Обзор электроэнергетики Уральского федерального округа

Уральский федеральный округ занимает 10,6% территории РФ. Здесь проживает 8,4% населения России. Макрорегион производит 16% ВВП. На его долю приходится 20% всей промышленной продукции страны. Отсюда поступает 42% налогов в федеральный бюджет. Несмотря на высокие экономические показатели, для дальнейшего эффективного развития экономики округа необходима модернизация как транспортной, так и энергетической инфраструктуры.

Структура энергосистемы УФО

            В состав Уральского федерального округа входят шесть субъектов Федерации: Курганская, Свердловская, Тюменская и Челябинская области, Ханты-Мансийский автономный округ – Югра и Ямало-Ненецкий АО. Электроэнергетический комплекс макрорегиона формируют шесть региональных энергосистем, действующих на территории этих субъектов.

            Режимами работы региональных энергетических систем управляет АО «СО ЕЭС» «Объединенное диспетчерское управление энергосистемы Урала». Функции оперативно-диспетчерского управления объектами электроэнергетики на территории субъектов РФ, входящих в состав УФО, осуществляют три филиала Системного оператора:

• Свердловское РДУ выполняет функции оперативно-диспетчерского управления работой объектов энергетики Свердловской и Курганской областей. По данным Системного оператора, территория операционной зоны расположена на площади 265,8 тыс. км² с населением более 5,14 млн человек.

В ведении филиала находятся энергогенерирующие объекты суммарной установленной мощностью 11 247,059 МВт (по состоянию на 01.01.2020 г.). В число наиболее крупных из них входят:

• Белоярская АЭС (электрическая мощность 1 480 МВт);
• Верхнетагильская ГРЭС (электрическая мощность 1 500 МВт, тепловая – 240 Гкал/ч);
• Рефтинская ГРЭС (электрическая мощность 3 800 МВт, тепловая – 350 Гкал/ч);
• Среднеуральская ГРЭС (электрическая мощность 1 660 МВт, тепловая – 1 327 Гкал/ч);
• Серовская ГРЭС (электрическая мощность 451 МВт, тепловая – 85 Гкал/ч);
• Нижнетуринская ГРЭС (электрическая мощность 484 МВт, тепловая – 522 Гкал/ч);
• Ново-Свердловская ТЭЦ (электрическая мощность 557 МВт, тепловая – 857 Гкал/ч);
• Курганская ТЭЦ (электрическая мощность 480 МВт, тепловая – 1 756 Гкал/ч).

Наряду с электростанциями в структуру электроэнергетического комплекса Свердловского филиала Системного оператора также входят:

            - 824 ЛЭП класса напряжения 110-500 кВ;

- 837 трансформаторных подстанций и распределительных устройств электростанций с суммарной мощностью трансформаторных установок 49 682,9 МВА.

• Челябинское РДУ. Под оперативно-диспетчерским управлением Челябинского филиала Системного оператора функционируют объекты электроэнергетики региональной энергосистемы. Операционная зона охватывает территорию площадью 88,5 тыс. км². В регионе проживает 3,466 млн человек.

По состоянию на 1 января 2020 года к объектам диспетчеризации Челябинского РДУ относятся оборудование и устройства электростанций суммарной мощностью 6 215,51 МВт. Наиболее крупными из них являются:

• Троицкая ГРЭС (электрическая мощность 1 315 МВт, тепловая – 210 Гкал/ч);
• Южноуральская ГРЭС (электрическая мощность 747 МВт, тепловая – 320 Гкал/ч);
• Южноуральская ГРЭС-2 (электрическая мощность 844,5 МВт, тепловая – 395 Гкал/ч);
• Аргаяшская ТЭЦ (электрическая мощность 195 МВт, тепловая – 576 Гкал/ч);
• Челябинская ТЭЦ-2 (электрическая мощность 320 МВт, тепловая – 111,8 Гкал/ч);
• Челябинская ТЭЦ-3 (электрическая мощность 593 МВт, тепловая – 1 123,8 Гкал/ч);
• Челябинская ТЭЦ-4 (электрическая мощность 742 МВт, тепловая – 850 Гкал/ч).

Также в операционной зоне филиала функционируют:

            - 21 ЛЭП класса напряжения 500 кВ;

            - 65 ЛЭП класса напряжения 220 кВ;

            - 338 ЛЭП класса напряжения 110 кВ;

- трансформаторные подстанции и распределительные устройства суммарной мощностью 35 200,17 МВА.

• Тюменское РДУ. В диспетчерском подчинении и ведении Тюменского филиала Системного оператора находятся объекты электроэнергетики, расположенные на территории трех субъектов Российской Федерации – Тюменской области, Ханты-Мансийского автономного округа – Югры и Ямало-Ненецкого автономного округа. Площадь операционной зоны составляет 1 464,2 тыс. км². На этой территории проживает 3,69 млн человек.

Под управлением Тюменского РДУ функционируют объекты генерации суммарной установленной мощностью 17 318,763 МВт (по данным на 01.01.2020 года). В число самых крупных из них входят:

• Сургутская ГРЭС-1 (электрическая мощность 3 270 МВт, тепловая – 903 Гкал/ч);
• Сургутская ГРЭС-2 (электрическая мощность 5 600 МВт, тепловая – 840 Гкал/ч);
• Нижневартовская ГРЭС (электрическая мощность 2 031 МВт, тепловая – 758 Гкал/ч);
• Уренгойская ГРЭС (электрическая мощность 529,7 МВт, тепловая – 310 Гкал/ч);
• Няганская ГРЭС (электрическая мощность 1361 МВТ (проектная – 1 250 МВт), тепловая – 59,4 Гкал/ч (проектная – 570 Гкал/ч));
• Тюменская ТЭЦ-1 (электрическая мощность 659,7 МВт, тепловая – 1 565 Гкал/ч);
• Тюменская ТЭЦ-2 (электрическая мощность 755 МВт, тепловая – 1 410 Гкал/ч);
• Тобольская ТЭЦ (электрическая мощность 665,3 МВт, тепловая – 2 223 Гкал/ч);
• Приобская ГТЭС (электрическая мощность 315 МВт, тепловая – 37,2 Гкал/ч).

