Электроэнергетика является важнейшей областью рыночной специализации Сибирского федерального округа. Несколько десятилетий назад отрасль была развита крайне слабо, что препятствовало активному развитию промышленного сектора. Однако впоследствии на базе доступных угольных и гидроресурсов в районе был построен мощный топливно-энергетический комплекс.
Особенности структуры энергосистемы Сибирского ФО
Основу электроэнергетики Сибирского федерального округа формируют 10 региональных энергосистем. Режимом работы объединённой энергетической системы Сибири управляет филиал АО «СО ЕЭС» ОДУ Сибири.
Согласно данным, опубликованным на сайте Системного оператора, по состоянию на 1 января 2018 года электроэнергетический комплекс Сибири образуют:
- 105 электрических станций. Их суммарная установленная мощность составляет 51 911,19 МВт. По этому показателю ОЭС Сибири уступает только ОЭС Центра (53 077,1 МВт) и ОЭС Урала (52 714,9 МВт).
- Линии электропередачи класса напряжения 110-1150 кВ общей протяжённостью 100 707 км.
По состоянию на 1 января 2017 года установленная мощность электростанций ОЭС Сибири составляла 51 969,8 МВт. На протяжении года из эксплуатации было выведено изношенное и морально устаревшее оборудование суммарной мощностью 117 МВт. Помимо этого, на изменение итогового показателя также повлияли:
- ввод в действие новых генерирующих мощностей (+35 МВт);
- перемаркировка электрооборудования (+41,9 МВт);
- прочие изменения и уточнения данных (-18,5 МВт).
По данным Минэнерго в 2017 году в энергозоне Сибири было выработано 210,4 млрд. кВт⋅ч электрической энергии. Из них 202,7 млрд. кВт⋅ч составила генерация электростанций, входящих в состав объединённой энергетической системы России, и 7,4 млрд. кВт⋅ч пришлось на долю Норильско-Таймырского энергетического комплекса.
Электроэнергетика Сибирского федерального округа представлена тремя видами генерации: тепловой, гидравлической и солнечной. Атомных электростанций в районе нет.
По состоянию на 1 января 2018 года доля СЭС с генерирующей мощностью 55,2 МВт составила 0,1% в структуре установленной мощности энергосистемы.
Тепловая энергетика. На территории СФО энергетический и коксующийся уголь добывается в Горловском и Кузнецком бассейнах. По масштабам добычи Кузбасс является ведущим в России, и входит в ТОП-5 крупнейших угольных месторождений мира. Уголь, добытый из его недр, поставляется в европейскую часть страны и экспортируется за рубеж. В электроэнергетике округа также задействованы угли Канско-Ачинского бассейна.
Суммарная установленная мощность тепловых электростанций ОЭС Сибири составляет 25 569,6 МВт (на 01.01.2018 года). На их долю приходится 51,2% генерирующих мощностей объединённой энергосистемы Сибири.
Самыми крупными ТЭС, входящими в состав ОЭС Сибири, являются:
- Берёзовская ГРЭС (2 400 МВт);
- Назаровская ГРЭС (1 308 МВт). Проектная мощность электростанции составляет 1 400 МВт. Однако этого показателя она пока не достигла. Несмотря на это, ГРЭС является одной из крупнейших в Сибири;
- Беловская ГРЭС (1 260 МВт) На её долю приходится около ⅓ всей электроэнергии, которая вырабатывается на территории Кемеровской области;
- Ново-Иркутская ТЭЦ (705 МВт);
- Читинская ТЭЦ-1 (452,8 МВт);
- Норильская ТЭЦ-2 (425 МВт).
Гидроэнергетика. Суммарная установленная мощность гидроэлектростанций в структуре объединённой энергосистемы Сибири составляет 25 286,4 МВт (на 01.01.2018 года). В процентном соотношении это составляет 48,7% установленной мощности ОЭС макрорегиона. ГЭС Сибирской энергозоны вырабатывают 10,5% объёма генерации всех электростанций ЕЭС России.
Управление режимом работы ОЭС Сибири усложняется естественной нестабильностью годового стока рек Ангаро-Енисейского каскада (его потенциал оценивается в 70-120 млрд. кВт⋅ч) и непостоянством водности рек. Интенсивность речного стока – это исключительно природное явление, которое невероятно сложно (а порой и невозможно) спрогнозировать даже в краткосрочной перспективе.
Крупнейшими гидроэлектростанциями в составе объединённой энергосистемы Сибири являются:
- Саяно-Шушенская ГЭС (6 400 МВт);
- Красноярская ГЭС (6 000 МВт);
- Братская ГЭС (4 500 МВт);
- Усть-Илимская ГЭС (3 840 МВт);
- Богучанская ГЭС (2 997 МВт).
Качественное бесперебойное обеспечение потребителей электроэнергией обеспечивается за счёт перетоков мощности из смежных энергосистем. Это компенсирует годовую неравномерность выработки сибирских ГЭС за счёт резервов ЕЭС России.
Объединить, увеличить, построить!
