Дальний Восток обладает богатым ресурсным потенциалом. Сегодня в регионе реализуются проекты, способные изменить его облик и сделать одним из экономических центров России. Однако этому препятствует неразвитость транспортной, энергетической и электросетевой инфраструктуры округа.
Структура энергетического комплекса ДФО
Энергетический комплекс Дальневосточного ФО уникален тем, что состоит из множества энергетических «островов». По оценкам аналитиков, около 35% территории округа с населением 3 млн человек находится в зоне децентрализованного энергоснабжения.
До удаленных населенных пунктов, рассредоточенных по огромным неосвоенным пространствам, не дотягиваются линии электропередач Единой энергосистемы России. Поэтому их энергоснабжение организуется локально.
Это практически весь Крайний Север и приравненные в нему территории. В таких местах энергию вырабатывают системы автономного энергоснабжения и местные объекты генерации, а топливо для дизель-генераторных установок поставляется из других регионов страны.
По территориально-технологическим причинам изолированно от ЕЭС России и энергосистем соседних дальневосточных регионов функционируют энергетические системы четырех субъектов РФ в составе ДФО – Камчатского края, Чукотского автономного округа, Сахалинской и Магаданской областей. При этом каждой из них свойственны свои отличительные особенности.
Энергосистема Сахалина. Сахалинская область – единственный регион России, полностью расположенный на островах. Это накладывает свой отпечаток на уровень развития электросетевой инфраструктуры. Поэтому в регионе нет единой энергосистемы, охватывающей всю его территорию.
Энергоснабжение потребителей области обеспечивают несколько локальных энергорайонов и энергоузлов. В число наиболее крупных из них входят:
- Центральный энергорайон расположен в центральной и южной части острова Сахалин. Территория является зоной диспетчерской ответственности ПАО «Сахалинэнерго». Региональная энергокомпания обеспечивает централизованное электроснабжение 17 из 21 муниципальных образований Сахалинской области.
Установленная мощность эксплуатируемых компанией объектов генерации составляет 575,24 МВт, тепловая – 783,5 Гкал/час. Передача и распределение электроэнергии производится по электрическим сетям напряжением 0,4-220 кВ протяженностью более 7 тыс. км.
На долю Центрального энергорайона приходится около 88% выработки электроэнергии в регионе. Основные источники генерации:
- Южно-Сахалинская ТЭЦ-1 (установленная мощность 455,24 МВт, тепловая – 783,5 Гкал/час);
- Сахалинская ГРЭС-2 (установленная мощность 120 МВт);
- Ногликская ГЭС (установленная мощность 48 МВт). Станция будет выведена из эксплуатации после строительства в Ногликах новой ГТЭС мощностью 67,5 МВт;
- Две блок-станции в г. Холмске и Томари.
«Дочка» энергокомпании – АО «Новиковская дизельная электрическая станция» – поставляет электроэнергию потребителям изолированного Новиковского энергорайона. Эксплуатирует дизельную электростанцию мощностью 4,508 МВт и две ветроэнергетические установки мощностью 0,45 МВт.
Географически Центральный энергорайон можно разделить на три энергоузла. Их границы определяются степенью концентрации потребителей электроэнергии – Ногликский, центральный и южный энергоузлы.
Ногликский соединен с центральным энергоузлом Центрального энергорайона воздушной линией класса напряжения 110 кВ «Ногликская – Тымовская».
Центральный и южный энергоузлы соединены между собой двумя ВЛ 220 кВ «Ильинская – Красногорская» и ВЛ 220 кВ «Сахалинская ГРЭС – Ильинская».
- Северный энергорайон располагается в северной части острова Сахалин. Обеспечивает электроснабжение на территории городского округа «Охинский». Основным и единственным источником активной мощности энергорайона является Охинская ТЭЦ (99 МВт).
- Новиковский энергоузел расположен в южной части острова Сахалин. Питает село Новиково Корсаковского городского округа. Единственный источник генерации – Новиковская ветродизельная электростанция мощностью 4,96 МВт. Это еще один из немногих примеров изолированного микрогрида с гибридной генерацией, в котором ветроэлектрические установки нужны для снижения расхода дизтоплива.
- Энергорайон «Сфера» создан для энергоснабжения пяти жилых микрорайонов Южно-Сахалинска. Электроэнергию вырабатывают две мини-ТЭЦ «Сфера» и «Сфера-2», построенные на базе газопоршневых и дизельных установок. Общая мощность объектов генерации составляет 7,2 МВт.
- Северо-Курильский энергоузел обеспечивает электроэнергией потребителей на о. Парамушир. Общая установленная мощность генерирующих объектов составляет 7,11 МВт. Энергоузел состоит из дизельной электростанции г. Северо-Курильска, Северокурильских МГЭС-1 и МГЭС-2, соединенных между собой ЛЭП класса напряжения 6 кВ.
- Курильский энергоузел питает жилые дома, объекты социальной сферы и предприятия, расположенные на о. Итуруп. В структуру энергоузла входят дизельные электростанции сел Китовое и Рейдово, связанные между собой ЛЭП напряжением 6 и 35 кВ, а также три небольшие ДЭС, построенные в селах Горное и Буревестник. Суммарная установленная мощность объектов генерации составляет 14,02 МВт.
- Южно-Курильский энергоузел обеспечивает электроснабжение островов Кунашир и Шикотан. Состоит из двух энергоузлов, в составе которых функционируют ветродизельная электростанция «Головнино», дизельные энергообъекты и Менделеевская ГеоТЭС.
Энергетика Камчатского края. Особенность энергетического сектора Камчатки состоит в том, что он разделен на множество не связанных друг с другом энергоузлов, в которых задействованы разные виды генерации. На территории Камчатского края эксплуатируются тепловые и геотермальные электростанции, ГЭС, ветроэнергетические комплексы и большое количество дизельных станций.
В рамках комплексного развития территории Камчатского края с использованием возобновляемых экологически чистых энергоресурсов рек в разные годы рассматривалась возможность строительства каскада ГЭС на реке Жупанова. Впервые об этом заговорили еще в конце 80-х годов прошлого века.
По мнению некоторых экспертов, ввод в эксплуатацию новых гидроэлектростанций позволит существенно снизить себестоимость производства электроэнергии и отпускной тариф для потребителей, что в свою очередь даст толчок к развитию экономики региона.
В 2018 году Китайская инвестиционная компания Harbin ZhongJiGuoNeng Investment Corporation (ZJGN) подтвердила намерение построить гидроэлектростанции на реке Жупанова и заявила о готовности инвестировать в реализацию масштабного проекта собственные средства.
Однако идею строительства ГЭС поддержали не все. Специалисты из Министерства природных ресурсов и ПАО «РусГидро» неоднократно заявляли, что работа каскада может негативно отразиться на уникальном природном комплекс региона и оказать воздействие на территорию Кроноцкого биосферного заповедника, который входит в список Всемирного наследия ЮНЕСКО.
В 2021 году стало известно, что из-за угрозы изменения экосистемы региона, потери рекреационного и рыбопромыслового потенциала реки, строительство каскада ГЭС не планируется. Цену, которую должна заплатить природа, сочли слишком высокой. Особенно при наличии других, более экологически безопасных источников энергии – ветровых и геотермальных.
Энергетика Чукотского автономного округа. Вся территория Чукотского АО относится к районам Крайнего Севера, а половина его лежит за Полярным кругом. Из-за большой площади региона, суровых климатических условий и низкой плотности населения энергосистема Чукотки разделена на три энергорайона, которые функционируют локально.
- Чаун-Билибинский энергорайон. Выработку электроэнергии обеспечивают три энергообъекта – ПАТЭС «Академик Ломоносов», Билибинская АЭС и Чаунская паротурбинная теплоэлектроцентраль общей мощностью 136 МВт.