В диспетчерском управлении и ведении филиала также находятся:

            - 60 ЛЭП класса напряжения 500 кВ;

            - 151 ЛЭП класса напряжения 220 кВ;

            - 515 ЛЭП класса напряжения 110 кВ;

- 127 трансформаторных подстанций и распределительных устройств электростанций напряжением 220/500 кВ;

- 284 ТП и РУ электростанций напряжением 110 кВ и ниже.

В операционную зону Тюменского РДУ входит одна из крупнейших энергосистем России – энергетическая система Ханты-Мансийского автономного округа – Югры. В 2019 году на территории ХМАО функционировали 57 энергогенерирующих объектов суммарной установленной мощностью 14 120,7 МВт, подключенных к ЕЭС России.  Мощность пяти из них (Сургутская ГРЭС-1, Сургутская ГРЭС-2, Нижневартовская ГРЭС, Няганская ГРЭС и Приобская ГТЭС) превышает 100 МВт.

Специфичной особенностью региональной энергосистемы является наличие огромного количества (52 шт.) газопоршневых и газотурбинных электростанций мощностью менее 100 МВт. Эти энергообъекты обеспечивают работу отдельных предприятий нефтегазовой промышленности. В качестве топлива чаще всего используется попутный нефтяной газ (параллельно решая задачу его утилизации), реже – природный газ. Почти все они принадлежат нефте- и газодобывающим компаниям.

Кроме того, в регионе эксплуатируется более 30 небольших дизельных и газотурбинных электростанций. Они функционируют автономно и не подключены к единой энергосистеме страны. Такие установки обеспечивают электроэнергией небольшие изолированные населенные пункты и производственные предприятия.

Суммарная мощность «автономных» энергообъектов составляет 59,6 МВт. Наиболее крупными из них являются газотурбинные электростанции в пос. Приполярный мощностью 20 МВт и в пос. Хулимсунт мощностью 15 МВт, а также дизельная электростанция мощностью 5 МВт в с. Саранпауль.

Ключевые показатели работы энергосистемы УФО в 2019 году

По отчетным данным АО «СО ЕЭС» в 2019 году объекты генерации Уральского федерального округа выработали 189 649,0 млн кВт*ч электроэнергии. За этот же период электропотребление составило 176 700,2 млн кВт*ч (табл. 1).

                                                                     Таблица 1

В таблице 2 приведены данные о фактических годовых объемах потребления электроэнергии в региональных энергосистемах УФО в 2019 году в сравнении с фактическими годовыми объемами потребления электроэнергии годом ранее – в 2018 г.

                                                                           Таблица 2

Анализ данных показывает, что энергосистема УФО относится к категории профицитных с ярко выраженным дисбалансом в отдельных районах. Дефицит энергии и мощности испытывала энергетическая система Челябинской области, который покрывался за счет перетоков из смежных энергосистем.

Для того чтобы не только не допустить увеличения дефицита электроэнергии и мощности в региональной энергосистеме, но и уменьшить его, необходимо строительство новых генерирующих мощностей. Работа в этом направлении уже ведется. На сессиях Восточного экономического форума (ВЭФ-2019) ГК «Росатом» озвучила список регионов России, где вскоре могут появиться новые АЭС с реакторами малой мощности. В него вошла и Челябинская область.

В качестве площадки для возведения атомной электростанции рассматривается Суроямское железорудное месторождение в Нязепетровском районе. Следует отметить, что перспективы строительства АЭС в Челябинской области обсуждаются не впервые.

В 2016 году на сайте правительства РФ был опубликован документ «О схеме территориального планирования в области энергетики». В перечне атомных электростанций, которые планируют достроить до 2030 года, значится также Южно-Уральская АЭС.

Недостроенная атомная электростанция находится в 140 км от Челябинска, между городом Озёрск и поселком Метлино. Строительство энергообъекта стартовало в 1982 году. Согласно проектной документации, Южно-Уральская АЭС должна была состоять из трех реакторов на быстрых нейтронах БН-800.

Планы энергетиков были нарушены техногенной катастрофой на Чернобыльской АЭС. В 1986 году строительные работы на объекте были приостановлены. К тому моменту было завершено строительство вспомогательной инфраструктуры и подготовлены котлованы под будущие энергоблоки. На эти работы потрачено более 200 млн руб.

В 1993 году возведение Южно-Уральской атомной электростанции окончательно прекратилось, построенные строения пришли в запустение, а сам объект пополнил список недостроенных АЭС эпохи Советского Союза.

О возобновлении строительства заговорили в 2011 году. Правда, как оказалось, снова не вовремя: весной сильнейшее землетрясение и цунами повредили энергоблоки японской АЭС «Фукусима-1». В результате аварии огромные территории пострадали от загрязнения радиоактивной водой, что вызвало обеспокоенность мирового сообщества.

Начало строительства Южно-Уральской АЭС, запланированное на 2011-2013 гг. вновь отложили. К вопросу экологической безопасности объекта добавилась причина экономического характера.

Во время кризиса 2008 года потребление электроэнергии в регионе сократилось, поэтому возведение нового энергогенерирующего объекта признали нерентабельным. Тем более что согласно обновленному проекту ЮУАЭС планировали оснастить новейшими реакторами на быстрых нейтронах, создание и эксплуатация которых обходятся в два-три раза дороже, чем обычных.

Однако специалисты «Росатома» проанализировали действия японских коллег во время трагедии в Фукусиме и пришли к выводу, что в первые часы после аварии было допущено слишком много ошибок. К тому же одной из причин аварии признан недопустимый износ реактора. Поэтому диалог между федеральными и областными чиновниками по поводу возобновления строительства Южно-Уральской АЭС продолжился.

В результате проект электростанции в очередной раз был пересмотрен, плановая мощность энергообъекта значится – 1 200 МВт. Это означает, что в эксплуатацию планируют ввести один энергоблок с реактором типа БН-1200.

Как следует из отчета АО «СО ЕЭС» о функционировании ЕЭС России в 2019 году, в энергосистеме Уральского федерального округа было введено в эксплуатацию новое генерирующее оборудование:

• 15 мая на газопоршневой электростанции «Хантэк-Южная» Нижне-Шапшинского нефтегазового месторождения, расположенного в ХМАО-Югра, произведен запуск шести генерирующих агрегатов JGC 420 GS-S.L суммарной мощностью 8,436 МВт.

ГПЭС предназначена для обеспечения электроэнергией потребителей Шапшинской группы месторождений (ПАО «НК «РуссНефть»). Станция пополнила список объектов, способствующих эффективному использованию попутного нефтяного газа (ПНГ) Салымской и Шапшинской групп месторождений.

