Вы здесь

Электроэнергетика Центрального ФО в цифрах и фактах

Опубликовано ср, 11/25/2020 - 18:19 пользователем Игнатов Дмитрий

Энергосистема ЦФО насыщена развитыми узлами энергопотребления, в которых размещены промышленные предприятия и крупные городские центры. Для удовлетворения растущего спроса энергетика округа активно развивается: модернизируется действующее оборудование, внедряются цифровые технологии и разрабатываются новые перспективные проекты, призванные обеспечить надежность энергообеспечения потребителей.

Структура энергосистемы Центрального федерального округа

Объединенная энергосистема ЦФО состоит из 17 региональных энергетических систем, расположенных на территории 18 субъектов РФ. Их режимом, а также режимом работы энергосистемы Вологодской области – субъекта, входящего в состав Северо-Западного ФО, управляет филиал Системного оператора «Объединенное диспетчерское управление энергосистемы Центра».

Оперативнодиспетчерское управление энергосистемами в составе Центрального федерального округа осуществляют

  • 11 филиалов АО «СО ЕЭС».Владимирское РДУ. В управлении и ведении филиала находятся объекты электроэнергетики, расположенные на территории Владимирской области. Площадь операционной зоны составляет 29 тыс. км².

Как следует из данных Отчета о функционировании ЕЭС России в 2019 году, опубликованного на сайте АО «СО ЕЭС», по состоянию на 01.01.2020 г. в оперативном подчинении Владимирского РДУ находится один объект генерации установленной электрической мощностью 596 МВт – Владимирская ТЭЦ-2 ПАО «Т Плюс».

Электросетевой комплекс региональной системы формируют:

            - 13 ЛЭП класса напряжения 220 кВ;

            - 121 ЛЭП класса напряжения 110 кВ;

            - 98 энергообъектов класса напряжения 110-750 кВ.

Установленная трансформаторная мощность питающих центров, расположенных в зоне операционной ответственности филиала, составляет 10 436 МВА.

  • Воронежское РДУ выполняет функции оперативно-диспетчерского управления энергообъектами на территории Воронежской области. Площадь операционной зоны охватывает 52,4 тыс. км².

На 01.01.2020 г. в диспетчерском подчинении находятся три объекта генерации установленной мощностью 4 043,283 МВт:

  • Филиал АО «Концерн Росэнергоатом» «Нововоронежская АЭС» (3 778,283 МВт);
  • Филиал ПАО «Квадра» – «Воронежская генерация» Воронежская ТЭЦ-1 (138 МВт);
  • Филиал ПАО «Квадра» – «Воронежская генерация» Воронежская ТЭЦ-2 (127 МВт).

По состоянию на 01.01.2020 г.в электроэнергетический комплекс региона также входят:

- 182 ЛЭП класса напряжения 110 кВ/220 кВ/ 330 кВ/ 500 кВ суммарной протяженностью 6 580,439 км;

- 166 трансформаторных подстанций и распределительные устройства электростанций напряжением 110 кВ/ 220 кВ/ 330 кВ/ 500 кВ. Общая мощность трансформаторов составляет 13 973,7 МВА.

  • Костромское РДУ. Под оперативно-диспетчерским управлением филиала Системного оператора функционируют энергообъекты двух субъектов Российской Федерации – Костромской и Ивановской областей, расположенные на территории площадью 81,5 тыс. км².

В управлении и ведении Костромского РДУ находятся объекты генерации установленной мощностью 4 806 МВт, где на долю Костромской энергосистемы приходится 3 824 МВт мощности. Установленная мощность энергогенерирующих объектов в составе Ивановской энергосистемы составляет 982 МВт.

Самыми крупными электростанциями, функционирующими в зоне операционной ответственности филиала, являются:

  • Филиал «Костромская ГРЭС» (3 600 МВт) АО «Интер РАО – Электрогенерация»;
  • Филиал «Ивановские ПГУ» (325 МВт) АО «Интер РАО – Электрогенерация»;
  • Ивановская ТЭЦ-2 (200 МВт) Филиала «Владимирский» ПАО «Т Плюс»;
  • Ивановская ТЭЦ-3 (330 МВт) Филиала «Владимирский» ПАО «Т Плюс».

Электросетевой комплекс операционной зоны Костромского РДУ формируют:

- 213 ЛЭП класса напряжения 110-500 кВ общей протяженностью 6 421,441 км;

- 164 трансформаторных подстанции и распределительные устройства электростанций напряжением 110-500 кВ суммарной мощностью трансформаторных установок 14 784,3 МВА.

  • Курское РДУ. Филиал АО «СО ЕЭС» осуществляет функции оперативно-диспетчерского управления объектами электроэнергетики, которые находятся на территории Курской, Орловской и Белгородской областей. Площадь операционной зоны охватывает 81,6 тыс. км².

