Электроэнергетика Северо-Западного федерального округа: состояние и перспективы

Многоотраслевая специализация СЗФО предопределяет широкое развитие межрайонных и межгосударственных экономических связей. Однако драйвером дальнейшего роста является развитие электроэнергетики — одной из основных отраслей, дополняющих хозяйственный комплекс макрорегиона.

Структура энергосистемы СЗФО

Электроэнергетический комплекс Северо-Западного федерального округа образуют девять региональных энергосистем, действующих на территории 11 субъектов Российской Федерации общей площадью 1 686 972 км².

Восемь энергетических систем формируют объединенную энергосистему Северо-Запада. Она расположена на территории 10 субъектов Российской Федерации, входящих в состав СЗФО: Калининградской, Ленинградской, Мурманской, Архангельской, Псковской и Новгородской областей, республик Карелия и Коми, Ненецкого автономного округа и г. Санкт-Петербурга. Режимом работы этих энергосистем управляет филиал Системного оператора «Объединенное диспетчерское управление Северо-Запада».

Территориально в состав Северо-Западного федерального округа также входит Вологодская область. Однако энергосистема этого региона функционирует под диспетчерским управлением филиала АО «СО ЕЭС» «Объединенное диспетчерское управление энергосистемы Центра».

Режимами работы энергосистем СЗФО управляют восемь филиалов Системного оператора.

Архангельское РДУ выполняет функции оперативно-диспетчерского управления энергообъектами, расположенными на территории Архангельской области и Ненецкого автономного округа. Операционная зона охватывает территорию площадью 589,9 тыс. км². Как следует из данных, опубликованных на сайте АО «СО ЕЭС», по состоянию на 01.01.2020 г. под управлением Архангельского филиала действуют энергогенерирующие объекты установленной мощностью 1 611,0 МВт. Самыми крупными объектами генерации, которые вносят весомый вклад в энергообеспечение региона электрической и тепловой энергией, являются:

- Архангельская ТЭЦ (электрическая мощность 450 МВт, тепловая мощность 1 358 Гкал/час);

- Северодвинская ТЭЦ-2 (электрическая мощность 410 МВт, тепловая мощность 1 105 Гкал/час);

- Северодвинская ТЭЦ-1 (электрическая мощность 188,5 МВт, тепловая мощность 679 Гкал/час).

Наряду с электростанциями электроэнергетический комплекс также формируют:

• 154 ЛЭП класса напряжения 110 и 220 кВ;
• 121 трансформаторная подстанция и распределительное устройство электростанций с суммарной мощностью трансформаторных установок 5 768,7 МВА.

Балтийское РДУ. Филиал осуществляет функции оперативно-диспетчерского управления энергообъектами электроэнергетического комплекса Калининградской области. Площадь операционной зоны составляет 15,1 тыс. км². В диспетчерском подчинении филиала находятся энергогенерирующие объекты установленной мощностью 1 715,628 МВт (по данным на 01.01.2020 г.). Самым крупным из них является Калининградская ТЭЦ-2 (электрическая мощность 900 МВт, тепловая мощность 680 Гкал/ч).

В электроэнергетический комплекс Калининградской области также входят:

• 9 ЛЭП класса напряжения 300 кВ;
• 93 ЛЭП напряжением 60-110 кВ;
• 76 трансформаторных подстанций и 4 распределительных устройства электростанций с суммарной мощностью трансформаторов 4 060,5 МВА.

Энергосистема региона связана с ЕЭС России через линии электропередачи иностранных государств. 

Вологодское РДУ. Структурное подразделение Системного оператора выполняет функции оперативно-диспетчерского управления объектами электроэнергетики, расположенными на территории Вологодской области площадью 145,7 тыс. км². В управлении и ведении филиала находятся электростанции установленной электрической мощностью 2 006,18 МВт. Наиболее крупной из них является Череповецкая ГРЭС (электрическая мощность 1 080 МВт, тепловая мощность 54 Гкал/ч).

В операционную зону Вологодского филиала АО «СО ЕЭС» также входят:

• 175 ЛЭП класса напряжения 110-750 кВ;
• 145 трансформаторных подстанций и распределительных устройств электростанций с суммарной мощностью трансформаторов 17 005,2 МВА.

Карельское РДУ. В диспетчерском подчинении филиала находятся объекты электроэнергетики, расположенные на территории Республики Карелия. Площадь операционной зоны составляет 180,5 тыс. км². По данным АО «СО ЕЭС» на 01.01.2020 года под управлением Карельского РДУ функционируют энергогенерирующие объекты мощностью 1 098,105 МВт. Самыми крупными электростанциями в зоне диспетчеризации филиала являются:

• Петрозаводская ТЭЦ (электрическая мощность 280 МВт, тепловая мощность 689 Гкал/ч);
• Каскад Кемских ГЭС (электрическая мощность 330 МВт);
• Каскад Выгских ГЭС (электрическая мощность 240 МВт);
• Каскад Сунских ГЭС (электрическая мощность 63,7 МВт);
• Ондская ГЭС (электрическая мощность 80 МВт).