В последнее время на территории Сибирского федерального округа планируется строительство новых линий электропередачи. К этому существует сразу несколько предпосылок. Первая – развитие электросетевого комплекса макрорегиона в рамках «Схемы и программы развития Единой энергетической системы России на 2014 – 2020 годы», утверждённой приказом Минэнерго РФ от 19.06.2013 № 495.
Реализация программы призвана решить ряд важных задач, связанных с улучшением технической и экономической эффективности функционирования российской энергосистемы:
- Обеспечить подачу электроэнергии к объёктам крупных потребителей, создать условия для возможного увеличения энергопотребления существующими потребителями за счёт расширения производственных мощностей.
- Повысить качество обслуживания потребителей и надёжность работы сетевой инфраструктуры.
- Обеспечить выдачу мощности новых генерирующих объектов.
- Создать условия для выдачи «запертой» мощности действующих электростанций. По данным Минэнерго России в 2017 году установленная мощность генераторов в ОЭС Сибири использовалась не на полную силу. Например, мощность ТЭС была использована на 46,45%, ГЭС – на 42,41%, СЭС – на 14,2%.
- Снять сетевые ограничения в действующих электросетях, предотвратить появление «слабых звеньев» в будущем, которые могут быть спровоцированы изменениями структуры топливно-энергетического комплекса.
- Развивать и укреплять межсистемные связи с целью повышения эффективности работы региональных энергосистем в частности и ЕЭС России в целом.
- Создать прочную базу для реализации планов, связанных с поставками электроэнергии на экспорт.
- Обеспечить регулирование напряжения в электросети и поддерживать уровень напряжения в пределах нормы.
- Обновить техническую базу, которая характеризуется физическим износом и моральным старением основных фондов.
Вторая причина – это всё та же нестабильность водности сибирских рек. В маловодные годы макрорегион рискует ощутить острый дефицит энергоресурсов. По данным Системного оператора ЕЭС России в 2017 году электростанции операционной зоны ОДУ Сибири выработали 202 657,86 млн. кВт⋅ч электрической энергии, энергопотребление в энергосистеме Сибири составило 205 876,25 млн. кВт⋅ч.
Чтобы предотвратить угрозу роста энергодефицита и повысить надёжность транзита электроэнергии между энергосистемами соседних федеральных округов, в регионе разработаны и реализуются проекты строительства новых линий электропередачи.
В 2013 году поставлена под напряжение новая воздушная ЛЭП 500 кВ Курган – Ишим протяжённостью 289 км. Она призвана связать электросетями Сибирь и Урал. В ходе строительства было модернизировано оборудование подстанции 500 кВ «Курган», которая распределяет электроэнергию по территории Курганской области.
В рамках проекта энергетики установили 749 опор. Сумма инвестиций в строительство и реконструкцию подстанционного оборудования оценивается в 7,9 млрд. руб. Ввод новой ЛЭП в эксплуатацию позволил укрепить межсистемные связи двух географических регионов и снизил зависимость отечественной энергетики от энергосистемы Казахстана.
С целью создания транзита по территории Томской области выполнены проектно-изыскательские работы и разработаны технико-экономические обоснования возведения линии электропередачи напряжением 500 кВ Томская – Парабель протяжённостью 370 км. По оценкам экспертов в реализацию проекта необходимо инвестировать более 33 млрд. руб.
Новая ЛЭП позволит присоединить к энергосистеме России перспективные нагрузки потребителей региона, включая нефтехимический кластер и объекты инновационного территориального центра «ИНО Томск». Строительство нового объекта сетевой инфраструктуры было запланировано на период 2017-2018 гг. Однако начало реализации проекта перенесено на более поздний срок.
Третья причина, которая мотивирует энергетиков развивать сетевой комплекс, заключается в необходимости связать прочными связями энергодефицитную часть Сибирской энергозоны с избыточной восточной. Таким образом, удастся сократить электроэнергетический дисбаланс внутри округа.
Для повышения надёжности обеспечения электроэнергией потребителей регионов Сибирского федерального округа реализованы сотни проектов. Среди них:
- Построена ВЛ 500 кВ Абаканская-Итатская» общей протяженностью 147 км от подстанции Итатская в сторону подстанции Абаканская в рамках титула «ВЛ 500 кВ №2 ПС Алюминиевая – ПС Абаканская – ПС Итатская» с реконструкцией подстанционного оборудования.
- Построены воздушные линии электропередачи класса напряжения 500 кВ протяжённостью более 25 км, соединившие Богучанскую ГЭС с подстанцией «Ангара».
- Построена и включена в работу подстанция 500 кВ «Енисей». Она призвана решить проблему дефицита электроэнергии в центральном узле Красноярска.