Нагрузка по энергоузлу в зимний период – в основном бытовая, в летний период преобладают предприятия горнодобывающей промышленности. 
- Анадырский энергорайон включает в себя Анадырскую ТЭЦ и Анадырскую газомоторную ТЭЦ общей мощностью 68,25 МВт. Кроме того, в составе энергоузла функционирует ветроэлектростанция, несколько ДЭС и котельных.
- Эгвекинотский энергорайон включает в себя конденсационную электростанцию мощностью 30 МВт с электрическими сетями класса напряжения 110/35/6/0,4 кВ.
Кроме трех энергорайонов, на Чукотке действует зона децентрализованного энергоснабжения, состоящая из множества мелких энергоузлов на базе дизельных электростанций. Они обеспечивают электричеством удаленные поселки и предприятия по добыче полезных ископаемых.
Характерная особенность энергосистемы Чукотского АО состоит в практически полном отсутствии возможности реализации невостребованной мощности, за исключением поставок в соседнюю Республику Саха (Якутия).
Энергосистема Магаданской области. Централизованное энергоснабжение на территории региона осуществляют четыре крупных объекта генерации:
- Магаданская ТЭЦ (электрическая мощность 96 МВт, тепловая – 563,8 Гкал/час);
- Аркагалинская ГРЭС (электрическая мощность 224 МВт, тепловая – 194 Гкал/час);
- Колымская ГЭС (установленная мощность 900 МВт);
- Усть-Среднеканская ГЭС (электрическая мощность 427,5 МВт).
Населенные пункты Северо-Эвенкского городского округа, п. Талая, Атка Хасынского городского округа, п. Мадаун Тенькинского городского округа, с. Тахтоямск, Ямск Ольского городского округа относятся к зоне децентрализованного электроснабжения и питаются от собственных локальных систем электроснабжения. Электроэнергия производится на дизельных электростанциях и является базовым видом энергии, обеспечивая функционирование всех систем жизнеобеспечения.
Забайкальский край и Республика Бурятия географически расположены на территории ДФО. Однако энергосистемы этих регионов функционируют в составе объединенной энергетической системы Сибири.
Режимом работы энергообъединения управляет филиал АО «СО ЕЭС» «ОДУ Сибири». Оперативно-диспетчерское управление энергосистемами Бурятии и Забайкальского края осуществляют два филиала Системного оператора:
Бурятское РДУ управляет объектами электроэнергетики, расположенными на территории Республики Бурятия. Площадь операционной зоны составляет 351,3 тыс. км². В регионе проживает около 1 млн человек.
По состоянию на 1 января 2022 года к объектам диспетчеризации филиала относятся девять электростанций суммарной мощностью 1 489,8 МВт. В число наиболее крупных из них входят:
- Гусиноозёрская ГРЭС (электрическая мощность 1 190 МВт, тепловая – 224,5 Гкал/час). Филиал АО «Интер РАО – Электрогенерация»;
- Улан-Удэнская ТЭЦ-1 (электрическая мощность – 148,77 МВт, тепловая – 688 Гкал/час). Собственник электростанции ПАО «ТГК-14»;
- ТЭЦ Селенгинского ЦКК (электрическая мощность 33 МВт).
По данным АО «СО ЕЭС», в региональной энергосистеме также функционируют:
- 119 ЛЭП класса напряжения 220-110 кВ;
- 109 трансформаторных подстанций и распределительных устройств электростанций напряжением 220-110 кВ суммарная мощность трансформаторов составляет 5 778 МВА.
Забайкальское РДУ. В диспетчерском подчинении филиала находятся объекты электроэнергетики Забайкальского края. На территории операционной зоны площадью 431,5 тыс. км² проживает 1,1 млн человек.
По состоянию на 01.01.2022 г. в управлении и ведении Забайкальского РДУ находятся 10 энергообъектов суммарной установленной мощностью 1 643,8 МВт. Самые крупные из них:
- Харанорская ГРЭС (электрическая мощность 665 МВт, тепловая – 329,3 Гкал/час). Входит в состав АО «Интер РАО – Электрогенерация);
- Читинская ТЭЦ-1 (электрическая мощность 452,8 МВт, тепловая – 1 072 Гкал/час). Собственник электростанции ПАО «ТГК-14»;
- ТЭЦ ПАО «Приаргунское производственное горно-химическое объединение» (установленная мощность 410 МВт).
В 2021 году в Чите завершено строительство первой очереди солнечной электростанции. Ее мощность составляет 20 МВт. Пуск второй очереди Читинской СЭС мощностью 15 МВт запланирован на II квартал текущего года. Инвестор и генеральный подрядчик «зеленого» проекта – структуры ГК «Хевел».
По оценкам аналитиков, объем выработки электроэнергии, после ввода в эксплуатацию второй очереди, составит 40,5 млн кВт*ч. Солнечная генерация позволит сократить выбросы в атмосферу парниковых газов на 14 тыс. тонн в год и сделает электроснабжение Читы более качественным.
На период строительства электростанции в регионе создано более 100 временных рабочих мест. 15 квалифицированных специалистов будут обеспечивать работу энергообъекта на постоянной основе.
«Хевел» строит в Забайкалье еще одну СЭС – Чернявскую. Солнечная станция мощностью 35 МВт также будет запущена в работу в 2022 году. Прогнозная годовая выработка этого энергообъекта составит 40,5 млн кВт*час.
Забайкалье входит в список самых солнечных регионов России, поэтому инвесторы заинтересованы в строительстве таких электростанций. Помимо этих двух СЭС местные власти планируют построить до 2024 года еще пять станций. Суммарная мощность семи энергообъектов составит 313,5 МВт. Общая стоимость «зеленых» проектов оценивается в 30 млрд руб.
ГК «Хэвел» получит преференции по налогам и будет работать в условиях упрощенных процедур согласования проектов. Новые объекты генерации будут обеспечивать энергоснабжение неэлектрифицированных населенных пунктов, животноводческих стоянок, развивающихся городских районов, испытывающих острый дефицит электричества.
По состоянию на 01.01.2022 г. электросетевой комплекс в составе энергосистемы Забайкальского края формируют:
- 1 ЛЭП класса напряжения 220 кВ, выполненная в габаритах 500 кВ;
- 50 ЛЭП класса напряжения 220 кВ;
- 88 ЛЭП класса напряжения 110 кВ;
- 93 объекта диспетчеризации напряжением 110-220 кВ с суммарной мощностью трансформаторов 7 877 МВА.
В южных регионах округа сформирована развитая генерирующая и электросетевая инфраструктура. Энергосистемы пяти субъектов РФ – Амурской области, Еврейской автономной области, Республики Саха (Якутия), Приморского и Хабаровского края формируют объединенную энергетическую систему Востока.
Ее особенность состоит в том, что на долю коммунально-бытовой нагрузки приходится около 25% от общего количества электропотребления. Это один из самых высоких показателей в ЕЭС России.
Режимами работы региональных энергосистем в составе ОЭС Востока управляют четыре филиала Системного оператора:
Амурское РДУ устанавливает режим работы и осуществляет функции диспетчерского управления объектами электроэнергетики, действующими в энергосистеме Амурской области. Операционная зона филиала охватывает территорию 361,9 тыс. км². В регионе проживает 782 тыс. человек.
Под управлением Амурского РДУ функционируют энергообъекты суммарной мощностью 4 147 МВт. В число самых крупных из них входят:
- Благовещенская ТЭЦ (электрическая мощность 404 МВт, тепловая – 1 005,6 Гкал/час). Входит в состав АО «Дальневосточная генерирующая компания» (входит в группу «РусГидро»), филиал «Амурская генерация».