Ввод в эксплуатацию ГПЭС «Хантэк Южная» позволил увеличить объем эффективно используемого сухого отбензиненного газа (СОГ) и генерации электричества для нужд объектов нефтедобывающей отрасли.

По оценкам аналитиков, для нефтяников стоимость 1 кВ*ч электрической энергии, вырабатываемой газопоршневыми установками электростанции, ниже сетевой, поскольку она поступает к потребителям напрямую от объекта генерации.

Кроме того, эффективное использование попутного нефтяного газа положительно отражается на экологической обстановке в регионе. Ранее ПНГ полезным ресурсом не считали. Попутный газ, содержащийся как в самой нефти, так и в «шапке» между породой и источником, сжигали на факельных установках, что чревато негативными последствиями:

• Во-первых, выброс в атмосферу вредных веществ, что сильно вредит окружающей среде;
• Во-вторых, за нанесение вреда экосистеме предусмотрены штрафы.

По проекту ГПЭС может быть построена в несколько этапов. По мере роста нагрузки или увеличения объема свободного сухого отбензиненного газа электростанция может быть расширена. Для этого предусмотрена возможность установки дополнительных генерирующих агрегатов в контейнерном исполнении полной заводской готовности.

В качестве основного топлива ГПЭС использует СОГ, который получается в результате переработки ПНГ на установке комплексной подготовки газа, расположенной на территории Западно-Салымского месторождения.

            По данным Системного оператора в 2019 году в УФО из эксплуатации выведено:

• Паровая конденсационная турбина ПТ-12-35/10М мощностью 12 МВт на теплоэлектроцентрали ПАО «Комбинат Магнезит» (г. Сатка Челябинской области);
• На ЦЭС ОАО «Металлургический завод им. А.К. Серова» (УГМК) в Свердловской области из эксплуатации выведено генерирующее оборудование со станционными номерами 1, 2 и 3 суммарной установленной мощностью 18 МВт.

Статистика Росстата подтверждает, что Урал остается промышленным краем. УФО занимает одно из ведущих мест в экономике России. Округ располагает уникальным по запасам и разнообразию ресурсно-сырьевым потенциалом и развитым промышленным комплексом.

На территории большинства субъектов, входящих в состав Уральского федерального округа, находятся крупные месторождения полезных ископаемых. В ХМАО-Югра и ЯНАО разведаны и эксплуатируются нефтяные и газовые месторождения.

Нефтегазовый комплекс этих двух регионов оказывает доминирующее влияние как на экономику УФО, так и на сопряженные с ним отрасли, вектор развития которых задается динамикой добычи нефти и газа. 

В экономике Свердловской и Челябинской областей преобладают обрабатывающие производства: машиностроение и черная металлургия. Удельный вес этих производств почти в два раза превышает аналогичный показатель по стране и почти в три раза средний показатель по УФО.

В 2019 году отмечен рост электропотребления в зонах операционной ответственности Тюменского и Челябинского РДУ (табл. 2). По оценкам аналитиков, это связано с ростом потребления электричества промышленными предприятиями.

Свердловская область готовится встречать ВИЭ

К концу 2025 года в Свердловской области на розничный рынок электроэнергии будут выведены три солнечных электростанции. В течение ближайших пяти лет новые объекты генерации суммарной установленной мощностью 28 МВт будут построены на территории Артинского района. По оценкам аналитиков, в реализацию этих проектов будет инвестировано 2,8 млрд руб.

Заявки частных инвесторов на строительство трех энергогенерирующих объектов, использующих энергию солнца, уже прошли конкурсный отбор и включены в программу развития электроэнергетики региона. Идею появления в Свердловской области альтернативных источников энергии поддержали не только в областном правительстве и экспертном сообществе, но и уральские производители оборудования.

По оценкам аналитиков, установка на площадках СЭС высокоэффективных фотоэлектрических панелей и мощных накопителей позволит обеспечить высокий КПД генерирующего оборудования даже в сложных погодных условиях и при минимальной освещенности.

В дальнейшем количество солнечных электростанций в регионе планируют увеличить до 28. Благодаря этому генерирующие мощности энергосистемы Уральского федерального округа увеличатся еще на 137 МВт. По предварительным оценкам сумма инвестиций на строительство новых «зеленых» энергообъектов составит 11 млрд руб.

Уватская группа месторождений подключена к ЕЭС России

13 января 2020 года ПАО «НК «Роснефть» сообщило о том, что его дочерняя компания ООО «РН-Уватнефтегаз», которая специализируется на разведке и разработке группы Уватских месторождений, расположенных в Западной Сибири и на юге Тюменской области, завершила реализацию масштабного проекта по энергоснабжению мест нахождения полезных ископаемых.

Зона Уватского проекта охватывает 19 лицензионных участков недр и 40 месторождений. Их общая площадь превышает 26 тыс. км².

Результатом реализации одного из самых крупных энергопроектов НК «Роснефть» за последние несколько лет стал ввод в эксплуатацию трех электроподстанций. Суммарная мощность трансформаторов новых энергообъектов составляет 502 МВА. Кроме того, проложена ЛЭП класса напряжения 220 кВ протяженностью 320 км.

В рамках проекта новые питающие центры установлены на территории Тямкинского, Протозановского и Усть-Тегусского месторождений. Компания активно разрабатывает четыре хаба – крупнейшие центры освоения, соединенные между собой единой системой трубопроводов и зимних дорог.

Подключение новых производственных объектов компании к сетям Единой энергосистемы России позволило в полном объеме удовлетворить растущие потребности месторождений Уватской группы в электрической энергии. Кроме того, это повысило качество энергоснабжения и дало возможность более эффективно использовать потенциал автономных месторождений.  

            Управление работой новых подстанций производится из оперативно-диспетчерского центра в г. Тюмени. Сбор, обработка данных и хранение собранной информации о рабочих параметрах энергосистем осуществляется с помощью программного комплекса, изготовленного российскими производителями.

            Внедрение цифровых технологий позволяет оперативному персоналу в режиме онлайн управлять работой энергообъектов, прогнозировать и предупреждать возможные технологические отклонения в функционировании энергосистем.

            По состоянию на январь текущего года объекты Уватского проекта потребляли 100 МВт от внешней сети. Ввод новых мощностей открывает широкие возможности для наращивания темпов развития группы Уватских месторождений и повышения производственной эффективности.

