Обзор электроэнергетики Северо-Западного федерального округа

СЗФО занимает лидирующие позиции по выпуску электротехники, электроники, оптико-механической продукции, машино- и судостроения. На его территории производится множество видов сырья и концентратов, готового проката, картонно-бумажной продукции и др.

Это один из ведущих центров научно-технического прогресса, подготовки высококвалифицированных кадров, центр истории и культуры России. Округ активно развивается. Этому способствует богатый природно-ресурсный потенциал, выгодное экономико-географическое положение, а также развитая транспортная и энергетическая инфраструктура.

Структура энергосистемы СЗФО

Электроэнергетический комплекс округа состоит из девяти энергетических систем, расположенных на территории 11 субъектов РФ.

Восемь региональных энергосистем – Архангельская, Калининградская, Карельская, Кольская (Мурманская), Ленинградская, Новгородская, Псковская и Республики Коми образуют объединенную энергосистему Северо-Запада. Режимом работы энергообъединения управляет филиал АО «СО ЕЭС» ОДУ Северо-Запада.

Ленинградскую энергосистему формируют электростанции и сетевая инфраструктура, расположенные на территории г. Санкт-Петербурга и Ленинградской области. Архангельская энергосистема обеспечивает производство, транспортировку и сбыт электрической и тепловой энергии потребителям Архангельской области и Ненецкого автономного округа.

Территориально в состав СЗФО также входит Вологодская область. Однако режимом работы региональной энергосистемы управляет филиал АО «СО ЕЭС» ОДУ Центра.

Оперативно-диспетчерское управление энергосистемами субъектов Федерации, входящих в состав Северо-Западного федерального округа, осуществляют восемь филиалов Системного оператора:

Архангельское РДУ. В управлении и ведении филиала находятся объекты электроэнергетики, расположенные на территории Архангельской области и Ненецкого автономного округа – самого малонаселенного субъекта Российской Федерации. Площадь операционной зоны составляет 589,9 тыс. км², в населенных пунктах проживает 1,1 млн чел.

По данным АО «СО ЕЭС», на 01.01.2022 г. в операционной зоне Архангельского регионального диспетчерского управления функционируют электростанции установленной мощностью 1 605 МВт. В число наиболее крупных из них входят филиалы ПАО «ТГК-2»:

• Архангельская ТЭЦ (электрическая мощность 450 МВт, тепловая – 1 358 Гкал/час);
• Северодвинская ТЭЦ-2 (электрическая мощность 410 МВт, тепловая – 1 105 Гкал/час);
• Северодвинская ТЭЦ-1 (электрическая мощность 188,5 МВт, тепловая – 679 Гкал/час).

К объектам диспетчеризации филиала также относятся:

• 18 ЛЭП класса напряжения 220 кВ протяженностью 1 526,54 км;
• 130 ЛЭП класса напряжения 110 кВ протяженностью 3 816,05 км;
• 122 трансформаторных подстанции. Суммарная мощность понижающих трансформаторов составляет 5 342,6 МВА.

Особенностью энергетики Ненецкого АО является изолированность большей ее части от ЕЭС России. Кроме того, энергетическая система разделена на множество не связанных между собой локальных энергосистем, которые обеспечивают энергией предприятия нефтегазовой отрасли и отдельные населенные пункты региона. На территории округа в общей сложности функционирует более 260 тепловых электростанций разных типов.

Балтийское РДУ. Под оперативно-диспетчерским управлением филиала Системного оператора генерируют энергию электростанции, расположенные на территории Калининградской области. Операционная зона расположена на площади 15,1 тыс. км² с населением более 1 млн человек.

По состоянию на 01.01.2022 г. в управлении и ведении Балтийского РДУ находятся объекты генерации суммарной электрической мощностью 1 918,7 МВт. Самый крупный из них – Калининградская ТЭЦ-2 (филиал АО «Интер РАО – Электрогенерация). Установленная электрическая мощность электростанции составляет 900 МВт, тепловая – 680 Гкал/час.

В состав электроэнергетического комплекса Калининградской области также входят:

• 9 ЛЭП класса напряжения 330 кВ протяженностью 443,3 км;
• 93 ЛЭП класса напряжения 60-110 кВ. Суммарная протяженность линий электропередачи составляет 2 416,2 км;
• 77 трансформаторных подстанций общей мощностью 4 329,6 МВА.

Региональная энергосистема связана с ЕЭС России через ЛЭП других стран. 25 сентября 2021 года она в течение восьми часов была отключена от кольца БРЭЛЛ. Во время испытаний электроэнергию для нужд потребителей области вырабатывали местные электростанции:

         - один полублок Калининградской ТЭЦ-2;

         - три парогазовые установки Прегольской ТЭС;

- две газовые турбины Маяковской ТЭС (электростанция была построена в рекордно короткие сроки (строительство длилось 18 мес.) и введена в эксплуатацию в 2018 году для того чтобы обеспечить энергетическую безопасность региона и сделать его энергетическую систему более маневренной);

         - два энергоблока Талаховской тепловой газотурбинной электростанции;

- один энергоблок Приморской ТЭС. Угольная станция введена в эксплуатацию в декабре 2020 года. В подобном мероприятии энергообъект был задействован впервые.

         Результаты третьих ежегодных испытаний в очередной раз подтвердили готовность энергосистемы Калининградской области к работе в изолированном режиме в случае прекращения действия соглашения по энергокольцу БРЭЛЛ.

Осенью 2018 года Польша, страны Балтии и Еврокомиссия подписали соглашение о синхронизации с электрическими сетями континентальной Европы. К 2025 году страны Балтии должны окончательно выйти из электрического кольца БРЭЛЛ (Белоруссии, России, Эстонии, Латвии и Литвы).

Для реализации этого проекта страны Балтии активизировали импорт электроэнергии из ЕС и развивают собственную генерацию. Российское правительство заявило об ответных мерах. Энергонезависимость субъекта-анклава РФ будут обеспечивать четыре электростанции общей мощностью около 1 ГВт.

Вологодское РДУ осуществляет функции оперативно-диспетчерского управления объектами электроэнергетики, которые расположены на территории Вологодской области. Площадь операционной зоны – 145,7 тыс. км². В регионе проживает более 1,1 млн человек.

Как следует из данных, опубликованных АО «СО ЕЭС», по состоянию на 01.01.2022 г. под управлением РДУ действуют электростанции суммарной мощностью 1 410,99 МВт. Самой крупной из них является Череповецкая ГРЭС (установленная мощность 450 МВт) – филиал ПАО «ОГК-2».

Наряду с энергогенерирующими объектами в состав региональной энергосистемы также входят:

• 178 ЛЭП класса напряжения 110-750 кВ;
• 145 трансформаторных подстанций и распределительных устройств электростанций. Суммарная мощность трансформаторных установок составляет 16 279,9 МВА.

Карельское РДУ. Филиал Системного оператора управляет работой объектов электроэнергетики в Республике Карелия. Территория операционной зоны расположена на пощади 180,5 тыс. км². В регионе приживает около 602,5 тыс. человек.