- Бурейская ГЭС (установленная мощность 2 010 МВт). Электростанция входит в Бурейский каскад ГЭС;
- Нижне-Бурейская ГЭС (установленная мощность 320 МВт);
- Зейская ГЭС (установленная мощность 1 330 МВт).
Все гидроэлектростанции являются филиалами ПАО «РусГидро».
В электроэнергетический комплекс Амурской области также входят:
- 2 309,7 км ЛЭП класса напряжения 110 кВ;
- 6 041,7 км ЛЭП класса напряжения 220 кВ;
- 1 492,8 км ЛЭП класса напряжения 500 кВ;
- трансформаторные подстанции и распределительные устройства объектов генерации с суммарной мощностью трансформаторов 9 266,8 МВА.
Приморское РДУ. В управлении и ведении филиала Системного оператора находятся объекты электроэнергетики, расположенные на территории Приморского края. Площадь операционной зоны составляет 164,7 тыс. км², в городах и населенных пунктах проживает 1,879 млн человек.
Как следует из данных, опубликованных на сайте АО «СО ЕЭС», по состоянию на 01.01.2022 г. под управлением Приморского РДУ действуют объекты генерации суммарной электрической мощностью 2 759 МВт.
Основной источник электроэнергии в регионе – Приморская ГРЭС. Установленная электрическая мощность электростанции составляет 1 467 МВт. Это самая мощная тепловая станция (и вторая по мощности, после Бурейской ГЭС) в Дальневосточном федеральном округе.
В структуру электроэнергетического комплекса Приморского края также входят:
- 2 168,4 км ЛЭП класса напряжения 110 кВ;
- 2 563,4 км ЛЭП класса напряжения 220 кВ;
- 1 070,8 км ЛЭП класса напряжения 500 кВ;
- Трансформаторные подстанции и распределительные устройства электростанций с общей мощностью трансформаторов 14 073,4 МВА.
Хабаровское РДУ. Структурное подразделение Системного оператора осуществляет оперативно-диспетчерское управление работой объектов электроэнергетики, которые находятся на территории двух субъектов Российской Федерации – Хабаровского края и Еврейской автономной области. Площадь операционной зоны составляет 823,9 тыс. км², на ее территории проживает 1,459 млн человек.
Под управлением Хабаровского РДУ находятся электростанции установленной мощностью 2 178,7 МВт. Наиболее крупными из них являются объекты генерации, которые входят в состав филиала «Хабаровская генерация» АО «ДГК»:
- Амурская ТЭЦ-1 (электрическая мощность 285 МВт, тепловая – 1 169 Гкал/час);
- Комсомольская ТЭЦ-2 (электрическая мощность 197,5 МВт, тепловая – 545 Гкал/час);
- Комсомольская ТЭЦ-3 (электрическая мощность 360 МВт, тепловая – 520 Гкал/час);
- Хабаровская ТЭЦ-1 (электрическая мощность 435 МВт, тепловая – 1 200,2 Гкал/час);
- Хабаровская ТЭЦ-3 (электрическая мощность 720 МВт, тепловая – 1 040 Гкал/час).
На территории операционной зоны филиала также находятся:
- 2 616,7 км ЛЭП класса напряжения 110 кВ;
- 4 426,7 км ЛЭП класса напряжения 220 кВ;
- 1 162,9 км ЛЭП класса напряжения 500 кВ;
- Трансформаторные подстанции и распределительные устройства электростанций с суммарной мощностью трансформаторов 10 307,2 МВА.
Якутское РДУ управляет энергообъектами в составе региональной энергосистемы Республики Саха (Якутия). Территория операционной зоны охватывает крупнейший субъект РФ площадью 3 083 523 тыс. км² с населением 985 тыс. человек.
В управлении и ведении филиала АО «СО ЕЭС» находятся объекты электроэнергетики установленной мощностью 2 031,4 МВт. В число наиболее крупных их них входят:
- Каскад Вилюйских ГЭС (суммарная действующая мощность 957,5 МВт);
- Нерюнгринская ГРЭС (электрическая мощность 570 МВт, тепловая – 820 Гкал/час). Входит в состав АО «ДГК»;
- Светлинская ГЭС (электрическая мощность 277,5 МВт). Гидроэлектростанция является второй ступенью каскада Вилюйских ГЭС. Находится в собственности АО «Вилюйская ГЭС-3», дочернее общество компании АЛРОСА;
- Якутская ГРЭС (электрическая мощность 170,087 МВт, тепловая – 661 Гкал/час). Крупнейший энергообъект Якутска, одна из наиболее мощных газотурбинных электростанций России входит в группу «РусГидро»;
- Якутская ГРЭС Новая (Якутская ГРЭС-2). Электрическая мощность объекта генерации составляет 193,48 МВт, тепловая – 469 Гкал/час. Электростанция эксплуатируется ПАО «Якутскэнерго». Энергокомпания входит в группу «РусГидро».
Электроэнергетическую инфраструктуру региональной энергосистемы формируют:
- 3 249,8 км ЛЭП класса напряжения 110 кВ;
- 6 624,2 км ЛЭП класса напряжения 220 кВ;
- Трансформаторные подстанции и распределительные устройства электростанций с суммарной мощностью трансформаторов 6 091,5 МВА.
В структуре генерирующих мощностей ОЭС Востока преобладает тепловая генерация. Установленная мощность ТЭС составляет 6 648,59 МВт (59,01%). Оставшиеся 4 617,5 МВт (40,99%) приходится на долю гидроэлектростанций. Атомные, солнечные и ветряные станции в структуре установленной мощности объединенной энергосистемы отсутствуют.
Ключевые источники электроэнергии расположены на западе ОЭС Востока. В то время как основные районы энергопотребления находятся в ее юго-восточной части. Эта особенность энергосистемы объясняет большую протяженность ЛЭП.
ОЭС Востока в 2021 году
По данным АО «СО ЕЭС», на 01.01.2021 г. установленная мощность электростанций в составе ОЭС Востока составляла 11 116,09 МВт.
Ввод нового генерирующего оборудования. 20 апреля в энергосистеме Амурской области была введена в эксплуатацию Свободненская ТЭС мощностью 160 МВт. Тепловая мощность нового энергообъекта составляет 434 Гкал/час. Проект предусматривает возможность расширения станции с увеличением мощности до 320 МВт.
При возведении нового энергогенерирующего объекта использовано оборудование российского производства. В частности, на станции установлены две паровые турбины ПК-80-12,8/1,57 мощностью по 80 МВт, изготовленные ПАО «Силовые машины», и три котельных агрегата Е-320-13,8-560Г (ТГЕ135) паропроизводительностью 320 т/ч завода ОАО ТКЗ «Красный котельщик».
Кроме того, на Свободненской ТЭС используется единая цифровая система контроля и управления.
Газовая электростанция создает благоприятные условия для дальнейшего развития промышленности на Дальнем Востоке и является основным поставщиком тепловой и электрической энергии для производственных мощностей Амурского газоперерабатывающего завода – одного из самых крупных предприятий в мире, специализирующихся на переработке природного газа.
Реализация проекта такого масштаба не имеет аналогов в истории газовой отрасли России. Завод играет важную роль в технологической цепочке поставок газа по газопроводу «Сила Сибири». Запуск первой технологической линии ГПЗ состоялся в июне прошлого года.
Вывод из эксплуатации энергогенерирующего оборудования. В феврале 2021 года выведен из эксплуатации турбоагрегат № 1 Комсомольской ТЭЦ-1 – филиала «Хабаровская генерация» Дальневосточной генерирующей компании.