В электроэнергетический комплекс Республики Карелия также входят:

• 131 ЛЭП класса напряжения 110-330 кВ;
• 105 трансформаторных подстанций и распределительных устройств электростанций с суммарной мощностью трансформаторных установок 7 797,4 МВА.

Кольское РДУ. Под оперативно-диспетчерским управлением филиала Системного оператора функционируют объекты электроэнергетики на территории Мурманской области. Операционная зона охватывает территорию площадью 144,9 тыс. км². По состоянию на 1 января 2020 г. к объектам диспетчеризации филиала относятся электростанции суммарной мощностью 3 604,6 МВт. Наиболее крупными из них являются:

• Кольская АЭС (электрическая мощность 1 760 МВт);
• Каскад Туломских и Серебрянских ГЭС (электрическая мощность 837,5 МВт);
• Каскад Пазских ГЭС (электрическая мощность 187,6 МВт);
• Каскад Нивских ГЭС (электрическая мощность 568,4 МВт);
• Апатитская ТЭЦ (электрическая мощность 230,0 МВт, тепловая мощность 535,0 МВт).

По данным Системного оператора, наряду с объектами генерации под диспетчерским управлением Кольского РДУ также функционируют:

• 169 ЛЭП класса напряжения 110-330 кВ;
• Трансформаторная подстанция и 23 распределительных устройства электростанций с суммарной мощность трансформаторов 11 369 МВА.

Коми РДУ. Филиал Системного оператора осуществляет функции оперативно-диспетчерского управления энергогенерирующими объектами региональной энергосистемы. Операционная зона охватывает территорию площадью 416,8 тыс. км². По состоянию на 1 января 2020 г. к объектам диспетчеризации филиала относятся электростанции суммарной мощностью 2 506,205 МВт. Наиболее крупными из них являются:

• Печорская ГРЭС (электрическая мощность 1 060 МВт, тепловая мощность 327 Гкал/ч);
• Сосногорская ТЭЦ (электрическая мощность 377 МВт, тепловая мощность 313 Гкал/ч);
• Воркутинская ТЭЦ-2 (электрическая мощность 270 МВт, тепловая мощность 415 Гкал/ч);
• ТЭЦ Монди СЛПК (электрическая мощность 553 МВт, тепловая мощность 1 220 Гкал/ч);
• Усинская ТЭЦ (электрическая мощность 100 МВт);
• Ярегская ТЭЦ (электрическая мощность 75 МВт).

В состав энергосистемы Республики Коми также входят:

• 25 ЛЭП класса напряжения 220 кВ;
• 112 ЛЭП класса напряжения 110 кВ;
• 3 транзита 110 кВ и 5 транзитов 35 кВ;
• 121 трансформаторная подстанция и распределительные устройства электростанций высшего класса напряжения 110-220 кВ с суммарной мощностью трансформаторных установок 5 081,2 МВА.

Ленинградское РДУ. В диспетчерском подчинении филиала Системного оператора находятся объекты электроэнергетики, расположенные на территории двух субъектов Российской Федерации — Ленинградской области и г. Санкт-Петербурга. Площадь операционной зоны составляет 87,3 тыс. км². Под управлением Ленинградского РДУ функционируют объекты генерации установленной мощностью 13 050,838 МВт. Наиболее значимыми из них являются:

• Ленинградская АЭС (электрическая мощность 4 200 МВт);
• Киришская ГРЭС (электрическая мощность 2 600 МВт, тепловая мощность 1 234 Гкал/ч);
• Северо-Западная ТЭЦ (электрическая мощность 900 МВт, тепловая мощность 700 Гкал/ч);
• Правобережная ТЭЦ (ТЭЦ-5). Электрическая мощность 643 МВт, тепловая мощность 1 283 Гкал/ч;
• Первомайская ТЭЦ (ТЭЦ-14). Электрическая мощность 524 МВт, тепловая мощность 1 419 Гкал/ч;
• Северная ТЭЦ (ТЭЦ-21). Электрическая мощность 500 МВт, тепловая мощность 1 188 Гкал/ч;
• Южная ТЭЦ (электрическая мощность 1 207 МВт, тепловая мощность 2 353 Гкал/ч).

В структуру электроэнергетического комплекса также входят:

• 648 ЛЭП класса напряжения 110-750 кВ;
• 383 трансформаторные подстанции и 29 распределительных устройств электростанций высшим напряжением 110-750 кВ с суммарной мощностью трансформаторных установок 50 066,8 МВА.

Новгородское РДУ. В оперативно-диспетчерском управлении филиала функционируют объекты энергетики, расположенные в Новгородской и Псковской областях. Операционная зона охватывает территорию площадью 109,9 тыс. км². Как следует из данных, опубликованных на сайте АО «СО ЕЭС», по состоянию на 01.01.2020 г. под управлением Новгородского РДУ действуют объекты генерации суммарной мощностью 885,74 МВт. Самыми крупными из них являются:

• Псковская ГРЭС (электрическая мощность 430 МВт, тепловая мощность 91 Гкал/ч);
• Новгородская ТЭЦ (электрическая мощность 361 МВт, тепловая мощность 488 Гкал/ч).

