В Филиале ОАО «СО ЕЭС» «Объединенное диспетчерское управление энергосистемами Востока» (ОДУ Востока) введена в промышленную эксплуатацию новая версия централизованной системы противоаварийной автоматики (ЦСПА) Объединенной энергосистемы Востока с подключением к ней противоаварийной автоматики Бурейской ГЭС.

Модернизация ЦСПА и подключение в качестве ее низового устройства локальной автоматики предотвращения нарушения устойчивости (ЛАПНУ) Бурейской ГЭС позволят минимизировать объем управляющих воздействий в энергосистеме на отключение потребителей в случае возникновения аварийных ситуаций на объектах электроэнергетики.

ЦСПА ОЭС Востока введена в промышленную эксплуатацию в 2014 году. Первоначально в качестве низовых устройств для нее использовались ЛАПНУ Зейской ГЭС и ЛАПНУ Приморской ГРЭС. После проведенной филиалом ПАО «РусГидро» – «Бурейская ГЭС» модернизации аппаратной и программной базы ЛАПНУ ее подключение к ЦСПА также стало возможным.

«Успешный ввод в эксплуатацию ЛАПНУ Бурейской ГЭС в составе ЦСПА ОЭС Востока позволил вывести автоматическое противоаварийное управление в энергообъединении на качественно новый уровень. Число пусковых органов увеличилось с 16 до 81, ЦСПА охватила две трети контролируемых сечений в ОЭС Востока, существенно минимизирован объем управляющих воздействий на отключение потребителей в случае возникновения аварий в энергосистеме», – отметила директор по управлению режимами – главный диспетчер ОДУ Востока Наталья Кузнецова.

Для подключения комплекса противоаварийной автоматики Бурейской ГЭС специалистами ОДУ Востока в 2017–2018 годах выполнен комплекс мероприятий, включавший в себя подготовку и настройку испытательного полигона ЦСПА, настройку его сетевого взаимодействия с ЛАПНУ Бурейской ГЭС. По разработанной ОДУ Востока и согласованной с Филиалом ПАО «РусГидро» – «Бурейская ГЭС» программе проведены испытания работы ЛАПНУ в качестве низового устройства ЦСПА, а также мониторинг и анализ расчетных моделей, мониторинг каналов связи и обмена информацией между ЦСПА и ЛАПНУ, настройка сетевого взаимодействия и программного обеспечения.

ЦСПА ОЭС Востока относится к семейству централизованных систем противоаварийной автоматики третьего поколения. По сравнению с предшествующими поколениями они обладают расширенным функционалом, включающим более совершенный алгоритм расчета статической устойчивости энергосистемы и алгоритм выбора управляющих воздействий по условиям обеспечения не только статической, но и динамической устойчивости – устойчивости энергосистемы в процессе аварийных возмущений. Также новые ЦСПА функционируют на основе нового алгоритма оценки состояния электроэнергетического режима энергосистемы. Каждая ЦСПА имеет двухуровневую структуру: программно-аппаратные комплексы верхнего уровня устанавливаются в диспетчерских центрах ОДУ, а низовые устройства – на объектах диспетчеризации.

Кроме ОЭС Востока ЦСПА третьего поколения успешно функционируют в ОЭС Северо-Запада и ОЭС Юга. В опытной эксплуатации находятся системы в ОЭС Средней Волги, Урала и в Тюменской энергосистеме.

Ростехнадзор выпустил Акт расследования причин системной аварии, произошедшей 1 августа 2017 года в Объединенной энергосистеме Востока (ОЭС Востока), аварии, оставившей без электричества свыше 1,7 миллиона человек сразу в нескольких регионах Дальневосточного федерального округа.

В Акте перечислены все основные участники событий, десятки признаков аварии, технических обстоятельств, организационных недостатков, случаев невыполнения команды диспетчера и фактов ненадлежащей эксплуатации оборудования, ошибок проектирования и нарушений требований нормативных правовых актов, показывает, что главной и по сути единственной причиной произошедшего стало несогласованное функционирование элементов энергосистемы . Эта же причина лежит в основе большинства системных аварий.