Турбина Р-10-29/1,2 мощностью 10 МВт была пущена в работу в декабре 1950 года. «Ветеран» отработал на станции 70 лет. В результате демонтажа части энергогенерирующего оборудования мощность электростанции снизилась до 15 МВт.
Запуск блока № 1 теплоэлектроцентрали совпал с подъемом в регионе всех отраслей народного хозяйства на фоне развития тяжелой промышленности. Рост городов и поселков, постоянно увеличивающиеся потребности производственных предприятий Хабаровского края в электричестве требовали развития электроэнергетической отрасли.
Всё это послужило отправной точкой для наращивания мощностей уже действующих энергообъектов и стало мощным импульсом для возведения новых электростанций.
В 1956 году строительство Комсомольской ТЭЦ-1 было завершено. Ее мощность достигла проектного показателя в 75 МВт. Станция полностью закрыла потребности г. Комсомольск-на-Амуре в тепловой и электрической энергии.
На тот момент она была самой крупной ТЭЦ в Хабаровском крае и второй по мощности (после Артёмовской ТЭЦ) на Дальнем Востоке. В 1974 году Комсомольская ТЭЦ-1 была объединена с Комсомольской ТЭЦ-2 в одно предприятие и вошла в ее состав на правах цеха.
1989 год положил начало новому этапу в жизненном цикле КТЭЦ-1. Именно тогда котлоагрегаты электростанции были переведены с угля на природный газ. С этого началась промышленная газификация самого восточного региона России.
Сегодня Комсомольская ТЭЦ-1 обеспечивает теплом жилые микрорайоны и промышленные объекты города. Однако за годы эксплуатации ее оборудование выработало свой ресурс и морально устарело. К 2026 году планируется вывод электростанции из эксплуатации. На ее площадке будет построена замещающая котельная мощностью 300 Гкал/час.
В результате этих изменений установленная мощность объектов генерации, действующих в составе объединенной энергетической системы Востока, увеличилась на 150 МВт и составила 11 266,09 МВт (на 01.01.2022 г.).
Планирование и выполнение ремонтов энергогенерирующего оборудования. В 2021 году фактический объем мощности выведенных в капитальный и средний ремонт турбо- и гидроагрегатов электростанций ОЭС Востока составил 2 395 МВт, что соответствует объему, запланированному сводным годовым графиком ремонтов.
В течение года выполнен ремонт энергетического оборудования суммарной мощностью 2 395 МВт. Этот показатель также полностью совпадает с плановым.
Сетевое строительство. По данным Системного оператора, в 2021 году в трех региональных энергетических системах, действующих в составе ОЭС Востока, введены в работу новые линии электропередачи класса напряжения 220 кВ.
- В энергосистеме Приморского края:
- 9 апреля – ВЛ «Спасск – НПС-40»;
- 30 апреля – ВЛ «Арсеньев-2 – НПС-41»;
- 1 июля – ВЛ «Владивосток – Суходол»;
- 1 июля – ВЛ «Зеленый угол – Суходол»;
- 3 ноября – КВЛ «Лозовая – Находка»;
- 15 ноября – КВЛ «Широкая – Находка».
- В энергосистеме Амурской области:
- 14 мая – ВЛ «Новокиевка – Строительная»;
- 14 мая – ВЛ «Свободненская ТЭС – Строительная».
- В энергосистеме Республики Саха (Якутия):
- 3 октября – ВЛ «НПС-18 – Налдинская»;
- 3 октября – ВЛ «Нерюнгринская ГРЭС – Налдинская»;
- 19 декабря – ВЛ «НПС-12 – КС-1»;
- 19 декабря – ВЛ «КС-1 – НПС-13».
В III квартале минувшего года введен в работу новый энерготранзит 220 кВ «Лесозаводск – Спасск – Дальневосточная» протяженностью 250 км.
Помимо строительства ЛЭП выполнено расширение открытых распределительных устройств двух ключевых звеньев цепи – питающих центров класса напряжения 220 кВ «Спасск» и «Лесозаводск».
В целом для подключения новой линии электропередачи модернизированы комплексы релейной защиты и внедрены АСУ ТП на восьми смежных энергообъектах. Работы проведены с применением оборудования российского производства.
Новый энерготранзит способствует решению сразу нескольких задач, имеющих важное значение для развития Дальневосточного региона:
- Обеспечение электроснабжения железнодорожной инфраструктуры Восточного полигона ОАО «Российские железные дороги»;
- повышение надежности передачи электроэнергии на юге Приморского края, где расположены Владивосток и портовая зона Находка;
- оптимизация схемы питания экспортного нефтепровода «Восточная Сибирь – Тихий океан».
Планы и перспективы
Одной из важнейших стратегических задач развития электроэнергетики Дальнего Востока является ее интеграция в Единую энергосистему России. В Минэнерго не исключают возможность соединения энергосистем Дальнего Востока и Сибири для увеличения объема перетоков.
Такое объединение позволит использовать гидроэнергетический потенциал дальневосточных рек, нарастить атомную генерацию в регионе и повысить надежность работы объектов, которые питаются от этих систем. В настоящее время у потребителей, по сути, одностороннее энергоснабжение. Прежде всего, это инфраструктура сети железных дорог и промышленные предприятия.
Глава Министерства энергетики РФ Николай Шульгинов считает, что решение поставленной задачи потребует масштабного строительства новых линий электропередачи. Кроме того, нужно будет определить источник финансирования и его форму, поскольку механизм ДПМ в восточных регионах страны практически не работает.
По оценкам аналитиков, объединение энергетических систем создаст базу для внедрения на Дальнем Востоке тех же правил, что действуют в ценовых зонах оптового рынка. Кроме того, это позволит более эффективно использовать схему выдачи мощности противопаводковых ГЭС, которые ПАО «РусГидро» предлагает построить в бассейне реки Амур.
Противопаводковые ГЭС. О возможности реанимации еще советского проекта строительства комплекса гидроэлектростанций на притоках Амура снова заговорили в 2013 году после катастрофических наводнений в Приамурье, вызванных интенсивными затяжными осадками, что привело к резкому увеличению уровня воды в реках.
Однако на тот момент источник финансирования энергостройки был непонятен. Вернуть капиталовложения за счет продаж электроэнергии в ДФО было невозможно из-за того, что киловатты продаются по регулируемым тарифам. Кроме того, на Дальнем Востоке не было достаточного количества промышленных предприятий для обеспечения гарантированного спроса.
В то время ПАО «РусГидро» планировало создать совместное предприятие с китайской компанией Sanxia, которая владеет крупнейшей в мире гидроэлектростанцией «Три ущелья» на реке Янцзы, и экспортировать часть выработки в Китай.
Летом 2021 года стихийное бедствие повторилось. Паводки в Хабаровском и Забайкальском крае, Амурской области и Еврейской АО были признаны чрезвычайными ситуациями федерального характера. Ущерб от наводнений в этих регионах исчисляется в десятках миллиардов рублей.
В результате подтопленными оказались 43 населенных пункта, 524 частных жилых дома, 136 многоквартирных домов, 74 объекта социальной сферы. Кроме того, были повреждены 30 мостов и участки автомобильных дорог, общая протяженность которых превысила 72 км.
Проект строительства комплекса противопаводковых гидроэлектростанций предполагает возведение четырех ГЭС – Нижне-Зейской (400 МВТ), Нижне-Ниманской (600 МВт), Селемджинской (100 МВт) и Гилюйской (462 МВт). Суммарная установленная мощность этих электростанций составляет 1,562 ГВт.
