Электроэнергетика Центрального ФО в цифрах, фактах и комментариях

Энергосистема округа является одной из самых крупных в России. Однако собственной генерации недостаточно для того, чтобы полностью удовлетворить потребности макрорегиона в электроэнергии. Но ЦФО активно развивается. На его территории реализуются крупные энергетические проекты, призванные вывести отрасль на качественно новый уровень.

Структура энергосистемы Центрального федерального округа

            Объединенную энергетическую систему Центрального ФО формируют 17 энергосистем, расположенных на территории 18 субъектов Российской Федерации. Они функционируют синхронно, а между собой объединены межсистемными высоковольтными линиями электропередачи напряжением 220-500 кВ и выше.

            Режимом 17 региональных энергосистем и энергосистемы Вологодской области, которая территориально относится к Северо-Западному федеральному округу, управляет филиал АО «СО ЕЭС» «Объединенное диспетчерское управление энергосистемы Центра».

Оперативно-диспетчерское управление энергосистемами субъектов Российской Федерации, входящих в состав ЦФО, осуществляют 11 филиалов Системного оператора.

• Владимирское РДУ. Филиал осуществляет функции диспетчерского управления энергообъектами, расположенными на территории Владимирской области. Площадь операционной зоны составляет 29 тыс. км².

Как следует из данных, опубликованных на сайте АО «СО ЕЭС», по состоянию на 1 января 2019 года в оперативном подчинении Владимирского РДУ находятся объекты генерации установленной электрической мощностью 596 МВт.

Электросетевой комплекс региональной системы формируют 14 ЛЭП класса напряжения 220 кВ и 120 ЛЭП класса напряжения 110 кВ. Кроме того, к объектам диспетчеризации также относится оборудование:

• 1 энергообъекта класса напряжения 750 кВ;
• 1 энергообъекта класса напряжения 500 кВ;
• 14 энергообъектов класса напряжения 220 кВ;
• 86 энергообъектов класса напряжения 110 кВ.

Установленная трансформаторная мощность подстанций в зоне операционной ответственности Владимирского РДУ составляет 10 265,3 МВА.

Единственным генерирующим объектом, находящимся в ведении Владимирского филиала Системного оператора, является Владимирская ТЭЦ-2 (установленная электрическая мощность составляет 596 МВт, тепловая – 1 176,1 Гкал/час).

• Воронежское РДУ устанавливает режим работы и осуществляет функции диспетчерского управления на объектах энергетики в энергосистеме Воронежской области, расположенной на территории площадью 52,4 тыс. км².

Под управлением Филиала функционируют объекты генерации установленной электрической мощностью 2 862,3 МВт. Самыми крупными из них являются:

• Нововоронежская АЭС (электрическая мощность 2597,3 МВт);
• Нововоронежская АЭС-2 (после ввода в промышленную эксплуатацию второго энергоблока, состоявшегося 31 октября 2019 года, электрическая мощность станции составляет 2 375 МВт);
• Воронежская ТЭЦ-1 (электрическая мощность 138 МВт, тепловая – 1 181 Гкал/час);
• Воронежская ТЭЦ-2 (электрическая мощность 127 МВт, тепловая – 785 Гкал/час).

В состав электроэнергетического комплекса Воронежской области также входят:

• 175 ЛЭП класса напряжения 110-500 кВ. Их суммарная протяженность составляет более 6 393 км;
• 164 трансформаторных ПС и РУ электростанций напряжением 110-500 кВ с суммарной мощностью трансформаторов 13 812,7 МВА.

• Костромское РДУ.  Филиал Системного оператора осуществляет весь спектр функций оперативно-диспетчерского управления электроэнергетическим режимом энергосистем Костромской и Саратовской областей. Территория операционной зоны расположена на площади 81,6 тыс. км².

Под управлением Костромского РДУ функционируют энергогенерирующие объекты установленной мощностью 4 806 МВт. Установленная генерирующая мощность Костромской энергосистемы составляет 3 824 МВт, Ивановской – 982 МВт. В число самых крупных энергообъектов входят:

• Костромская ГРЭС (электрическая мощность 3 600 МВт, тепловая – 450 Гкал/час);
• Ивановская ТЭЦ-2 (электрическая мощность 200 МВт, тепловая – 671,5 Гкал/час);
• Ивановская ТЭЦ-3 (электрическая мощность 330 МВт, тепловая – 1 076 Гкал/час).

Электроэнергетический комплекс операционной зоны Костромского филиала Системного оператора формируют:

• 213 ЛЭП класса напряжения 110-500 кВ. Их общая протяженность составляет 6 343,428 км;
• 164 ТП и РУ электростанций напряжением 110-500 кВ с общей мощностью трансформаторных установок 15 784,3 МВА.

• Курское РДУ. Филиал Системного оператора осуществляет оперативно-диспетчерское управление объектами электроэнергетики, расположенными на территории Курской, Орловской и Белгородской областей. Площадь операционной зоны охватывает 81,6 тыс. км².

Курское РДУ выполняет функции оперативно-диспетчерского управления работой энергогенерирующих объектов, суммарная мощность которых составляет 4 915,04 МВт. Основным объектом генерации является Курская АЭС (установленная мощность 4 000 МВт). Атомная электростанция выдает мощность в единую энергосистему России, поэтому утверждение о том, что объект обеспечивает электричеством определенные регионы, условно.

По состоянию на 1 января 2019 года энергетический комплекс трех субъектов РФ, энергосистемы которых входят в зону операционной ответственности Курского филиала АО «СО ЕЭС», формируют:

• ЛЭП класса напряжения 35-750 кВ общей протяженностью 12 180,89 км;
• 455 трансформаторных подстанций и распределительных устройств электрогенерирующих объектов класса напряжения 35 кВ и выше. Суммарная мощность трансформаторов составляет 33 675,2 МВА.

• Липецкое РДУ выполняет функции оперативно-диспетчерского управления работой объектов энергетики, которые расположены на территории Липецкой и Тамбовской областей. Площадь операционной зоны составляет 58,6 тыс. км².

Под управлением Липецкого филиала Системного оператора функционируют энергогенерирующие объекты суммарной мощностью 1 458,2 МВт. Самыми крупными из них являются:

• Липецкая ТЭЦ-2 (электрическая мощность 515 МВт, тепловая – 1 002 Гкал/час);
• Тамбовская ТЭЦ (электрическая мощность 235 МВт, тепловая – 947 Гкал/час).