Под управлением Курского РДУ генерируют энергию электростанции установленной мощностью 4 915,04 МВт. Ключевой энергообъект – филиал АО «Концерн Росэнергоатом» Курская АЭС (4 000 МВт).

В структуру электроэнергетического комплекса трех субъектов РФ также входят:

            - 262 ЛЭП класса напряжения 110-750 кВ протяженностью 9 299,224 км;

- 261 трансформаторная подстанция и распределительное устройство электростанций класса напряжения 110 кВ и выше. Суммарная мощность трансформаторов составляет 24 390,5 МВА.

  • Липецкое РДУ управляет работой энергообъектов на территории Липецкой и Тамбовской областей. Операционная зона охватывает территорию площадью 58,5 тыс. км². По состоянию на 01.01.2020 г. в управлении и ведении филиала Системного оператора находились объекты генерации суммарной установленной электрической мощностью 1 465,5 МВт. Самыми крупными из них являются:
  • Липецкая ТЭЦ-2 (515 МВт), ПАО «Квадра» (филиал «Липецкая генерация»);
  • Тамбовская ТЭЦ (235 МВт), ПАО «Квадра» (филиал «Липецкая генерация»).

К объектам диспетчеризации Липецкого филиала Системного оператора также относятся:

            - 306 ЛЭП класса напряжения 110-500 кВ;

- 185 трансформаторных подстанций класса напряжения 110-500 кВ. Суммарная мощность трансформаторов питающих центров и распределительных устройств электростанций класса напряжения 110-500 кВ составляет 19 368,3 МВА.

  • Московское РДУ. В диспетчерском подчинении филиала АО «СО ЕЭС» находятся электростанции и объекты электросетевой инфраструктуры г. Москвы и Московской области. Зона операционной деятельности охватывает территорию площадью 46,95 тыс. км².

По данным Системного оператора, электроэнергетический комплекс Москвы и Московской области формируют:

- 51 энергогенерирующий объект установленной мощностью 16 872 МВт (оборудование, которое входит в зону операционной ответственности Московского РДУ, расположено на 23 электростанциях);

- 581 питающий центр класса напряжения 110-750 кВ (оборудование, относящееся к объектам диспетчеризации Московского РДУ, находится на 403 ПС);

- под управлением филиала функционируют 1 057 ЛЭП класса напряжения 110-750 кВ.

            В число самых крупных объектов генерации входят:

  • Филиал «Загорская ГАЭС» (1 200 МВт) ПАО «РусГидро»;
  • Филиал «Шатурская ГРЭС» (1 500 МВт) ПАО «Юнипро»;
  • Филиал ПАО «Мосэнерго» ТЭЦ-21 (1 765 МВт);
  • Филиал ПАО «Мосэнерго» ТЭЦ-22 (1 070 МВт);
  • Филиал ПАО «Мосэнерго» ТЭЦ-23 (1 420 МВт);
  • Филиал ПАО «Мосэнерго» ТЭЦ-25 (1 370 МВт);
  • Филиал ПАО «Мосэнерго» ТЭЦ-26 «Южная» (1 840,9 МВт);
  • Филиал ПАО «Мосэнерго» ТЭЦ-27 «Северная ТЭЦ» (1 060 МВт).
  • Рязанское РДУ. В диспетчерском подчинении филиала находятся объекты электроэнергетики установленной мощностью 3 825,083 МВт, расположенные на территории Рязанской области. Зона операционной ответственности расположена на площади 39 тыс. км².

Основными электростанциями региональной энергосистемы являются:

  • Рязанская ГРЭС (3 130 МВт), филиал ПАО «ОГК-2» (ранее «ОГК-6»);
  • ГРЭС-24 (310 МВт). Входит в состав Рязанской ГРЭС, принадлежащей ПАО «ОГК-2»;
  • «Ново-Рязанская ТЭЦ» (400 МВт), ООО «Ново-Рязанская ТЭЦ».

Наряду с объектами генерации, в структуру электроэнергетического комплекса Рязанской области также входят:

            - 173 ЛЭП класса напряжения 110-500 кВ;

- 122 трансформаторных подстанции и распределительные устройства электростанций класса напряжения 110-500 кВ. Суммарная мощность трансформаторных установок составляет 7 476 МВА.

  • Смоленское РДУ. Структурное подразделение АО «СО ЕЭС» управляет работой электростанций и сетевого комплекса энергосистем Смоленской, Брянской и Калужской областей. Территория операционной зоны расположена на площади 114,5 тыс. км².