По оценкам экспертов, для реализации проекта (с учетом строительства схем выдачи мощности, водохранилищ и вспомогательных сооружений) потребуется около 320 млрд руб. Совокупный противопаводковый эффект составит 18 млрд руб. Однако в Минэнерго считают, что необходимости в строительстве всех станций нет, поскольку они разные по эффективности.
Например, самым дорогостоящим может стать возведение Ниманской ГЭС. В него придется инвестировать более 110 млрд руб. Но именно у этой гидроэлектростанции самый низкий показатель эффективности. Это означает, что она сможет обеспечить минимальное освобождение зон затопления.
Что касается рынка сбыта, то дополнительный спрос на электричество может создать реализация крупных инвестиционных проектов на территории ДФО, наращивание экспортных поставок в Китай и увеличение обменного перетока между энергосистемами после объединения ОЭС Востока и Сибири.
В настоящее время ПАО «РусГидро» рассматривает долгосрочные механизмы возврата средств, инвестированных в строительство паводковых ГЭС на Дальнем Востоке. Одним из таких вариантов является финансирование по схеме, аналогичной механизму договоров на поставку мощности. О привлечении партнеров или средств Фонда национального благосостояния пока речь не идет.
Эксперты не исключают, что в этих проектах может быть применен смешанный механизм, когда плотина строится в рамках программы поддержки ВИЭ, а сама станция – «по энергетике».
Для принятия необходимых регуляторных решений потребуется еще около года. После этого начнутся работы по проектированию станций. В целом же строительные работы могут растянуться на 6-10 лет.
Развитие атомной энергетики в Приморье. Объединение энергосистем европейской части Урала, Востока и Сибири может способствовать наращиванию атомной генерации на территории Дальневосточного федерального округа.
В октябре 2021 года заместитель министра энергетики России Евгений Грабчак во время проведения «круглого стола», посвященного модернизации энергетической инфраструктуры, сообщил о проработке проекта строительства атомной электростанции в Приморском крае.
Размещение на Дальнем Востоке современных реакторов будет способствовать повышению надежности и безопасности функционирования энергосистем Дальнего Востока, позволит снять ограничения энергетической инфраструктуры, оптимизировать нагрузку ГЭС, а также свести к минимуму объемы нерационального использования водных ресурсов.
Однако мнения экспертов в оценке этого проекта разделились. Противники строительства атомной электростанции в Приморье считают, что для дальнейшего наращивания мощности все же должен быть обоснованный потребитель.
При этом они призывают с большой осторожностью рассматривать Китай в качестве надежного рынка сбыта выработки новой АЭС. Даже если китайская энергосистема не сможет удовлетворить потребности растущей экономики в электроэнергии и Китай обратится за помощью к соседям, возникает вопрос, окупится ли строительство станции в обозримом будущем за счет этих денег.
Директор Департамента ядерных технологий Института наукоемких технологий и передовых материалов ДВФУ, доктор химических наук, профессор, член-корреспондент РАН Иван Тананаев считает, что было бы не лишним рассмотреть вопрос наличия высококвалифицированных кадров для такого строительства.
Возможно, более разумным решением для региона стали бы инвестиции не в строительство АЭС, а в модернизацию сетей, износ которых составляет 80%. И если уж назрела необходимость установки атомных блоков в ДФО, то может быть их лучше разместить на севере Хабаровского края, ближе к Комсомольску-на-Амуре, где расположены крупные промышленные предприятия?
О необходимости развития атомной генерации в Приморье активно говорили в 80-е годы ХХ века, когда начинались веерные отключения света по городам Дальнего Востока. Но после аварии на Чернобыльской АЭС отраслевые проекты в СССР были на какое-то время заморожены. Вскоре не стало и самого Советского Союза.
В 1990-е годы, во время жесткого энергетического кризиса, к вопросу строительства атомной электростанции вернулись вновь. Даже была организована особая дирекция Приморской АЭС. В числе возможных вариантов мест размещения энергообъекта рассматривали Дальнереченск, Находку и Арсеньев.
Однако финансовых ресурсов на реализацию масштабного проекта катастрофически не хватало. После дефолтов, во времена нестабильности дирекция и вовсе закрылась.
Атомные станции малой мощности. Якутия – край несметных богатств. Природа щедро одарила ее алмазами, золотом, серебром, оловом, углем, нефтью и газом. Это крупнейший сырьевой регион России, единственный в мире, в недрах которого находится вся таблица Менделеева. Там обнаружены огромные запасы редкоземельных металлов, актуальных в сегодняшнем энергопереходе.
На территории Якутии выявлено более 1 500 месторождений полезных ископаемых и свыше 5 000 проявлений различных видов минерального сырья. Стоимость подтвержденных запасов оценивается в 1,3 трлн долл. Прогнозный потенциал существенно выше – 5,4 трлн долл.
Более 40% территории региона находится за Северным полярным кругом. Освоение севера республики планируют сделать более рентабельным с помощью атомных станций малой мощности.
Группа «Росатом» совместно с Министерством РФ по развитию Дальнего Востока и Арктики реализует проект по созданию атомной электростанции, которая положит начало образованию нового горнодобывающего кластера с центром в месторождении Кючус.
По словам министра по развитию Дальнего Востока и Арктики Алексея Чекункова, интересна синхронизация работы органов государственной власти. Министерство природных ресурсов и экологии РФ уже на этапе аукциона по этому месторождению обязывает победителя использовать выработку АЭС, что гарантирует экономическую рентабельность для всех участников этого проекта.
Еще один пример государственной поддержки – автотрасса от порта к Баимскому месторождению на Чукотке. Для ее строительства казахстанской KAZ Minerals, которая занимается его разработкой, потребуется около 70 млрд руб.
Между медедобывающей компанией и правительством РФ достигнута договоренность, что 50% от этой суммы KAZ Minerals привлекает самостоятельно, а 50% выделяет государство в виде дальневосточной концессии.
Компании KAZ Minerals принадлежит Баимский ГОК, запуск которого запланирован на 2027 год. Ресурсы месторождения – 9,5 млн тонн меди и 16,5 млн унций золота.
Для энергоснабжения производственных мощностей комбината «Росатом» построит четыре МПЭБа – модернизированных плавучих энергетических блока на ректорах РИТМ-200. Мощность каждой установки составит 106 МВт. В строительство блоков будет инвестировано более 190 млрд руб. (с НДС).
Планируется, что энергоблоки будут функционировать по схеме 3+1. Это означает, что три из них будут работать постоянно, а четвертый станет резервным.
Реакторная установка РИТМ-200 на 20% мощнее реактора КЛТ-40С, который установлен на единственном на данный момент работающем энергоблоке – плавучей атомной теплоэлектростанции (ПАТЭС) «Академик Ломоносов».
По сути, МПЭБ – это модернизированная ПАТЭС. У нее останется корпус как у предшественницы, но электростанция будет генерировать только электричество – без тепла. Кроме того, по сравнению с ПАТЭС, электроэнергии она будет вырабатывать на 20-30% больше. На МПЭБ также предусмотрено меньшее количество персонала.
Плавэнергоблоки для электроснабжения Баимского ГОКа будут установлены на мысе Наглёйнгын. От них будет построена новая линия для передачи электроэнергии класса напряжения 330 кВ.
Основное энергетическое оборудование для ПЭБов будет изготовлено в России. Чтобы успеть поставить первые два энергоблока к началу 2027 года «Росатом» вынужден строить их корпуса на зарубежных верфях. В России без срыва сроков этого сделать невозможно из-за текущей производственной загруженности «Балтзавода», где строится четыре ледокола.
В 2021 году стало известно, что Баимский ГОК И КГ «Росатом» не могут заключить свободный двухсторонний договор на электроснабжение по схеме «бери и плати» на этапе инвестирования из-за пробелов в законодательной базе. Практика показывает, что под такой проект нет законодательных и нормативных условий.