Наряду с энергогенерирующими объектами в структуру электроэнергетического комплекса в зоне операционной ответственности Липецкого РДУ входят:

• 311 ЛЭП класса напряжения 110-500 кВ;
• 185 ТП и РУ электростанций класса напряжения 110-500 кВ с суммарной мощностью трансформаторных установок 21 906,3 МВА.

• Московское РДУ. Филиал выполняет функции оперативно-диспетчерского управления оборудованием энергоненерирующих объектов, расположенных на территории двух субъектов Российской Федерации – г. Москвы и Московской области. Суммарная площадь операционной зоны составляет 46,95 тыс. км².

По состоянию на 1 января 2019 года электроэнергетический комплекс Москвы и Московской области образуют 52 энергогенерирующих объекта суммарной мощностью 17 896,63 МВт. Из них к зоне операционной ответственности Московского РДУ относятся 24 электростанции. В число ключевых энергообъектов входят:

• Каширская ГРЭС (электрическая мощность 1 310 МВт, тепловая – 458 Гкал/час);
• Шатурская ГРЭС (электрическая мощность 1 500 МВт, тепловая – 344,3 Гкал/час);
• Загорская ГАЭС (электрическая мощность 1 200 МВт);
• ТЭЦ-21 (электрическая мощность 1 765 МВт, тепловая – 4 918 Гкал/час);
• ТЭЦ-22 (электрическая мощность 1 070 МВт, тепловая – 3 276 Гкал/час);
• ТЭЦ-23 (электрическая мощность 1 420 МВт, тепловая – 4 530 Гкал/час);
• ТЭЦ-25 (электрическая мощность 1 370 МВт, тепловая – 4 088 Гкал/час);
• ТЭЦ-26 (электрическая мощность 1 840,9 МВт, тепловая – 4 214 Гкал/час);
• ТЭЦ-27 (электрическая мощность 1 060 МВт, тепловая – 1 876 Гкал/час).

К объектам диспетчеризации Московского филиала Системного оператора также относятся:

• 1 054 ЛЭП класса напряжения 110-750 кВ;
• 400 электрических подстанций класса напряжения 110-750 кВ.

• Рязанское РДУ. В диспетчерском подчинении филиала находятся объекты электроэнергетики Рязанской области установленной мощностью 3 820,635 МВт. Территория операционной ответственности расположена на площади 39 тыс. км².

Ключевыми электростанциями региональной энергосистемы являются:

• Рязанская ГРЭС (электрическая мощность 3 130 МВт, тепловая – 212,5 Гкал/час);
• ГРЭС-24 (электрическая мощность 420 МВт);
• Новорязанская ТЭЦ (электрическая мощность 400 МВт, тепловая – 1 609 Гкал/час).

Электроэнергетический комплекс Рязанской области также формируют:

• 173 ЛЭП класса напряжения 110-500 кВ;
• 122 ТП и РУ электростанций напряжением 110-500 кВ. Суммарная мощность трансформаторных установок составляет 7 467 МВА.

• Смоленское РДУ. Структурное подразделение АО «СО ЕЭС» управляет режимами работы электростанций и сетевого комплекса энергосистем Смоленской, Брянской и Калужской областей. Суммарная площадь операционной зоны составляет 114,5 тыс. км².

Как следует из отчетов Системного оператора, по состоянию на 1 января текущего года, под управлением Смоленского РДУ функционируют электростанции суммарной мощностью 4 159,09 МВт. Наиболее крупными из них являются:

• Смоленская АЭС (электрическая мощность 3 000 МВт);

• Смоленская ГРЭС (электрическая мощность 630 МВт, тепловая – 66 Гкал/час);
• Смоленская ТЭЦ-2 (электрическая мощность 275 МВт, тепловая – 774 Гкал/час);
• Дорогобужская ТЭЦ (электрическая мощность 90 МВт, тепловая – 242,2 Гкал/час).

Наряду с электростанциями, под диспетчерским управлением Смоленского РДУ также находятся:

• 3 ЛЭП класса напряжения 750 кВ;
• 5 ЛЭП класса напряжения 500 кВ;
• 11 ЛЭП класса напряжения 330 кВ;
• 44 ЛЭП класса напряжения 220 кВ;
• 211 ЛЭП класса напряжения 110 кВ;
• Трансформаторные подстанции с установленной мощностью трансформаторов 27 685,9 МВА.

• Тверское РДУ. В диспетчерском подчинении филиала находятся объекты электроэнергетики, расположенные в Тверской области. Операционная зона расположена на территории площадью 84,2 тыс. км².

В управлении и ведении РДУ находятся объекты генерации установленной электрической мощностью 6 797,6 МВт. Самыми крупными генерирующими объектами Тверской области являются:

• Калининская АЭС (электрическая мощность 4 000 МВт);

• Конаковская ГРЭС (электрическая мощность 2 5520 МВт, тепловая – 120 Гкал/час);
• Тверская ТЭЦ-1 (электрическая мощность 17 МВт, тепловая – 178 Гкал/час);
• Тверская ТЭЦ-3 (электрическая мощность 170 МВт, тепловая – 694 Гкал/час);
• Тверская ТЭЦ-4 (электрическая мощность 88 МВт, тепловая – 620 Гкал/час).

В электроэнергетический комплекс региона также входят:

• 182 ЛЭП класса напряжения 110-750 кВ;
• 138 трансформаторных подстанций и распределительных устройств электростанций напряжением 110-750 кВ. Суммарная мощность трансформаторов (без учета мощности блочных трансформаторов генерирующих объектов) составляет 10 278,2 МВА.

• Тульское РДУ. Филиал Системного оператора в Тульской области осуществляет оперативно-диспетчерское управление объектами электроэнергетики, расположенными на территории региона. Площадь операционной зоны охватывает 25,679 тыс. км².

Под управлением Тульского РДУ функционируют объекты генерации установленной мощностью 1 634,65 МВт. Самыми крупными электростанциями в зоне диспетчеризации филиала АО «СО ЕЭС» являются:

• Черепетская ГРЭС (электрическая мощность 450 МВт, тепловая – 172 Гкал/час);
• Новомосковская ГРЭС (электрическая мощность 233,65 МВт, тепловая – 302,4 Гкал/час);
• Алексинская ТЭЦ (электрическая мощность 177 МВт, тепловая – 240 Гкал/час);
• Ефремовская ТЭЦ (электрическая мощность 160 МВт, тепловая – 520 Гкал/час);
• Щёкинская ГРЭС (электрическая мощность 400 МВт);
• Первомайская ТЭЦ (электрическая мощность 125 МВт, тепловая – 674 Гкал/час).

