Блэкаут в Казахстане как индикатор системной уязвимости ОЭС Центральной Азии

Герман Геннадьевич ТРОФИМОВ, д.т.н., профессор, заслуженный энергетик СНГ и Республики Казахстан, Эксперт Федерального реестра экспертов научно-технической сферы Министерства образования и науки Российской Федерации, Вице-Президент по энергетике Израильской Независимой Академии Развития Науки

Хроника и уроки региональных блэкаутов от Центральной Азии до глобального масштаба

Когда гаснет сеть, накопитель дает энергосистеме самое ценное время на спасение

14 августа 2026 года в 14:37 на Токтогульской ГЭС (Кыргызстан) отключились два генератора мощностью -600 МВт. Это вызвало резкое перераспределение потоков мощности в единой энергосистеме Центральной Азии. В Казахстане перегрузился транзит Север-Восток-Юг, и три линии 500 кВ аварийно отключились. Южная зона Казахстана отделилась от остальной энергосистемы, возник дефицит мощности ~2,8 ГВт. Этот сценарий очень похож на 2022 год, когда потеря генерации Кыргызстана привела к дефициту и росту перетока, что вызвало перегрузку ЛЭП. Сработавшая автоматика привела к отключение потребителей. Поэтому события 25 января 2022 г. и 14 августа 2026 г. фактически отражают одну и ту же проблему ОЭС Центральной Азии.

• Гидроэнергетический оплот Центральной Азии на перекрестке новой энергетической архитектуры

*Наиболее показательные аварии в ОЭС ЦА

Из таблицы видно, что Казахстанская энергосистема крупнейшая энергосистема региона является критичной для всей Центральной Азии. Серьезные аварии в Узбекистане или Кыргызстане приводят к падению частоты в Казахстане. Это связано с тем, что через Казахстан идут основные перетоки между странами. Поэтому ключевым фактором надежности становится развитие маневренных мощностей всего региона.

Подобные аварии имели место не только в Казахстане, но и во всем мире. Если считать только крупные, национального/регионального масштаба аварии, то их число исчисляется десятками. Точного числа блэкаутов не существует оно кардинально зависит от определения «блэкаут».

Только из перечисленных выше крупных событий (по критерию «затронуло значительную долю населения страны/региона») набирается более 25 отдельных блэкаутов за ХХІ век. И это заведомо неполный список, поскольку многие региональные аварии меньшего масштаба (как, например, множество локальных событий в отдельных штатах США, землях Германии и т.д.) в подобные топ-списки не попадают вовсе.

• Стратегия низкоуглеродного манёвра Узбекистана в условиях климатических вызовов

Отметим, что системные аварии изменили свой характер. Если в ХХ веке доминировали перегрузы и каскадные обрывы линий, то в ХХІ веке спусковым крючком всё чаще становится динамический дисбаланс: дефицит синхронной инерции и неспособность генерации мгновенно восполнить небаланс.

Из таблицы видно ускорение блэкаутов во второй половине 2020-х годов, которое сопоставимо по плотности событий с целым предыдущим десятилетием. Это говорит о том, что блэкауты не просто продолжают происходить, но их частота растёт нелинейно, особенно климатически обусловленных. Каждая из этих аварий имела свои причины. Крупные аварии развиваются за секунды, поэтому рассчитывать на «ручные» действия диспетчера или медленный набор нагрузки тепловыми блоками, пытающимися компенсировать недостаток генерирующей мощности, бесполезно.

Пространственная асимметрия и балансовые вызовы Единой энергосистемы Казахстана

Блэкаут это не просто недостаток генерирующей мощности. Это быстро развивающийся процесс нарушения баланса мощности, при котором последовательно проявляются дефицит маневренной мощности, недостаток инерции, быстрое изменение частоты и работа противоаварийной автоматики. Поэтому предотвращение крупной аварии требует не одного универсального источника мощности, а совокупности средств, действующих на разных временных интервалах.

Сам по себе блэкаут не является уникальным событием: крупные системные аварии происходили в США, Италии, Индии, Австралии и других странах. Но для Казахстана, как мы понимаем, принципиальный вопрос в другом, что показал блэкаут о готовности энергосистемы Казахстана к возможному быстрому нарушению баланса мощности.

Не имея фактических диспетчерских данных, я не могу оценивать реальный ход событий во время блэкаута, поэтому более целесообразно остановится вначале на особенностях энергосистемы Казахстана и смежных стран и проанализировать насколько структура генерации и имеющиеся современные технологии способны противодействовать процессу возможного блэкаута.

