жизненный цикл, 784 турбоагрегата суммарной установленной мощностью 58,9 ГВт, 852 генератора суммарной номинальной мощностью 61,6 ГВт и 1209 котлов производительностью 317,1 тонн пара в час. В Минэнерго РФ также обращают внимание на техническое состояние генерирующего и сетевого оборудования, превысившего нормативный срок эксплуатации, и небольшой объём инвестиционных ресурсов у территориальных сетевых организаций. Хотя системный оператор Единой энергосистемы России сообщает, что в 2020 году из эксплуатации было выведено почти 3,3 ГВт генерирующих мощностей, не уточняя, правда, возраст оборудования, ситуация с аварийностью в целом остается напряженной.

В результате в энергетике сложилась практика, когда недопоставки электроэнергии, в том числе вследствие возрастающего числа аварий, покрываются за счет наличия явно избыточных резервов генерирующих мощностей в энергосистеме, а не за счет повышения эффективности работы через модернизацию имеющейся инфраструктуры.

«Можно сколько угодно говорить, что у нас в системе показатели надежности имеют высокий уровень. Но важно задавать вопрос: а за счет чего? – резюмирует Дмитрий Крупенёв. – Ведь экономическая эффективность работы такой энергосистемы очень низкая, потому что за такие большие резервы кто-то в любом случае должен платить. Вторая сторона медали – из-за того, что эти резервы велики, не видны другие проблемы, на которые следует обратить внимание, в том числе - рост аварийности.»

Поддержание и обслуживание подобной конфигурации резервирования – это огромные затраты, которые энергокомпании закладывают в тарифы, и за которые в конечном счете платят потребители, в том числе и мы - обычные граждане. Такая дополнительная тарифная нагрузка вместе с требующей модернизации энергетической инфраструктурой сдерживает развитие экономики Российской Федерации.

Обращение к авторитету

В   условиях вышеперечисленных проблем ещё при вице-премьере Аркадии Дворковиче было дано поручение актуализировать уровень необходимых резервов генерирующей мощности. Порядок определения величины нормативного резерва Минэнерго поручило разработать Институту систем энергетики имени Л.А. Мелентьева СО РАН. Выбор исполнителя был логичным: исследованиями системной надёжности энергосистем институт занимается с семидесятых годов прошлого века. Это одна из приоритетных тем и визитных карточек института, где получены существенные методические и практические результаты.

Учёные института самостоятельно разработали цифровые модели энергосистем и программно-вычислительные комплексы «Поток 3» и «Янтарь» для поиска оптимального уровня надежности через проведение исследований. В настоящее время сотрудники лаборатории надёжности топливо- и энергоснабжения развивают и применяют на новый комплекс с символичным названием «Надёжность».

«Сегодня именно он является наиболее адекватным реалиям современных энергосистем, подобных ЕЭС России, – подчёркивает Крупенёв. – Понятно, что его фундамент составляют ранее разработанные и апробированные методики, реализованные в ПВК «Янтарь» и других комплексах, использующихся в мире. Методическое обеспечение дорабатывается и непрерывно улучшается.»

Работа, которую инициировало Минэнерго, была посвящена оценке балансовой надёжности. Иными словами, способности энергосистемы обеспечивать совокупную потребность в электрической мощности и энергии с учётом плановых, неплановых и аварийных отключений, а также ограничений на поставку энергоресурсов. Вопросы режимной надёжности, то есть способности противостоять внезапным возмущениям вроде коротких замыканий и каскадных отказов – это тема для отдельных исследований, требующих если не принципиально иных, то как минимум более детализированных и сложных расчётов. Техническое задание предусматривало только оценку на макроуровне. Выполнить её требовалось в два этапа: сначала подготовить теоретическое и методологическое обоснование, затем, пользуясь им, рассчитать нормативный резерв для ЕЭС России. 

Инструментарий для исследования был уже апробирован и хорошо знаком тем, кто занимается математическим моделированием энергосистем. В его основе модель единой электроэнергетической системы России, включающая более 150 локальных подсистем, рассматриваемых более подробно.