- Завершена модернизация оборудования ПС 220 кВ «Троицкая» (Алтайский край). Она обеспечивает электричеством потребителей северо-восточных районов региона, где расположены предприятия агропромышленного комплекса и пищевой промышленности. В ходе реализации проекта энергетики установили 21 линейную ячейку, что позволило реконструировать первую и вторую секцию шин10 кВ. Новое оборудование оснащено современными вакуумными выключателями и микропроцессорными блоками отечественного производства. Такие аппараты отличаются надёжностью и пожаробезопасностью. К тому же они практически не нуждаются в специальном обслуживании.
- Специалисты ПАО «ФСК ЕЭС» реконструировали систему электроснабжения участка Транссибирской магистрали. На 14-ти ПС железной дороги было установлено оборудование релейной защиты и автоматики, которое обеспечивает работу 24 высоковольтных ЛЭП тягового транзита. По оценкам экспертов в реализацию проекта было инвестировано 182 млн. руб.
Кроме этого, проводится комплексное техническое перевооружение подстанций, и внедряются цифровые решения. Как видим, электроэнергетика Сибирского округа продолжает развиваться. Однако в Сибири, с её огромными территориями и слабостью внутрисистемных связей, крайне сложно рассчитывать на всеохватывающую сетевую генерацию.
В центре внимания Алтай
На сегодняшний день в сибирской энергосистеме доля крупных тепловых и гидравлических электростанций не просто велика, она огромна. По оценкам аналитиков, макрорегион нуждается в строительстве мини- и микро- ТЭС и ГЭС. Именно увеличение локальной генерации (в сфере как традиционной, так и альтернативной энергетики) сможет повысить эффективность региональной энергосистемы.
Помимо этого, необходимо изучать и реализовывать на практике возможность использования возобновляемых источников энергии, внедрять лучшие мировые технологии, которые позволяют получать энергию от переработки отходов человеческой деятельности.
Также стоит обратить внимание на потенциал атомной энергетики. Хотя аналитики утверждают, что мирный атом начнёт завоёвывать Сибирь только после того, как плотность населения в СФО приблизится к среднему показателю по России.
Преимущество АЭС заключается в возможности вырабатывать огромное количество энергии с минимальными выбросами вредных веществ в окружающую среду. К тому же в таком случае нет необходимости поставлять уголь на ТЭС, и тем самым перегружать транспортную инфраструктуру тяжёлыми грузовыми составами. Но пока Сибирь идёт по другому пути.
Все регионы Сибирского федерального округа, за исключением Иркутской области, относятся к категории энергодефицитных. Передача электроэнергии на большие расстояния при невысокой мощности и малом объёме энергопотребления существенно увеличивает затраты на 1 кВт⋅ч до 1 руб. и даже больше.
Но с этой проблемой можно справиться. Выходом из сложившейся ситуации может стать строительство объектов большой и малой генерации рядом с центрами потребления. Безусловно, они не претендуют на ключевую роль в сибирской энергозоне, но легко могут справиться с энергообеспечением отделённых районов и небольших производственных предприятий.
Реки Сибири обладают колоссальным потенциалом для развития гидроэнергетики. В результате проведённых исследований специалисты определили шесть наиболее перспективных регионов округа: Республики Алтай и Бурятия, Иркутская и Кемеровская области, Алтайский и Забайкальский край.
Изначально больше всего надежд возлагалось на Алтай. Оптимизма добавляли расчёты специалистов, согласно которым строительство МГЭС на сибирских реках вполне могло оказаться рентабельным. К тому же возведение таких энергогенерирующих объектов может попутно решить целый комплекс проблем:
- привлечь инвестиции в экономику региона и тем самым вывести её на качественно новый уровень,
- создать новые рабочие места,
- обеспечить качественным электроснабжением население и объекты социальной инфраструктуры,
- повысить энергетическую безопасность макрорегиона,
- обеспечить независимость от поставщиков энергоносителей, которые территориально находятся в соседних регионах;
- более рационально расходовать органическое топливо.
С начала ХХІ века на Алтае уже было реализовано несколько проектов строительства малых гидроэлектростанций. В 2002 году в эксплуатацию был введён долгострой, доставшийся России в наследство от СССР. Речь идёт о малой ГЭС «Кайру» мощностью 0,4 МВт с плотиной ряжевого типа. Электростанция не подключена к внешним энергосетям. Она обеспечивает электроэнергией удалённый населённый пункт в Улаганском районе.
В список реализованных проектов вошла МГЭС «Джазатор» мощностью 0,63 МВт, пущенная в 2007 году. Она также не подключена к единой энергосистеме России и работает в автономном режиме. Гидроэлектростанция построена по деривационному типу, обеспечивает подачу электрической энергии в одноименное село, расположенное на территории Кош-Агачского района.
Большие надежды также возлагались на ввод в эксплуатацию мини-ГЭС «Чибит». Ожидалось, что пуск энергогенерирующего объекта позволит минимизировать дефицит мощности в Республике Алтай, увеличить объём генерации в регионе на 108,5 млн. кВт⋅ч в ежегодно, снизить тарифы, обеспечить электроэнергией потребителей, включая особую экономическую зону туристско-рекреационного типа «Алтайская долина».