Федеральный закон «Об электроэнергетике» от 26 марта 2003 года №35-ФЗ предусматривает ограниченные возможности для инвесторов в территориально изолированных энергосистемах.
В таких зонах, по причине особого тарифного регулирования, продавец и покупатель имеют право зафиксировать цену электричества только после ввода энергообъекта в эксплуатацию. В ситуации с плавучими блоками такой вариант неприемлем, поскольку их строительство длится несколько лет.
Минэнерго предложило решить проблему, выделив систему энергоснабжения горно-обогатительного комбината в технологически изолированную энергозону. В «Росатоме» эту идею поддерживают.
Кроме того, «Росатом» и Минэнерго планируют создать рабочую группу, чтобы оценить перспективы использования плавучих энергоблоков мощностью 100 МВт для модернизации Чаун-Билибинского энергоузла уже в 2030-2031 гг.
«Дальневосточная и Арктическая концессия» – акселератор инвестпроектов
В округе из-за низкой плотности населения остро строит проблема недостаточного платежеспособного спроса на инфраструктурные услуги. Те проекты, которые в центральных регионах России реализуются как коммерческие, на Дальнем Востоке без поддержки государства для инвесторов выглядят непривлекательно.
По оценкам экспертов, без государственно-частного партнерства (ГЧП) реализация крупных инвестпрограмм в ДФО невозможна. Поэтому в 2021 году Минвостокразвития России совместно с Корпорацией развития Дальнего Востока и Арктики запустили инвестиционный акселератор для сопровождения инвестиционных проектов в рамках программ «Дальневосточная и Арктическая концессия».
Новый механизм направлен на объединение ресурсов государства и частных компаний. Причем ресурсов разных, не только финансовых. Это могут быть управленческие практики, квалифицированные кадры, инновационные технологии и т.д. Он станет ключевым инструментом развития социальной и коммунально-энергетической сферы макрорегиона в ближайшие годы.
Кроме того, возможность реализовать собственные проекты при господдержке интересна промышленным предприятиям. Механизм можно эффективно использовать для развития сопутствующей и обеспечивающей инфраструктуры, необходимой для полноценной работы добывающих, перерабатывающих и логистических объектов.
Реализация пилотных проектов по программе «Дальневосточная концессия» началась в сентябре. По сути, инновация выполняет роль инфраструктурной ипотеки, позволяющей распределять бюджетные средства в объеме, который намного ниже реальных потребностей региона, для привлечения частных инвестиций.
В рамках этих проектов государство компенсирует инвесторам до 100% от сметной стоимости объекта инфраструктуры на протяжении 10-20 лет с момента его ввода в эксплуатацию.
Аналитики подсчитали, что новый механизм даст возможность в четыре-пять раз увеличить объемы финансирования инфраструктурных проектов и привлечь для их осуществления около 500 млрд руб. до 2024 года.
Из 30 проектов, которые проходили оценку в сентябре минувшего года, 23 будут реализовываться на Дальнем Востоке и только семь – в Арктике. У пяти регионов Дальневосточного федерального округа появилась возможность решить проблемы с неразвитостью инфраструктуры за счет «Арктической концессии», разработанной по аналогии с дальневосточной.
Несмотря на то, что северные регионы ДФО только присматриваются к новой опции, эксперты полагают, что именно на Севере для концессии, впрочем, как и для других видов государственно-частного партнерства, открываются широкие перспективы.
Потребность в создании новой инфраструктуры на арктических территориях особенно велика. Но в силу территориально-технологических причин, а также из-за суровых климатических условий, реализация таких проектов требует привлечения значительных финансовых и административных ресурсов.
Зачастую в одиночку, без кооперации со всеми заинтересованными сторонами и поддержки государства, реализовать масштабные проекты в таких условиях практически невозможно. Нередко именно для этих проектов необходимо с нуля строить дороги, возводить мосты, порты, объекты водоснабжения и электроэнергетической сферы.
Для снятия всех инфраструктурных ограничений и был разработан механизм Арктической концессии. Кроме того, для максимально качественной проработки проектов запущен инвестиционный акселератор. Ведь сам механизм, в первую очередь, направлен на компенсацию затрат инвестора в объеме до 100% сметной стоимости. Поэтому потребуется четкое обоснование бюджетной эффективности таких проектов.
Чаще всего на принципах ГЧП на арктических территориях создаются крупные объекты коммунальной и транспортной инфраструктуры. Также какой формат способствует воплощению в жизнь передовых идей в энергетической отрасли. Например, помогает строить ветряные электростанции.
«Рубль от государства, десять – от коммерческих структур». Такая пропорция капиталовложений считается идеальной на мировом рынке государственно-частного партнерства. Однако в Арктике, где механизм только формируется хорошим будет соотношение «рубль на два».
Дальний Восток ждет инвесторов
В октябре 2021 года правительством РФ распоряжением № 3052-р утверждена Стратегия социально-экономического развития Российской Федерации с низким уровнем выбросов парниковых газов до 2050 года. Документ предполагает реализацию проектов в сфере возобновляемой энергетики. В частности, замену неэффективных объектов генерации энергии из ископаемых видов топлива ВИЭ-мощностями.
В связи с этим Корпорация развития Дальнего Востока и Арктики (КРДВ) разработала масштабную программу по обновлению старых малых электростанций в удаленных и изолированных районах.
По оценкам КРДВ, на этих территориях сегодня расположено около 1 500 устаревших угольных и дизельных станций мощностью до 1 МВт. Основная проблема развития энергетики в макрорегионе – отсутствие инвестиционного механизма, способного покрыть расходы на реализацию такого масштабного инвестпроекта.
Проблемы, с которыми сталкиваются инвесторы, а также возможные варианты выхода из сложной ситуации представители энергетической отрасли обсудили 19 января 2022 года в ходе расширенного заседания секции по законодательному регулированию распределенной энергетики и ВИЭ при Комитете Государственной Думы РФ по энергетике на тему «Модернизация микрогенерации в удаленных и изолированных районах ДФО».
Первый заместитель главы комитета Госдумы по энергетике Валерий Селезнёв акцентировал внимание собравшихся на необходимости уделять особое внимание со стороны федеральных органов власти вопросам развития распределенной генерации на территории регионов в составе ДФО, которые обладают богатым ресурсным потенциалом в сфере ВИЭ, но при этом испытывают острую потребность в технологическом обновлении и развитии локальной энергетической инфраструктуры.
Отвечая на вопрос о способах привлечения инвесторов для модернизации региональных энергосистем, депутат отметил, что генерация должна развиваться в условиях конкуренции. Регион станет привлекательным для инвесторов только в том случае, если для этого будут созданы соответствующие условия и станет понятен источник возврата капиталовложений.
В. Селезнёв также подчеркнул, что в рамках концепции в условиях перехода угольной и дизельной микрогенерации на технологии с использованием возобновляемых источников энергии КРДВ предлагает предоставлять инвесторам налоговые льготы, льготное государственное финансирование и капитальные гранты.
Такого термина, как «капитальный грант», в законодательстве нет. Скорее это словосочетание выражает экономическую суть явления – софинансирование капитальных затрат. Для невозвратного финансирования проектов замены устаревшей микрогенерации в удаленных населенных пунктах макрорегиона, в том числе в рамках ГЧП, также предлагается привлекать средства государственной корпорации «Фонд содействия реформированию ЖКХ».
Развитие «зеленой» энергетики – перспективное направление как с точки зрения экологии, так и со стороны экономики. Поскольку технологии возобновляемой энергии позволяют экономить на транспортировке топлива, которое сложными путями доставляется в труднодоступные регионы при отсутствии развитой транспортной инфраструктуры.