В начале 2020 года в Тюменской области к ЕЭС России подключены газотурбинные электростанции Усть-Тегусского и Тямкинского месторождений мощностью 95 МВт и 24 МВт соответственно.

Челябинская ТЭЦ-2 будет переведена на газ

В структуру ПАО «Фортум» входят восемь теплоэлектроцентралей. Пять из них действуют на территории Челябинской области, три – генерируют электроэнергию в Тюменской области. Основным акционером компании является финский энергоконцерн Fortum.

В Челябинске «Фортум» является монополистом в сфере генерации электрической и тепловой энергии. В состав компании входит самая мощная в городе Челябинская ТЭЦ-2 (320 МВт), расположенная в юго-восточной части города. Она обеспечивает теплом 450 тыс. человек и является одним из ключевых энергетических объектов областного центра.

По оценкам экспертов, ежегодно электростанция сжигает 1 млн тонн бурого угля, являющегося основным топливом для производства энергии. В результате сжигания угля ТЭЦ-2 выбрасывает в атмосферу около 15,1 тыс. тонн вредных веществ, что составляет около 5% от всех «грязных» атмосферных выбросов в Челябинске и более 60% суммарных выбросов теплоцентралей «Фортума» в Челябинской области.

В последнее время «Фортум» инвестировал в экологическую модернизацию энергообъекта более 4 млрд руб. Благодаря этому удалось снизить удельные выбросы на 13%. Однако в компании понимают, что это не предел и планируют дальнейшее улучшение экологических показателей.

Рассматривался вариант вхождения в федеральную программу модернизации генерирующих мощностей, по условиям которой компания самостоятельно финансирует реконструкцию, а после этого в течение нескольких лет получает компенсацию.

Однако проблема в том, что ЧТЭЦ-2 не соответствует условиям программы, которая направлена на модернизацию старых теплоэлектроцентралей с низкой рентабельностью. Там речь об экологии не идет.

Челябинская ТЭЦ-2 – сравнительно новая. Строительство энергетического комплекса было завершено в 1980 году, поэтому с точки зрения экономики к энергообъекту вопросов нет. Вместе с тем существуют серьезные претензии к экологичности генерации.

Эксперты отмечают, что в программе есть «лазейка»: 15% средств, выделенных на ее реализацию, в порядке исключения могут выделены предприятиям, которые не соответствуют основным условиям, но должны быть реструктуризированы по каким-то другим причинам. В 2019 году «Фортум» эту возможность не использовал. Заявка на участие в программе подана не была.  

Хорошим выходом из ситуации может стать постепенный перевод ЧТЭЦ-2 на газ и внедрение энергоэффективных парогазовых технологий. По оценкам аналитиков, такой переход позволит снизить объемы выбросов на 70-80%. От газа также может быть небольшое количество азотистых соединений, которые образуются из-за высокой температуры горения. Есть сернистые соединения, но они оседают на стенках и в воздух не попадают.

23 июня 2020 года ПАО «Фортум» заключил контракт с ООО «МЭП» («Мосэнергопроект» – один из крупнейших проектировщиков энергетических объектов, дочерняя компания ПАО «Мосэнерго», основным акционером которой является ООО «Газпром энергохолдинг») на разработку проекта по выводу из эксплуатации угольной инфраструктуры Челябинской ТЭЦ-2. На его исполнение выделяется 350 дней.

Контракт стоимостью 11,88 млн руб. предусматривает:

• Проведение инженерно-геодезических, инженерно-геологических и инженерно-гидрометеорологических изысканий;
• Выполнение расчета опорных конструкций и фундаментов, необходимых для безопасной эксплуатации оборудования;
• Разработку и согласование проекта модернизации теплоэлектроцентрали с ПАО «Фортум» и ООО «Сибэнергомаш – БКЗ» – заводом-изготовителем нового генерирующего оборудования;
• Согласование со специалистами ПАО «Фортум» сметной документации;
• Получение положительных заключений экспертизы промышленной безопасности и негосударственной экспертизы.

Ожидается, что реализация проекта будет проходит в два этапа. На первом демонтируют угольную инфраструктуру в главном корпусе, а также установят участки газоходов, отглушающих конструкций и заглушек. Второй этап реализации проекта предусматривает консервацию мазутного хозяйства и кранов-перегружателей. Кроме того, будут сняты признаки опасных производственных объектов.

В семействе цифровых подстанций прибавление

Специалисты Свердловского РДУ совместно с коллегами филиала «Свердловэнерго» ОАО «МРСК Урала» (бренд «Россети Урал») завершили испытания и ввели в эксплуатацию автоматизированную систему дистанционного управления оборудованием питающего центра 220 кВ «Анна».

ПС находится в городе Сухой Лог Свердловской области. Подстанция обеспечивает транзит электроэнергии от Рефтинской ГРЭС в Каменский энергоузел и питает производственные мощности завода «Сухоложскцемент». «Анна» стала первым энергообъектом в регионе, где используется дистанционное управление.

В совершенствование системы управления оборудованием подстанции сетевая компания «Россети Урал» инвестировала 60 млн руб.

В результате модернизации программно-технического комплекса автоматизированной системы управления технологическими процессами диспетчеры Свердловского филиала Системного оператора и оперативный персонал Центра управления сетями «Свердловэнерго» получили возможность дистанционного управления электрооборудованием ПС.

Функции управления осуществляются с помощью автоматизированных программ переключений (АПП), что позволяет в несколько раз сократить продолжительность оперативных переключений по сравнению с промежутком времени, который затрачивается на выполнение тех же команд, выдаваемых диспетчерским персоналом.

АПП – последовательность операций при оперативных переключениях, представленная в виде компьютерного алгоритма. Программа обеспечивает выполнение переключений, направляя команды в АСУ ТП управляемого энергообъекта и контролируя поступление данных о ранее выполненных операциях.

Цифровая трансформация подстанции позволяет существенно повысить надежность региональной энергосистемы и улучшает качество управления электроэнергетическим режимом. Это достигается за счет минимизации промежутка времени, необходимого для выполнения оперативных переключений, снижения риска неверных действий в результате пресловутого человеческого фактора, увеличения скорости реализации управляющих команд, направленных на изменение топологии электросети.