Линия 500 кВ под Хабаровском была в ремонте, 1 августа в 22 по местному времени произошло отключение на негабарит (замыкание при прохождении негабаритного груза под проводами) линии 220 кВ Федеральной сетевой компании (ФСК). Затем произошло отключение второй ЛЭП 220 кВ. Причина - неправильная настройка релейной защиты и автоматики (РЗА), она не учитывала возможность работы ЛЭП с такой нагрузкой. Отключение второй ЛЭП 220 кВ привело к разделению ОЭС Востока на две части. После этого некорректно сработала автоматика регулирования мощности на электростанции «РусГидро», что спровоцировало дальнейшее развитие аварии и ее масштаб. Итог - отключения нескольких ЛЭП, в том числе и тех, которые ведут в Китай.

— Сработала защита, противоаварийная автоматика, ряд энергообъектов вышел из строя. Изменились параметры работы шести станций. Распределительные сети пострадали, - рассказала «РГ» представитель АО «ДВ распределительная сетевая компания» Ольга Амельченко.

В результате единая энергетическая система юга Дальнего Востока разделилась на две изолированные части: избыточную и дефицитную. Отключения произошло и в той, и в другой. В избыточной сработала защита генерирующего и электросетевого оборудования, а в дефицитной - автоматическая частотная разгрузка.

Официальной причиной инцидента стало «несогласованное функционирование элементов энергосистемы».

Согласно акту расследования Ростехнадзора основные причины аварии - «излишняя работа устройств релейной защиты, некорректная работа систем автоматического регулирования генерирующего оборудования, недостатки использованного разработчиком алгоритма функционирования противоаварийной автоматики в сети 220 кВ, недостатки эксплуатации электросетевого оборудования».

Случившееся 1 августа было даже не аварией, а чередой аварий. В 2012 году было 78 системных аварий, за восемь месяцев 2017 года — всего 29. Крупных аварий стало меньше, но, к сожалению, они стали масштабнее. В 2017 году произошло пять таких аварий с масштабными последствиями — разделением энергосистемы на изолированные части, отключением большого объема генерации и массовым прекращением электроснабжения.

Основная проблема в том, что в отрасли нет обязательных требований к параметрам оборудования и их согласованной работе в составе Единой национальной энергосистемы. Накопилась некая критическая масса, которая и привела к последним масштабным авариям.

Незначительная неполадка, которая могла быть устранена в кратчайшие сроки, переросла в крупный инцидент с общесистемными последствиями. На каждом этапе ситуация усугублялась неверными действиями автоматики, спроектированной и настроенной людьми. Она реагировала некорректно.

Одной из основных причин аварий в энергосистеме России зам.министра энергетики РФ Андрей Черезов назвал несогласованную работу оборудования, деятельность фактически ни на какую нормативную базу не опиралась, в итоге оказалось, что разное оборудование в энергосистеме зачастую работает несогласованно.

Новый «кодекс» работы электроэнергетики так и не был создан после завершения реформы отрасли. С уходом с арены РАО «ЕЭС России» и переводом взаимодействия субъектов электроэнергетики на рыночные отношения большая часть нормативных актов технологического характера потеряла легитимность, поскольку они были оформлены приказами РАО.

Обязательные требования к оборудованию, прописанные в документах советской эпохи, давно лишились своего законного статуса, к тому же многие из них устарели морально и не соответствуют современному развитию технологий.

Между тем «субъекты энергетики с 2002 года массово вводили новые устройства - активно устанавливалось новое оборудование в рамках ДПМ, реализовывались масштабные инвестпрограммы, было построено большое количество энергообъектов. В итоге оказалось, что разное оборудование в энергосистеме зачастую работает несогласованно», — отметил Андрей Черезов.