Строительство гидроэлектростанции мощностью 24 МВт началось в 2010 году на реке Чуе. За два года была развёрнута жилищно-производственная инфраструктура, а сам проект включён в инвестиционную программу компании «РусГидро».
Ввод ГЭС «Чибит» в эксплуатацию был запланирован на 2013 год. На тот момент стоимость проекта оценивалась в 2,687 млрд. руб. Однако вскоре, в связи с дефицитом средств, работы на объекте были прекращены, а строительство приостановлено.
В 2016 году на официальном сайте «РусГидро» появилось сообщение о продаже акций АО «Малые ГЭС Алтая», которое было создано для реализации этого проекта. В СМИ была опубликована информация о том, что смена владельца позволит продолжить строительство ГЭС «Чибит». Однако на сегодняшний день строительные работы на объекте не возобновлены.
На торжественной закладке первого камня застопорилось строительство Солонешенской МГЭС мощностью 1,2 МВт на реке Ануй. В роли инвестора выступила инжиниринговая компания «Энергия». В проект планировалось инвестировать около 160 млн. руб.
Однако из-за возникшего спора вокруг 2-х частных участков земли, на которые, согласно проектной документации, должно было заходить сооружение, возведение Солонешенской МГЭС перенесли на более поздний срок.
В общей сложности с 2012 г. по 2018 г. инвестор намеревался ввести в эксплуатацию ещё 4 МГЭС: Гилевскую, Чарышскую, Красногородскую и Сибирячихинскую. Однако пока строительство ни одной из запланированных гидроэлектростанций так и не началось.
Реализация перспективных проектов на небольших реках Алтая может затягиваться и дальше. Основные причины кроются в их высокой стоимости и отсутствии инвесторов.
Ой, мороз, мороз…
По оценкам экспертов, ключевым барьером, препятствующим воплощению в жизнь подобных проектов на территории Сибирского федерального округа, являются сложные климатические условия. В Сибири зимний период длится около семи месяцев. Водотоки, от которых зависит генерация электрической энергии, замерзают. Таким образом, гидрогенерация становится сезонной.
Такая сезонность в несколько раз увеличивает расходы энергетиков, которые вынуждены в холодное время года использовать альтернативные источники генерации. Как правило, их роль выполняют дизельные электростанции. Однако такое решение нельзя назвать экономически выгодным. С финансовой точки зрения оно себя не оправдывает.
Вернёмся к той же Чибитской ГЭС. Согласно проектной документации в период с декабря по февраль её гарантированная мощность практически равна нулю. Иными словами говоря, зимой, когда в регионе фиксируется максимальное энергопотребление, малая ГЭС будет бесполезна. Она практически не генерирует электроэнергию и не способствует преодолению энергодефицита в региональной энергосистеме.
Очевидно, именно поэтому малые гидроэлектростанции так быстро освоились на Северном Кавказе и с такими трудностями пытаются внедриться на энергорынок Сибирского федерального округа. Эту проблему может решить строительство большого водохранилища. В нём вода будет аккумулироваться в тёплое время года и поступать на турбины гидроэлектростанции зимой.
В условиях сурового сибирского климата ГЭС невозможно использовать полноценно, не имея при этом запас воды (хотя бы сезонного регулирования), который будет выполнять роль потенциального энергоресурса. По оценкам экспертов, если не рассматривать вариант создания водохранилища, то продолжать разговоры, строить планы и проектировать новые малые гидроэлектростанции на территории СФО просто не имеет смысла.
Таким образом, все проекты по возведению бесплотинных ГЭС (которые являются полностью безвредными для региональной экосистемы) с экономической точки зрения могут оказаться нерентабельными. Следовательно, регион едва ли может рассчитывать на интерес со стороны инвесторов. А без их помощи строительство малых ГЭС едва ли когда-либо осуществится.
Вторым регионом по перспективности развития малой гидроэнергетики эксперты называют Красноярский край. Именно на его территории находится огромное количество автономных потребителей, которые живут и работают в энергоизолированных зонах. Их энергогенерирующие объекты не присоединены к электрическим сетям ЕЭС России.
По мнению аналитиков, на сегодняшний день экономически более выгодно обеспечивать изолированные от энергосистемы территории электроэнергией, которую вырабатывают дизельные генераторы. Покрывать электрическими сетями огромные площади с низкой плотностью населения нерентабельно.
Однако стоимость электроэнергии для конечного потребителя постоянно увеличивается. Энергетики уверенно заявляют, что в этой ситуации МГЭС могли бы стать достойной заменой дорогостоящей дизельной генерации.
Можно привести ещё один аргумент в пользу малых гидроэлектростанций. Он уже очень далёк от экономических расчётов и проектных изысканий. Речь идёт о качестве жизни населения. Ведь помимо того, что ввод в эксплуатацию обеспечит потребителей более дешёвой электроэнергией, он улучшит качество водоснабжения населения и создаст благоприятные условия для жизнедеятельности местной флоры и фауны.