По состоянию на 1 января 2022 года к объектам диспетчеризации филиала относятся электростанции суммарной мощностью 1 097,3 МВт. В число наиболее крупных из них входят:

• Петрозаводская ТЭЦ (электрическая мощность 280 МВт, тепловая – 689 Гкал/час). Находится в собственности филиала «Карельский» ПАО «ТГК-1»;
• Каскад Кемских ГЭС (установленная мощность 330 МВт). Собственник -филиал «Карельский» ПАО «ТГК-1»;
• Каскад Выгских ГЭС (установленная мощность 240 МВт). Большинство станций находятся в собственности филиала «Карельский» ПАО «ТГК-1»;
• Каскад Сунских ГЭС (установленная мощность 62,9 МВт). Находится в собственности филиала «Карельский» ПАО «ТГК-1»;
• Ондская ГЭС (установленная мощность 80 МВт). Входит в Выгский каскад ГЭС. Собственник – ООО «ЕвроСибЭнерго – тепловая энергия»;
• ТЭС-1 и ТЭС-2 АО «Кондопожский ЦБК». Установленная мощность блок-станции составляет 108 МВт (ТЭС-1 – 48 МВт, ТЭС-2 – 60 МВт). Тепловая мощность – 533 Гкал/час.

Также в энергосистеме Республики Карелия функционируют:

• 149 ЛЭП класса напряжения 110-330 кВ протяженностью 5 480,7 км;
• 105 трансформаторных подстанций и распределительных устройств объектов генерации с суммарной мощностью трансформаторов 7 792,4 МВА.

Кольское РДУ. В диспетчерском подчинении филиала Системного оператора находятся объекты электроэнергетики Мурманской области. На территории операционной зоны площадью 144,9 тыс. км² проживает 732,9 тыс. человек.

По состоянию на 01.01.2022 г. в управлении и ведении Кольского филиала Системного оператора находятся энергообъекты суммарной установленной мощностью 3 619 МВт. Самые крупные из них:

• Кольская АЭС (установленная мощность 1 760 МВт) – филиал АО «Концерн Росэнергоатом»;
• Каскад Туломских ГЭС (установленная мощность 324 МВт);
• Каскад Серебрянских ГЭС (установленная мощность 513,5 МВт);
• Каскад Пазских ГЭС (установленная мощность 187,6 МВт);
• Каскад Нивских ГЭС (установленная мощность 569,5 МВт);
• Апатитская ТЭЦ (электрическая мощность 230 МВт, тепловая – 535 Гкал/час).

Апатитская теплоэлектроцентраль и гидроэлектростанции входят в состав ПАО «ТГК-1».

Электросетевой комплекс региональной энергосистемы формируют:

• 178 ЛЭП класса напряжения 110-330 кВ общей протяженностью 6 079,2 км;
• 131 трансформаторная подстанция. По отчетным данным суммарная мощность трансформаторов составляет 11 417 МВА.

Коми РДУ. Филиал АО «СО ЕЭС» осуществляет функции оперативно-диспетчерского управления электростанциями и объектами сетевой инфраструктуры, расположенными в Республике Коми. Операционная зона охватывает территорию площадью 416,8 тыс. км². В регионе проживает 803,2 тыс. человек.

По данным Системного оператора, в операционной зоне Коми РДУ функционируют объекты генерации установленной мощностью 2 503,9 МВт. Самые крупные из них:

• Печорская ГРЭС (установленная мощность 1 060 МВт, тепловая – 327 Гкал/час). Конденсационная электростанция входит в состав АО «Интер РАО – Электрогенерация» ПАО «Интер РАО»;
• Сосногорская ТЭЦ (установленная мощность 377 МВт, тепловая – 313 Гкал/час). Энергообъект является производственным филиалом ПАО «Т Плюс»;
• Воркутинская ТЭЦ-2 (установленная мощность 270 МВт, тепловая – 415 Гкал/час). Предприятие электроэнергетики входит в состав ПАО «Т Плюс»;
• ТЭЦ АО «Монди СЛПК» (установленная мощность 529 МВт, тепловая – 1 220 Гкал/час). Объект генерации входит в «Монди Сыктывкарский лесопромышленный комплекс». Является центром одного из пяти основных энергоузлов региона;
• Усинская ТЭЦ (установленная мощность 100 МВт). Газотурбинная электростанция обеспечивает объекты ООО «ЛУКОЙЛ-Коми» собственной электроэнергией, помогает компании снизить операционные затраты и нарастить добычу нефти, а также смягчить проблему энергодефицита в Республике Коми;
• Ярегская ТЭЦ (установленная мощность 75 МВт, тепловая – 79,5 Гкал/час). Энергоцентр возведен на территории нефтетитанового месторождения для покрытия собственных нужд ООО «ЛУКОЙЛ-Коми».

В составе электроэнергетического комплекса под управлением КОМИ РДУ функционируют:

• 26 ЛЭП класса напряжения 220 кВ суммарной протяженностью 2 252,1 км;
• 114 ЛЭП класса напряжения 110 кВ. Общая протяженности линий электропередачи составляет 5 117,3 км;
• 128 трансформаторных подстанций и распределительных устройств электростанций класса напряжения 110-220 кВ с суммарной мощностью трансформаторных установок 5 160 МВА.

Ленинградское РДУ. Структурное подразделение Системного оператора осуществляет оперативно-диспетчерское управление работой объектов электроэнергетики, которые находятся на территории двух субъектов Российской Федерации – города Санкт-Петербурге и Ленинградской области. Площадь операционной зоны составляет 87,3 тыс. км², на ее территории проживает 7,3 млн человек.

Под управлением Ленинградского РДУ функционируют электростанции установленной мощностью 13 140 МВт (по данным на 01.01.2022 г.). В число основных объектов генерации входят:

• Ленинградская АЭС (установленная мощность 4 337,6 МВт). Филиал ПО «Концерн Росэнергоатом»;
• Киришская ГРЭС (электрическая мощность 2 600 МВт, тепловая – 1 234 Гкал/час). В 2005 году ОАО «Киришская ГРЭС» передало полномочия единоличного исполнительного органа управляющей компании ПАО «ОГК-2»;
•  Северо-Западная ТЭЦ (электрическая мощность 900 МВт, тепловая – 700 Гкал/час). Электростанция входит в состав АО «Интер РАО – Электрогенерация»;
• Юго-Западная ТЭЦ (электрическая мощность 507,5 МВт, тепловая – 470 Гкал/час). Предприятие зарегистрировано как АО «Юго-Западная ТЭЦ». В качестве единственного акционера выступает город федерального значения Санкт-Петербург.

Кроме того, в список крупных электростанций региональной энергосистемы входят четыре объекта генерации филиала «Невский» ПАО «ТГК-1»:

• Правобережная ТЭЦ (также известна под названиями ТЭЦ-5 и Юго-Восточная ТЭЦ). Электрическая мощность теплоэлектроцентрали составляет 643 МВт, тепловая – 1 303 Гкал/час);
• Первомайская ТЭЦ (электрическая мощность 360 МВт, тепловая – 928 Гкал/час);
• Северная ТЭЦ (Северная ТЭЦ-21). Электрическая мощность энергообъекта составляет 500 МВт, тепловая – 1 188 Гкал/час;
• Южная ТЭЦ (ТЭЦ-22). Электрическая мощность теплоэлектроцентрали 1 207 МВт, тепловая – 2 353 Гкал/час.

В структуру электроэнергетического комплекса г. Санкт-Петербурга и Ленинградской области также входят:

• 656 ЛЭП класса напряжения 110-750 кВ. Их суммарная протяженность составляет 13 464,9 км;
• 397 трансформаторных подстанций и 16 распределительных устройств объектов генерации класса напряжения 110-750 кВ с общей установленной мощностью трансформаторов 53 100,8 МВА.

В 2021 году «Россети Ленэнерго» вели активную работу по приемке на баланс энергокомпании электросетевого оборудования от некоммерческих организаций, юридических и физических лиц.

В общей сложности было оформлено 188 ЛЭП протяженностью 254,24 км и 66 трансформаторных подстанций, расположенных в зоне операционной деятельности «Россети Ленэнерго». Мощность принятых на баланс трансформаторов составила 2044 МВА. После приемки энергетики разрабатывают план мероприятий по реконструкции оборудования.