Электроэнергетический комплекс также формируют:

• 376 ЛЭП класса напряжения 110-330 кВ, из них восемь межгосударственных и межсистемных ВЛ 330 кВ;
• 210 трансформаторных подстанций и распределительных устройств электростанций суммарной мощностью трансформаторов 7 548,4 МВА.

В структуре установленной мощности ОЭС Северо-Запада представлены четыре вида генерации: тепловая, гидравлическая, атомная и ветряная. Основу энергетического потенциала составляют ТЭС. По состоянию на 01.01.2020 года на их долю приходится 15 572,14 МВт. В процентном соотношении это составляет 63,64%. Доля установленной мощности атомных электростанций существенно меньше — 5 947,63 МВт (24,3%.) Немногим более 12% приходится на долю ГЭС — 2 947,24 МВт. Ветроэнергетика по-прежнему не оказывает существенного влияния на суммарную мощность электростанций объединенной энергосистемы Северо-Запада. С показателем 5,1 МВт ее доля составляет всего 0,02%.

Высоковольтными ЛЭП энергосистема СЗФО соединена с ОЭС Центра и обеспечивает межгосударственные перетоки электроэнергии в Беларусь, Эстонию, Латвию и Финляндию.

Основные показатели работы энергосистемы СЗФО за 2019 год

По данным АО «СО ЕЭС» на 31.12.2018 г. установленная мощность электростанций ОЕС Северо-Запада составляла 24 551,82 МВт. На протяжении года, в результате вывода из эксплуатации устаревшего и изношенного энергогенерирующего оборудования, перемаркировки и ряда прочих изменений, этот показатель уменьшился на 79,71 МВт (-0,3%). В результате по состоянию на 01.01.2020 г. установленная мощность энергогенерирующих объектов составила 24 472,11 МВт.

В 2019 году объекты генерации Северо-Западного федерального округа выработали 123,106 млрд. кВт*ч электроэнергии. За этот же период потребление составило 108,929 млрд. кВт*ч. (табл. 1).

Таблица 1

В целом энергосистема округа относится к категории профицитных с ярко выраженными дисбалансами в отдельных регионах, где дефицит электроэнергии перекрывается за счет перетоков из смежных энергосистем.

В 2019 году фактический объем мощности турбо- и гидроагрегатов, выведенных в капитальный и средний ремонт на электростанциях объединенной энергосистемы Северо-Запада, составил 8 103 МВт. Это на 160 МВт ниже показателя, запланированного сводным годовым графиком ремонтов.

 В течение года энергетиками ОДУ Северо-Запада выполнен ремонт оборудования энергогенерирующих объектов общей мощностью 8 037 МВт, что на 164 МВт меньше, чем планировалось.

 На этапе подготовки к осенне-зимнему периоду 2019-2020 гг. с целью минимизации рисков технологических нарушений энергетики филиала ПАО «ФСК ЕЭС» – МЭС Северо-Запада отремонтировали более 360 км линий, заменили 70 км грозозащитного троса, реконструировали более 300 конструкций линий электропередач, обновили 1 300 фундаментов опор, завершили расширение просек, расчистили от древесно-кустарниковой растительности более 8 000 га трасс ВЛ и вырубили тысячи опасных деревьев.

 В декабре минувшего года специалисты ПАО «Россети» поставили под рабочее напряжение первый автотрансформатор мощностью 250 МВА и ОРУ 330 кВ ПС 330 кВ «Мурманская». На объекте установлена новейшая система учета электроэнергии. Практически всё оборудование, в том числе и мощная трансформаторная установка, изготовлены отечественными производителями.

На подстанции будет установлен еще один трансформатор мощностью 250 МВА. Ожидается, что строительные работы будут завершены в 2025 году. После ввода в эксплуатацию ПС «Мурманская» станет вторым по мощности питающим центром в северной части Мурманской области и разгрузит действующую ПС 330 кВ «Выходной».

 По оценкам специалистов, энергообъект позволит создать благоприятные условия для развития экономики региона, обеспечит электроснабжение угольного терминала «Лавна», одноименной тяговой подстанции Октябрьской железной дороги и Центра строительства крупнотоннажных морских сооружений ООО «НОВАТЭК-Мурманск». Сумма инвестиций в реализацию масштабного проекта оценивается в 5 млрд руб.

Развитие Мурманского транспортного узла является частью Комплексного плана модернизации и расширения магистральной инфраструктуры, который был утвержден распоряжением Правительства РФ от 30 сентября 2018 года. Ожидается, что с завершением проекта мощность отечественных портов будет увеличена на 18 млн тонн.