• Интеграционный перелом ОЭС Центральной Азии

Географические масштабы страны, неравномерное распределением топливно-энергетических ресурсов и исторически сложившаяся конфигурация межсистемных связей создали зональную асимметрию и пространственную разобщенность структурной генерации в Казахстане. Это придало ЕЭС Казахстана особую топологию в том, что энергосистема разделена на три технологические зоны с выраженным балансовым дисбалансом.

Северная зона Казахстана это энергоизбыточный регион с мощной угольной генерацией (бассейны Экибастуза, Караганды, Павлодара). Она обеспечивает электроэнергией не только местную промышленность, но и передачу ее в смежные зоны. Однако, сама северная зона Казахстана испытывает острый дефицит собственной маневренной мощности. Несмотря на то, что регион является энергоизбыточным по общему объему выработки и базовой генерации (за счет Экибастузских ГРЭС и Аксуйской ГРЭС), специфика его энергетического узла создает серьезные системные проблемы с гибкостью регулирования. Дефицит мощности в объеме более 500 МВт покрывается перетоками из энергосистемы России.

Западная зона на базе газовой генерации нефтегазовых месторождений синхронизирована с ЕЭС России и соединена с ЕЭС Казахстана лишь протяженными слабыми транзитными линиями 220-500 кВ вдоль Каспийского региона.

Южная зона имеет слабую собственную генерацию (несколько ТЭЦ и малых ГЭС) и критически зависит от поставок электроэнергии с севера страны и из ОЭС Центральной Азии. И хотя в 2024 году в Южной зоне производство электроэнергии составило 13,2% (15,6 млрд кВт-ч) от общего объема, а потребление по нашим расчетам 23% от общего объёма и учитывая, что на юге страны проживает около 40% населения, то этого недостаточно. Поэтому этот регион с высокой плотностью населения и динамичным ростом нагрузки в течение многих лет остается энергодефицитным. Дефицит электроэнергии в Южной зоне покрывается за счет поставок из Северной зоны.

В энергосистеме доминирует угольная генерация (~65-70% выработки). ГРЭС-1, ГРЭС-2 в Экибастузе, Аксуйская ГРЭС имеют узкий регулировочный диапазон (не более 10-15%) и минимальную скорость изменения мощности. Они технологически рассчитаны на работу в жестком базовом графике, что не позволяет им активно участвовать в регулировании мощности и обеспечить устойчивую работу в аварийной ситуации.

• Глобальный энергетический транзит пересек исторический рубеж

В энергосистеме Казахстана отсутствуют гидроаккумулирующие станции (ГАЭС), а также чистые пиковые газотурбинные (ГТУ) или газопоршневые агрегаты. К маневренным мощностям относятся ГЭС и газотурбинные электростанции (ГТЭС). Однако для выдачи ими электроэнергии в единую систему требуется около двух минут для ГЭС и 15-20 минут для ГТЭС. Только они помогают покрыть скачки потребления в пиковые часы и балансировать нестабильную вырабатываемую электроэнергию ВИЭ.

Поэтому из-за дефицита быстрых вторичных и третичных резервов в энергосистеме регулярно наблюдается сезонный и суточный дисбаланс и дефицит гибкости. При прохождении вечернего пика потребления и при резких колебаниях нагрузки энергосистема в течение уже многих лет испытывает острый дефицит быстрых вторичных и третичных резервов.

Ситуация еще больше усложнилась в связи с быстрым ростом доли СЭС и ВЭС. Ввод сотен мегаватт стохастической генерации (в частности, в ветровых коридорах Джунгарских Ворот, Шелекского коридора и южных солнечных регионов) без создания адекватных мощностей систем накопления энергии (BESS) и быстрых газопоршневых газотурбинных станций (ГПЭС/ГТУ) усиливает градиенты небалансов и риски нарушения статической и динамической устойчивости при прохождении вечернего пика и аварийных ситуациях.

Физика частотных искажений и снижение инерции при энергопереходе

Зная особенности энергосистем Казахстана и ЦА целесообразно теперь рассмотреть вопрос о том, что происходит в энергосистеме при локальной аварии или резкого дисбаланса между производством и потреблением электроэнергии из-за повреждения крупного объекта (отключении энергоблока или отключения ЛЭП).

Отметим, что при блэкауте в любой энергосистеме механизм развития процесс идентичен. Физику процесса и механизм его развития лучше всего увидеть при регулировании частоты. Однако так как еще нет готового отчета по блекауту в ОЭС ЦА, то покажем это на примере заимствованном из литературы. Сразу после такой аварии начинает падать частота. Процесс динамики изменения частоты и восстановления показан на рисунке.