На правах аренды и доверительного управления компания консолидировала 113,29 км линий электропередачи и подстанции с мощностью трансформаторов 26,95 МВА. Консолидация сетей позволяет повысить надежность электроснабжения потребителей. Особенно это актуально для садоводческих товариществ, где в большинстве случаев сети находятся в ненадлежащем состоянии.

С августа «Россети Ленэнерго» использует беспилотные летательные аппараты мультикоптерного типа с неподвижным крылом для обследования состояния ЛЭП. Высота полета таких квадрокоптеров может достигать 80 м, дальность – 60 км. С их помощью энергетики получают высококачественные снимки элементов воздушных линий с геодезической привязкой в международной системе координат.

За четыре месяца с помощью беспилотников было обследовано 342 км ЛЭП класса напряжения 6-10 кВ. Во время облета выявлено около 1500 неполадок и 11 причин технологических нарушений, которые были оперативно ликвидированы. Это позволило обеспечить надежность электроснабжения около 1 700 потребителей.

Практика показывает, что использование беспилотных летательных аппаратов – это эффективный способ оперативного обнаружения дефектов на воздушных линиях электропередачи в труднодоступных районах и после сложных погодных явлений. Поэтому в 2022 году распределительно-сетевая компания планирует расширить зоны применения и количество эксплуатируемых беспилотников.

Новгородское РДУ. В управлении и ведении филиала Системного оператора находятся объекты электроэнергетики, расположенные на территории двух субъектов РФ – Новгородской и Псковской областей. Площадь операционной зоны составляет 109,9 тыс. км², в населенных пунктах проживает 1,2 млн человек.

Как следует из данных, опубликованных на сайте АО «СО ЕЭС», по состоянию на 01.01.2022 г. под управлением Новгородского РДУ действуют объекты генерации суммарной электрической мощностью 874,3 МВт. Самыми крупными из них являются:

• Псковская ГРЭС (электрическая мощность 430 МВт, тепловая – 91 Гкал/час). Филиал ПАО «ОГК-2»;
• Новгородская ТЭЦ (электрическая мощность 361 МВт, тепловая – 488 Гкал/час). Филиал ПАО «ТГК-2».

Электроэнергетический комплекс также формируют:

• 135 ЛЭП класса напряжения 110-330 кВ, из них три межгосударственных и межсистемных ВЛ 330 кВ;
• 103 трансформаторные подстанции и распределительных устройства электростанций суммарной мощностью трансформаторов 4 375 МВА.

Объединенная энергосистема Северо-Запада граничит с ОЭС Центра и ОЭС Урала. Энергообъединение обеспечивает параллельную работу ЕЭС России с энергосистемами стран – участниц соглашения БРЭЛЛ. Кроме того, через преобразовательное устройство Выборгского энергоузла ЕЭС России синхронизирована с энергосистемой Финляндии.

Расположение электростанций на карте России делает необходимым обеспечение перетока электроэнергии из энергопрофицитных регионов в регионы, испытывающие нехватку мощности.  Функцию передачи потоков электричества между региональными энергосистемами выполняет Единая национальная (общероссийская) электросеть (ЕНЭС).

По оценкам аналитиков, межсистемные и системообразующие сети в некоторых регионах России обладают низкой пропускной способностью, что существенно ограничивает возможность удовлетворения требований свободного рынка электроэнергии при соблюдении условий надежного энергоснабжения.

Для расширения области допустимых режимов и оптимизации автоматического противоаварийного управления в минувшем году энергетики работали над развитием централизованных систем противоаварийной автоматики (ЦСПА), рассчитывающих управляющие воздействия в режиме реального времени. Например, в ОЭС Северо-Запада были подключены новые низовые устройства ЦСПА на ПС 750 кВ «Копорская».

Энергосистема СЗФО в 2021 году

По состоянию на 1 января 2022 года установленная мощность электростанций энергетического комплекса Северо-Западного федерального округа составляет 26 169,13 МВт. Из них 24 758,14 МВт приходится на долю объектов генерации, которые функционируют в объединенной энергетической системе Северо-Запада. 1410,99 МВт – установленная мощность энергообъектов, расположенных на территории Вологодской области.

В течение года установленная мощность электростанций округа увеличилась на 1 163,81 МВт. На изменение этого показателя повлиял ряд факторов:

• ввод в эксплуатацию нового энергооборудования – 1 200,151 МВт;
• увеличение установленной мощности действующего генерирующего оборудования за счет перемаркировки – 34,0 МВт;
• вывод из эксплуатации генерирующих мощностей – 76,96 МВт;
• снижение установленной мощности в связи с перемаркировкой действующего энергооборудования– 13,88 МВт;
• прочие изменения и уточнения увеличили суммарную установленную мощность объектов генерации на 10,5 МВт.

Вводы нового генерирующего оборудования. В 2021 году на территории СЗФО в работу введены два энергогенерирующих объекта.

• 22 марта пущен в промышленную эксплуатацию энергоблок № 6 Ленинградской АЭС мощностью 1 188,151 МВт. Он стал четвертым блоком с реакторной установкой ВВЭР-1200, введенным в работу на российских атомных электростанциях, и 38-м в списке действующих энергоблоков АЭС России.

Энергоблок № 6 построен с целью замещения мощности энергоблока № 2 с реактором РБМК-1000, который был остановлен 10 ноября 2020 года после 45 лет использования. С того момента для реактора-ветерана начался четырехлетний период «эксплуатации без генерации», в течение которого из него будет удалено оставшееся ядерное топливо.

На сегодняшний день Ленинградская АЭС является единственной в РФ электростанцией, где функционируют энергоблоки двух типов – три блока РБМК-1000 (уран-графитовые ядерные реакторы канального типа на тепловых нейтронах) и один блок современного поколения 3+ ВВЭР-1200 (водо-водяной энергетический реактор).

По сравнению с традиционными реакторными установками такого же типа ВВЭР-1200 характеризуется рядом преимуществ, которые существенно повышают его безопасность и экономические показатели.

Во-первых, мощность реактора нового поколения увеличилась на 20%. Во-вторых, на 30-40% удалось снизить количество обслуживающего персонала. В-третьих, проектный срок эксплуатации основного оборудования увеличен до 60 лет с возможностью продления ещё на 20 лет.

Ключевая особенность проекта ВВЭР-1200 состоит в уникальном сочетании активных и пассивных систем атомной безопасности, что делает электростанцию максимально устойчивой к любым воздействиям.

Например, на энергоблоке в такой реакторной установкой используются:

- «ловушка расплава». Устройство, служащее для локализации расплава во время тяжелых аварий с расплавлением активной зоны и проплавлением корпуса реактора;

- СПОТ – система пассивного отвода тепла через парогенераторы предназначена даже при отсутствии всех источников электроэнергии обеспечивать длительный отвод в атмосферу тепла активной зоны реактора и др.

На данный момент ни одна из действующих атомных станций в мире не оборудована подобной конфигурацией систем безопасности.

Несмотря на остановку энергоблока № 2, Ленинградская АЭС остается самой мощной атомной электростанцией России и крупнейшим объектом генерации (среди всех видов станций) на Северо-Западе страны.

По оценкам аналитиков, ввод в работу энергоблока № 6 обеспечит энергетическую и экономическую стабильность региона. С его пуском экономический эффект в виде дополнительных налогов в консолидированный бюджет Ленинградской области превысит 3 млрд руб. (в годовом исчислении).