Кроме того, подстанция 330 кВ «Мурманская» будет задействована в схеме выдачи 201 МВт мощности Кольской ВЭС. Строительные работы на месте будущего ветропарка стартовали 19 сентября 2019 года. Он будет расположен на территории площадью 257 га, на которой установят 57 турбин.

По оценкам аналитиков, ветровая электростанция сможет ежегодно генерировать около 750 ГВт*ч, предотвращая выделение в атмосферу 600 тыс. тонн углекислого газа. Ввод Кольской ВЭС в эксплуатацию запланирован на 2021 год. На данный момент это самый крупный ветропарк, строящийся за Полярным кругом.

ВИЭ в тренде

Переход от ископаемых невозобновляемых видов топлива к более экологически чистым источникам энергии — это основной тренд мировой энергополитики. По прогнозам аналитиков, к 2030 году «зеленые» технологии станут наиболее востребованными видами генерации в мире.

В РФ уже намечены ключевые направления государственной политики в области использования ВИЭ. Планируется в период до 2024 года повысить их долю в производстве и потреблении электроэнергии до 4,5%. Для сравнения: по состоянию на 01.01.2020 г. доля ветряной и солнечной энергетики в структуре установленной мощности электростанций в ЕЭС России составляет 0,63%.

Еще одной важной тенденцией рынка «зеленой» энергии является снижение затрат на генерацию. К примеру, стоимость модуля фотоэлектрической панели в течение последних 10 лет снизилась на 85-90%, что существенно повысило рентабельность СЭС, сделав их даже более экономически выгодными, чем тепловые.

В сентябре 2019 года Россия присоединилась к Парижскому соглашению по климату, которое предусматривает:

• снижение выбросов парниковых газов до уровня, который смогут полностью поглотить растения и океаны до конца ХХI века;
• замедление роста показателя среднегодовой температуры с тем, чтобы он не более чем на 2° превышал среднегодовую температуру Земли в доиндустриальный период;
• создание специального фонда, с помощью которого более развитые страны помогали бедным переходить на «чистую» генерацию.

Закон, который будет регулировать выбросы парниковых газов в России, будет принят в течение года. До 2050 г. наша страна планирует реализовывать проекты долгосрочного развития промышленного производства с минимальным уровнем выбросов парниковых газов. Планируется достичь снижения на 70-75% при максимально возможной сохранности лесов.

Одним из самых простых способов минимизации выбросов в атмосферу является переход на более «чистые» источники энергии. По оценкам экспертов, Россия обладает колоссальным потенциалом для использования «зеленой» энергетики. Именно поэтому в последние годы необходимость перехода к ВИЭ стала более активно признаваться правительством нашей страны.

Мировая энергетика уже накопила обширный опыт эффективного использования возобновляемых источников энергии. Однако из-за географических и экономических особенностей России реализация решений, аналогичных западным, здесь невозможна. Поэтому, находясь в составе Международного агентства по ВИЭ, РФ будет постепенно внедрять наиболее успешные технологии в сферу энергетики.

Прежде всего это коснется тех регионов, где погодные условия максимально способствуют использованию «зеленой» генерации. Например, на побережье Баренцева моря очень высокая доля ветреных дней, поэтому заполярные территории СЗФО наиболее пригодны для развития ветроэнергетики.

Однако здесь могут быть и свои проблемы. Например, в 2015 году в Терском районе Мурманской области был реализован уникальный для Севера проект, когда в качестве ресурсообеспечивающего элемента использовались сразу три источника энергии – дизельное топливо, ветер и солнце.

Ожидалось, что это позволит сократить объемы потребляемого топлива и дизельных масел. По официальным данным, планируемая экономия топлива составит не менее 231 тонны, масла — не менее 1,56 тонны ежегодно.

Ввод в эксплуатацию ветро-солнце-дизельной электростанции помог решить проблему энергообеспечения четырех отдаленных поселков — Тетрино, Пялицы, Чаваньга и Чапома. Однако в 2017 году в двух селах возникли проблемы с ветряками, установленными на побережье. Причиной разрушения лопастей стало их обледенение и сильный порывистый ветер. 

В качестве альтернативного топлива для котельных могут быть использованы торф и щепа. Новую систему теплоснабжения уже тестируют в одном из поморских поселков. В рамках инвестиционного проекта инвестор финансирует строительство четырех биотопливных котельных в пгт. Умба Терского района, работающих на природном топливе. По оценкам аналитиков, запасов местного торфяника достаточно для того, чтобы отапливать район в течение 180 лет.

В районе насчитывается пять торфяных месторождений. В конце ХХ века там добывалось около 100 тыс. тонн торфа в год. Сейчас планируют добывать 25 тыс. тонн ежегодно. Ожидается, что возобновление торфоразработок обеспечит рабочими местами 45 человек. Для повышения калорийности горную породу смешивают со щепой. Также рассматривается возможность брикетирования торфа.