— У нас очень много субъектов электроэнергии, и взаимодействие между ними должно быть регламентировано, а они, получается, действуют самостоятельно, — заявил сразу после аварии замминистра энергетики РФ Андрей Черезов.

Обеспечить согласованную работу элементов энергосистемы способна только нормативная регламентация технологической деятельности. А для этого необходимо создать прозрачную и технически корректную систему общеобязательныx требований к элементам энергосистемы и действиям субъектов отрасли.

— Автономного функционирования быть не должно, потому что мы работаем в единой энергосистеме, соответственно, Минэнерго России намерено все урегулировать через нормативно-правовые акты, - подчеркнул Андрей Черезов.

— Необходимо создать четкие, понятные условия - кто отвечает за системную, противоаварийную автоматику, за ее функционал, установки.

В министерстве начата работа по совершенствованию правил расследования аварий в части комплексной систематизации причин, создания механизмов определения и реализации мероприятий по их предотвращению. «Эти правила определяют исключительно технические требования к оборудованию, не ограничивая свободу в выборе производителя. Также в этом документе не прописаны сроки на перенастройку или замену оборудования», - сказал Андрей Черезов.

Министерство энергетики России организовало работу по восстановлению в отрасли системы обязательных требований, которая не была должным образом разработана в ходе реформирования энергетики. Принят Федеральный закон от 23.06.2016 № 196-ФЗ, которым закреплены полномочия Правительства РФ или уполномоченного им федерального органа исполнительной власти на установление обязательных требований к обеспечению надежности и безопасности электроэнергетических систем и объектов электроэнергетики.

В настоящее время разрабатываются и готовятся к принятию десятки нормативных правовых актов и общеотраслевых нормативно-технических документов в соответствии с утвержденными на уровне Правительства России планами.

Президент страны в августе поручил минэнерго представить предложения по недопущению массовых отключений электроснабжения. Одним из первоочередных шагов должно стать принятие важнейшего системного документа - Правил функционирования электроэнергетических систем. Его проект уже поступил на рассмотрение в правительство РФ. Эти общеобязательные к исполнению правила зададут рамки нормативна-технического регулирования - установят ключевые технологические требования к работе энергосистемы и входящих в нее объектов. Кроме этого, требуется принятия множества конкретизирующих нормативно-технических документов уже на уровне минэнерго.

Проекты многих из них разработаны и прошли общественное обсуждение. Череда аварийных событий последних лет в ЕЭС России заставляет энергетиков торопиться.

«Одна из ключевых задач сегодня — направить инвестиции в оптимизацию существующей энергосистемы, а не в наращивание энергосистемы как актива, который пока нет возможности эксплуатировать оптимально», — заявил директор Департамента оперативного контроля и управления в электроэнергетике Министерства энергетики России Евгений Грабчак на Международном форуме по энергоэффективности и развитию энергетики «Российская энергетическая неделя» (Москва, Санкт-Петербург, 5 - 7.10.2017)

— Взяв за основу единую систему координат, однозначно определив все субъекты и объекты, описав их взаимодействие, а также научившись общаться на одном языке, мы сможем обеспечить не только горизонтальную и вертикальную интеграцию всех информационных потоков, которые вращаются в электроэнергетике, но и увязать децентрализованные центры управления с единой логикой принятия регулятором необходимых корректирующих решений. Таким образом, эволюционным путем будет создан инструментарий для моделирования достижения основного состояния электроэнергетики будущего, а оно видится нам в оптимальной себестоимости единицы электроэнергии - киловатта при заданном уровне безопасности и надежности, — пояснил Евгений Грабчак.

По его мнению, параллельно удастся достичь дополнительных преимуществ не только для регулятора и отдельных объектов, но и для смежных компаний и государства в целом.