В 2021 году было принято решение о строительстве на территории станции еще двух энергоблоков (№ 7 и № 8) с реакторами ВВЭР-1200.

• В минувшем году введена в эксплуатацию тепловая электростанция финской промышленной компании «Нокиан Тайерс», которая специализируется на производстве шин для использования в сложных климатических условиях.

Новый объект генерации состоит из четырех газопоршневых агрегатов общей мощностью 12 МВт. Станция расположена во Всеволожском районе и предназначена для обеспечения энергией шинного производства.

Вывод из эксплуатации энергогенерирующего оборудования. По отчетным данным АО «СО ЕЭС», в 2021 году в энергосистеме СЗФО выведены из эксплуатации изношенные и морально устаревшие генерирующие агрегаты суммарной мощностью 76,96 МВт:

• На Тихвинской ТЭЦ демонтированы три газопоршневые установки Wartsila 18V50SG со станционными номерами 1, 3 и 5. Суммарная мощность выведенного из эксплуатации энергогенерирующего оборудования составила 54,96 МВт.

Газопоршневая теплоэлектроцентраль расположена в г. Тихвин Ленинградской области. Введена в эксплуатацию в 2014 году. Принадлежит АО «Тихвинский вагоностроительный завод». Была построена для энергоснабжения производственных мощностей промышленного предприятия, в том числе металлургического производства с большими электродуговыми печами.

• На Автовской ТЭЦ-15, расположенной в г. Санкт-Петербурге, демонтировано устаревшее паросиловое оборудование в составе паровой турбины Т-22-90. Установленная мощность выведенного из эксплуатации оборудования – 22 МВт.

Теплоэлектроцентраль введена в работу в декабре 1956 года. Обеспечивает электрической и тепловой энергией промышленные предприятия, жилые дома и общественные здания на территории четырех районов Северной столицы – Адмиралтейского, Московского, Кировского и Красносельского.

          Выполнение капитальных и средних ремонтов энергогенерирующего оборудования. В 2021 году. фактический объем мощности выведенных в капитальный и средний ремонт турбо- и гидроагрегатов электростанций энергосистемы Северо-Запада составил 5 646 МВт, что на 172 МВт больше объема, запланированного сводным годовым графиком ремонтов (5 474 МВт).

В течение года выполнен ремонт энергетического оборудования суммарной мощностью 5 914 МВт. Этот показатель на 126 МВт больше, чем было запланировано ГГР (5 788 МВт).

Сетевое строительство. По данным АО «СО ЕЭС», в 2020 г. введены в работу новые линии электропередачи:

• 15 января в энергосистеме г. Санкт-Петербурга и Ленинградской области введена в эксплуатацию кабельно-воздушная линия класса напряжения 330 кВ «Копорская – Ленинградская АЭС»;
• 17 декабря в зоне операционной деятельности Карельского и Ленинградского РДУ введена в эксплуатацию воздушная линия класса напряжения 330 кВ «Петрозаводск – Тихвин – Литейный»;
• 21 декабря в энергосистеме Республики Коми пущена в работу воздушная линия класса напряжения 220 кВ «Печорская ГРЭС – Ухта».

Кроме того, на протяжении года в операционной зоне Карельского РДУ введены в эксплуатацию шесть высоковольтных линий класса напряжения 330 кВ:

• 30 июля – ВЛ «Борей – Лоухи №2»;
• 23 сентября – ВЛ «Борей – Каменный Бор № 2»;
• 29 сентября – ВЛ «Борей – Лоухи № 1»;
• 18 октября – ВЛ «Каменный Бор – Кондопога»;
• 7 ноября – ВЛ «Борей – Каменный Бор № 1»;
• 4 декабря – ВЛ «Каменный Бор – Петрозаводск».

Выработка и потребление электроэнергии. По отчетным данным, электростанции, расположенные на территории Северо-Западного федерального округа, в течение 2021 года выработали 123,4 млрд кВт*ч, что на 8,5% больше, чем годом ранее. Потребление электроэнергии в минувшем году составило 112,4 млрд кВт*ч., что почти на 6% больше, чем было зафиксировано по итогам 2020 года (табл. 1).

                                                                       Таблица 1

В 2021 году рост энергопотребления относительно данных 2020-го эксперты объясняют отсутствием заметного влияния карантинных мер и частичным снятием ограничений в нефтяной отрасли, в результате чего возросло потребление электроэнергии компаниями, которые задействованы в сфере добычи и транспортировки нефти.

По оценкам специалистов, в 2020 году наибольшие потери понесли нефтедобывающие Ненецкий АО и Республика Коми, а также Калининградская область. Структура промышленного производства НАО и Коми такова, что индекс промышленного производства (ИПП) этих регионов во многом зависит от уровня добычи полезных ископаемых.

В 2020 году присоединение России к сделке ОПЕК+ привело к снижению добычи нефти почти на всей территории страны. В НАО сокращение добычи составило 11,2% по сравнению с январем-ноябрем 2019 года, в Коми — 8,7%. Что касается Калининградской области, то ее «потянул» вниз автомобилестроительный кластер, существенно сокративший объемы производства.

 Кроме того, в минувшем году наблюдался рост спроса на электричество на крупных предприятиях металлургии, машиностроения, химической и деревообрабатывающей промышленности, а также на электрифицированном железнодорожном транспорте.

В свою очередь, увеличение выработки на электростанциях ЕЭС России оказало влияние на рост объемов электропотребления на собственные, производственные и хозяйственные нужды объектов генерации.

В 2021 году ведущие электроэнергетические компании СЗФО увеличили выручку в 1,5-3 раза. Некоторые из них вышли и даже превысили показатели докризисного 2019 года. На рост энергопотребления повлияла холодная зима и восстановление спроса на оптовом рынке электроэнергии и мощности (ОРЭМ).

Нет ничего удивительного в том, что электроэнергетический комплекс переживает коронакризис с меньшими потерями, чем, к примеру, нефтедобывающая отрасль. В отличие от рухнувшего с началом пандемии и вводом локдауна потребления нефтепродуктов, спрос на электроэнергию сохранился: на фоне снижения энергопотребления производственными предприятиями, транспортными компаниями, коммерческим сектором увеличилось потребление электрической энергии домохозяйствами, медицинскими учреждениями и дата-центрами.

Углеродный налог: новый вызов

СЗФО занимает выгодное геополитическое положение. Это единственный из федеральных округов Российской Федерации, который граничит со странами ЕС, Центральной и Северной Европы, поэтому ему отведена важная стратегическая роль приграничного региона.

Прямой выход на мировой рынок, наличие двух незамерзающих портов (Калининград и Мурманск), развитая сухопутная транспортная инфраструктура и соседство с ключевыми индустриальными макрорегионами РФ – Центральным и Уральским федеральным округами – во многом определили многоплановую роль СЗФО как крупного поставщика сырья, топливно-энергетических ресурсов и промышленной продукции, изготовленной как на территории округа, так и в других регионах страны.

14 июля 2021 года Европейская комиссия представила Fit for 55 Package. Это обширный пакет, состоящий из 13 законодательных предложений по реализации климатической стратегии ЕС «Зеленый курс».

В документе, наряду с полным прекращением выпуска авто с бензиновыми и дизельными двигателями с 2035 года, привязкой стоимости топлива и теплоснабжения к источнику генерации и количеству выбросов в процессе выработки энергии, также предусмотрены изменения в функционировании Европейской системы торговли выбросами EU ETS.

Для РФ особый интерес представляет Предложение Еврокомиссии, связанное с введением трансграничного углеродного регулирования (Carbon Border Adjustment Mechanism – CBAM). По сути, это новый инструмент политики ЕС, призванный достичь климатических целей с помощью мер международной торговли. 