Ввод в эксплуатацию новых котельных позволит заместить дорогостоящий привозной мазут на экологически чистое топливо и снизить тариф на тепловую энергию. Кроме того, это даст возможность сэкономить бюджетные деньги. В качестве «мазутных» субсидий для Терского района из областного бюджета ежегодно выделяется около 60 млн руб.  

При условии, что на протяжении отопительного сезона 2019-2020 гг. биотопливные котельные с пеллетными котлами подтвердят расчеты инженеров и смогут бесперебойно подавать тепло в дома местных жителей, старые котельные установки, работавшие на мазуте, будут полностью выведены из эксплуатации. В дальнейшем успешный опыт и тиражирование технологии позволит Мурманской области «соскочить с мазутной иглы».

Путь для «зеленой» энергии открыт

Владельцы небольших домашних электростанций на базе ВИЭ стали полноценными участниками энергорынка. В 2019 году в Федеральный закон «Об электроэнергетике» были внесены поправки, согласно которым владельцы «зеленых» ВЭС и СЭС могут продавать избыток электроэнергии гарантирующим поставщикам.

Результаты исследований показывают, что даже в регионах с самым низким количеством солнечных дней в году правильно подобранные фотоэлектрические модули способны генерировать больше электрической энергии, чем потребляет частное домовладение.

Однако учитывая особенности климата и связанную с этим неравномерность солнечной генерации, владельцы домашних электростанций нередко сталкивались с серьезной проблемой: они не знали, куда девать лишние киловатты. Ведь официально передавать их в энергосистему и получать за это деньги до недавнего времени имели право только юридические лица, владеющие специальной лицензией.

Некоторые потребители пытались решить эту проблему с помощью аккумуляторов. Однако емкости накопителей было достаточно лишь для того, чтобы принять избыток, образовавшийся в течение одного солнечного дня. О возможности запастись электричеством на месяц, а тем более на весь осенне-зимний период, приходилось только мечтать.

Житель Калининграда нашел свой вариант выхода из сложившейся ситуации. Он решил передавать неиспользованную энергию в городскую сеть, а в случае необходимости забирать ее обратно. Энергетики пошли навстречу, но признались, что реализовать это на практике будет сложно, поскольку ранее в России подобных прецедентов не было. Для разработки технических условий потребовалось около полугода.

Внесение поправок в действующее законодательство позволило владельцам частных «зеленых» электростанций решить проблему перепроизводства без утомительных переговоров с сетевиками. Кроме того, ВИЭ-технологии не только обнулят суммы в квитанциях за потребленную электроэнергию, но еще и помогут пополнить семейный бюджет. Закон позволяет любому жителю частного дома, у которого установлена мини-электростанция, продавать сетевой компании «лишние» киловатты по средневзвешенной цене оптового рынка.

Объект генерации может быть как полностью «зеленым», так и комбинированным. Основное требование – мощность такой электростанции не должна превышать 15 кВт. Кроме того, в Госдуме пообещали упростить порядок присоединения энергообъектов к общей сети. Ожидается, что изменение законодательства будет способствовать развитию экологически чистых технологий генерации в труднодоступных районах и энергосистемах, изолированных от ЕЭС России.

По оценкам аналитиков, в 2019 году российские компании реализовали на розничном рынке солнечные батареи суммарной мощностью 5 МВт. По сравнению с 2017 годом продажи выросли на 5%. Примечателен тот факт, что положительная динамика фиксировалась даже в условиях отсутствия у потребителей возможности зарабатывать на продаже излишков генерации.

Эксперты отмечают, что рынок в основном растет за счет сегментаB2B. Прежде всего это небольшие производственные компании, охотничьи хозяйства и представители гостиничного бизнеса.

Эксперты крупнейшей в РФ интегрированной компании в области солнечной генерации выяснили, в каких регионах страны крышные модули пользовались наибольшим спросом в 2019 году. В список лидеров вошли только два субъекта Российской Федерации из СЗФО — это Санкт-Петербург и Ленинградская область. На них пришлось более 5% розничных продаж. Однако благодаря изменениям в законодательстве перспективными рынками сбыта могут стать и другие субъекты округа.

Мал да удал

На сегодняшний день в энергосистеме Северо-Западного федерального округа активно используются гидросооружения с естественными и искусственными плотинами. Однако существуют технологии, позволяющие эксплуатировать энергию воды без строительства дополнительных гидротехнических сооружений.

В России насчитывается 2,5 млн малых рек. Их сток составляет 50% от общего стока всех отечественных рек, а технический потенциал оценивается в 382 млрд кВт*ч. По мнению аналитиков, он так и остается невостребованным, поскольку используется не более чем на 0,6%. Хотя малые ГЭС могут обеспечить качественное автономное энергоснабжение удалtнных населtнных пунктов, дачных поселков, а также электрификацию сельскохозяйственных предприятий.

В качестве примера можно привести Республику Карелия. Здесь гидроэнергетический потенциал региона осваивается наиболее полно. Собственные гидроэлектростанции обеспечивают около 70% объема производства электроэнергии в Карелии и около 40% от общего потребления. 