В ходе реализации проекта энергетики Свердловского регионального диспетчерского управления и филиала «Свердловэнерго» совместно разрабатывали типовые алгоритмы переключений для линий электропередачи и оборудования питающего центра с использованием «цифры». Затем на основе этих алгоритмов были подготовлены автоматизированные программы и типовые бланки переключений.

Кроме того, специалисты уделили должное внимание мерам по обеспечению информационной безопасности оборудования Свердловского филиала Системного оператора, подстанции «Анна» и задействованных каналов связи. На этапе подготовки к испытаниям пересмотрены инструкции и технические рекомендации. Разработана и введена в действие нормативно-техническая документация.

Оснащение ПС 220 кВ «Анна» современной автоматизированной системой управления технологическими процессами, а диспетчерских центров АО «СО ЕЭС» автоматизированными системами производства переключений проводится в соответствии с концепцией «Цифровая трансформация – 2030».

Автоматизация процессов управления – это важный практический шаг на пути цифровизации электроэнергетики. В рамках перевода оборудования оперативно-диспетчерских управлений на «цифру» Системный оператор уже несколько лет планомерно внедряет АСУ переключениями во всех своих филиалах.

В регионе в ближайшие годы планируется внедрение цифровых технологий с целью организации дистанционного управления оборудованием пяти центров питания:

• ПС 110 кВ «Академическая» г. Екатеринбург);
• ПС 110 кВ «Петрищевская» (г. Екатеринбург);
• ПС 220 кВ «Рябина» (г. Екатеринбург);
• ПС 500 кВ «Исеть» (Свердловская область);
• ПС 500 кВ «Емелино» (Свердловская область).

Цифровизация энергетики позволяет получить значительный системный эффект за счет построения на базе инновационных технологий более эффективных моделей управления технологическими процессами энергообъектов.

Мощности растут

Энергетики Федеральной сетевой компании завершают модернизацию питающего центра с рабочим напряжением 220/110/10 кВ «Мираж», который находится в Нижневартовском районе Ханты-Мансийского автономного округа – Югры. Стоимость реконструкции оценивается в 621 млн руб.

В результате обновления подстанционного оборудования энергообъект сможет выдать дополнительные 29 МВт мощности для Самотлорского нефтяного месторождения – самого крупного в РФ и занимающего 11-е место в мире по размеру.

Самотлор был открыт в мае 1965 года, когда из первой пробуренной скважины забил фонтан нефти. Два месяца спустя, 22 июня, новый фонтан порадовал участников нефтеразведочной экспедиции напором небывалой силы. Внутрипластовое давление было настолько высоким, а нефть вырывалась из недр земли под таким напором, что нагревались стальные трубы. События того дня показали, что Самотлор – это уникальное месторождение с колоссальными перспективами.

По состоянию на 31.12.2018 года доказанные запасы нефти Самотлорского месторождения по классификации PRMS, DeGolyer & MacNaughton оцениваются в 3 625,7 млн барр. Извлекаемые – в 1 млрд тонн, геологические – в 7,1 млрд тонн нефти.  Это так называемое трудноизвлекаемое полезное ископаемое. Разработка и добыча требуют применения современных технологий и больших объёмов электрической энергии.

Объекты ООО «Самотлорнефтегаз» получают электричество из Единой национальной электросети сразу от шести подстанций Федеральной сетевой компании «Россети ФСК ЕЭС». В их число входит питающий центр «Мираж» мощностью 250 МВА. Помимо этого, подстанция задействована в транзите электроэнергии от Нижневартовской ГРЭС до объектов других потребителей одноименного района Югры, где проживает около 36 тыс. человек.

В процессе реконструкции подстанции «Мираж» в ОРУ 110 кВ будут интегрированы две новые линейные ячейки, к которым будут подключены ЛЭП класса напряжения 110 кВ ООО «Самотлорнефтегаз». В результате объем мощности, выдаваемой объектами нефтедобывающей компании, возрастет с нынешних 20 МВт до 49 МВт.  

На более ранних этапах модернизации энергетики демонтировали восемь старых маслонаполненных выключателей и на их место установили современные элегазовые устройства. Новое оборудование отличается надежностью, экологичностью и долговечностью.

Кроме того, выполнена установка 18 измерительных трансформаторов тока и четырех высокочастотных заградителей для передачи команд централизованной системы противоаварийной автоматики.

В июле 2020 года Федеральная сетевая компания приступила к расширению еще одного питающего центра – подстанции с рабочим напряжением 220/110/10 кВ «Ермак». Энергообъект был введен в эксплуатацию в 2018 году в рамках реализации крупного проекта по энергоснабжению нефтегазовых промыслов и магистрального нефтепровода Заполярье – Пурпе в ЯНАО. Вместе с ней под напряжение были поставлены еще два питающих центра – подстанции 220 кВ «Славянская» и «Исконная».

По оценкам экспертов, в модернизацию ПС 220 кВ «Ермак» «Россети ФСК ЕЭС» инвестирует 206 млн руб. Реконструкция оборудования энергообъекта позволит подключить две новые ЛЭП класса напряжения 110 кВ компании «Газпром энерго». Благодаря этому будет увеличена выдача энергии из ЕЭС России для нужд «Газпрома», в т. ч. для Заполярного нефтегазоконденсатного месторождения – одного из крупнейших по объему запасов и самого мощного по добыче газа в России. Рост мощности составит 22,5 МВт и достигнет отметки в 149 МВт.

На подстанции в действующее комплектное распределительное устройство с элегазовой изоляцией 110 кВ будут встроены новые линейные ячейки. Благодаря тому, что при проектировании ПС «Ермак» авторы проекта оставили резервные места в закрытом помещении энергообъекта, переустройство питающего центра проводиться не будет. Ожидается, что модернизация завершится в первом полугодии 2022 года.

Белоярская АЭС осваивает инновации

В скором времени впервые в истории российской атомной энергетики в работе появится энергоблок АЭС, генерирующий энергию из возобновляемого ядерного топлива. В 2022 году четвертый реактор Белоярской атомной электростанции БН-800 будет переведен на уран-плутониевое МОКС-топливо, содержащее несколько видов оксидов делящихся материалов.

Это станет важным шагом на пути к замыканию ядерно-топливного цикла, который даст возможность существенно расширить топливную базу и свести к минимуму количество радиоактивных отходов. Проект реализуется в рамках стратегии «Росатома» по созданию двухкомпонентной атомной энергетики с реакторами на тепловых и быстрых нейтронах.