— Среди данных преимуществ отмечу, прежде всего, создание новых рынков сервисных услуг, это: прогностическое моделирование состояния энергосистемы и отдельных ее элементов; оценка жизненного цикла; аналитика оптимального управления технологическими процессами; аналитика по работе системы и ее отдельных элементов; аналитика для разработки новых технологий и опробования существующих; формирование отраслевого заказа для промышленности и оценка рентабельности создания производств электротехнической и сопутствующей продукции; развитие логистических услуг, услуг по оптимизации управления активами, и многое другое. Однако для реализации данных изменения, помимо определения единой системы координат, необходимо переломить тенденцию внедрения передовых, но уникальных и неинтегрируемых друг с другом технологий.

P . S .

2 октября на должность генерального директора Филиала АО «СО ЕЭС» «Объединенное диспетчерское управление энергосистемы Востока» (ОДУ Востока) назначен Виталий Сунгуров, ранее занимавший пост советника директора по управлению развитием ЕЭС АО «СО ЕЭС», а до этого возглавлявший ряд региональных диспетчерских управлений Системного оператора.

С 2014 по 2017 год Виталий Леонидович Сунгуров был директором филиалов Удмуртское РДУ и Пермское РДУ. В этот период Виталий Сунгуров принимал активное участие в процессе структурной оптимизации Системного оператора. Под его руководством был успешно реализован проект укрупнения операционной зоны Пермского РДУ, принявшего функции оперативно-диспетчерского управления электроэнергетическим режимом ЕЭС России на территории Удмуртской Республики и Кировской области.

По итогам ежегодной проверки, проходившей с 24 по 26 октября, Филиал АО «СО ЕЭС» «Объединенное диспетчерское управление энергосистемы Востока» (ОДУ Востока) получил паспорт готовности к работе в осенне-зимний период (ОЗП) 2017/2018 года.

Результаты противоаварийной тренировки подтвердили готовность диспетчерского персонала Системного оператора к эффективному взаимодействию с оперативным персоналом субъектов электроэнергетики при ликвидации аварий, а также обеспечению надежного функционирования Объединенной энергосистемы Востока в осенне-зимний период 2017/2018 года.

Одним из основных условий получения паспорта готовности к работе в ОЗП является получение паспортов готовности всеми региональными диспетчерскими управлениями (РДУ) операционной зоны филиала АО «СО ЕЭС» ОДУ. Все РДУ операционной зоны ОДУ Востока в течение октября успешно прошли проверки и получили паспорта готовности к работе в ОЗП 2017/2018 года. Получение паспортов готовности филиалами АО «СО ЕЭС» ОДУ и РДУ является обязательным условием выдачи Системному оператору паспорта готовности к работе в предстоящем ОЗП

К 2022 году объем спроса на электрическую энергию в ОЭС Востока прогнозируется на уровне 42,504 млрд. кВт·ч (среднегодовой темп прироста за период 2016 - 2022 годов - 4,0%) (рисунок 2.9) .

Прогноз спроса на электрическую энергию на период 2016 - 2022 годов учитывает изменения в территориальной структуре энергозоны Востока - присоединение к ОЭС Востока изолированных энергорайонов Республики Саха (Якутия) - Западного и Центрального, потребление электрической энергии которых составляет более 70% от суммарного потребления по централизованной зоне энергоснабжения Республики Саха (Якутия). Присоединение изолированных энергорайонов определяет высокую динамику показателей спроса на электрическую энергию в период 2016 - 2017 годов.

Спрос на электрическую энергию по ОЭС Востока без учета присоединения Центрального и Западного энергорайонов Республики Саха (Якутия) на уровне 2022 года в рассматриваемом варианте оценивается в объеме 36,5 млрд. кВт·ч со среднегодовым приростом за период 2016 - 2022 годов 1,8%, при соответствующем показателе по ЕЭС России 0,6%. Опережающие темпы роста спроса на электрическую энергию в ОЭС Востока в рассматриваемой перспективе определяются экономическим развитием региона. Рост спроса на электрическую энергию связан, прежде всего, с предстоящим развитием промышленных производств с учетом реализации новых масштабных проектов - потенциальных резидентов промышленно-производственных зон, в их числе:

металлургические производства, представленные крупными инвестиционными проектами - формирование горно-металлургического кластера в Приамурье на базе рудных месторождений, в том числе Кимкано-Сутарский ГОК (ввод в эксплуатацию с 2016 года), разработка золоторудных месторождений Амурской области - Маломырский, Покровский и Албынский рудники;

добыча угля на территории Южно-Якутского энергорайона - Эльгинское месторождение и шахта Чульмаканская, и Хабаровского края - ОАО "Ургалуголь";

производства по переработке нефти и газа и создание новых производств нефтегазохимического комплекса, связанных с развитием систем магистральных нефте- и газопроводов, крупнейший из проектов - строительство нефтехимического комплекса ОАО "НК "Роснефть" в Находке ЗАО "ВНХК" (совместный проект с китайской корпорацией ChemChina), завод по производству сжиженного природного газа ООО "Газпром СПГ Владивосток" с вводом в эксплуатацию первой очереди в 2020 году, "Амурский нефтеперерабатывающий завод" в поселке Березовка Ивановского района - комплекс по переработке нефти и транспортировке нефтепродуктов (мощность переработки до 6 млн. тонн сырья в год с учетом поставок нефтепродуктов на внутренний рынок и экспорта в Китай);

развитие судостроительных предприятий на базе Дальневосточного центра судостроения и судоремонта, основными направлениями которого являются модернизация судоремонтных производств и создание новых мощностей для реализации проектов по выпуску современной морской техники - Приморский край;

реализация проекта "Космодром Восточный" в Амурской области;

реализация проектов на территориях опережающего развития (ТОР), в их числе ТОР Надеждинская (создание логистического центра, технопарка и сопутствующих производств) и ТОР Михайловская (агропромышленная специализация) в Приморском крае.

В части транспортной инфраструктуры развитие получат морские порты (транспортно-логистические площадки):

в Хабаровском крае - порт Ванино, где будут созданы специализированный угольный перегрузочный комплекс ОАО "Мечел", терминал по перевалке угля в бухте Мучка ООО "Сахатранс", угольный перегрузочный терминал в районе мыса Бурый ООО "Дальневосточный Ванинский порт", в том числе для обслуживания перевалки угля с Элегестского месторождения (Республика Тыва);

в Приморском крае - ООО "Морской порт "Суходол" - специализированный грузовой порт в районе бухты Суходол (Шкотовский район), ООО "Порт Вера" в районе бухты Беззащитная на территории ЗАТО города Фокино - морской терминал с сопутствующей инфраструктурой, ОАО "Торговый порт Посьет" в Хасанском районе - модернизация и строительство специализированного угольного терминала с увеличением мощности до 12 млн. т в год.

АО "АК "Транснефть" ведет работы по расширению первой и второй очередей трубопроводной системы "Восточная Сибирь - Тихий океан": ВСТО-1 до 80 млн. тонн в год и ВСТО-2 до 50 млн. тонн к 2020 году. Это определяет строительство трех НПС в Амурской области и НПС в Хабаровском крае, а также увеличение мощности на существующих НПС в Амурской области и Южно-Якутском энергорайоне Республики Саха (Якутия).

В связи с присоединением изолированных энергорайонов изменяется территориальная структура потребления электрической энергии ОЭС Востока - существенно возрастает доля энергосистемы Республики Саха (Якутия) - до 19% в 2022 году (5,3% - доля Южно-Якутского энергорайона Республики Саха (Якутия) в ОЭС Востока в настоящее время).