Несмотря на богатый природный потенциал, энергосистема региона долгое время остается энергодефицитной. Нехватка электрической энергии перекрывается за счет перетоков из избыточных энергосистем Мурманской и Ленинградской областей. Для связи с ними по территории республики проходят магистральные линии электропередачи класса напряжения 220-330 кВ.

Чтобы снизить энергодефицит, обеспечить качественное электроснабжение потребителей и открыть новые рабочие места, власти региона расширяют пропускную способность ЛЭП и планируют возведение новых энергогенерирующих объектов, в том числе малых ГЭС. Например, существует ряд проектных проработок и озвучивались планы строительства таких энергообъектов:

• Сегозерская гидроэлектростанция (планируемая мощность 8,1 МВт). Изначально в здании ГЭС планировали установить две турбины мощностью 12 МВт каждая. Энергообъект должен был быть пристроен к существующей плотине Сегозерского гидроузла, что существенно снижает стоимость строительных работ и обеспечивает окупаемость проекта в самые короткие сроки. В 1990-х годах была разработана проектная документация, но к практической реализации проекта энергетики так и не приступили. В 2019 году документация была доработана и прошла процедуру конкурсного отбора проектов ВИЭ. Ожидается, что новая гидроэлектростанция будет введена в действие в 2022 году;
• Каскад на реке Чирка-Кемь. Проектные проработки по двум малым ГЭС существуют еще со времен Советского Союза. По оценкам специалистов, строительство и запуск Ялганьпорожской (13 МВт) и Железнопорожской (16 МВт) гидроэлектростанций сможет обеспечить выработку 168 млн кВт*ч. Однако на данный момент реализация этого проекта в инвестиционную программу какой-либо компании не входит. Тем не менее, строительство каскада предусмотрено программой развития гидроэнергетики России с вводом в действие после 2020 года;
• Водлинский каскад. Известно о существовании проектных проработок по возведению каскада из двух энергогенерирующих объектов на реке Водла. Согласно программе развития гидроэнергетики России суммарная проектная мощность Верхне-Водлинской и Пудожской ГЭС составляет 52 МВт;
• Малые ГЭС на реке Сегежа. В 2008 г. фонд развития возобновляемых источников энергии «Новая энергия» сообщил о планах проведения предпроектного анализа створов. Однако 25 декабря 2014 года некоммерческая организация была ликвидирована по решению суда;
• Малые ГЭС на реке Нижний Выг. Существуют проектные проработки ещё по двум малым гидроэлектростанциям. Согласно разработанной концепции здания Шаваньской и Надвоицкой ГЭС могут быть пристроены к плотинам действующих гидроузлов Беломорско-Балтийского канала. О перспективах и возможных сроках реализации этого проекта ничего не известно.

На территории Кемского района в рамках реализации Федеральной целевой программы развития Карелии до 2020 года завершается строительство Белопорожских малых гидроэлектростанций. Суммарная мощность гидрогенерации двух ГЭС составит 49,8 МВт.

Стоимость проекта оценивается в 11,8 млрд руб. Он реализуется к 100-летию республики и входит в число наиболее значимых для региона. Ожидается, что ввод в эксплуатацию Белопорожских МГЭС-1 и МГЭС-2 снизит дефицит активной мощности в энергосистеме Карелии и внесет весомый вклад в развитие энергетики за счет экологически чистых «зеленых» технологий.

Одним из перспективных направлений по использованию ВИЭ, которые на сегодняшний день также остаются недооцененными, является солнечная энергетика для сельского хозяйства. Строительство био-вегетариев, обогреваемых энергией солнца, позволяет вырастить богатый урожай плодовых и овощных культур на 1,5-2 месяца раньше, чем в традиционных неотапливаемых теплицах.

Внедрение этой технологии позволит как крупным производителям, так и личным подсобным хозяйствам выращивать любую сельскохозяйственную продукцию в ряде регионов России. Это особенно актуально для северных районов, которые находятся на большом расстоянии от крупных логистических центров.

Цифровая трансформация

Накануне новогодних праздников в Пушкинском районе Санкт-Петербурга была запущена в работу модернизированная подстанция 35/10 кВ «Детскосельская». Оборудование питающего центра обновлено для того, чтобы повысить качество и надежность электроснабжения потребителей Пушкинского района и близлежащих населенных пунктов, а также обеспечить электроэнергией скоростную платную магистраль «Москва – Санкт-Петербург» (М11).

Реконструкция ПС выполнена в соответствии с Концепцией «Цифровая трансформация – 2030». Этот проект стал первым, выполненным в рамках цифровизации электросетевого комплекса Северной столицы. В процессе модернизации был создан практически новый энергообъект. На подстанции выстроена единая коммуникационная среда. Кроме того, обеспечены необходимые условия для полной наблюдаемости и дистанционного управления работой оборудования.