Начало полномасштабного перевода одного из энергоблоков Белоярской АЭС на 100%-ную загрузку МОКС-топливом запланировано на I полугодие будущего года. Переход предполагает установку в активную зону реактора тепловыделяющих сборок (ТВС) с уран-плутониевым топливом в количестве, которое составляет 30% от общего числа ТВС.

С момента ввода в действие энергоблока № 4 в реакторной установке БН-800 используется гибридная активная зона. В ее состав входят как тепловыделяющие сборки с урановым оксидным топливом, так и опытные ТВС, наполненные таблеточным и виброуплотненным МОКС-топливом.

Переход на полную загрузку реактора МОКС-топливом будет осуществляться в несколько этапов. На первом – в активную зону РУ БН-800 загрузят 30% ТВС с уран-плутониевым топливом. Оставшиеся 70% таких тепловыделяющих сборок будут помещены в реактор на следующих этапах.

В результате поэтапной загрузки будет сформирована активная зона, полностью заполненная ТВС с таблеточным МОКС-топливом. По оценкам аналитиков, это произойдёт в I полугодии 2022 года.

В январе текущего года пресс-служба «Росатома» сообщила о загрузке первой серийной партии уран-плутониевого топлива в активную зону реактора Белоярской АЭС. Она состояла из 18 ТВС. Случившееся назвали историческим событием в атомной энергетике России.

В качестве сырья для производства таблеточного МОКС-топлива, в отличие от привычного для атомщиков обогащенного урана, используется оксид плутония, наработанный в реакторах, и оксид обедненного урана, который получают в результате обесфторивания гексафторида обедненного урана (ОГФУ).

Смешанное оксидное уран-плутониевое МОКС-топливо было помещено в реактор в ходе капитального ремонта энергоблока № 4. Ремонтные работы выполнялись впервые с момента его пуска в работу пять лет назад.

Помимо плановой перегрузки топлива было проведено техническое обслуживание и профилактический ремонт оборудования, а также выполнен ряд более масштабных работ. Например, произведена замена ротора генератора. После ревизии и оценки ресурсных характеристик ротора экспертами завода-изготовителя он будет использован на Белоярской АЭС в качестве резервного.

Блок № 4 – это самый крупный в мире энергоблок с реактором на быстрых нейтронах. По показателям надежности и безопасности реакторная установка БН-800 входит в список лучших атомных реакторов мира.

Изначально планировалось, что БН-800 будет генерировать энергию из МОКС-топлива. Однако на момент проектирования реактора оно все еще находилось на стадии разработки. Вскоре стало ясно, что к тому моменту, когда топливо надо будет загружать в активную зону, оно готово не будет. Поэтому и была создана смешанная зона, где часть тепловыделяющих сборок содержит традиционное урановое топливо.

Кроме того, на Белоярской атомной электростанции ведутся работы по модернизации автоматизированной системы радиационного контроля (АСРК). Ожидается, что обновление будет полностью завершено до конца текущего года.

Функционал модернизированной АСРК позволяет осуществлять непрерывный автоматизированный мониторинг обстановки, получать, обрабатывать, регистрировать и предоставлять развернутые данные о параметрах, характеризующих уровень радиации на электростанции и радиационную обстановку на близлежащих территориях с выводом собранной информации на рабочее место специалиста, ответственного за радиационную безопасность АЭС.

Для обновления системы радиационного контроля энергетики выбрали оборудование того же типа и завода-изготовителя, что находилось в эксплуатации до этого. Это разработка российских специалистов, которая хорошо себя зарекомендовала ранее. Система позволяет анализировать, хранить и архивировать параметры радиационной обстановки в любом месте подконтрольной зоны и промышленной площадки атомной электростанции.

На Белоярской АЭС оборудование радиационного контроля модернизируется регулярно. Во внимание принимаются новые технологии и появление более современного оборудования, которое будет способствовать обеспечению безопасной и надежной работы энергообъекта.

Каменномысское-море становится ближе

АО «Объединенная двигателестроительная корпорация» (входит в структуру ГК «Ростех»), которая специализируется на разработке, серийном производстве и сервисном обслуживании энергогенерирующих газотурбинных установок и двигателей для различных сфер, в интересах «Газпрома» поставит комплексную двухтопливную электростанцию.

Новый объект генерации предназначен для обеспечения энергией ледостойкой нефтегазовой платформы, которая будет использоваться для работы на морском месторождении «Каменномысское-море» в ЯНАО. Разработка этого месторождения станет первым в мире шельфовым проектом, который будет реализован в экстремальных климатических условиях.

Газовое месторождение располагается «с краю» Северного Ледовитого океана, на расстоянии 50 км от берега. По объему запасов оно относится к разряду уникальных, где под многотонным слоем льда, соленой воды и сотнями метров грунта скрыты более 550 млрд м³ сеноманского газа. Некоторые называют его «легким», противопоставляя трудноизвлекаемым залежам других полезных ископаемых. К примеру, ачимовский газ добывается с глубины свыше 4 000 м.

Однако с точки зрения технологии добычи шельфовый газ легким назвать нельзя. В акватории месторождения столбик термометра нередко опускается до отметки -60 °С. К тому же эта местность отличается сильными штормами, сравнительно небольшой глубиной (от 5 до 12 метров) и толстым слоем ледяного покрова.

Для генерации энергии в столь жестких климатических условиях будет поставлена электрическая станция мощностью 32 МВт в морском исполнении, разработанная для реализации шельфовых проектов. Работу энергообъекта обеспечивают четыре газотурбинных агрегата ГТА-8, изготовленных из стойких к коррозии материалов. Это позволяет использовать установки в регионах с высоким солесодержанием в воздухе, что полностью соответствует требованиям, которые предъявляются к оборудованию для морских платформ Арктического шельфа.

Морской двухтопливный газотурбинный двигатель Е70/8РД, на базе которого создан ГТА-8, сохраняет работоспособность даже если температура наружного воздуха опускается до –55 ºС. Разработчик ГТА-8 – рыбинское АО «ОДК – Газовые турбины» (головная компания ОДК, которая специализируется на комплексном строительстве энергогенерирующих объектов, производстве энергетических и газоперекачивающих установок). Двигатель Е70/8РД разработан ПАО «ОДК – Сатурн».