В структуру электроэнергетического комплекса региона также входят:

• 224 ЛЭП класса напряжения 110-220 кВ;
• 149 ТП напряжением 110-220 кВ с суммарной мощностью трансформаторов 11 088,6 МВА.

• Ярославское РДУ осуществляет диспетчерское управление работой энергообъектов, находящихся на территории Ярославской области. Зона операционной деятельности филиала охватывает территорию площадью 36,2 тыс. км².

В управлении и ведении Ярославского РДУ функционируют электростанции суммарной установленной мощностью 1 588,46 МВт. В число самых крупных из них входят:

• Ярославская ТЭЦ-1 (электрическая мощность 81 МВт, тепловая – 474 Гкал/час);
• Ярославская ТЭЦ-2 (электрическая мощность 245 МВт, тепловая – 900 Гкал/час);
• Ярославская ТЭЦ-3 (электрическая мощность 260 МВт, тепловая – 1 308 Гкал/час);
• Угличская ГЭС (электрическая мощность 120 МВт);

• Рыбинская ГЭС (электрическая мощность 366,4 МВт).

В зону операционной ответственности Ярославского филиала Системного оператора также входят:

• 35 ЛЭП класса напряжения 220 кВ;
• 112 ЛЭП класса напряжения 110 кВ;
• 103 ТП и РУ электростанций напряжением 110-220 кВ. Суммарная мощность трансформаторов оценивается в 6 479 МВА.

Параллельно с энергосистемой Центрального федерального округа функционируют объединенные энергетические системы Урала, Средней Волги, Северо-Запада и Юга. Также налажены электрические связи с энергосистемами Украины и Республики Беларусь.

По состоянию на 01.01.2018 г. суммарная установленная мощность электростанций в зоне операционной деятельности ОЭС Центра составляла 53 077,1 МВт. К концу года этот показатель снизился до отметки в 52 447,3 МВт. Отрицательная динамика в 1,2% объясняется выводом из эксплуатации генерирующего оборудования суммарной мощностью 692 МВт, который не удалось компенсировать за счет перемаркировки (46,1 МВт), прочих изменений/уточнений (6,0 МВт) и ввода в действие новых мощностей (10,1 МВт).

            Строительство новой ТЭС электрической установленной мощностью 10 МВт, тепловой мощностью 7 Гкал/час проводилось в рамках технического перевооружения Клинцовской ГЭС (Брянская обл.). В роли генерального подрядчика выступило АО «ВАПОР», поставку трех когенерационных модулей GE Jenbacher JMS 620GS-N.L осуществила компания FILTER AS. Строительные работы велись за счет как собственных, так и заемных средств.

            Проект стартовал весной 2017 года. В честь этого события в фундамент будущей теплоэлектроцентрали была заложена памятная капсула. Через год на этом месте уже стояла газопоршневая ТЭС. На объекте генерации установлено оборудование GE Jenbacher – модель J620 единичной электрической мощностью 3 356 кВт и напряжением 6,3 кВ.

      Газопоршневые двигатели отличаются высоким КПД и пониженным потреблением природного газа, который в структуре топлива, используемого Клинцовской ТЭЦ, составляет 98,4 % (1,6 % приходится на долю мазута). По оценкам экспертов, модернизация энергогенерирующего оборудования теплоэлектроцентрали позволит экономить до 40% энергоносителя.

Энергетическая отрасль Центрального ФО представлена тремя видами генерации: тепловой, гидравлической и атомной. Как следует из отчета Системного оператора о функционировании ЕЭС России в 2018 году, по состоянию на 31 декабря структура установленной мощности электростанций ОЭС Центра выглядела следующим образом:

• ТЭС – 37 049,9 МВт (70,64%);
• ГЭС – 1 800,1 МВт (3,43%);
• АЭС – 13 597,3 МВт (25,93%).

Основу энергетического потенциала ОЭС Центра составляют ТЭС и АЭС. На их долю приходится 96,57% установленной мощности электростанций. К ТЭС относятся теплоэлектроцентрали, обеспечивающие генерацию тепловой и электрической энергии для нужд крупных городов и промышленных центров.

Доля возобновляемых источников энергии по-прежнему остается незначительной. В структуре установленной мощности объединенной энергосистемы Центра она не превышает 3,43% и представлена исключительно гидроэлектростанциями.

Основные показатели функционирования энергосистемы Центрального ФО за 2018 год

По отчетным данным АО «СО ЕЭС», в 2018 году выработка электроэнергии электростанциями, расположенными на территории Центрального федерального округа, составила 211 689,44 млн кВт*ч. За этот же период энергопотребление в энергосистеме макрорегиона превысило отметку в 228 553,21 млн кВт*ч (табл. 1).

                                                                           Таблица 1

            В целом энергетическая система округа является энергодефицитной. По итогам минувшего года в восьми региональных энергосистемах было зафиксировано увеличение энергопотребления (по сравнению с аналогичным показателем 2017 года):

• Белгородская область – 1,67%;
• Владимирская область – 0,14%;
• Воронежская область – 2,22%;
• Калужская область – 2,19%;
• Липецкая область – 3,69%;
• г. Москва и Московская область – 2,62%;
• Тверская область – 0,73%;
• Тульская область – 1,74%.

В 2018 году в двух энергосистемах ЦФО был превышен исторический максимум энергопотребления. Так, 26 января в энергетической системе Брянской области максимальное потребление мощности составило 2 244 МВт, что на 24 МВт больше предыдущего значения исторического максимума, зафиксированного 5 декабря 2017 года.

Вторым «рекордсменом» стала энергосистема Калужской области. Здесь 20 декабря потребление мощности было зафиксировано на отметке 1 160 МВт. Эти данные на 34 МВт превышают аналогичный показатель, зарегистрированный 23 января 2014 года.

Данные, которые наглядно демонстрируют коэффициент использования установленной мощности энергогенерирующих объектов, входящих в состав объединенной энергосистемы Центра, приведены в табл. 2 (в %).