Известны случаи, когда топливо закупается, завозится и хранится в течение двух лет до его использования в энергоустановке. Поэтому необходимо искать источники модернизации, способы привлечения инвесторов в энергосистему округа с учетом того, что там действуют нерегулируемые тарифы и существует ряд других проблем.
Кроме того, следует понять, какие технологии будут оптимальным решением – альтернативная энергетика, гибридные электростанции или технологически нейтральные отборы, в которых будут конкурировать проекты по строительству ВИЭ-генерации, исходя из цены за мощность.
Только детальная проработка ситуации и поиск максимально выгодных технологических решений позволят получить наиболее оптимальный вариант поставки «зеленой» энергии с точки зрения надежности и стоимостных характеристик энергообеспечения.
Проекты в области альтернативной энергетики разнородны. Безусловно, не каждый населенный пункт подходит для строительства ВЭС, но существенный ветропотенциал, а также значительное число промышленных потребителей в зонах децентрализованного энергоснабжения, расположенных на территории Дальневосточного федерального округа, позволяют говорить о масштабности рынка малой ветроэнергетики.
Кроме того, размещение заводов по производству компонентов ветрогенераторов на Дальнем Востоке имеет экономические предпосылки в виде последующего снижения затрат на логистику и дальнейшее сервисное обслуживание при реализации проектов малой ветроэнергетики.
По мнению директора Ассоциации развития возобновляемой энергетики Алексея Жихарева, на ситуацию с привлечением инвестиций в отрасль может повлиять большее информирование потенциальных инвесторов о конкурсных проектах.
«Необходимо вести системную работу по подготовке предпроектной документации, чтобы инвестор мог получать больше информации о проекте. Следует работать над снижением вынужденных инвестиционных затрат. Речь идет о проведении анализа характеристик, выездах на площадку и других аналогичных затратах, которые неизбежно возникают еще до принятия решения об участии в проекте. Если все эти мероприятия будут проводиться за счет бюджета, министерства или целевой программы, то это может существенно упростить процесс привлечения инвестиций», – сказал А. Жихарев.
Курильские острова осваивают «зеленую» генерацию
В Сахалинской области построена первая на Курилах солнечная электростанция. «Зеленый» энергообъект мощностью 250 кВт расположен в селе Рейдово на острове Итуруп Большой Курильской гряды. Станция оснащена современным оборудованием отечественного производства и будет выдавать электроэнергию в местную сеть.
На установку 620 солнечных модулей специалистам потребовалось около четырех месяцев. Новая электростанция будет подключена к сети дизельных электростанций без применения накопителей.
Благодаря такой интеграции традиционные источники энергии будут работать меньше. Это позволит сэкономить топливо, сохранить бюджетные средства, сократить выброс в атмосферу вредных веществ, сберечь уникальную островную природу и повысить надежность энергоснабжения жителей, что особенно важно для изолированных энергосистем.
По оценкам экспертов, ежегодно новая солнечная станция даст возможность экономить для бюджета острова около 15 млн руб. за счет сокращения закупок топлива. По поручению губернатора Сахалинской области Валерия Лимаренко в будущем будет дополнительно изучен энергетический потенциал Курил с целью замены устаревшего энергогенерирующего оборудования.
Кроме того, власти региона планируют создать на островах специальный полигон, на котором будут тестироваться технологии из сферы распределенной энергетики на основе ВИЭ и новые виды топлива.
Сахалинская область стала первым регионом РФ, который взял на себя обязательства по сокращению выбросов СО₂ и развитию альтернативных источников энергии.
Здесь проводится эксперимент по установлению специального регулирования с целью создания необходимых условий для сокращения выбросов парниковых газов, отработки методики формирования системы верификации учета выбросов и поглощения загрязняющих атмосферу веществ.
В энергосистеме Сахалина уже действуют объекты генерации, которые используют энергию ветра, воды и геотермальных источников. Планируется, что через пять лет островная экономика достигнет углеродной нейтральности.
Достижению поставленной цели будет способствовать ввод в эксплуатацию геотермальной электростанции «Океанская-2». Договоренность о строительстве нового объекта «зеленой» генерации, который будет использовать энергию вулкана Баранского на острове Итуруп, достигнуто во время Открытых дверей Сахалинской области для инвесторов. Мероприятие проходило в Москве 22 и 23 апреля 2021 года.
Новая станция мощностью 5 МВт (с возможностью дальнейшего увеличения до 15 МВт) будет построена на условиях ГЧП. Энергообъект позволит экономить 25 тонн дизтоплива в сутки. Именно такое количество потребляют островные ДЭС.
«Океанская-2» повысит качество электроснабжения промышленных объектов и населения Итурупа, а также снизит зависимость отдаленной территории от завоза дорогостоящего дизельного топлива.
«Магаданэнерго» настроено на развитие
ПАО «Магаданэнерго» в 2022 году планирует инвестировать более 3,3 млрд руб. в развитие электросетевой и теплоснабжающей инфраструктуры. В рамках инвестиционной программы энергокомпания приступит к реализации ряда важных для региональной энергосистемы проектов. В их число входит строительство ЛЭП класса напряжения110 кВ и центра питания 110 кВ «Павлик-2» для увеличения мощности горно-обогатительного комбината на 45 МВт.
Еще один проект «Магаданэнерго» предполагает строительство линии электропередач класса напряжения 35 кВ и подстанции 35 кВ «Геолог» для обеспечения энергоснабжения нового полигона твердых бытовых отходов, который будет создан между Магаданом и поселком Ола.
Также энергокомпания начнет разрабатывать проект реконструкции тепловой магистрали № 3 в Магадане. На отрезке теплопровода от ул. Транспортная до ул. Пролетарская энергетики планируют увеличить диаметр трубы.
Это позволит повысить пропускную способность магистрали и обеспечит возможность присоединения жилого района «Гороховое поле», который вырастет на месте бывшего пустыря.
Федеральные застройщики продолжают осваивать Дальний Восток. Строительство жилых районов на Гороховом поле впервые в истории округа будет вестись по Стандарту комплексного развития территории, разработанному Минстроем России совместно с АО «ДОМ.РФ» – финансовым институтом развития в жилищной сфере страны.
Основными объектами строительства в новом микрорайоне площадью 68 Га станут среднеэтажная жилая застройка, многофункциональный культурный центр, центр реабилитации на 50 мест, два детских дошкольных учреждения, школа, детская поликлиника и развитая транспортная инфраструктура.
Дома и социально значимые объекты будут построены для переселения людей из аварийного жилья, а также для продажи по программе «Дальневосточная ипотека» под 2% годовых.
Также «Магаданэнерго» запланировало проведение работ по модернизации подстанции класса напряжения 35 кВ «Солнечная» для подключения нового здания Дома инвалидов, рассчитанного на 190 мест.
Кроме того, в 2022 году энергетики компании продолжат реализацию ранее начатых проектов. Прежде всего речь идет об увеличении трансформаторной мощности центра питания класса напряжения 35 кВ «База Морпорта» в областном центре, которое необходимо для присоединения к сетям нового роддома.
Наряду с этими проектами будет продолжено строительство электросетевой инфраструктуры для техприсоединения к региональной энергосистеме поселка Талая.
Реализация этого проекта позволит полностью закрыть потребности населенного пункта и санатория в электричестве, создаст условия для запуска современной электрической котельной, что даст возможность сократить потребление моторного топлива, которое в настоящее время используется для генерации электрической энергии.
Также энергокомпания продолжит модернизацию ряда подстанций и реконструкцию линий электропередачи в разных районах области с целью повышения надежности электроснабжения потребителей.