         CBAM часто понимают упрощенно. Его воспринимают как специальную пошлину на товары, которую планирует взимать Евросоюз. Однако на самом деле это не так, и всё намного сложнее. Если вкратце, то СВАМ – это специальное регулирование импорта в ЕС отдельных товаров, производство которых связано со значительными выбросами углерода.

В настоящее время СВАМ предлагают распространить на пять групп импортируемых в Евросоюз товаров: электроэнергия, продукция черной металлургии, цемент, минеральные удобрения и алюминий.

Регулирование ввоза углеродоемких товаров на территорию Евросоюза будет включать в себя особый (разрешительный) порядок, декларирование импорта, методы расчета и проверки связанных выбросов, механизм определения цены СВАМ-сертификатов и их оборота.

Эта мера призвана сделать усилия ЕС по сокращению выбросов парниковых газов максимально эффективными. По оценкам экспертов, ее введение сможет предотвратить так называемый эффект «утечки углерода», когда регулирование выбросов в одной стране/секторе оказывает влияние на объем выбросов в других странах/секторах, которые не подпадают под такое же регулирование.

         Производство электроэнергии может стать отраслью, потенциально уязвимой к СВАМ. На первый взгляд, включение этой электроэнергетики в механизм специального регулирования импорта выглядит нелогичным, поскольку ЕС импортирует не больше 1-2% от общего энергопотребления.

         Но дело в том, что доля ВИЭ в структуре генерации будет постоянно увеличиваться. А электричество на базе возобновляемых источников генерируется неравномерно, поскольку зависит от особенностей климата и погодных условий.

Для выравнивания перепадов европейским странам могут потребоваться дополнительные международные электросетевые связи, что неизбежно приведет к увеличению импорта. Однако Европейской комиссии важно, чтобы импортируемое электричество также было «зеленым».

Перспектива введения «углеродной пошлины» становится для российской энергетики вызовом. По данным Центра энергетики Московской школы управления «Сколково», до пандемии РФ поставляла в страны Евросоюза около 13 млрд кВт*ч электроэнергии. Ежегодно выручка от таких поставок составляла порядка 50-55 млрд руб.

С необходимостью покупки СВАМ-сертификатов углеродоемкость электроэнергии станет таким же важным показателем, как и стоимость 1 кВт*ч.

Российские экспортеры будут вынуждены учитывать объем выбросов парниковых газов при генерации. Углеродоемкость зависит от количества ископаемых видов топлива (угля и природного газа), израсходованных при выработке электричества. Этот показатель будет практически равен нулю для атомных, гидро-, солнечных электростанций и ветропарков. Проблема состоит в том, что заявленную цифру необходимо обосновать. Предлагается три варианта расчета:

• Первый способ самый простой. Он заключается в использовании средней по России величины углеродоемкости энергии. Разные эксперты предлагают свои методики расчета, но Еврокомиссия будет рассчитывать ее самостоятельно, используя информацию из открытых источников.

В ЕС показатель углеродоемкости составляет 251 г СО₂/кВт*ч и будет снижаться по мере увеличения доли «зеленых» киловатт в энергобалансе. В России эта цифра пока гораздо выше.

• Второй способ предназначен для стран и регионов, по которым недостаточно информации. В таком случае в качестве основы будет использован средний по ЕС показатель углеродоемкости электричества из ископаемого топлива. Для России этот вариант расчета невыгоден, поскольку в 2021 году около 40% электроэнергии выработали электростанции с нулевым углеродным следом. Поэтому становится важной открытость информации.
• Третий способ предполагает проведение индивидуального расчета для конкретного поставщика при условии, что он соответствует всем предъявленным критериям и ежемесячно проходит процедуру верификации данных.

Одним из таких критериев является гарантия физической возможности поставки электрической энергии от «зеленого» энергообъекта на рынок Евросоюза. Например, сибирские ГЭС расположены слишком далеко от границ ЕС и крайне сложно доказать, что именно их выработка поставляется на экспорт.

         Как в этой ситуации может поступить монопольный экспортер российской электроэнергии ПАО «Интер РАО»? Например, можно применить самый простой способ расчета углеродоемкости и ограничиться средним показателем по России.

Но есть вариант лучше: использовать преимущества ОЭС Северо-Запада как более экологически чистой по сравнению с ЕЭС России. По данным Системного оператора, на 01.01.2022 г. суммарная установленная мощность АЭС и ГЭС в этой энергосистеме составляет 36,74 % на фоне среднероссийских 31,05%.

Если наладить учет выбросов парниковых газов и эти данные будут признаны Евросоюзом, появится возможность выбирать источники электричества для экспорта и повышать долю ВИЭ в ОЭС Северо-Запада. Правда, при этом надо быть готовыми к постоянному внешнему аудиту цепочки поставок.

Курс на декарбонизацию

Основной вызов для отечественной энергетической отрасли заключается не в европейском курсе на декарбонизацию и внедряемых процедурах, а в российской энергетической политике, поскольку переход к «зеленой» экономике пока не зафиксирован в качестве приоритетного в официальных отраслевых документах.

Кроме того, оборудование действующих ТЭС модернизируется с целью продления срока эксплуатации станций с минимальными издержками. Проекты в области возобновляемой энергетики реализуются без видимой связи с глобальным энергопереходом.

Однако, несмотря на то что углеродоемкость пока не входит в состав КРI российских менеджеров, Российская Федерация вошла в список стран, которые правильно понимают Парижское соглашение и действительно собираются переводить свою экономику на рельсы низкоуглеродного развития.

1 ноября 2021 года правительство РФ утвердило Стратегию социально-экономического развития России с низким уровнем выбросов парниковых газов до 2050 года. Ее цель – достижение углеродной нейтральности при устойчивом экономическом росте.

Стратегия содержит два возможных сценария. Первый – инерционный. Он включает в себя рост выбросов на 25% к 2050 году при неизменной поглощающей способности лесов, а углеродная нейтральность достигнута не будет.

Второй вариант (именно он взят за основу) – интенсивный (целевой). Он предполагает снижение выбросов на 79% от нынешнего уровня к 2050 году и рост поглощающей способности лесов более чем в два раза. Ключевая задача этого способа заключается в обеспечении конкурентоспособности и устойчивого экономического роста РФ в условиях глобальной трансформации энергетической отрасли.

Макроэкономические условия интенсивного сценария предусматривают опережающие темпы роста неэнергетического экспорта (до 4,4% ежегодно). Весомый вклад в развитие экономики будут вносить как опережающие темпы роста инвестиций в основной капитал (3,7% ежегодно), так и постоянное увеличение реальных располагаемых доходов (2,5% ежегодно).

Реализация поставленных целей будет нуждаться в серьезных капиталовложениях. Минэкономразвития оценивает затраты на снижение выбросов парниковых газов в 40-50 трлн руб. Эти средства потребуются для модернизации экономики, развития атомной энергетики и ВИЭ.

В список мероприятий по переходу к декарбонизированной экономике вошли:

• содействие внедрению, тиражированию и масштабированию низко- и безуглеродных технологий;
• стимулирование использования вторичных ресурсов;
• внесение изменений в законодательную базу;
• изменение таможенной и бюджетной политики;
• развитие «зеленого» финансирования;
• сохранение и увеличение поглощающей способности лесов и других экосистем;
• развитие технологии улавливания, хранения, использования и переработки углерода.

Каждая из предложенных мер достаточно дорогостоящая. Российским компаниям будет не так уж и просто принять новые правила игры. По оценкам экспертов, воздействие климатической повестки на структуру экспорта почувствуется примерно к 2030 году. В зону риска также могут попасть уголь, нефть и нефтепродукты.