Эксперты уверены в том, что рано или поздно на территории Сибирского федерального округа начнёт развиваться малая гидроэнергетика. Только согласно планам «РусГидро» в стране будут построены десятки МГЭС с суммарной установленной мощностью около 500 МВт. А вот когда это произойдёт, и какие регионы пополнят список счастливых обладателей таких объектов – пока вопрос остаётся открытым.
Здесь важную роль играет реальная заинтересованность самого субъекта Российской Федерации в реализации такого проекта на своей территории. Регионы должны сами инициировать строительство малых гидроэлектростанций и выступать в роли заказчиков. Хотя практика показывает, что инвесторы не очень заинтересованы в том, чтобы принимать активное участие в подобных проектах. Поэтому процесс привлечения инвестиций в отрасль продвигается крайне медленно, что отражается на скорости внедрения МГЭС в энергетику округа.
Телемеханизация осваивает новые подстанции
В 2018 году энергетики филиала ПАО «МРСК Сибири» - «Омскэнерго» планируют оборудовать современными системами телемеханики 35 подстанций Омской области. Телемеханизация является одним из ключевых элементов цифровизации электросетевой инфраструктуры.
Телемеханизация способствует решению целого комплекса важнейших задач:
- Улучшение надёжности энергосистемы и повышение качества обслуживания конечных потребителей;
- Существенное повышение уровня оперативно-диспетчерского реагирования на возможные отклонения в работе электрооборудования от штатного режима и управления рабочими процессами;
- Возможность корректирования схемы электросети с помощью различных методов дистанционного управления коммутационным оборудованием (ВВ, МВ) подстанций;
- Минимизация времени готовности оборудования при оперативном реагировании на возникновение нештатных и аварийных ситуаций;
- Снижение эксплуатационных затрат, которые связаны с мониторингом состояния и работы оборудования электросетевого комплекса;
- Возможность собирать, накапливать, анализировать и хранить показатели работы энергосистемы за отчётные периоды времени;
- Дальнейшее внедрение инновационных решений и модернизация комплексов телемеханики и диспетчеризации на базе общесистемного подхода.
Омские энергетики также заинтересованы в обеспечении возможности дистанционного контроля и управления работой энергообъектов. С этой целью элементы телемеханики внедряются как в «узловые» питающие центры (в рамках реализации специальной программы «Система сбора и передачи информации»), так и в оборудование подстанций, расположенных на территории отдалённых районов региона. Как правило, на таких подстанциях отсутствует дежурный персонал. К тому же они не оснащены каналами связи (программа «Осветление подстанций»).
За 10 месяцев текущего года омские энергетики в рамках программ осветления и повышения наблюдаемости телемеханизировали 23 подстанции напряжением 110 кВ. На оставшихся объектах работы продолжаются и будут завершены в соответствии с планом. В результате, к концу года в региональной энергосистеме будет телемеханизировано оборудование всех географически удалённых подстанций класса напряжения 110 кВ.
В процессе эксплуатации работа модернизированного электрооборудования контролируется в удалённом режиме при помощи аварийно-предупредительной телесигнализации. Все системы контроля функционируют онлайн.
Использование технологии передачи информации GPRS/3G позволяет оперативно получать данные о срабатывании диспетчерской сигнализации на любом из обслуживаемых объектов. Информация о технологическом нарушении по мобильной сети передаётся на автоматизированное рабочее место дежурного диспетчера. Это позволяет в режиме реального времени определить место возможного повреждения и принять меры для скорейшего восстановления электроснабжения потребителей.
Особое внимание омские энергетики уделяют контролю «узловых» объектов региональной энергетической системы, в том числе тех, что находятся в ведении СО ЕЭС России.
На протяжении 2018 года специалисты омского филиала в рамках программы «Система сбора и передачи информации» осуществили глобальную телемеханизацию 2-х подстанций напряжением 110 кВ:
- ПС «Восточная» - обеспечивает подачу электрической энергии потребителям Амурского района города Омска;
- ПС «Кировская» - подаёт электричество жителям Левобережья, а также обеспечивает электроэнергией Кировскую районную котельную, которая задействована в теплоснабжении округа.
В процессе модернизации на этих объектах были установлены:
- Цифровые измерительные преобразователи;
- Аварийно-предупредительныя сигнализация;
- Контроллеры телемеханики с функцией «горячего» резервирования электронного оборудования – технология, при которой резерв подключается к системе и автоматически подменяет вышедший из строя элемент, не прерывая работу всей системы;
- Датчики телесигнализации и коммутационной аппаратуры;
- Волоконно-оптическая линия связи.
Благодаря реорганизации подстанционного электрооборудования дежурный оператор в режиме онлайн может не только получать достоверные данные о работе всех систем объекта, но и контролировать работу сети. У него появилась возможность мониторить уровень напряжения и нагрузку на ЛЭП, отслеживать изменение температурных показателей и технологических режимов. Также диспетчер может в удалённом режиме управлять коммутационной аппаратурой подстанции. Весь этот комплекс мер в случае сбоев в работе электросети позволяет существенно сократить время перерыва и снижает затраты на оперативное обслуживание.