                                                         Таблица 2

Готовь сани заранее

В сентябре состоялось заседание правительственной комиссии, на котором были рассмотрены вопросы обеспечения безопасности электроснабжения в рамках подготовки предприятий электроэнергетического сектора и объектов жилищно-коммунального хозяйства Центрального ФО к предстоящему отопительному сезону.

Мероприятие проводилось под председательством заместителя министра энергетики РФ Андрея Черезова. На заседании присутствовали представители Минстроя, Ростехнадзора, региональных электроэнергетических компаний, а также представители штабов, задействованных в обеспечении безопасности.

«В 2019 году на территории Центрального федерального округа введен в действие ряд энергогенерирующих объектов и объектов сетевой инфраструктуры, которые призваны повысить эффективность и надежность функционирования объединенной энергетической системы. До конца года планируется запуск новых мощностей и линий электропередачи», – сказал Андрей Черезов.

Например, в апреле специалисты Системного оператора разработали и обеспечили комплекс режимных мероприятий по испытанию и вводу в работу воздушной линии электропередач класса напряжения 500 кВ «Донская – Старый Оскол № 2» протяженностью более 102 км. Работы проводились в рамках реализации схемы выдачи мощности двух новых энергоблоков Нововоронежской атомной электростанции.

Подстанция 500 кВ Старый Оскол – это один из ключевых питающих центров Северного энергорайона Белгородской области. На его территории расположен тепличный комплекс ООО «Гринхаус» и ряд крупных горнодобывающих предприятий: ОАО «КМАруда», АО «Стойленский ГОК» и АО «Лебединский ГОК». Ввод в действие новой воздушной линии повышает надежность электроснабжения этих потребителей.

В процессе реализации инвестиционного проекта энергетики модернизировали противоаварийные системы на ПС «Старый Оскол» и смонтировали ячейку 500 кВ с двумя элегазовыми выключателями. После этого выполнили перезавод действующей ВЛ класса напряжения 500 кВ «Донская – Старый Оскол № 1» в новую ячейку и подключение новой воздушной линии в освободившуюся.

В мае представители ФСК ЕЭС сообщили о завершении строительства еще двух воздушных линий протяженностью 346 км:

• ВЛ 220 кВ «Донская – Бутурлиновка» (120 км);
• ВЛ 500 кВ «Донская – Елецкая» (226 км).

Помимо этого, было модернизировано оборудование пяти действующих линий электропередачи класса напряжения 220-500 кВ, расширена ПС 500 кВ «Елецкая» в Липецкой области и построен новый питающий центр 220 кВ «Бутурлиновка» мощностью 125 МВА. Эта подстанция является энергообъектом нового поколения. В ее комплектацию входит:

• автотрансформатор отечественного производства;
• современное коммутационное оборудование;
• микропроцессорные терминалы релейной защиты;
• АСУ ТП;
• цифровая связь.

Наряду с расширением и модернизацией электросетевого комплекса в ЦФО вводятся в действие новые генерирующие мощности. Шестой энергоблок Нововоронежской АЭС был введен в промышленную эксплуатацию 27 февраля 2017 года, его выработка превышает 18,3 млрд кВт*ч. 31 октября 2019 года, на 30 дней раньше планового срока, сдан энергоблок № 7 новейшего поколения «3+» с реактором ВВЭР-1 200. К моменту ввода в действие он выработал уже 2,5 млрд кВт*ч электроэнергии.

1 февраля 2019 года сдана в эксплуатацию парогазовая установка ПГУ-115 Алексинской ТЭЦ. Новый энергоблок строился с 2012 года, работы велись на базе оборудования Siemens. По плану он должен был быть запущен около пяти лет назад. Однако из-за санкций сроки ввода в эксплуатацию неоднократно переносились, поэтому на проектную мощность блок вышел только 20 мая.

По оценкам аналитиков, запуск новых генерирующих мощностей и расширение электросетевой инфраструктуры ПАО «ФСК ЕЭС» – МЭС Центра по итогам 2020 года выведет Воронежскую область на шестое место рейтинга регионов Российской Федерации по энергодостаточности. Ожидается, что профицит составит около 16 000 млн кВт*ч.

Строительство воздушной линии класса напряжения 220 кВ «Донская – Бутурлиновка» создает прочную основу для развития Южного энергорайона Воронежской области, где особую актуальность приобретает обеспечение мощностью резидентов ТОР «Павловск».

Кроме того, ввод в эксплуатацию новых ЛЭП помогает решить наболевшую проблему Придонского энергорайона. Здесь от питающего центра 220 кВ «Придонская» поставляется электроэнергия потребителям, критичным к снижению напряжения.

Не стоит упускать из вида также и важную социальную составляющую – создание новых рабочих мест. Это будет способствовать увеличению экономического потенциала Воронежской области и обеспечит приток налоговых отчислений в бюджеты разных уровней.

В ходе заседания А. Черезов отметил, что в предстоящий осенне-зимний период в энергосистеме Центрального федерального округа возможен рост потребления мощности на 3,2%, энергопотребления – на 2,9%, а генерации электроэнергии генерирующими объектами макрорегиона – на 4,5%.

В рамках рабочего визита заместитель министра энергетики России посетил Воронежскую ТЭЦ-1, оборудование которой уже выработало назначенный ресурс.

«Учитывая социальную значимость объекта и высокие показатели тепловой нагрузки, вывести Воронежскую ТЭЦ-1 из эксплуатации пока невозможно. Оптимальным вариантом решения проблемы может стать завершение строительства и запуск нового энергоблока ПГУ-223, который должен заменить изношенное и морально устаревшее оборудование. Это позволит повысить электрическую мощность теплоэлектроцентрали и снизить удельные расходы на выработку электрической энергии до 230 г/кВт*ч с нынешних 380 г/кВт*ч», - сказал А. Черезов.

Изначально пуск парогазовой установки в эксплуатацию был запланирован на 1 января 2016 года. Но этого не произошло, и сроки ввода были нарушены. По состоянию на сентябрь 2016 года сумма штрафов, накопленных ПАО «Квадра» за просрочку, составляла более 1,5 млрд руб. Несмотря на это, компания смогла договориться с участниками рынка о новом переносе сроков ввода: сначала на конец 2018 года, а затем и на IV квартал 2019-го.

В ногу со временем

В 2015 году ОАО «Ярославская городская электросеть» вошло в состав ПАО «Россети» и стало одним из его структурных подразделений – «МРСК Центра» – «Ярэнерго». За это время энергетики построили и выполнили ремонт 482 энергообъектов на территории Ярославля.