• Масштабная гидроэнергетическая трансформация в Центральной Азии

Одной из причин блэкаутов является нехватка маневренных мощностей в первые моменты времени наступления аварии. Допустим отключился крупный энергоблок или произошло разделение сети. Появился дефицит . Энергосистема должна немедленно компенсировать этот дефицит. Но не вся установленная мощность электростанций является маневренной. АЭС, крупные ТЭС и часть других станций могут иметь огромную установленную мощность, но это не означает, что они способны в течение нескольких секунд увеличить выдачу на сотни мегаватт что необходимо энергосистеме.

Отсюда для Казахстана важный вывод: для противодействия аварии важна не только установленная мощность энергосистемы, но и количество мощности, которая физически способна изменить свою выдачу в требуемое время. И здесь появляется BESS, которые способны практически мгновенно перейти к сотни МВт выдачи без запуска турбины, разогрева котла. Но BESS не отменяет необходимость маневренной генерации. Накопители только закрывают быстрый дефицит, а маневренная генерация должна обеспечить длительное восстановление баланса.

В этой ситуации очень важна инерция энергосистемы. Инерция не компенсирует потерянную мощность. Но, она замедляет падение частоты и тем самым покупает энергосистеме время для ликвидации аварии.

Инерция энергосистемы – это способность электрической сети противостоять быстрым изменениям частоты при внезапных возмущениях, таких как отключение крупных генераторов или резкие колебания нагрузки. Она создаётся вращающимися массами синхронных генераторов (турбин), которые хранят кинетическую энергию. Инерция определяет скорость изменения частоты и переходные отклонения частоты после аварийного возмущения.

Поведение реального синхронного генератора описывается уравнением движения ротора (уравнением качаний):

При внезапном возникновении дефицита или избытка активной мощности вращающиеся массы синхронных машин автоматически обмениваются кинетической энергией с энергосистемой. При большей инерции частота падает медленнее. Инерция создаёт время для срабатывания первичного регулирования, быстродействующих систем накопления энергии и противоаварийной автоматики.

Виртуальная инерция как инструмент стабилизации инверторных энергосистем

В энергосистемах с высокой долей ВИЭ виртуальная инерция (Synthetic/Virtual Inertia) становится критическим инструментом стабилизации, а маневренная мощность выступает ее физическим и энергетическим фундаментом.

Виртуальная (синтетическая) инерция это способность имитировать физическую инерцию вращающихся масс традиционных синхронных генераторов (ТЭС, ГЭС, АЭС) с помощью инверторов с быстрым управлением и накопителей энергии (BESS) или ВИЭ. Это управляемая реакция силовой электроники. Получается, что физической вращающейся массы нет, но электрическая реакция может имитировать часть эффекта инерции.

Принцип виртуальной инерции заключается в том, что системный инвертор пропорционально  в первые миллисекунды (0-500 мс) вводит или забирает активную мощность  как ответ на ее изменение, воспроизводя этот отклик:

Алгоритм управления задает лишь сигнал управления, но реальное демпфирование частоты требует физического запаса энергии и сверхбыстрой маневренной мощности. Батареи в отличие от синхронных генераторов не имеют физической вращающейся массы, но они через преобразователь с помощью алгоритмов управления инверторами могут быстро вводить/поглощать активную мощность и тем самым могут имитировать поведение синхронной машины, обеспечивая быстрый частотный отклик и являться источником виртуальной инерции.

Основные методы реализации виртуальной инерции:

1. Метод дифференцирования частоты (инвертор Grid-Following – ведомый сетью). Накопители энергии реагируют на скорость изменения частоты (RoCoF). Формируется добавка к заданию активной мощности:

1. Концепция виртуального синхронного генератора (инвертор Grid-Forming – задающий сеть). Инвертор работает в режиме формирования сети, задавая собственное опорное напряжение. В микропроцессорный контроллер инвертора программно закладывается уравнение качания реального ротора генератора. Реакция на изменение фазы и частоты сети происходит мгновенно ( мс), так как инвертор выступает источником напряжения за виртуальным импедансом.

Виртуальная инерция создает целый ряд дополнительных преимуществ для энергосистемы, так как ее реакция в миллисекундах быстрее любой турбины, что за счет снижения RoCoF повышает устойчивость и обеспечивает возможность работы в полностью инверторных системах.

Системы накопления энергии как щит против каскадных аварий и инструмент черного старта

В энергосистеме Казахстана системы накопления энергии (ESS/СНЭ) нужны в первую очередь для балансировки переменной генерации ВИЭ, покрытия пиковых нагрузок, снижения необходимости быстрого маневрирования базовых станций, повышения надёжности Южной зоны ЕЭС. Накопители принципиально отличаются от синхронных генераторов двумя ключевыми свойствами: двунаправленностью потока мощности и отсутствием жесткой тепломеханической инерционности.