Для оценки балансовой надежности используются доказавшие свою эффективность методы Монте-Карло, методы оптимизации и методы статистической обработки. Эффективность традиционных инструментов повышается за счёт современных компьютерных мощностей с использованием механизма параллельных вычислений. Анализ, оценка и обеспечение балансовой надёжности подразумевает очень большое количество вычислительных процессов.

«Для улучшения вычислительной эффективности – скорости и точности расчёта – мы точечно внедряем методы машинного обучения, тестируя их и наблюдая, как они себя ведут и какие результаты показывают. Но общее правило таково: если нет острой необходимости использовать эвристические алгоритмы, следует применять классические методы оптимизации, имеющие доказуемые решения и понятные тем, кто непосредственно работает в энергосистеме».

Стоит подчеркнуть, что два молодых сотрудника из коллектива лаборатории Денис Бояркин и Дмитрий Якубовский – также участвовавшие в выполнении работы – только что выиграли гранты на стипендию президента Российской Федерации для молодых ученых на период 2021-2023 гг. Работа по грантам также будет посвящена дальнейшему развитию методологии и инструментария оценки балансовой надежности с использованием методов машинного обучения, а также разработке новых моделей для минимизации дефицита мощности электроэнергетических систем.

Хватит и трети

Наряду с формализованными методическими разработками при оценке балансовой надёжности ЕЭС России необходимо учитывать множество разнообразных непредсказуемых факторов, которые не могут быть описаны формализованными процедурами и математическими  выражениями, и интересы всех участников энергорынка, от поставщиков и потребителей до тех, кто обеспечивает передачу и работу инфраструктуры. В силу этого работа по расчёту нормативного резерва генерирующей мощности в ЕЭС России, начатая в 2017-м, вместо полугода заняла около двух с половиной лет.

Актуализированный доклад ИСЭМ СО РАН был представлен в начале июня 2020 года на очередном совещании в Ассоциация «НП Совет рынка», которая отвечает за регулирование оптового и розничного энергетических рынков в России и объединяет продавцов и покупателей электроэнергии, инфраструктурные организации и профильных экспертов. Ключевой вывод из него состоит в том, что при тех же коэффициентах надёжности уровень резерва в 2022 году можно снизить в три раза, до 14-19 ГВт вместо тех 53 ГВт, которые заложены в официальных прогнозах. Такое снижение позволит существенно снизить платежи потребителей за мощность, а следовательно, уменьшить затраты на производство. Дата – 2022 год – был согласован с заказчиком. Для расчетов использовалась информация из действующей на момент начала работы Схемы и программы развития ЕЭС России на 2018-2024 годы.

«Системная надёжность должна быть не максимальной, а оптимальной, – продолжает Дмитрий Крупенёв. – Мощности можно наращивать бесконечно, но кто-то за это должен платить. Поэтому необходимо определить такой уровень резервирования генерирующей мощности, который был бы выгоден для всех субъектов рынка и при этом позволял регуляторам в лице Минэнерго, Системного оператора и «Совета рынка» штатно управлять энергосистемой».

С помощью методики, разработанной учёными из ИСЭМ СО РАН, удалось доказать, что он может быть значительно меньше того запаса, который заложен в Схему и программу развития ЕЭС России.

Результаты этого исследования вызвали оживлённую дискуссию как в экспертном сообществе, так и со стороны участников энергорынка, среди которых были представители всех заинтересованных сторон: генерирующие компании, представители потребителей электроэнергии, представители сетевых компаний, а также системные регуляторы. С учётом её результатов был разработан проект порядка определения величины нормативного резерва генерирующей мощности, в основу которого легла работа Крупенёва и его коллег. Ведётся разработка методических указаний по проектированию развития энергосистем, в которые также включены материалы исследования.

Самому заведующему лабораторией надёжности топливо- и энергоснабжения, в свою очередь, объявили благодарность Минэнерго за большой личный вклад в в развитие топливно-энергетического комплекса.