Электросетевой комплекс РЭС I категории насчитывает более 1 тыс. ТП и РП, свыше 3 тыс. км линий электропередачи. Электросеть обеспечивает энергоснабжение муниципальных организаций, коммунальной сферы, социальной инфраструктуры и основной части жилых домов областного центра.

Надежность работы электросетей и энергообъектов напрямую зависит от своевременно и качественно выполненных работ в рамках ежегодной ремонтной кампании «Россети Центр».

С момента присоединения Ярославской городской электросети к оператору электрических сетей энергетики отремонтировали оборудование 361 трансформаторной подстанции и распределительного пункта, 85 км кабельных линий и 242 км воздушных линий электропередачи. Кроме этого, 35 км устаревших голых проводов заменили на более прочный и надежный самонесущий изолированный провод.

Еще одним важным направлением деятельности филиала стала модернизация действующих энергообъектов. В течение пяти лет была выполнена глобальная реконструкция сетевых активов РЭС «Яргорэлектросеть». В частности,

• Устаревшее коммутационное оборудование в РУ 6-10 кВ заменено современными аналогами. Новые аппараты отличаются более высоким ресурсом и надежностью;
• Модернизированы устройства релейной защиты с использованием мокропроцессорных защит (МП РЗА);
• Выполнено техническое перевооружение и реконструкция 59 трансформаторных подстанций и распределительных пунктов, 39 км ЛЭП. Обновление электрооборудования обеспечивает бесперебойную работу энергосистемы в штатном режиме в условиях пиковых нагрузок. Помимо этого, в результате модернизации удалось повысить надежность схемы работы распределительной сети и качество напряжения, а также снизить потери электричества в сетях;
• В соответствии с концепцией цифровой трансформации электросетей, принятой компанией «Россети», в городскую энергосистему внедряется цифровое оборудование. Использование технических инноваций позволяет повысить оперативность передачи информации на всех уровнях оперативно–диспетчерского управления, увеличивает скорость реакции на нештатные ситуации и делает работу диспетчеров более эффективной;
• Продолжается модернизация АСКУЭ. Автоматизированная система в удаленном режиме осуществляет сбор и обработку информации об объемах энергопотребления, а также контролирует качество поставляемой электроэнергии. По состоянию на октябрь 2019 года АСКУЭ охватывала домовладения и другие объекты более 13 тыс. абонентов.

В последнее время Ярославль живет активной, интересной жизнью. В стратегии развития областного центра появилось две новых программы: развитие туризма и управление промышленными зонами города. 

В рамках ряда проектов в городе ремонтируются дороги, ведутся работы по благоустройству придомовой территории, выполняется капитальный ремонт многоквартирных домов, развивается городская среда, улучшается транспортное обслуживание, строятся ТЦ, объекты социальной инфраструктуры и массового спорта. Наряду с этим открываются новые промышленные объекты. В результате существенно увеличивается нагрузка на электросеть.

В скором времени в Ярославле может быть введен в эксплуатацию новый жилой микрорайон. Его потребность в электроэнергии оценивается в 1 МВт, а возможно, и более. Чтобы обеспечить необходимую мощность, энергетики Ярославского филиала ведут активное строительство новых энергообъектов. На протяжении пяти лет с этой целью проложено 210 км ЛЭП, построено 114 ТП и 7 РП.

От коллег из Ярославля не отстают рязанские энергетики. За период с января по сентябрь текущего года они построили и реконструировали ЛЭП общей протяженностью 266 км.

Техническое перевооружение распределительной сети 0,4-10 кВ длиной 239 км выполнено с целью повышения качества электроснабжения потребителей пяти районов: Клепиковского, Шиловского, Касимовского, Сасовского, Шацкого и Спасского.

В процессе работы старые деревянные опоры заменили более долговечными железобетонными, линии электропередач смонтировали с использованием СИП. Такой провод позволяет свести к минимуму риск КЗ. Он устойчив к перепадам температур, порывам ветра и атмосферным осадкам.

Инвестиционная программа направлена на создание условия для технологического присоединения к электросетям новых потребителей. Для этого энергетики «Рязаньэнерго» смонтировали 27 км ВЛ 0,4-10 кВ и ввели в действие 1,3 МВА трансформаторной мощности.

В рамках реализации Концепции цифровой трансформации электросетей Рязанский филиал ПАО «МРСК Центра и Приволжья» оборудовал системой GPS/ГЛОНАСС мониторинга 490 единиц автомобильного транспорта и спецтехники. Это позволило вывести механизм управления автопарком на качественно новый уровень.

Система в режиме реального времени обеспечивает диспетчеру доступ к точной и достоверной информации о местонахождении служебного транспорта, простоях, пробеге и скорости передвижения автомобилей. Это позволяет более эффективно планировать работу по обеспечению производственных процессов и в случае возникновения нештатной ситуации помогает более оперативно направить бригаду к месту проведения аварийно-восстановительных работ.

Набор опций спутникового онлайн-мониторинга способствует более рациональному расходу топлива, снижению затрат на эксплуатацию спецтехники и одновременно повышает дисциплинированность водителей.  До конца года системой спутникового наблюдения GPS/ГЛОНАСС планируется оснастить весь автопарк Рязанского филиала – все 590 единиц транспортных средств. 

Большая турбина: грезы и реальность

            У отечественной газовой турбины большой мощности (ГТБМ) – непростая история. В Советском Союзе они не производились. В электроэнергетике того периода использовались паросиловые установки, поэтому собственных наработок для производства ГТБМ у российских машиностроителей не было.

Попытки создать «свое» предпринимались. Но на сегодняшний день ни одна из них не привела к желаемому результату. Как правило, все опытные образцы после серии испытаний в эксплуатацию так приняты и не были.

В качестве примера можно привести газотурбинную установку ГТЭ-110, разработанную НПТ «Сатурн». Пять агрегатов этого типа были установлены на Рязанской ГРЭС и Ивановских ПГУ. Однако они часто выходили из строя и нуждались в длительном ремонте. Терпения владельца тепловой электростанции хватило на несколько месяцев. В дальнейшем отечественную разработку сменил импортный аналог.

            До определенного момента отсутствие собственной газовой турбины не создавало серьезных проблем. Во время реализации первой программы модернизации генерирующих мощностей, когда в России массово строились новые энергоблоки, потребность отрасли в ГТБМ покрывалась продукцией зарубежных производителей.