В качестве топлива газотурбинная электростанция использует природный газ и дизтопливо. Мощности силового агрегата достаточно для того, чтобы полностью обеспечить электрической и тепловой энергией потребности нефтегазовой платформы.

Установка первой электростанции российского производства на ледостойкую платформу станет важным шагом на пути освоения Арктического шельфа и соответствует государственной стратегии импортозамещения в сфере судостроения.

В дальнейшем АО «Объединенная двигателестроительная корпорация» планирует освоить производство двухтопливных электростанций на базе ГТА-16 и ГТА-25, что позволит уменьшить габаритные размеры агрегата. По оценкам специалистов, такие электростанции можно будет использовать в составе энергоустановок на танкерах, ледоколах, судах разведочного бурения, добычи, переработки и хранения сырья, плавучих электростанциях и в структуре портовых комплексов и др.

В общей сложности компании, входящие в состав ГК «Ростех», изготовили и поставили предприятиям нефтегазовой промышленности более 450 газоперекачивающих агрегатов и генерирующих энергию установок.

Сани надо готовить летом

• В августе специалисты Тюменского филиала сетевой компании «Россети Тюмень» завершили ремонтные работы на трех высоковольтных ЛЭП класса напряжения 110 кВ:

• «Молчаново – Устье»;
• «Гужевое – Кармак»;
• «Тюменская ТЭЦ-2 – Княжево».

Суммарная протяжённость отремонтированных линий электропередачи составляет 36,6 км. Эти ЛЭП участвуют в перетоках электроэнергии между 50 питающими центрами региональной энергосистемы.

От них напрямую зависит качество энергообеспечения бытовых потребителей и ряда важных объектов социальной инфраструктуры. Кроме того, линии электропередачи 110 кВ являются основным источником электроснабжения крупных предприятий:

            - Сельскохозяйственное предприятие «Овощ»;

            - ОАО «Тюменский аккумуляторный завод»;

- Металлургический завод «Электросталь Тюмени» (Филиал ООО «УГМК-Сталь»);

            - участок Свердловской железной дороги.

В ходе ремонта тюменские энергетики заменили пять опор, обследовали состояние ЛЭП, осуществили замеры сопротивления контура заземления, продиагностировали состояние фундаментов опор, расчистили от древесно-кустарниковых зарослей около 100 га трасс линий электропередачи и лесопосадок.

• В УФО ведется активная подготовка электросетевой инфраструктуры Урала к прохождению предстоящего осенне-зимнего периода. В ремонтную кампанию 2020 года инвестировано 9,8 млрд руб.

По состоянию на 18 августа энергетики сетевой компании выполнили 61% запланированных мероприятий. До 1 октября ремонтные работы будут завершены полностью. Аварийный запас укомплектован в полном объеме. В распоряжении энергетиков ПАО «Россети» находятся 127 резервных источников питания суммарной мощностью 19 МВт.

Продолжаются работы, направленные на повышение качества электроснабжения потребителей. По итогам шести месяцев текущего года средняя продолжительность и частота отключений в региональных энергосистемах Уральского федерального округа сократились на 24% и 5% соответственно (по сравнению с аналогичными показателями, зафиксированными в I полугодии 2019 года).

Инвестиционные планы реализуются полностью. Ожидается, что по итогам года в работу будут пущены новые трансформаторные установки мощностью 826 МВА и линии электропередачи протяженностью 3 400 км. Кроме того, завершится строительство:

- ПС 220 кВ «Славянская» и двух ЛЭП класса напряжения 220 кВ «Ермак – Славянская». Протяженность каждой из них составит 141 км. Линии электропередачи обеспечат электроснабжение объектов нефтегазовой промышленности на территории ЯНАО;

- ПС 110 кВ «Эргинская» и ЛЭП класса напряжения 110 кВ «Выкатная – Эргинская» для подачи электроэнергии к объектам перспективного Эргинского нефтяного месторождения.

• Специалисты Нижневартовской сетевой компании «Горэлектросеть» завершили строительство магистральной ВЛ класса напряжения 10 кВ в районе птицефабрики, расположенной в старой части города.

Новая линия электропередачи протяженностью 2,4 км построена взамен старого участка, пришедшего в негодность. На момент ввода в работу (1985 г.) он обеспечивал подачу электроэнергии к объектам птицефабрики и СИЗО.

За 35 лет границы города существенно расширились, а ЛЭП сильно обветшала. Помимо этого, прежняя трасса воздушной линии проходила по болотистой местности, поэтому техническое обслуживание объекта и проведение плановых ремонтов в летний период было крайне затруднительным.

Строительство новой ЛЭП велось по красной линии Нижневартовска с учетом перспективной застройки территории. Следовательно, когда здесь будут возводиться новые жилые кварталы, энергетики смогут обеспечить новостройки надежным качественным электроснабжением.

Ввод в действие нового участка линии электропередачи помог решить еще одну задачу. Таким образом было сформировано кольцо резервного питания потребителей, находящихся на территории старой части города.

• Энергетики «Россети Урал» – «Челябэнерго» – Троицкие электрические сети оперативно выполнили техприсоединение к электрическим сетям оборудования водозаборной скважины, которая находится в селе Хомутинино Увельского района Челябинской области.

Обеспечение качественным энергоснабжением социально значимого объекта позволит устранить одну из проблем в подаче питьевой воды жителям села. Благодаря этому удастся существенно повысить качество жизни более 1 500 человек, проживающих в с. Хомутинино.

В процессе работы была построена воздушная линия электропередачи класса напряжения 10 кВ длиной 711 м и трансформаторная подстанция 10/0,4 кВ мощностью 25 кВА.

Кроме того, энергетики установили 18 новых железобетонных опор, устройства защиты от перенапряжений и смонтировали 2,4 км высокотехнологичного самонесущего изолированного провода.

СИП гарантирует надежную передачу электричества даже в суровых климатических условиях, обеспечивает максимальную защиту от несанкционированных подключений к сетям компании и минимизирует риск поражения электрическим током людей и животных.

• В 2020 году специалисты Свердловского «Облкоммунэнерго» в ходе реализации инвестиционной программы модернизируют ряд крупных объектов сетевой инфраструктуры, действующих на территории Нижнего Тагила и Горноуральского городского округа. При этом упор будет сделан электросетевое хозяйство.

В июле энергетики реконструировали воздушную ЛЭП 6 кВ в пос. Черноисточник, которая обеспечивает электроэнергией как частный сектор, так и социально значимые учреждения.