Энергетики филиала ПАО «МРСК Сибири» - «Омскэнерго» в рамках программы «Система сбора и передачи информации» внедряют системы телемеханизации в оборудование подстанций с 2010 года. По состоянию на октябрь 2018 года уже выполнено около 75% от всего объёма запланированных работ. К 2025 году цифровые средства телемеханики будут интегрированы в оборудование 12-ти «узловых» подстанций региона.
На старт, внимание… цифровизация!
Электроэнергетический комплекс Красноярского края активно обновляется. Уже в 2020 году у региона появится шанс занять лидирующие позиции в отрасли по уровню автоматизации и цифровизации рабочих процессов. Сегодня в этом направлении сделаны только первые шаги, но работа продолжается.
Энергетики филиала ПАО «МРСК Сибири» - «Красноярскэнерго» приступили к созданию первого за Уралом цифрового района электросетей. В рамках реализации перспективного проекта будет модернизировано оборудование Емельяновского РЭС.
Стоимость программы оценивается в 318 млн. руб. На данный момент реорганизация электрооборудования уже началась. Однако основные работы стартуют в начале будущего года.
По оценкам экспертов, экономический эффект от модернизации РЭС составит не менее 79 млн. руб. в год. Следовательно, инвестиции энергетической компании окупятся за семь лет. Сэкономленные средства энергетики планируют направить на дальнейшее обновление оборудования региональной энергосистемы.
Для Емельяновских электросетей одним из ключевых нововведений станет интеграция инновационного программного комплекса. Он призван обеспечить сбор, обработку и хранение учётных данных. Наряду с этим в процессе модернизации будут установлены современные счётчики и каналы связи, позволяющие практически мгновенно информировать операционный персонал о возникших отклонениях в работе сетей.
Результат модернизации смогут оценить как конечные потребители, которые увидят разницу в уровне качества электроснабжения, так и сетевая компания. Ввод в эксплуатацию цифрового района электрических сетей позволит сократить потери электроэнергии с нынешних 40% до 7%. Также эксперты прогнозируют, что цифровизация сможет в 2 раза ускорить процесс техприсоединения к сетям новых потребителей электроэнергии.
«Реализация проекта цифрового РЭС на территории Емельяновского района станет важной отправной точкой, с которой начнётся активное внедрение автоматизации в электроэнергетику Красноярского края. В дальнейшем мы планируем интегрировать новые технологии во все РЭС региона. Актуальная информация будет оперативно поступать в центр управления сетями. Это позволит персоналу быстро реагировать на любые внештатные ситуации и принимать оптимальные решения», - поделился планами компании директор филиала ПАО «МРСК Сибири» - «Красноярскэнерго» Максим Шитиков.
Перспективный первенец
В последнее время название «Красноярский край» достаточно часто появляется в ленте российских энергоновостей. В конце октября одним из таких упоминаний стало сообщение в СМИ об открытии в Красноярске инновационного Центра управления сетями (ЦУС). На сегодняшний день он не имеет аналогов в России.
Уникальный ЦУС – это огромный специализированный комплекс, где в режиме онлайн на большой видеостене размером 10х3 м отображается вся оперативная информация о состоянии региональной энергосистемы и процессах, происходящих в электросетях Красноярского края.
О возникновении аварийных ситуаций диспетчера информирует сигнализация. Согласно регламенту он оперативно принимает решение о наиболее эффективном и быстром способе устранения проблем и предпринимает действия по стабилизации ситуации. Самое главное – локализовать неисправность, предотвратить риск дальнейшего усугубления аварии и обеспечить надёжное энергоснабжение потребителей.
Красноярск не впервые становится первопроходцем в процессах автоматизации региональной энергетики. К примеру, в конце 2017 года в городе был введён в эксплуатацию ещё один уникальный в своём классе напряжения энергообъект.
Речь идёт о запуске цифровой подстанции 110 кВ им. М.П. Сморгунова. Её уникальность заключается в том, что ПС полностью управляется дистанционно. У энергетиков появилась возможность диагностировать и даже обслуживать электрооборудование объекта в удалённом режиме.
Успешный запуск первой цифровой подстанции создал прочную базу для внедрения передовых технологий в оборудование других энергообъектов красноярской энергосистемы. В частности, она используется на введённой в эксплуатацию в июле текущего года ПС 110 кВ «Озёрная», которая находится в Емельяновском районе. В реализацию проекта было инвестировано 550 млн. руб. Строительство и весь комплекс пуско-наладочных работ были завершены в рекордно короткие сроки – за 447 дней.
В скором времени у Красноярска вновь появится шанс отличиться. На декабрь запланирован запуск цифровой системы построения радиосвязи для объектов электроэнергетики. В условиях ЧП мобильная радиосвязь является ключевым, а нередко единственным средством оперативного мониторинга работы ремонтных бригад на удалённых и труднодоступных энергообъектах.