            Ситуация кардинально изменилась после 2014 года. Ввод санкций и нашумевшая история с турбинами концерна Siemens, которые якобы были куплены для тепловой электростанции в Тамани, а после маркировки ввезены в Крым и установлены на новых ТЭС полуострова, оказавшегося в энергетической блокаде, показали, что без агрегатов отечественного производства российской энергетике не обойтись.

            Российская Федерация открывает для отечественного энергетического оборудования рынок объемом около 1,9 трлн руб. С этой целью запускается программа модернизации старых ТЭС. Участие в программе требует максимальной локализации производства газовой турбины на территории России.

На сегодняшний день единственным производителем таких агрегатов является совместное предприятие Siemens и «Силовых машин» – «Сименс Технологии газовых турбин» (СТГТ). Но горячая часть таких машин импортируется из-за рубежа.

            В марте 2019 года правительством РФ было принято решение о предоставлении субсидии на создание российской ГТБМ. Предполагается, что в результате конкурсного отбора на развитие технологий из бюджета будет выделено 7 млрд руб. Оставшиеся 50% стоимости инвестор должен найти самостоятельно. К конкурсу будут допущены организации, в уставном капитале которых доля иностранных юридических лиц не превышает 50%.

            Заинтересованность в создании российской газовой турбины проявили крупные отечественные энергокомпании ПАО «Интер РАО» и ООО «Газпромэнергохолдинг». Однако для участия в отборе поступила одна заявка – от ПАО «Силовые машины». Энергомашиностроительная компания, производящая оборудование для тепловых, атомных и гидроэлектростанций, завила о готовности запустить новую турбину в серийное производство уже к 2024 году.

            Основными проблемами, которые придется решать победителю конкурсного отбора, являются наличие гарантированного спроса на свою продукцию, а также поиск базы для опытной эксплуатации и устранения возможных недоработок в конструкции нового оборудования.

            За последние пять лет мировой рынок ГТБМ просел на 60%. Ведущие эксперты не уверены в том, что газовый агрегат российского производства будет пользоваться повышенным спросом и начнет активно поставляться на экспорт.

Безусловно, какой-то объем выпущенной продукции будет востребован на внутреннем рынке в рамках программы модернизации генерирующих мощностей. Но точные цифры не озвучиваются. Реальную потребность оценить крайне сложно, поскольку в приоритете остаются проекты, в рамках которых будет проводиться реновация действующих ТЭС, функционирующих на основе паросиловой технологии.

Если же говорить о базе для опытной эксплуатации экспериментальных машин, то эту проблему планируют решить с помощью строительства газовой тепловой электростанции мощностью 1,4 ГВт в Каширском районе (Московская область).

По оценке Минэнерго, капитальные затраты в рамках реализации этого крупного проекта составят порядка 100 млрд руб. Эксперты из «Совета рынка» утверждают, что нагрузка на рынок может достичь 198–200 млрд руб. до 2035 года. При альтернативных вариантах размещения нового оборудования проект придется разделить на две-три небольшие ТЭС. В таком случае совокупный САРЕХ увеличится на 20-30% и составит 229 млрд руб. до 2050 года.

Если вариант строительства одной ТЭС в Московском регионе принят не будет, придется строить несколько электростанций меньшей мощности. Строительство возможно в Суворовском энергорайоне Тульской области (район размещения Щекинской ГРЭС), в Краснодаре, в районе Верхнетагильской ГРЭС в Свердловской области, Миасско-Златоустовском энергорайоне Челябинской области, где действует Троицкая ГРЭС.

В случае если будет принято решение о возведении двух электростанций, одна из которых будет построена в Московской области, а вторая – в одном из перечисленных энергорайонов, сумма затрат увеличится на 23% и составит 122,9 млрд руб. Строительство трех отдельных ТЭС увеличит САРЕХ на 30%. В денежном эквиваленте сумма капитальных вложений может возрасти до 129,6 млрд руб.

Из письма Министерства энергетики РФ следует, что на базе для опытной эксплуатации будет установлено восемь газовых турбин: четыре – мощностью 60-80 МВт, четыре – 150-170 МВт. Годовой объем потребления голубого топлива оценивается в 2 000 млн м³. При этом на протяжении первых трех лет возможны сбои в работе нового оборудования. Вынужденные остановки штрафными санкциями облагаться не будут.

С идеей сооружения новых ТЭС для испытания экспериментальных ГТБМ согласны не все. Например, старший аналитик по вопросам электроэнергетики Центра энергетики МШУ «Сколково» Юрий Мельников говорит, что не видит смысла в возведении таких электростанций, тем более что самой машины еще нет.

«На сегодняшний день сложно оценить не только стоимость проекта, но и технические параметры, сроки начала проектирования, производства и ввода экспериментального оборудования в эксплуатацию. Все эти показатели носят оценочный характер, расчеты окончательно не выверены. Ошибки могут составлять десятки процентов. Оптимальным выходом из ситуации может стать создание испытательного стенда, на котором газотурбинные установки будут проходить испытания с минимальными капиталовложениями и без ущерба для региональной энергосистемы», – делится своими наблюдениями Ю. Мельников.

Цифровизация набирает обороты

По результатам проведенной опытной эксплуатации, которая продемонстрировала успешный результат, в четырех структурных подразделениях Системного оператора (два из них находятся на территории Центрального федерального округа) введена в работу автоматизированная система дистанционного управления оборудованием подстанций и линий электропередачи.

Энергетики Московского РДУ приступили к промышленной эксплуатации АСУ с 16 октября, их смоленские коллеги – почти месяц спустя, с 11 ноября. Кроме этого, осенью 2019 года аналогичное оборудование начали использовать в Оренбургском РДУ и ОДУ Урала.

Автоматизированная система дистанционного управления – это набор технических средств и программных продуктов, работающих совместно для выполнения одной или нескольких сходных задач. Функционал программно-аппаратного комплекса позволяет управлять работой оборудования подстанций и ЛЭП из диспетчерского центра. При этом управление осуществляется в удаленном режиме. Участие диспетчера необходимо только на этапе старта программы переключений. После включения она реализуется автоматически.

Интеграция новой системы в электроэнергетическое оборудование четырех филиалов АО «СО ЕЭС» выполнена в рамках поэтапной реализации плана по внедрению автоматизированных систем производства переключений (АСПП) по выводу из работы и вводу в действие оборудования ПС и ЛЭП с использованием автоматизированных программ переключений.