После 2025 года Европейская комиссия может начать учитывать косвенные выбросы парниковых газов, которые связаны с выработкой энергии, закупаемой российскими компаниями-экспортерами для своих нужд. Это неизбежно отразится на поставках товаров из всех секторов экономики.

Следовательно, если российские энергокомпании не будут признаны ЕС достаточно «зелеными», от этого могут пострадать их потребители. Химические и металлургические предприятия могут утратить часть европейского рынка из-за высокого показателя углеродоемкости своей продукции.

Одна из важных задач для России состоит не столько в том, чтобы «озеленить» поставщиков электроэнергии, а в том, чтобы провести комплексную декарбонизацию электроэнергетической отрасли в целом. Это необходимо для того, чтобы углеродный след старых тепловых электростанций не стал приговором для экспортеров металлов и другого сырья.

Курс, взятый на декарбонизацию, приведет к кардинальным изменениям и даже может стать причиной некоторого дисбаланса. Но преимущество России состоит в том, что ее прочные макроэкономические институты создают предпосылки для того, чтобы успешно преодолеть все трансформации.

Кроме того, выбрав курс на ускоренную декарбонизацию, Россия в некоторых сферах сможет взять на себя роль мирового лидера. Например, использовать опыт в сфере природного газа для разработки товарного низкоуглеродного водорода как альтернативного источника энергии.

Еще один вариант – не причиняющая ущерба климату добыча полезных ископаемых, которые используются в производстве металлов, востребованных на этапе перехода к низкоуглеродной экономике.

Российская Федерация также может занять лидирующие позиции в сфере инвестиций в эффективное ведение лесного хозяйства без причинения вреда окружающей среде.

Это может принести хорошие дивиденды российской экономике: от увеличения объемов хранения СО₂ до повышения пожаростойкости, устойчивости к вредителям и болезням лесных деревьев, которые создают угрозу для долгосрочной поглощающей способности лесов.

Особенности механизма «прямой торговли» электроэнергией

   В июле 2021 года Системный оператор ЕЭС, ПАО «ФСК ЕЭС» и национальный сетевой (системный) оператор энергосистемы Финляндии Fingrid Oyj подписали дополнительное соглашение к действующему с 01.05.2018 г. соглашению по использованию пропускной способности и осуществлению трансграничной торговли электроэнергией по трансграничным электрическим связям 400 кВ ПС Выборгская (Россия) – ПС Юлликкяля / ПС Кюми (Финляндия).

Использование механизма «прямой торговли» дает возможность улучшить гибкость финской энергосистемы, которая необходима при вводе в эксплуатацию большого количества объектов «зеленой» энергетики.

Дополнительный договор призван усовершенствовать механизм «прямой торговли» электрической энергией, действующий с 2011 года. Стороны достигли договоренности об увеличении установленного основным соглашением диапазона почасовых поставок «прямой торговли» до 300 МВт/час при поставке электроэнергии из РФ в Финляндию и до 190 МВт/час при поставке электричества в обратном направлении.

Ранее эта величина составляла 140 МВт/час независимо от направления поставки.

Механизм «прямой торговли», который с 2014 года предусматривает двусторонние поставки электроэнергии через вставку постоянного тока на ПС «Выборгская» в энергосистеме Ленинградской области, дает возможность формировать объемы поставок электроэнергии между РФ и Финляндией в заданном диапазоне в зависимости от текущих схемно-режимных условий и ценовых индикаторов, складывающихся на российском ОРЭМ и рынках электроэнергии стран ЕС.

Ветропарк с северным характером

На территории Мурманской области компания «Энел Россия» возводит ветропарк мощностью 201 МВт. Это крупнейшая строящаяся ветряная электростанция за полярным кругом. Проект реализуется в рамках соглашения о сотрудничестве в сфере развития ВИЭ, подписанного с правительством Мурманской области в ноябре 2018 года.

После ввода в промышленную эксплуатацию ветропарк сможет вырабатывать около 750 ГВт/час электроэнергии в год, ежегодно предотвращая выбросы в атмосферу около 600 тыс. тонн углекислого газа.

В июле минувшего года постановлением правительства Мурманской области инвестиционному проекту «Строительство и последующая эксплуатация ветропарка «Кольская ВЭС»» присвоен статус стратегического инвестпроекта региона.

Электростанция будет расположена на продуваемом суровыми северными ветрами земельном участке площадью 257 га. Новый энергообъект оснащается 57 турбинами мощностью по 3,5 МВт.

Каждая ВЭУ состоит из башни массой около 200 тонн и высотой порядка 84 метров. На нее монтируется гондола весом 68 тонн, в которую устанавливается трансмиссия и ступица. На завершающем этапе конструкцию дополняют три лопасти длиной по 65 метров.

Строительство ветропарка началось 19 сентября 2019 года. Возведение «зеленой» электростанции в сложных климатических условиях стало для специалистов настоящим вызовом.

К примеру, для доставки трансформаторной подстанции весом 122 тонны строители были вынуждены возводить перекидной разборный мост через реку Канентьявр.

Для транспортировки гондол развернута специальная портовая и дорожная инфраструктура, а для того чтобы доставить на стройплощадку лопасти, на Кольском мосту была демонтирована опора системы освещения.

         По состоянию на октябрь 2021 года на строительной площадке ветряной станции были смонтированы 30 ветроустановок. В октябре проводились взрывные работы для подготовки к возведению оставшихся ветряков.

         Изначально пуск ветропарка в эксплуатацию был запланирован на декабрь 2021 года. Затем сроки ввода были перенесены на май 2022-го. «Энел Россия» объяснила отсрочку форс-мажорными обстоятельствами.

         Именно так в компании охарактеризовали подтопление опор единственного транспортного пути, ведущего от Мурманского порта до строительной площадки, в июне 2020 года. Из-за чего была ограничена возможность перевозки крупногабаритных компонентов ветрогенератора. Вместо подтопленного моста весной 2021 года была возведена временная переправа.

         Еще одним препятствием стала пандемия, вызванная распространением COVID-19. Коронавирусом заболели как сотрудники «Энел Россия», так и специалисты компаний-подрядчиков. Кроме того, в период локдауна и карантинных ограничений стало сложнее привлекать в Россию иностранных экспертов и проектный персонал.

         «Энел Россия» обратилась в Наблюдательный совет «Совета рынков» с просьбой об отсрочке штрафов за опоздание с вводом ветропарка в эксплуатацию, что привело к недопоставке электроэнергии в период с декабря 2021 г. по февраль 2022 г.

         11 января текущего года было принято решение о предоставлении отсрочки расчета и списания штрафов по ДПМ в отношении Кольского ветропарка в связи с наступлением обстоятельств непреодолимой силы.

         В конце 2021 года компания «Энел Россия» и Мурманский государственный технический университет заключили соглашение о проведении совместной научно-исследовательской деятельности в сфере инноваций в энергетике, охраны окружающей среды, промышленной безопасности и развития электроэнергетического сектора.

         Энергокомпания планирует принимать активное участие в разработке академических программ, организовывать прохождение производственной практики для студентов и стажировок для аспирантов учебного заведения.

Кроме того, поддержка профильного образования, запланированная «Энел Россия», предполагает выплату именных стипендий лучшим студентам и премий преподавателям вуза в рамках ежегодной программы по поддержке и развитию местных сообществ.

В компании считают важным развитие кадрового потенциала в регионе, где в сложных погодных условиях возводится крупный ветропарк, и настроены содействовать внедрению инновационных технологий для подготовки высококвалифицированных специалистов в сфере «зеленой» энергетики.