«РусГидро» строит новые теплоэлектроцентрали
Хабаровская ТЭЦ-1 мощностью 435 МВт введена в эксплуатацию в 1954 году. Станция обеспечивает электроэнергией потребителей Индустриального и части Центрального районов города Хабаровска. На сегодняшний день оборудование энергообъекта устарело и достигло высокой степени износа.
Модернизацию станции признали нецелесообразной. Распоряжением правительства РФ от 15 июля 2019 года № 1544-р принято решение построить на этой же площадке новую теплоэлектроцентраль – Хабаровскую ТЭЦ-4 мощностью 320,8 МВт. Действующая ТЭЦ-1 продолжит свою работу до ввода в эксплуатацию своей преемницы.
Строительные работы будут вестись в два этапа – до 2024-го и до 2025 г. Затраты на возведение ТЭЦ-4 оцениваются в 57 млрд руб. В качестве топлива станция будет использовать природный газ, что положительно скажется на экологической ситуации в городе и на стоимости коммунальных услуг. Функцию резерва будет выполнять дизельное топливо.
На теплоэлектроцентрали будет использовано современное высокоэффективное оборудование: четыре газотурбинные установки с котлами-утилизаторами. Для выработки тепла запланировано строительство комплекса теплофикационных установок, где будут установлены пять водогрейных котлов мощностью 180 Гкал/час каждый. Тепловая мощность станции составит 1 368,3 Гкал/час.
Использование ГТУ позволит существенно повысить маневренные возможности ТЭЦ-4. Она сможет более гибко реагировать на изменения энергопотребления в региональной энергосистеме.
На данный момент проектирование Хабаровской ТЭЦ-4 полностью завершено. На площадке выполнен основной объем работ подготовительного этапа строительства, возведен строительный городок. Выведены из технологического процесса и демонтированы те объекты ТЭЦ-1, которые находились в зоне возведения новой станции.
Строители приступили к сооружению фундаментов аккумулирующих баков и технологической эстакады. Параллельно ведутся работы по перекладке сетей водопровода. Уже подписаны договоры на поставку основного оборудования – газотурбинных установок и котлов-утилизаторов.
Хабаровская ТЭЦ-4 – одна из четырех электростанций, которые будут построены ПАО «РусГидро» в рамках госпрограммы модернизации тепловой энергетики России, обеспечивающей возврат капиталовложений в строительство и модернизацию объектов генерации.
Наряду с новой Хабаровской теплоэлектроцентралью будут построены Артёмовская ТЭЦ-2 с внеплощадочной инфраструктурой и модернизировано оборудование Владивостокской ТЭЦ-2. Кроме того, «РусГидро» планирует возвести вторую очередь Якутской ГРЭС-2, которая заменит изношенную Якутскую ГРЭС, обеспечив теплом и электроэнергией г. Якутск.
На сегодняшний день уже демонтирован ряд объектов Якутской ГРЭС, которые были расположены в зоне строительства новой электростанции. Выполнен основной объем инженерных мероприятий, направленных на искусственное изменение рельефа стройплощадки.
Строительные работы ведутся в зоне вечной мерзлоты, что требует установки специальных охлаждающих устройств и возведения свайных оснований сооружений. В общей сложности в зоне строительства будет установлено около 7 900 свай. Уже заключены договоры с поставщиками основного энергогенерирующего оборудования.
Норма доходности четырех проектов утверждена постановлением правительства РФ и составит 12,5%. Окупаемость инвестиций будет обеспечиваться за счет введения дополнительной платы на мощность, которая в течение 15 лет будет оплачиваться через механизм установления надбавки.
Якутские энергетики осваивают дистанционное управление
Энергетики Якутского РДУ совместно со специалистами Амурского предприятия магистральных электросетей (ПМЭС) – филиала ОАО «Россети ФСК ЕЭС», после успешно проведенных комплексных испытаний приступили к выполнению функций дистанционного управления оборудованием пунктов переключения 220 кВ «Нагорный» и 220 кВ «Амга».
Эти пункты задействованы в схеме энергоснабжения магистрального газопровода «Сила Сибири». Они стали первыми объектами сетевой инфраструктуры в энергосистеме Республики Саха (Якутия), на которых установлены средства ДУ.
Диспетчеры Якутского РДУ и оперативный персонал Амурского ПМЭС получили возможность дистанционного управления работой коммутационного оборудования и заземляющих разъединителей РУ 220 кВ переключательных пунктов непосредственно из своих центров в соответствии с перечнем распределения функций по дистанционному управлению.
Функции ДУ реализованы на базе автоматизированных программ переключений (АПП). Программное обеспечение:
- предусматривает необходимую последовательность действий;
- проверяет допустимость той или иной операции на каждом этапе ее выполнения;
- управляет осуществлением переключений, отправляя команды непосредственно в АСУ ТП управляемого энергообъекта;
- контролирует исполнение команд.
С целью реализации проекта ДУ был разработан совместный план-график мероприятий, утвержден перечень распределения функций дистанционного управления оборудованием переключательных пунктов и реализована комплексная программа проверки прохождения управляющих команд на оборудовании подстанций.
Кроме того, проведена настройка автоматизированных систем управления пунктов переключения, оперативно-диспетчерского комплекса в диспетчерском центре и программно-технического комплекса Центра управления сетями Амурского ПМЭС, настроены и проверены в работе системы сбора и передачи данных в Якутское РДУ.
Одним из этапов реализации цифрового проекта стал пересмотр и ввод в действие необходимой нормативно-технической документации. Также проведено дополнительное обучение персонала с тренировками по отработке алгоритма действий при производстве переключений в условиях планового вывода в ремонт оборудования и ликвидации аварийных ситуаций с использованием ДУ.
В 2021 году «ФСК ЕЭС» перевела на дистанционное управление центры электроснабжения Владивостока и Хабаровска, обеспеченные цифровой связью и АСУ ТП. Это позволило существенно сократить время проведения плановых переключений, снизить риски ошибочных действий персонала и повысить надежность работы объектов электросетевого комплекса.
Беспилотники в помощь
8 февраля 2022 года специалисты компании «Распределительные сети» – филиала ПАО «Сахалинэнерго», впервые провели аэрофотосъемку участка линии электропередач напряжением 35 кВ в районе села Санаторное острова Сахалин. ЛЭП соединяет подстанции «Новоалександровская» и «Синегорская». Работа выполнена с использованием беспилотного летательного аппарата (БПЛА) «Геоскан 201».
«Геоскан 201» – это комплекс с радиусом действия 30 км и временем полета до трех часов. Беспилотник позволяет снимать до 8000 Га в день и получать ортофотопланы с точностью геопривязки, соответствующей требованиям масштаба 1:500. Устройство оснащено геодезическим GNSS-приемником, что обеспечивает точность координат привязки снимков и повышает качество обработки данных.
В последнее время дроны используются в энергетике все чаще. Их применяют для развития и совершенствования систем мониторинга электросетевой инфраструктуры. С помощью БПЛА энергетики обследуют состояние элементов сетей, осуществляют тепловизонный контроль и осмотр трасс ЛЭП для выявления технологических нарушений.
Кроме того, летательные аппараты обеспечивают контроль состояния просек воздушных линий электропередачи, позволяя энергетикам определять объем планируемой вырубки древесно-кустарниковой растительности, которая угрожает стабильной работе сетей и оказывает негативное влияние на надежность электроснабжения потребителей.
На базе производственно-технической службы «Распределительных сетей» создана группа, которая специализируется на эксплуатации беспилотников. В функциональные обязанности специалистов этой службы входит управление БПЛА и обработка полученных данных с помощью специализированного ПО.