В период 2018-2019 гг. АСПП введена в эксплуатацию в 13 филиалах Системного оператора. В общей сложности дистанционное управление работой электрооборудования осуществляется на 24 подстанциях класса напряжения 220-500 кВ.

В процессе цифровизации оперативно-диспетчерского управления АО «СО ЕЭС» планирует внедрить такие системы в оборудование всех своих структурных подразделений. Реализация этих планов позволит в удаленном режиме организовать автоматизированное управление оборудованием более чем 200-т ПС согласно планам-графикам, предварительно согласованным с руководством сетевых компаний.

Инновационная технология предполагает автоматическое выполнение серии последовательных действий и обмен телеметрическими данными с помощью цифровых каналов связи. Это позволяет существенно сократить длительность ввода в действие и вывода из работы оборудования подстанций и линий электропередачи по сравнению с традиционными методиками. Как правило, традиционная технология предусматривает выполнение этих действий по командам дежурных операторов.

Набор функций АСПП обеспечивает выполнение переключений по программам, заранее составленным для каждой ЛЭП и единицы электрооборудования. Эти команды поступают непосредственно в АСУ ТП управляемой подстанции.

Автоматизированная система производства переключений, в зависимости от средств автоматизации подстанционного оборудования, в автоматическом или автоматизированном режиме осуществляет проверку корректности команд и допустимости переключений. Такая проверка выполняется на основании анализа топологии сети. После этого формируются команды ДУ электрооборудованием и отслеживается правильность их выполнения.

Автоматизированное дистанционное управление минимизирует промежуток времени, необходимый для выполнения переключений. В свою очередь, это сокращает период отклонения режима работы энергогенерирующего объекта от планового диспетчерского графика для выполнения режимных мероприятий на время производства переключений.

Помимо этого, уменьшается время отключения линии электропередачи для проведения ремонтно-восстановительных работ. Таким образом, наряду с повышением эффективности управления электроэнергетическим режимом энергетической системы, автоматизированное дистанционное управление сводит к минимуму затраты потребителей.

Интеграция АСПП – это важный шаг на пути перехода к цифровым трансформациям отечественной электроэнергетики. Это такое же значимое событие, как развитие централизованных систем противоаварийной автоматики, систем мониторинга запаса устойчивости, а также внедрение других инновационных технологий управления ЕЭС России.

В сентябре 2019 года ПАО «МРСК Центра» филиал «Орёлэнерго» завершил установку инновационного электрооборудования, которое прежде не использовалось в электроэнергетике Орловской области. Специалисты установили управляемый моторный разъединитель с индикатором короткого замыкания (РМИК) на ВЛ класса напряжения 10 кВ.

Работы выполнены в рамках реализации программы «Цифровая трансформация – 2030». Устройство, установленное в деревне Малая Булгаковка, предназначено для оперативного дистанционного секционирования воздушной линии – разделения сети на отдельные секции – и определения устойчивых/неустойчивых аварийных процессов.

В разъединитель встроены индикаторы, способные выявить и определить тип неполадки на ЛЭП. Оборудование позволяет распознать направление возникновения аварии и своевременно передает сигнал в диспетчерскую о техническом состоянии подконтрольного участка.

РМИК в автоматическом режиме отключает поврежденную секцию ВЛ. При этом остальная часть линии продолжает функционировать в штатном режиме. В большинстве случаев потребители даже не догадываются о случившейся аварии.

Функционал моторного разъединителя позволяет существенно сократить сроки проведения ремонтно-восстановительных работ, поскольку поврежденный участок локализован, известен характер поломки и дежурный диспетчер направляет аварийную бригаду не на поиск аварии, а точно указывает место, где произошло повреждение электросети.

Возможности РМИК, в сочетании с другими автоматизированными системами, значительно повышают надежность электроснабжения конечных потребителей д. Малая Булгаковка и минимизируют время перерывов в поставках электроэнергии абонентам соседних населенных пунктов.

К началу 2022 года энергетики «Орёлэнерго» планируют установить еще 69 моторных разъединителей этой модели в зоне операционной деятельности филиала.

Вторая жизнь отходов

В скором будущем Московская область планирует сталь лидером по внедрению технологии генерации энергии из отходов. Министерством энергетики региона уже проведены конкурсы, в ходе которых были отобраны восемь инвестпроектов. Их суть заключается в строительстве до 2021 года высокотехнологичных энергообъектов на полигонах твердых коммунальных отходов (ТКО), которые будут генерировать электроэнергию из свалочного газа.

Ожидается, что суммарная мощность новых электростанций превысит отметку в 19 МВт. По оценкам аналитиков, объем производства электричества из органических отходов составит 120 млн кВт*ч. Этого количества достаточно для обеспечения электроэнергией нужд потребителей небольшого города.

В Минэнерго Московской области подчеркнули, что строительно-монтажные работы будут выполнены за счет средств, привлеченных из внебюджетных источников финансирования.

Строительство таких электростанций позволяет решить несколько проблем одновременно. Во-первых, генерация дополнительных киловатт будет способствовать снижению энергодефицита в энергетической системе Подмосковья. Во-вторых, технологическое решение положительно отразится на экологии региона. Технология генерации энергии из отходов:

1. Помогает предотвратить выделение свалочных газов в атмосферу.
2. Сводит к минимуму риск распространения неприятных запахов.
3. Минимизирует негативное воздействие полигонов на экосистему Московской области.

Кроме электростанций, вырабатывающих энергию из свалочного газа, до конца 2022 года в Подмосковье планируют построить четыре завода по термической переработке мусора в электричество. Современные мусоросжигательные предприятия будут возведены в рамках проекта «Энергия из отходов». Использование новой технологии японско-швейцарской компании Hitachi Zosen INOVA позволит решить проблему полигонов и мусорных свалок без ущерба для экологии.

По оценкам экспертов, Москва и Московская область производят около 11 млн тонн мусора в год, 95% из этого количества свозится на полигоны для захоронения. Этот метод утилизации пагубно влияет на природу и настроение в обществе, в то время как площади, выделяемые под полигоны, из года в год увеличиваются в геометрической прогрессии.

Мусоросжигательные заводы, которые будут построены в рамках проекта «Энергия из отходов», отличаются экологичностью и новыми подходами к переработке мусора. Ожидается, что они будут перерабатывать около 2,8 млн тонн отходов ежегодно с получением 280 МВт мощности.