Западный энергорайон Республики Саха (Якутия) включает в себя Айхало-Удачнинский, Мирнинский, Ленский промышленные узлы и группу вилюйских сельскохозяйственных районов. Основные профилирующие производства - добыча и обработка алмазов, являющаяся традиционной специализацией региона, и нефтедобыча. Эти энергоемкие производства определяют специфику структуры потребления электрической энергии как Западного энергорайона Республики Саха (Якутия) (доля добывающих производств не менее 57% в структуре промышленного потребления электрической энергии), так и всей энергосистемы Республики Саха (Якутия), а именно: высокую долю промышленного производства в суммарной структуре потребления электрической энергии (43% в целом по Якутской энергосистеме, в том числе 37% приходится на добычу полезных ископаемых) на фоне сравнительно низкой доли, характерной для ОЭС Востока в настоящее время (24% и 6%, соответственно). Рост спроса на электрическую энергию на территории Западного энергорайона Республики Саха (Якутия) в рассматриваемой перспективе будет определяться развитием профилирующих производств - нефтедобычи (освоение центрального блока Среднеботуобинского НГКМ) и транспортированием нефти по трубопроводной системе "Восточная Сибирь - Тихий Океан", добычей и обработкой алмазов (совершенствование технологии добычи, отработки подземных алмазоносных трубок "Айхал", "Интернациональная", "Ботуобинская", "Нюрбинская", развитие ГОК "Удачнинский", связанное с переходом от карьерной к шахтной добыче с вовлечением в эксплуатацию глубоких горизонтов месторождения), а также созданием производственной и социальной инфраструктуры.

ОАО «Системный оператор Единой энергетической системы» успешно провел испытания по включению на параллельную синхронную работу объединенных энергосистем (ОЭС) Востока и Сибири. Итоги испытаний подтвердили возможность устойчивой кратковременной совместной работы энергообъединений, что позволит переносить точку раздела между ними без перерыва электроснабжения потребителей.

Цель испытаний – определения основных характеристик, показателей и режимных условий параллельной работы объединенных энергосистем Востока и Сибири, а также верификации моделей для расчета установившихся режимов и статической устойчивости, переходных режимов и динамической устойчивости. Параллельная работа была организована путем синхронизации объединенных энергосистем Сибири и Востока на секционном выключателе ПС 220 кВ Могоча.

Для проведения испытаний на ПС 220 кВ Могоча и ПС 220 кВ Сковородино были установлены регистраторы системы мониторинга переходных режимов (СМПР), предназначенные для сбора в реальном времени информации о параметрах электроэнергетического режима энергосистемы. Также во время испытаний были задействованы регистраторы СМПР, установленные на .

В ходе испытаний проведены три опыта в режиме параллельной синхронной работы ОЭС Востока и ОЭС Сибири с регулированием перетока активной мощности в контролируемом сечении «Сковородино – Ерофей Павлович тяговая» от 20 до 100 МВт в направлении ОЭС Сибири. Параметры электроэнергетического режима во время проведения опытов фиксировались регистраторами СМПР и средствами оперативно-информационного комплекса (ОИК), предназначенного для приема, обработки, хранения и передачи телеметрической информации о режиме работы энергетических объектов в реальном времени.

Управление электроэнергетическим режимом при параллельной работе ОЭС Востока с ОЭС Сибири осуществлялось путем регулирования перетока активной мощности с помощью Центральной системы автоматического регулирования частоты и перетоков мощности (ЦС АРЧМ) ОЭС Востока, к которой подключены Зейская ГЭС и Бурейская ГЭС, а также диспетчерским персоналом ОДУ Востока.

В рамках испытаний была обеспечена кратковременная параллельная синхронная работа ОЭС Сибири и ОЭС Востока. При этом экспериментально были определены параметры настройки ЦС АРЧМ ОЭС Востока, работавшей в режиме автоматического регулирования перетока мощности с коррекцией по частоте по сечению «Сковородино – Ерофей Павлович/т», обеспечивающие устойчивую параллельную работу ОЭС Востока и ОЭС Сибири.