Роботы на службе у мирного атома

25 декабря 2021 года после года промышленной эксплуатации был отключен от сети энергоблок № 6 Ленинградской атомной электростанции. Проверке подлежит корпус реактора, парогенераторы, паротурбинная установка, оборудование АСУ ТП, системы безопасности, а также главный циркуляционный трубопровод и относящиеся к нему насосы.

Все работы на энергоблоке проводятся в рамках планового капитального ремонта. Проверка целостности корпуса реакторной установки, изучение состояния металла и внутрикорпусного оборудования выполнены с помощью автоматизированных систем контроля и роботов.

В ходе проверки специалисты убедились в целостности главного оборудования энергоблока. Материал, из которого изготовлен реактор, сохранил свои свойства при эксплуатации в условиях высоких температур и радиации. Его дальнейшая надежная и безопасная работа гарантирована.

Робототехника используется в атомной энергетике уже давно. Роботы неоднократно демонстрировали стойкость к экстремальным внешним воздействиям. Автоматические устройства успешно заменяют человека при выполнении трудоемких задач в условиях высокого радиационного фона. Например, во время контроля реакторного оборудования, в процессе загрузки-выгрузки ядерного топлива, при проведении ремонтных работ.

Преимущества роботов очевидны. Они мобильные и надежные, обладают способностью проникать в труднодоступные места и могут работать без перерывов. Но самое важное преимущество робототехники состоит в том, что она позволяет минимизировать дозовые нагрузки на персонал АЭС.

В рамках планового капремонта была проведена первая в истории энергоблока № 6 перегрузка ядерного топлива. Работа выполнена с целью замены отработавших сборок на новые. Кроме того, в активной зоне реактора переставлены частично выгоревшие сборки, обновлены органы системы управления и защиты реакторной установки.

Во время перегрузки из активной зоны извлечено 163 тепловыделяющие сборки с топливом. После чего они были помещены в бассейн выдержки. По завершении проверки состояния корпуса реактора и его внутрикорпусного оборудования 115 кассет были загружены обратно, а 48 – заменены свежими.

С целью обеспечения надежной биологической защиты персонала атомной станции работы по разделке топливных сборок проводились «мокрым» методом, который предполагает проведение всех манипуляций с кассетами под слоем воды с использованием перегрузочных машин. Персонал станции управляет всеми процессами в удаленном режиме.

Блоки ВВЭР отличаются от блоков РБМК тем, что все работы с ядерным топливом на них проводятся только при остановленном реакторе. Это объясняется особенностями их конструкции: водо-водяные реакторы похожи на сосуды, находящиеся под давлением. Их можно разуплотнить только при проведении ремонтных работ. В то время как конструкция канальных реакторных установок дает возможность перезагружать отдельные технологические каналы на работающих на номинальной мощности реакторах.

11 января текущего года в плановый средний ремонт энергетики вывели энергоблок № 5 Ленинградской АЭС. По оценкам экспертов, радиационный фон на промплощадке и в зоне наблюдения станции не превышает естественные фоновые значения.

До завершения плановых ремонтных работ на энергоблоках № 5 и № 6 на ЛАЭС работают третий и четвертый блоки. Энергоблоки № 1 и № 2 остановлены для вывода из эксплуатации.

Калининградские подстанции переведены на «цифру»

В 2021 году в Калининградской энергосистеме реконструированы и введены в эксплуатацию пять подстанций класса напряжения 110 кВ 110/15 кВ. Модернизация оборудования питающих центров увеличила их суммарную мощность в 1,5 раза.  

Теперь мощность пяти ПС составляет 136 МВА. Они не только способны обеспечивать электроэнергией пять городских округов региона, но и создают 22 МВА резервной мощности для присоединения к сетям новых потребителей.

В процессе реконструкции на подстанциях установлено современное силовое оборудование и коммутационные устройства преимущественно отечественного производства. Энергетики внедрили технологические решения на базе «цифры», которые обеспечивают наблюдаемость и позволяют контролировать рабочие процессы в удаленном режиме. АСУ способны обрабатывать более 8,7 тыс. сигналов.

Кроме того, на объектах установлены многофункциональные измерительные приборы, современные счетчики электроэнергии, а также микропроцессорная релейная защита. Все питающие центры автоматизированы. Данные о рабочих параметрах передаются по цифровым каналам связи в диспетчерские центры.

В модернизацию оборудования пяти подстанций инвестировано 2,5 млрд руб. Все работы выполнены в рамках программы по реконструкции и развитию электросетевой инфраструктуры Калининградской области – самой масштабной программы в России по набору мероприятий и объему финансирования, которое выделяется на один объект.

• Подстанция 110 кВ «Ладушкин» – центр питания одноименного городского округа. Обеспечивает электроэнергией город Ладушкин, 16 населенных пунктов и 52 социально значимых объекта, в том числе Ушаковского ветропарка. В модернизацию ПС было инвестировано 677,87 млн руб. В результате реконструкции мощность подстанции увеличилась с 20 до 32 МВА.
• Электрическая подстанция с рабочим напряжением 110/15 кВ «Багратионовск» поставляет электричество в одноименный город, питает 22 ближайших поселка и 52 объекта социальной сферы, в том числе фармпредприятие ООО «Инфамед К» и производственные мощности ООО «Багратионовский мясокомбинат». На реконструкцию питающего центра было потрачено 487,28 млн руб. После модернизации мощность энергообъекта увеличилась на 12 МВА и составила 32 МВА.
• Подстанция «Озерки» питает город Гвардейск, 9 поселков и 16 социально значимых объектов, расположенных на территории Гвардейского городского округа, в том числе завод ООО «Техноленд» и производственные цеха старейшего в регионе производителя колбас и мясных деликатесов «Гвардейского мясокомбината». Выполненный проект по модернизации подстанционного оборудования увеличил мощность энергообъекта с 12,6 до 20 МВА. Стоимость реконструкции оценивается в 477,89 млн руб.
• Питающий центр в Славске поставляет энергию в город, потребителям в 18 поселках, а также обеспечивает электричеством 19 объектов социальной инфраструктуры и крупные сельскохозяйственные предприятия, действующие на территории Славского района. В модернизацию подстанции инвестировано 293,58 млн руб. Обновление оборудования увеличило мощность трансформаторов с 12,6 до 20 МВА.
• ПС «Полесск» питает город, 32 поселка, 47 объектов, среди которых предприятия пищевой промышленности, рыбоконсервный и мясоперерабатывающий заводы. На реконструкцию инвестор выделил 555,1 млн руб. После модернизации мощность питающего центра возросла с 20 до 32 МВА.

В течение пяти лет калининградские энергетики построили и реконструировали около 1 500 км ЛЭП, возвели и модернизировали восемь питающих центров класса напряжения 110/15 кВ, в том числе с внедрением цифровых технологий. Общая мощность трансформаторов составляет 346 МВА. На эти цели направлено 22,17 млрд руб.

+1 высокотехнологичная подстанция

Санкт-Петербург, как и любой современный мегаполис, нуждается в надежном энергоснабжении и развитой энергетической инфраструктуре. С этой целью в декабре минувшего года в Центральном районе Северной столицы был введен в работу высокоавтоматизированный питающий центр.

ПС 110 кВ названа в честь известного русского инженера-энергетика Г.О. Графтио. С его именем плотно связаны важные события в истории отечественной энергетики и городского транспорта. Он был в числе строителей первых гидроэлектростанций СССР, проектировал Волховскую ГЭС, которой в 2021 году исполнилось 95 лет.