Строительство первого завода уже стартовало. Строительные работы ведутся в Воскресенском муниципальном районе Московской области, в окрестностях деревни Свистягино. На стройплощадке устанавливается котельное оборудование производительностью 95 тонн пара в час.

Три твердотопливных паровых котла марки П-152 изготовлены специалистами машиностроительного завода «ЗиО-Подольск». Предприятие специализируется на производстве теплообменного оборудования высокой сложности для атомной и тепловой энергетики, нефтехимической и газовой промышленности. Чтобы повысить надежность оборудования, впервые в РФ на внутреннюю часть котла нанесен никель-хромовый сплав с добавками ниобия и молибдена (Inconel 625).

Технология предполагает сжигание на колосниковой решетке при температуре 1 260 °С отходов, оставшихся после сортировки и непригодных для вторичного использования. При термической обработке мусора вырабатывается пар, который очищается и в дальнейшем используется для вращения турбин и генерации электрической энергии (рис. 1).

Действие экстремально высоких температур обеспечивает полное разложение вредных веществ, в том числе органических загрязнителей. Согласно российскому отраслевому классификатору, этот метод переработки мусора относится к категории «наилучших доступных технологий».

Свет на гребне волны

В Российской Федерации проводится эксперимент по генерации электричества из морских и речных течений. Так называемые «энергофермы» разработаны специалистами ООО «Энергоинновации». Компания специализируется на разработках и реализации комплексных решений для предприятий энергетического комплекса и энергоемких отраслей промышленности.

Эксплуатация экспериментальных образцов «энергофермы» начнется в будущем году. Осенью 2019-го специалисты планируют протестировать прототип установки «Ныряющее крыло», преобразующей энергию течения в энергию возвратно–поступательного движения крыла. В перспективе при помощи линейных электрогенераторов она может быть преобразована в электричество.

Испытания будут проводиться в бассейне, где для этого созданы специальные условия.  Если эксперимент завершится успешно, то уже в 2020 году аппарат будет запущен в опытно-промышленную эксплуатацию.

            «Мы уже умеем преобразовывать силу водного потока в механическую энергию движения крыла. На следующем этапе нам предстоит научиться трансформировать механическую энергию в электрическую. На сегодняшний день место для проведения испытаний еще не выбрано. В качестве возможных вариантов рассматриваются реки и Чёрное море», – делится планами генеральный директор ООО «Энергоинновации» Андрей Терентьев.

            На данный момент аналогичных аппаратов в России и мире нет. Экспериментальные образцы, созданные зарубежными разработчиками, могут летать лишь в том случае, если скорость течения составляет не менее 1 м/с.

            А. Терентьев объяснил, что скорость большинства течений Мирового океана не превышает 0,5-0,6 м/с. Специалистам из «Энергоинноваций» удалось «заставить» крыло работать даже при чрезвычайно низких скоростях – 0,3 м/с. Но и это еще не предел. Авторы проекта активно работают над уменьшением этого показателя.

            Основными техническими характеристиками «Ныряющего крыла» являются:

• Аэродинамический профиль – это форма профиля крыла, которая при движении в потоке жидкости создает подъемную силу, перпендикулярную направлению потока;
• Возможность использования на малых глубинах, что не создает препятствий или помех для судоходства;
• В процессе эксплуатации установка создает возвратно-поступательное движение, визуально напоминающее нырок и следующее за этим выныривание, поэтому ее и назвали «Ныряющее крыло»;
• Аппарат движется со скоростью, которая в несколько раз превышает скорость речного или морского течения. Эта особенность позволяет улавливать и преобразовывать энергию очень малых скоростей.

Авторы уникального проекта уверены, что «энергофермы» найдут применение как в Российской Федерации, так и за рубежом. Они будут востребованы в северных регионах или отдаленных районах страны, не имеющих энергоснабжения и выхода в единую энергосистему, где как сами нефтепродукты, так и их транспортировка стоят очень дорого.

На кону 1,47 миллиарда

Концерн «Росэнергоатом» проводит тендер в поисках подрядчика, готового до основания разобрать корпус реактора и все вспомогательные здания, которые строились 35 лет назад для обслуживания атомного реактора Воронежской атомной станции теплоснабжения (ВАСТ).

Стоимость демонтажа мастерских и двух корпусов – реакторного отделения № 1 и здания станции специальной водоочистки – оценивается в 1,47 млрд руб. После того как все здания будут разрушены, подрядчику предстоит сортировка строительного мусора на фракции (металлолом и щебень) и дальнейшая передача их заказчику.

Бытовой мусор, осадок из выгребных ям и стройматериалы, загрязненные нефтепродуктами, необходимо будет вывезти на сертифицированные полигоны для твердых коммунальных отходов.

В апреле будущего года победитель тендера проведет комплекс подготовительных работ и уже в мае приступит к сносу объекта. Демонтаж должен быть завершён к концу 2021 года. После продажи остатков имущества филиал будет расформирован.

Летом 2018 года «Росэнергоатом» объявил прием заявок от субъектов малого и среднего бизнеса на демонтаж реакторного отделения № 2. Здание планировали разрушить в 2019-м. Однако в тот раз все заявки кандидатов по разным причинам были отклонены и аукцион не состоялся.

ВАСТ начали возводить по экспериментальному проекту в 1983 году. Строительство станции в составе двух энергоблоков суммарной мощностью 1 000 МВт велось на окраине Воронежа, в нескольких километрах от жилых домов. Ядерные реакторы должны были нагревать теплоноситель (обычную воду) до 150 °С. Предполагалось, что по системе трубопроводов под высоким давлением он будет подаваться в город и отапливать квартиры 200 тыс. жителей областного центра.

После аварии на Чернобыльской АЭС по России прокатилась волна недоверия к «мирному атому». Эпоха гласности и опасения воронежских физиков, заметивших, что проектная документация корректируется буквально на ходу, сделали свое дело.

В 1990 году в Воронеже был проведен референдум, на котором решался вопрос теплоснабжения города. Более 90% участников опроса отдали предпочтение не капризному атому, а экологически чистым энергообъектам, генерирующим тепло из органического топлива.

Решением Воронежского горсовета народных депутатов от 05.06.1990 г. строительство ВАСТ было остановлено, объекты незавершенного строительства и оборудование, хранящееся на складах и в зоне монтажа, законсервировано.