«Полученные результаты подтвердили возможность кратковременного включения на параллельную работу ОЭС Востока и ОЭС Сибири при переносе точки раздела между энергообъединениями с подстанции 220 кВ Могоча. При оснащении всех ПС 220 кВ транзита Ерофей Павлович – Могоча – Холбон средствами синхронизации станет возможным переносить точку раздела между ОЭС Сибири и ОЭС Востока без кратковременного перерыва в электроснабжении потребителей с любой подстанции транзита, что существенно повысит надежность электроснабжения забайкальского участка Транссибирской железнодорожной магистрали», – отметила Наталья Кузнецова, главный диспетчер ОДУ Востока.

По итогам испытаний будет проведен анализ полученных данных и разработаны мероприятия по повышению надежности работы энергосистемы в условиях перехода на кратковременную параллельную синхронную работу ОЭС Сибири и ОЭС Востока.

ОЭС Востока – 50

Единый Восток

Решение о создании Объединенной энергетической системы Востока на базе энергосистем Амурской области, Приморского и Хабаровского края и Еврейской автономной области (со временем в ОЭС Востока влилась энергосистема южной части Якутии) было принято Министерством энергетики СССР. Тем же приказом за номером 55А было создано Оперативно-диспетчерское управление (ОДУ) Востока, теперь являющееся филиалом АО «Системный оператор ЕЭС». Путь от решения до создания ОЭС занял два года – 15 мая 1970 года были объединены Амурская и Хабаровская энергосистемы. И хотя в ДФО и по сей день сохранились изолированные энергосистемы (на севере Якутии, в Магаданской и Сахалинской областях, на Камчатке и Чукотке, а также Николаевский энергорайон Хабаровского края), с тех пор ОЭС Востока стала важнейшей частью энергетики региона. В нее входят электростанции суммарной установленной мощностью 9,5 ГВт (по состоянию на 1 января 2018 года). ОЭС Востока была связана с ОЭС Сибири тремя ЛЭП 220 кВ, и в 2015 году они были впервые включены на параллельную синхронную работу.

Подняться над местечковыми интересами

По словам одного из прежних руководителей ОДУ Востока Сергея Другова, развитие ОЭС Востока далеко не всегда шло гладко – в частности, мешали местечковые интересы. «Например, руководство Амурской области в свое время не было заинтересованно в строительстве ЛЭП в Хабаровском крае, так как на ее территории появился мощный источник – Зейская ГЭС. Руководство Хабаровского края негативно относилось к строительству Бурейской ГЭС, считая необходимым строить энергообъекты только на территории края и только те, которые замыкаются на собственного ­потребителя», – вспоминает Сергей Другов.

Однако кризисы энергоснабжения (Амурская область – 1971–1973 годы; Хабаровский край – 1981–1986 годы; Приморский край – 1998–2001 годы) подтолкнули регионы и их руководителей к объединению усилий. Нужны были мощные ЛЭП между генерирующими мощностями и основными центрами потребления. Первые сосредоточены на западе региона (Зейская и Бурейская ГЭС, Нерюнгринская ГРЭС), вторые – на юго-востоке (в Приморье и Хабаровске).

Дальше – больше

Последние годы потребление электроэнергии ОЭС Востока и энергосистем субъектов федерации заметно растет, время от времени обновляя исторические максимумы. У ОЭС Востока есть задел по мощности, позволяющий, например, экспорт электро­энергии в соседнюю КНР, но ­чтобы избежать проблем в самом ближайшем будущем, нужны и новые генерирующие объекты, и дальнейшее развитие сетей.

В этом направлении многое делается. Уже работает вторая очередь Благовещенской ТЭЦ (дополнительная установленная электрическая мощность – 120 МВт, тепловая – 188 Гкал/ч). На третий квартал 2018 года намечен пуск во Владивостоке ТЭЦ «Восточная» (установленная электрическая мощность составит 139,5 МВт, тепловая – 421 Гкал/ч; станция обеспечит теплом и горячей водой более 300 тысяч потребителей города). В следующем году должна дать ток новая ТЭЦ в г. Советская Гавань (установленная электрическая мощность составит 120 МВт, тепловая – 200 Гкал/ч).