«Графтио» стала восьмой по счету автоматизированной энергоподстанцией, введенной в эксплуатацию на территории Санкт-Петербурга за последние три года. Модернизация сетевого комплекса и поэтапный перевод городского хозяйства на цифровую модель проводится с учетом концепции «Цифровая трансформация 2030».

По оценкам специалистов, в полную реконструкцию «Графтио» компания «Россети Ленэнерго» инвестировала более 1,14 млрд руб. Подстанция стала самым современным энергообъектом города в своем классе по совокупности использованных решений.

Силовое оборудование установлено в закрытых помещениях. Это обеспечивает пожаробезопасность, снижает уровень шума и минимизирует риски технологических нарушений из-за сложных погодных условий.

Все производственные процессы на новом объекте электросетевой инфраструктуры полностью автоматизированы. Здесь реализован третий (самый высокий) уровень интеллектуальной работы с цифровым обменом данными, поэтому в круглосуточном присутствии персонала на площадке нет необходимости.

Для контроля работы оборудования используется автоматизированная система удаленного мониторинга и диагностики. Данные о любых отклонениях от нормального режима оперативно поступают на диспетчерский пульт по цифровым каналам связи.

Для дополнительной защиты программно-технические средства в составе АСУ оснащены встроенными функциями самодиагностики. Многие элементы технологической и интеллектуальной оснастки подстанции изготовлены на предприятиях Санкт-Петербурга. На долю российского оборудования, использованного при монтаже питающего центра, приходится более 50%.

Ввод энергообъекта в эксплуатацию позволил улучшить качество электроснабжения многоквартирных домов и зданий социальной инфраструктуры. Кроме того, «Графтио» выступает в роли резервной для трёх станций метро и социально значимых предприятий, которые сейчас получают электроэнергию от другого источника.

Энергетики уже подключили к подстанции новую сцену Малого драматического театра. Обладая резервом мощности в 30 МВА, питающий центр позволяет обеспечивать технологическое присоединение новых потребителей, повышает инвестиционную привлекательность региона и закладывает прочный фундамент для развития Центрального района.

«Умные» счетчики получат новые чипы

Осенью 2021 года российская компания GS Group приступила к выпуску интегральных микросхем, предназначенных для установки в «умные» приборы учета электрической энергии.

Производственные мощности развернуты на базе предприятия по разработке, корпусированию и тестированию микроэлектронной продукции GS Nanotech, входящего в состав холдинга GS Group.

GS Nanotech расположен на территории крупнейшего в России частного инновационного кластера радиоэлектронной промышленности «Технополис GS» (флагманского инвестпроекта GS Group), который находится в Калининградской области.

После сертификации в качестве электронной компонентной базы (ЭКБ) российского производства первыми на рынок были выпущены микросхемы энергонезависимой памяти и интерфейсные микросхемы протоколов связи.

Устройства предназначены для обеспечения функциональности интеллектуальных счетчиков в части контроля расхода электричества, дистанционной передачи данных с прибора учета в энергокомпанию, а также удаленного контроля наличия напряжения на объекте абонента.

Начало серийного производства микроконтроллеров запланировано на I квартал текущего года. Массовый выпуск продукции стартует после того, как будет завершена разработка прибора учета на основе этого микроконтроллера и счетчик пройдет процедуру сертификации. 

Использование отечественных компонентов позволит производителям приборов учета электроэнергии реализовывать в уже существующих и создаваемых моделях новые функции, которые обеспечивают достоверность, своевременность, надежность и безопасность передачи данных об объемах энергопотребления.  

Кроме того, это будет способствовать удовлетворению существующих требований к уровню локализации устройств.

В комплект электронных компонентов входят интегральные микросхемы различного назначения. Это могут быть интерфейсные микросхемы протоколов связи, микроконтроллеры и микросхемы энергонезависимой памяти.

Холдинг работает над проектом по производству локализованных комплексных решений для создания интеллектуальных приборов учета электроэнергии с 2020 года. Производственные мощности GS Nanotech позволяют выпускать более 3 млн ЭКБ ежегодно.

В соответствии с ФЗ № 522 от 27.12.2018 г. «О внесении изменений в отдельные законодательные акты Российской Федерации в связи с развитием систем учета электрической энергии (мощности) в Российской Федерации», в стране требуют замены либо подлежат первичной установке на разных объектах около 80 млн «умных» электросчетчиков. Средняя стоимость такого прибора составляет 4 тыс. руб. 

В компании потенциал рынка оценивают в 320 млрд руб. При максимальной стоимости чипа для интеллектуального прибора учета до 200 рублей за единицу предельный потенциал рынка таких чипов составляет порядка 16 млрд руб.

Виртуальная реальность для безопасности АЭС

 «Концерн Росэнергоатом» установил на Ленинградской АЭС VR-тренажер, разработанный для виртуального обучения работников электроцеха основам эксплуатации и обслуживания КРУ-10 кВ.

Программно-аппаратный комплекс позволяет с помощью специального шлема и контроллеров, выполняющих функцию рук, не только увидеть обслуживаемое оборудование в виртуальном мире, но и отработать в безопасном режиме весь комплекс операций, которые выполняет специалист в процессе реальной работы.

Еще одно преимущество VR-тренажера заключается в возможности визуализировать все последствия допущенных ошибок. Цифровое решение позволяет существенно сократить время обучения, улучшить качество подготовки специалистов, повысить уровень квалификации персонала АЭС, а также свести к минимуму вероятность несчастных случаев.

Уникальное цифровое оборудование разработано специалистами компании «КРОК Иммерсивные технологии» на базе импортозамещенной операционной системы Astra Linux в ходе реализации программы цифровизации атомной энергетики.

VR-тренажер содержит шесть целевых сценариев, которые позволяют электротехническому персоналу отрабатывать практические навыки и приобретать ценный опыт в эксплуатации и обслуживании оборудования атомной станции в виртуальном мире.

Раньше работники АЭС проходили обучение или повышали квалификацию во время производственного процесса. Это было небезопасно и крайне неудобно, поскольку специалисты были вынуждены ждать вывода энергоблока в плановый ремонт или обучаться в зоне контролируемого доступа с жестким ограничением по времени.

Программно-аппаратный комплекс представляет собой цифровую копию двух основных локаций станции электростанции. Он содержит более 500 моделей оборудования, помещений и инструментов, которые используются в реальности.

Тренажер запрограммирован с учетом действующих инструкций и регламентов. Все сценарии полностью соответствуют бланкам и программам переключений.

В процессе обучения человек погружается в полноценную виртуальную версию реального рабочего места и получает возможность отработать все регламентные действия до автоматизма.

Это позволяет детально проработать каждое движение и принятое решение, выполнить работу над ошибками, повысить уровень осознанности действий и снизить риски возникновения аварийных ситуаций.

Планируется, что ежегодно на VR-тренажере будут проходить обучение до 1 тыс. специалистов. Результаты обучения и тестирования автоматически формируются в отчеты и направляются руководителю.

Управление виртуальным комплексом осуществляется из тренинг-модуля, в котором инструктор устанавливает сценарии и отслеживает статистику по каждому специалисту.

В дальнейшем на VR-тренажере будут разработаны другие программы по разным направлениям деятельности для обучения и повышения квалификации работников других специальностей.

Цифровые технологии особенно востребованы там, где ошибки персонала в ходе обучения на действующем оборудовании могут привести к нежелательным последствиям.

«Росэнергоатом» планирует изучить опыт использования программно-аппаратного комплекса, оценить его эффективность для обучения специалистов на опыте ЛАЭС. После чего будет принято решение о масштабировании технологии и возможности ее использования на других атомных станциях.