NREL (National Renewable Energy Laboratory США) разделяет задачи накопителей на три временные зоны:

• Секунды-минуты: регулирование частоты и оперативные резервы, быстрый частотный отклик (<1 секунды).
• Минуты – около часа: аварийный/переходный резерв.
• Часы: обеспечение мощности и энергоснабжения.

1. Быстродействующие накопители (секунды)

• SMES (Сверхпроводящий магнитный накопитель): энергия хранится в магнитном поле сверхпроводящей катушки. Сверхбыстрый отклик (2-4 мс). Первая линия обороны против RoCoF.
• Суперконденсаторы (EDLC): чрезвычайно быстрый импульс мощности (субмиллисекундный отклик) большой мощности, но небольшой продолжительности.
• Маховики (Flywheels): физически хранят кинетическую энергию, обеспечивая почти мгновенный отклик без электрохимических ограничений.
• Li-ion BESS: универсальный элемент для секундного и минутного диапазона, обеспечивает синтетическую инерцию и первичный резерв со значительным запасом энергии.

2. Среднесрочные накопители для восстановления работы сети (минуты-часы)

• BESS большой мощности (Li-ion, LFP): питание от десятков минут до нескольких часов, высокая энергоёмкость. Железо-фосфатные батареи () безопасны и долговечны. Натрий-ионные (Na-ion) аккумуляторы выходят в фазу масштабного развертывания как более дешевая и безопасная альтернатива.
• ГАЭС (Гидроаккумулирующие электростанции): выдают сотни МВт и ГВт в течение нескольких часов. Совместная работа ГАЭС и BESS – идеальная комбинация для аварийного восстановления и «черного старта».

3. Накопители для долгосрочного хранения энергии (часы-сутки)

• CAES (на сжатом воздухе) и LAES (криогенный накопитель жидкого воздуха): обеспечивают длительное резервирование от 4 до 24+ часов. LAES можно размещать независимо от географических условий.
• Проточные батареи (RFB): хранят запас в жидких электролитах во внешних резервуарах, независимое масштабирование мощности и энергии на 4-12 часов.

Совершенствование нормативно правовой базы и рыночных механизмов для накопителей энергии

Накопление энергии становится все более важной частью национального рынка электроэнергии. В действующих Законе РК «Об электроэнергетике» № 588-ІІ и Правилах формирования балансирующего рынка не содержится отдельного правового требования о накопителях. Накопитель не выделен как самостоятельная категория участника рынка.

Однако Казахстан сделал важный первый шаг: внесено понятие систем накопления электрической энергии в Законе «О поддержке использования возобновляемых источников энергии» (№ 165-ІІІ от 04.07.2009), а в Электросетевых правилах и ПТЭЭС предусмотрено восстановление частоты с использованием накопителей. Планируется принятие специального закона о системах накопления энергии.

Для полноценной работы рынка накопители должны иметь право получать доходы от нескольких составляющих системной услуги (по аналогии с передовым международным опытом США – FERC Order 841, Великобритании, Австралии – IESS, Китая – NDRC/NEA):

1. Оплата энергии (тенге/МВт·ч).
2. Оплата мощности (тенге/МВт·месяц или МВт·год).
3. Оплата готовности резерва (тенге/МВт·ч).
4. Фактическая активация при аварийном регулировании.
5. Премия за быструю частотную реакцию, точность выполнения команды и автономность.

По расчетной оценке, введение комплексного механизма оплаты системных услуг накопителей способно сократить расчетный срок окупаемости BESS в энергосистеме Казахстана ориентировочно на 35-45% относительно сценария сохранения действующей модели регулирования, а после ввода АЭС – на 40-50%.

*Оригинал статьи опубликован в журнале Союза инженеров-энергетиков Казахстана (ENERGY.PRO № 4 (13) | август-сентябрь 2026). Подписаться на журнал можно через Казпочту (подписной индекс 75193).

Интернет-версию специально для E²nergy подготовил Арон Найман

• Эра большого электричества и масштабный пересмотр казахстанского энергобаланса

*Акционерное общество «Казпочта» информирует, что с 5 октября 2026 года в отделениях почтовой связи Республики Казахстан стартует подписная кампания на газеты и журналы на 2027 год.

Вам предоставляется возможность оформить подписку на 3 000 наименований газет и журналов самой разнообразной тематики.

Подписку можно оформить:

• по каталогу газет и журналов АО «Казпочта» на 2027 год в любом отделении почтовой связи;
• в пунктах приема подписки филиалов АО «Казпочта»;
• в мобильном приложении Qazpost.

Для получения дополнительной информации обращайтесь:

• в любое отделение почтовой связи;
• в районные (городские) узлы почтовой связи и почтамты;
• в Контакт-центр АО «Казпочта» по номеру 1499;
• Каталог изданий размещены в разделе «Тарифы и каталоги».