Линия электропередачи построена еще во времена СССР. Тогда многие опоры установили на территории индивидуальных земельных участков. Такая ситуация приносила неудобства всем: жители поселка были ограничены в хозяйственной деятельности, а энергетики сталкивались с определенными трудностями при проведении плановых ремонтов.

В связи с этим было принято решение вынести ЛЭП за пределы участков. При этом в строительстве используются бетонные опоры и самонесущий изолированный провод. Кроме того, будет обновлено:

- 0,7 км ЛЭП 6 кВ, проходящей по территории Нижнетагильского металлургического комбината им. В.И. Ленина;

- 1,2 км ЛЭП в частном секторе района Рудника им. III Интернационала;

- 1,3 км распределительных сетей в Нижнем Тагиле;

- оборудование семи трансформаторных подстанций.

На техническое перевооружение городского энергокомплекса выделено 16,1 млн руб.

• В рамках ремонтной кампании 2020 года энергетики распределительной сетевой компании «Россети Тюмень» обновляют энергогенерирующее оборудование, которое обеспечивает электроэнергией Заполярное нефтегазоконденсатное месторождение. В частности, выполнен капремонт двух силовых трансформаторов на ПС 110/35/6 кВ «ЯГП-4», в ходе которого:

- проведено высоковольтное испытание оборудования;

- проведен тепловизионный контроль и анализ состояния маслонаполненного оборудования.

Испытания и исследования трансформаторного масла проводятся в два этапа: до и после капитального ремонта. Это обусловлено необходимостью определения скрытых изъянов и дефектов, которые невозможно обнаружить при осмотре во время эксплуатации. К тому же, двухэтапный анализ позволяет максимально точно определить эффективность проведенного ремонта.

В модернизацию подстанции «ЯГП-4» инвестировано около 3,5 млн руб. Весь объем работ выполнен без привлечения подрядных организаций.

 «Умные» счетчики идут в дома

За 6 месяцев 2020 года энергетики сетевой компании «Россети Тюмень» выявили 180 случаев несанкционированного электропотребления. На территории Тюменской области, ЯНАО и ХМАО – Югры недобросовестные потребители предприняли попытки скрыть незаконное и несанкционированное потребление 10 млн кВт*ч энергии. Стоимость безучетно использованных киловатт оценивается в 29 млн руб.

Чаще всего факты незаконного энергопотребления сотрудники сетевой компании выявляют на юге Тюменской области. Соблазн сэкономить одолевает как рядовых граждан, так и юридических лиц. Больше 50% нарушений, выявленных в ходе проверок, касаются вмешательств в работу приборов учета, после чего электросчетчики передают сбытовым компаниям недостоверные данные о потреблении.

Сократить масштаб проблемы поможет установка интеллектуальных устройств учета. «Умные» счетчики не только предотвращают незаконные подключения и энерговоровство, но еще и значительно снижают потери электричества, а автоматика и постоянный контроль в режиме реального времени исключают скачки напряжения и короткие замыкания.

Интеллектуальные приборы придут в дома жителей Урала постепенно. Повсеместная обязательная установка таких электросчетчиков начинается уже в 2020 году. Со временем они полностью вытеснят старые модели. Документ об этом президент России В. Путин подписал ещё в 2018 году.

С 1 июля 2020 года обязанность по установке и обслуживанию приборов учета электроэнергии перешла от граждан и организаций к энергокомпаниям. Теперь электросчетчики оплачивают энергетики: по закону ответственность за коммерческий учет электроэнергии несут профессионалы – гарантирующие поставщики и сетевые компании.

Переход на новые технологии не будет сиюминутным. «Умные» счетчики будут устанавливаться:

• По мере выхода из строя старых;
• По истечении «межповерочного интервала» – промежутка времени, на протяжении которого компания-производитель гарантирует точную работу прибора. У некоторых моделей такой интервал может достигать 16 лет.

В обязательном порядке интеллектуальные электросчетчики должны быть установлены застройщиками в новых многоквартирных жилых домах, которые будут вводиться в эксплуатацию после 1 января 2021 года.

C 1 января 2022 года все устанавливаемые счетчики будут подключаться к интеллектуальной системе учета. Она будет регистрировать все параметры энергопотребления, которые может измерить прибор учета. Благодаря этому потребители получат полный контроль над расходами электричества в своих домовладениях.

«Умные» счетчики изменят алгоритм общения жителей с коммунальными службами. Окончательно отойдет в прошлое механизм заполнения квитанций «от руки». Кроме того, после установки новых электросчетчиков потребителям не нужно будет ежемесячно тратить время на передачу данных о количестве потребленных киловатт.

Согласно закону, после 1 января 2023 года организации, по какой-либо причине не сумевшие предоставить доступ к «умным» опциям, будут оштрафованы. В ассоциации поставщиков уточняют, что нарушением закона будет считаться факт, когда компания не заменила устаревший или сломанный прибор. В случае если срок поверки или службы еще не истек – оснований для штрафа нет.

Принятый закон определил набор требований к электросчетчикам, благодаря которым они могут считаться по-настоящему «умными». Итак, все приборы учета:

- должны иметь опцию дистанционной передачи данных в систему учета;

- автоматически отключать потребителя в случае выявления аварийной ситуации;

- обеспечивать контроль качества электроэнергии, информировать о величине потерь на участке электросети от точки поставки до точки измерения;

- должны уметь защищать данные.

По закону физическое лицо имеет право отказаться от установки интеллектуального счетчика. В этом случае энергосбытовая компания (или гарантирующий поставщик) будет насчитывать оплату по нормативам. Это выйдет дороже, поэтому массовых отказов граждан от замены приборов ждать не стоит.

Однако если выяснится, что собственник квартиры или частного домовладения отказался допускать мастера для замены прибора, вышедшего из строя, ему могут отключить электроэнергию за использование счетчика, не соответствующего требованиям действующего законодательства.

2 апреля 2020 года вступило в действие постановление правительства РФ №424 «Об особенностях предоставления коммунальных услуг собственникам и пользователям помещений в многоквартирных домах и жилых домов». Согласно документу, до 1 января 2021 года управляющие компании и поставщики ресурсов должны принимать показания приборов учёта с истекшим сроком поверки. На принятие такого решения повлияло активное распространение коронавирусной инфекции.