Как правило, это обусловлено огромными территориями энергорегиона, обширной географией размещения объектов, большой протяжённостью электросетей и недоступностью некоторых территориально удалённых энергогенерирующих объектов для фиксированной связи.
Рекордные темпы
Именно так можно охарактеризовать строительство и ввод в эксплуатацию линий электропередачи класса напряжения 110 кВ в Беловском районе (Кемеровская обл.). Проект был реализован энергетиками филиала ПАО «МРСК Сибири – Кузбассэнерго - РЭС» с целью обеспечения качественным электроснабжением предприятий, добывающих топливо на месторождениях региона.
На проведение полного комплекса работ специалистам сетевой компании потребовалось немного больше месяца. За это время был построен участок высоковольтной ЛЭП, который соединил новую ПС «Моховская» с территорией шахтовых выработок.
Энергообъект возведён взамен схожей подстанции. Для того чтобы обеспечить выдачу мощности, энергетикам пришлось строить новую ЛЭП.
«Хотелось бы обратить внимание на то, что в процессе технологического присоединения наши специалисты в сжатые сроки не только установили новую линию электропередачи, но и выполнили полный комплекс мероприятий в рамках технических условий со стороны потребителя. В результате, это позволит обеспечить более качественную и к тому же бесперебойную подачу электричества на территорию Моховского разреза, к другим угольным предприятиям региона, а также жителям города Полысаево», - сказал и. о. заместителя гендиректора – директор филиала «Кузбассэнерго – РЭС» Борис Берлин.
С целью повышения качества услуг и надёжности электроснабжения угольных компаний на протяжении 2018 года в Беловско-Ленинском энергоузле было успешно реализовано ещё несколько важных инвестиционных программ:
- Завершена модернизация ЛЭП «Карагайлинская-Новая – Красный Брод, Ускат – Карагайлинская-Новая». Её протяженность составляет 23 км. Результатом реконструкции электросетевого хозяйства стало существенное улучшение качества и надёжности подачи электроэнергии к объектам ОАО «Российские железные дороги» и потребителям городского округа Киселёвск.
- Завершена реконструкция отпайки на ПС «Грамотеинская». Работы велись в рамках обновления электрооборудования линии электропередачи «Беловская ГРЭС – Уропская». Её протяжённость составляет 56 км. Энергетики полностью выполнили весь объём работ, запланированных на 2018 год.
Кроме этого, проводится модернизация ЛЭП класса напряжения 110 кВ до ПС «Заречная». В процессе работы планируется заменить арматуру, провода и все опоры линии электропередачи на V-образные с оттяжками.
С января по сентябрь 2018 года в рамках исполнения соглашения, заключенного между энергетиками и администрацией Кемеровской области, МРСК Сибири инвестировала в модернизацию сетевого комплекса более 1,7 млрд. руб. Эта сумма составляет 80% от общего объёма капиталовложений, запланированных на текущий год. В компании подчёркивают, что все мероприятия выполняются чётко по графику.
Готовь сани заблаговременно
Руководством Федеральной сетевой компании было принято решение увеличить объём финансирования ремонтной кампании на текущий год до 13 млрд. руб. Эта сумма на 14% превышает аналогичные капиталовложения 2017 года.
В начале октября специалисты ФСК ЕЭС отчитались в завершении основного объёма подготовительных работ к сезонному максимуму нагрузок:
- закончены текущие плановые ремонты,
- проведена диагностика и замена силового оборудования и коммутационных систем на подстанциях;
- расчищены и расширены просеки вдоль воздушных линий электропередачи.
По оценкам аналитиков, которые уже подводят предварительные итоги 2018-го, в текущем году аварийность на объектах сетевой компании снизилась на 17%.
Объём технологических нарушений сократился во всех филиалах ФСК ЕЭС. Сибирская энергозона продемонстрировала один из лучших показателей в стране. Здесь аварийность снизилась на 29%. Самый высокий показатель был зафиксирован на Дальнем Востоке – 32%.
Такие цифры были озвучены в ходе Всероссийского совещания «О ходе подготовки субъектов электроэнергетики к прохождению осенне-зимнего периода 2018/2019 года». Мероприятие проводилось под руководством министра энергетики Российской Федерации Александра Новака в рамках Российской энергетической недели. На совещании присутствовали руководители и топ-менеджеры компаний большой энергетики, региональные власти, представители муниципальных штабов по повышению безопасности и надёжности электроснабжения.
По данным сетевой компании аварийный резерв полностью укомплектован и находится в 100%-й готовности к прохождению осенне-зимнего периода 2018-2019 года. В ходе подготовки к предстоящему ОЗП энергетики заготовили 577 резервных источников энергоснабжения. Их суммарная мощность составляет 172 МВт. В постоянной готовности находятся 6 тыс. единиц специальной техники и более 10 тыс. квалифицированных специалистов, включая персонал подрядных организаций.
Помимо этого, было проведено более 600 учебных мероприятий, в ходе которых энергетики совместно с подразделениями МЧС и представителями региональных органов власти отрабатывали слаженность действий в условиях ЧП. Тренировки направлены на предупреждение системных аварий в сложных погодных условиях, оперативное устранение возможных неполадок и обеспечение жизненно важных инфраструктурных объектов источниками резервного электропитания.