В ходе работ над реализацией пилотного проекта энергетики «Россети Ленэнерго» осуществили монтаж здания общеподстанционного пункта управления, установили распределительные устройства 10 кВ и 35 кВ, оборудование релейной защиты и интегрировали ряд автоматизированных систем, в том числе программный пакет SCADA, предназначенный для обеспечения работы в реальном времени систем сбора, обработки, отображения и архивирования информации об объекте мониторинга или управления.

Кроме того, с целью обеспечения необходимой мощности, на ПС «Детскосельская» установлены две новые трансформаторные установки суммарной мощностью 32 МВА. На питающем центре смонтированы современные микропроцессорные терминалы защит и автоматизированная система «умного» учета электрической энергии.

Модернизация подстанционного оборудования с использованием инновационных технологических решений позволила повысить совместимость различных систем и обеспечила надежность энергообъекта.

В декабре 2019 года Федеральная сетевая компания приступила к переводу на телеуправление трех узловых питающих центров Вологодской энергосистемы: подстанции 220 кВ «Вологда-Южная», РПП-1 и РПП-2. Модернизируется оборудование энергообъектов нового поколения, оснащенных цифровой связью и современными АСУ ТП.

По оценкам специалистов, телеуправление позволит существенно сократить время переключения в электроустановках и свести к минимуму риск ошибок оперативного персонала. Ожидается, что проект будет завершен в 2020 году.

Усовершенствование от «Росэнергоатома»

АО «Концерн Росэнергоатом» приступил к реализации нового проекта под названием «Цифровая подстанция. Цифровое распределительное устройство как часть схемы выдачи мощности АЭС». Программа является частью глобального масштабного проекта «Россетей» по запуску в энергосистеме России цифровых подстанций. Их функционал позволит более динамично регулировать подачу электроэнергии, просчитывать вероятность возникновения аварийных ситуаций и возможный выход оборудования из строя.

Ожидается, что за счет цифровых технологий удастся сократить потери в электросетях и получить ощутимый экономический эффект. По оценкам аналитиков, переход на цифру позволит на 3-4% снизить потери при передаче электроэнергии.

Основная задача проекта атомщиков заключается в следующем:

1. Получение практического опыта эксплуатации цифровых решений в условиях ПС.
2. Отработка и совершенствование технологии.
3. Получение информации о надежности и экономической эффективности цифровых технологий.

Экспертам энергетической компании предстоит изучить перспективы перехода на цифровые распределительные устройства, оценить экономический эффект от внедрения инновационных решений и запустить процесс тиражирования этой технологии на другие энергообъекты (разумеется, при условии успешного завершения пилотного проекта). тестируют в Лахденпохском районе республики. Здесь в опытно-промышленную эксплуатацию запущены «умные» датчики систем контроля снегообразования, температуры провода и индикаторы короткого замыкания. Оборудование установлено на ЛЭП класса напряжения 110 кВ между Лахденпохским и Сортавальским районами.

На территории Северного Приладожья погода нередко демонстрирует свой непростой характер. В зимнее время года здесь часто фиксируются случаи налипания мокрого снега на провода, что может спровоцировать технологические нарушения и привести к отключению электроэнергии. Минимизировать возможные риски позволяет установка специального оборудования, которое может оперативно выявить проблему и с помощью GSM-связи проинформировать об этом персонал компании. Это даст возможность в сжатые сроки организовать выезд энергетиков для осмотра линии и предотвратить нештатную ситуацию.

Система мониторинга снегообразования на проводах – это интеллектуализированные датчики, реагирующие на изменения не только в работе электросети, но и в окружающей среде. Они предоставляют данные о весе электропровода, скорости ветра, температуре и влажности воздуха.

Контроль температуры провода помогает в удаленном режиме отслеживать температуру высоковольтного оборудования, работающего под напряжением. Датчик необходим для того, чтобы предотвратить перегрев провода в режиме максимальных нагрузок или при повышении температуры окружающей среды.

В конструкцию датчика входит аккумулятор и фотоэлектрический модуль, что позволяет повысить энергоэффективность устройства. Технические средства отслеживаются дистанционно и дают возможность своевременно диагностировать любую неполадку.

Третий вид устройств для «умного» мониторинга электросети — индикаторы короткого замыкания. Они быстро определяют проблему, идентифицируют вид замыкания, информируют об этом диспетчера и указывают направление, в котором должна двигаться ремонтная бригада, чтобы отыскать место повреждения. Эти датчики, как и система мониторинга снегообразования, передают данные по сети GSM.

Каждая из трех систем устанавливается непосредственно на провода, приемники сигналов монтируются на траверсы. На компьютер оперативного персонала устанавливается специальное программное обеспечение, обеспечивающее прием сигналов. Все переданные системами мониторинга данные записываются, что позволяет по окончании осенне-зимнего периода проанализировать собранную информацию.

Заключительным этапом проекта станет тиражирование «цифровой» ЛЭП в других регионах и интеграция их в общую информационную систему.

На низком старте

На территории Калининградской области завершается строительство Приморской угольной теплоэлектростанции. Новый энергогенерирующий объект возводится возле поселка Взморье на берегу Калининградского морского канала. Он будет обеспечивать электрической энергией жителей и производственные мощности промышленных предприятий развивающихся районов.

Ожидается, что реализация проекта повысит энергобезопасность самого западного региона России и позволит снизить энерготехнологическую зависимость региональной энергосистемы от поставок природного газа. Проектной документацией предусмотрен поэтапный ввод в эксплуатацию трех энергоблоков с конденсационными паровыми турбинами мощностью 65 МВт каждая, в результате которого суммарная мощность Приморской ТЭС достигнет 195 МВт.

Для доставки угля и других габаритных грузов для нужд новой электростанции в области будет развернута транспортная инфраструктура. В частности, запланировано строительство железнодорожной линии и станции необщего пользования, автодорог и внутриплощадочных проездов.

Новая тепловая электростанция подключена к региональной энергосистеме в апреле 2019 года. Однако официальный ввод объекта в эксплуатацию был перенесен на декабрь минувшего года. Вместе с переносом срока запуска Приморской ТЭС в действие также сдвинуты сроки выдачи первых киловатт в энергосистему Калининградской области. С учётом всех изменений первый энергоблок обеспечит поставку электроэнергии с 1 августа 2020 г., второй — с 1 сентября 2020 г., 3-й — с 1 декабря 2020 г.

Основной причиной переноса сроков названа необходимость проведения дополнительных работ по подготовке площадки энергогенерирующего объекта и изменения ряде нормативно-правовых актов, устанавливающих порядок охраны природной среды и использования природных ресурсов.

Да будет свет!

В деревне Лижма Пряжинского района (Республика Карелия) официально зарегистрировано всего несколько человек. Ранее в населенном пункте никогда не было электроэнергии. Однако в последнее время в деревню потянулись люди, и в ней активно ведется строительство новых домов.

Для обеспечения нужд потребителей в электроэнергии было принято решение возвести электросетевую инфраструктуру практически с нуля. С этой целью энергетики Карельского филиала «Россети Северо-Запад» приступили к строительству воздушной линии 10 кВ от электрической подстанции № 17П Святозеро с переходом ЛЭП под автодорогой общего пользования федерального значения «Кола».

В ходе работы установлено более 200 опор, пропитанных антисептическими растворами. Для подачи электричества в деревню энергетики монтируют 10 км самонесущего изолированного провода, который идеально подходит для эксплуатации в сложных погодных условиях (шквалистый ветер, обледенение, налипание мокрого снега и т. п.). Одновременно ведется строительство распределительных сетей 0,4 кВ и монтируются пять трансформаторных подстанций разной мощности.

Завершение строительно-монтажных работ и подключение деревни Лижма к системам электроснабжения запланированы на I квартал 2020 года.

Энерговоровству — бой!

В 2019 году специалисты ПАО «Ленэнерго» реализовали комплекс технологических и организационных мероприятий, направленных на снижение потерь в сетях. Модернизация системы учета потребленных киловатт и установка «умных» приборов учета электроэнергии позволили повысить точность учета и выявить участки сетевой инфраструктуры с высоким уровнем потерь.

С января по декабрь проводились контрольные снятия показаний счетчиков, проверки приборов учета на предмет корректной работы и достоверности полученных данных, а также отсутствия неучтенного и бездоговорного энергопотребления (включая те участки электросети, где фиксировался высокий уровень потерь).

Реализация комплекса мер и системный подход к решению поставленных задач позволили специалистам сетевой компании выявить недоучтенные объемы потребленного электричества, которые появились в результате несвоевременно переданных данных или недостоверной информации. 

Кроме этого, энергетики регулярно проводили как плановые, так и внеплановые осмотры объектов с целью выявления случаев энерговоровства, к которым относится безучетное и бездоговорное энергопотребление. За 12 месяцев было пресечено 5 002 случая хищения электрической энергии. Суммарная стоимость незаконно потребленной электроэнергии, взысканной с владельцев объектов по результатам рейдов, составила 423 млн руб.

Объем неучтенного потребления электроэнергии определяется из расчета максимального энергопотребления, возможного в результате несанкционированного подключения к электросети. Следовательно, самовольное присоединение, как и бездоговорное энергопотребление, обходятся недобросовестным потребителям в несколько раз дороже, чем оплата потребленных киловатт по показаниям прибора учета.

Позиция оператора электрических сетей по вопросу безучетного потребления категорична. Самовольное подключение и бездоговорное энергопотребление приводят к потерям электроэнергии, которые в дальнейшем ложатся на плечи всех участников энергорынка. К тому же потребление энергии без договора с энергокомпанией означает неконтролируемую нагрузку на сеть, которая приводит к снижению надежности электроснабжения потребителей. Кроме того, самовольное подключение, как правило, выполняется с грубыми нарушениями техники безопасности, что опасно для здоровья и жизни людей.