Алтайские СЭС настроены на развитие
В октябре 2018 года компания «Хевел» (отечественное предприятие, работающее в сфере солнечной энергетики) и французская Saft - производственная компания, которая специализируется на разработке и выпуске элементов питания и аккумуляторных батарей на основе лития для различных отраслей современной промышленности подписали соглашение.
Стороны договорились о сотрудничестве в рамках реализации пилотного проекта, который предполагает установку систем хранения энергии на солнечных электростанциях, построенных на территории Сибирского федерального округа. На этапе комплексных испытаний завершённого энергообъекта к команде специалистов из «Хевел» и Saft присоединятся энергетики МРСК Сибири.
По мере того как проект будет переходить из экспериментальной стадии на коммерческий уровень, Saft будет применять изготовленные в РФ системы преобразования электроэнергии.
Интеграция накопителей энергии в инфраструктуру солнечной энергетики станет важной отправной точкой, которая ознаменует переход российской возобновляемой энергетики на новый уровень развития.
По состоянию на 1 января 2018 года установленная мощность СЭС в объединённой энергосистеме России составляла 534,2 МВт, из них на долю солнечных электростанций ОЭС Сибири приходилось более 10%.
По мнению аналитиков, такие проекты позволят повысить манёвренность СЭС. В свою очередь, это будет способствовать максимально эффективному использованию энергогенерирующего оборудования электростанций в управлении режимами функционирования ЕЭС, включая загрузку/разгрузку сети в периоды низкой солнечной активности.
В планы «Хевел» входит снижение энергодефицита в энергосистеме Алтайского края за счёт использования энергии солнца. На сегодняшний день компания уже построила в регионе 4 солнечные электростанции. Их суммарная установленная мощность составляет 40 МВт. В эти проекты было инвестировано 4 млрд. руб.
Однако компания не собирается останавливаться на достигнутом и уже к 2020 году планирует ввести в действие ещё 100 МВт «солнечной» мощности.
По завершении пилотного проекта будут проанализированы итоги эксперимента, которые позволят представителям компаний-участниц обсудить перспективы дальнейшего сотрудничества и параметры перехода на коммерческий уровень.
На период 2020-2022 гг. запланирована установка нескольких накопителей энергии. Часть из них будет установлена на объектах распределённой генерации общей мощностью более 20 МВт.
Майнская ГЭС примеряет «обновки»
Весной 2018 года специалисты РусГидро приступили к реконструкции энергогенерирующего оборудования Майнской гидроэлектростанции (установленная мощность 321 МВт), выполняющей функцию контррегулятора Саяно-Шушенской ГЭС.
Весь комплекс работ проводится в рамках масштабной модернизации энергообъекта, гидросиловое оборудование которого было введено в эксплуатацию в 1984-1985 годах. К настоящему времени оно отработало нормативный срок службы и морально устарело.
Для потенциальных поставщиков электрооборудования был проведён конкурс, по результатам которого определились победители. Примечателен тот факт, что в их число вошли только отечественные производственные компании:
- Изготовителем новых турбин станет энергомашиностроительная компания из Санкт-Петербурга «Силовые машины»;
- НПО «Элсиб» (г. Новосибирск) выпустит и поставит гидрогенераторы.
Ввод новых агрегатов в эксплуатацию запланирован на 2021-2022гг.
Комплексная реконструкция Майнской гидроэлектростанции включает в себя не только замену устаревших турбин. Параллельно энергетики заменили устаревшее распределительное устройство современным аналогом – КРУЭ 220 кВ, обновили генераторные выключатели и РЗА. Также осуществляется замена силовых трансформаторных установок.
Программа комплексной модернизации (ПКМ) утверждена решением Совета директоров ОАО «РусГидро» от 05.12.2011 года. Она охватывает период с 2012 по 2025 гг. За это время планируется заменить:
- 154 турбины (55% от общего парка компании);
- 119 генераторов (42% от общего количества генераторных установок);
- 176 трансформаторов (61%);
- 396 высоковольтных выключателей;
- около 8 000 шт. оборудования вторичной коммутации;
- более 4 000 шт. вспомогательного оборудования.
Эксперты отмечают, что такой глобальной по охвату программы модернизации в отечественной электроэнергетике ещё не было. Уникальность проекта заключается в масштабности реконструкции и её направленности. ПКМ ориентирована не на точечную замену отдельных элементов и узлов. Она преследует цель комплексной модернизации энергогенерирующих объектов как цельных технологических комплексов. В рамках такой реконструкции заменяется как основное, так и вспомогательное электрооборудование, включая общестанционные системы и сооружения.
По подсчётам аналитиков, реализация ПКМ позволит увеличить установленную мощность энергогенерирующих объектов РусГидро на 779 МВт. Прирост выработки оценивается в 1 375,6 кВт⋅ч в год.