В управлении и ведении филиала находятся объекты генерации установленной электрической мощностью 4 147,09 МВт. В число самых крупных из них входят:

  • Смоленская АЭС (3 000 МВт), филиал АО «Концерн Росэнергоатом»;
  • Смоленская ГРЭС (630 МВт), филиал ПАО «Юнипро»;
  • Смоленская ТЭЦ-2 (275 МВт), филиал ПАО «Квадра» – «Смоленская генерация;
  • Дорогобужская ТЭЦ (90 МВт), ООО «Дорогобужская ТЭЦ».

 К объектам диспетчеризации Смоленского РДУ также относятся:

            - 3 ЛЭП класса напряжения 750 кВ;

            - 5 ЛЭП класса напряжения 500 кВ;

            - 11 ЛЭП класса напряжения 330 кВ;

            - 47 ЛЭП класса напряжения 220 кВ;

            - 218 ЛЭП класса напряжения 110 кВ;

- трансформаторные подстанции и распределительные устройства электростанций с суммарной мощностью трансформаторов 28 179,9 МВА.

  • Тверское РДУ осуществляет диспетчерское управление работой энергообъектов, входящих в состав энергосистемы Тверской области. Территория операционной зоны охватывает территорию площадью 84,2 тыс. км².

Под оперативно-диспетчерским управлением Тверского филиала Системного оператора функционируют объекты генерации суммарной установленной мощностью 6 797,6 МВт. Самыми крупными из них являются:

  • Калининская АЭС (4 000 МВт), АО «Концерн Росэнергоатом»;
  • Конаковская ГРЭС (2 520 МВт), ПАО «Энел Россия»;
  • Тверская ТЭЦ-1 (17 МВт), ООО «Тверская генерация;
  • Тверская ТЭЦ-3 (170 МВт), ООО «Тверская генерация»;
  • Тверская ТЭЦ-4 (88 МВт), ООО «Тверская генерация».

Электросетевой комплекс Тверской области формируют:

            - 182 ЛЭП класса напряжения 110-750 кВ;

- 138 трансформаторных подстанций и распределительных устройств электростанций напряжением 110-750 кВ. Суммарная мощность трансформаторов составляет 10 278,2 МВА.

  • Тульское РДУ осуществляет комплекс функций в рамках оперативно-диспетчерского управления энергообъектами Тульской области, которые расположены на территории площадью 25,679 тыс. км².

В зоне операционной ответственности филиала АО «СО ЕЭС» функционируют электростанции суммарной установленной мощностью 1 637,139 МВт. В число наиболее крупных из них входят:

  • Черепетская ГРЭС (450 МВт); АО «Интер РАО – Электрогенерация»;
  • Новомосковская ГРЭС (233,65 МВт), ПАО «Квадра»;
  • Алексинская ТЭЦ (177 МВт), ПАО «Квадра»;
  • Ефремовская ТЭЦ (160 МВт), ПАО «Квадра»;
  • Щёкинская ГРЭС (400 МВт), ООО «Щёкинская ГРЭС»;
  • ТЭЦ ПАО «Тулачермет»;
  • Первомайская ТЭЦ (105 МВт), ОАО «Щёкиноазот».

Наряду с электростанциями, под оперативно-диспетчерским управлением Тульского РДУ также находятся:

            - 224 ЛЭП класса напряжения 110-220 кВ;

            - 149 трансформаторных подстанций напряжением 110-220 кВ. Суммарная мощность трансформаторов составляет 11 308 МВА.

  • Ярославское РДУ. В диспетчерском подчинении филиала находятся объекты электроэнергетики региональной энергосистемы Ярославской области. Зона операционной ответственности расположена на площади 36,2 тыс. км².

По состоянию на 01.01.2020 г. в управлении и ведении филиала Системного оператора находятся объекты генерации суммарной установленной электрической мощностью 1 532,06 МВт. Самыми крупными из них являются:

  • «Хуадянь-Тенинская ТЭЦ» (463,91 МВт), ОАО «Хуадянь-Тенинская ТЭЦ»;
  • Ярославская ТЭЦ-2 (245 МВт) – обособленное подразделение Главного управления ОАО «ТГК-2» по Ярославской области;
  • Ярославская ТЭЦ-3 (260 МВт) – обособленное подразделение Главного управления ОАО «ТГК-2» по Ярославской области;
  • Рыбинская ГЭС (366,4 МВт), собственник – ПАО «РусГидро» (за исключением судоходных шлюзов);
  • Угличская ГЭС (120 МВт), собственник – ПАО «РусГидро» (за исключением судоходного шлюза).

К объектам диспетчеризации Ярославского РДУ также относятся:

      - 35 ЛЭП класса напряжения 220 кВ;

      - 112 ЛЭП класса напряжения 110 кВ;

- 103 трансформаторных подстанции и распределительные устройства электростанций напряжением 110 кВ, 220 кВ суммарной мощностью трансформаторов 6 497 МВА.

            Энергосистема ЦФО является частью единой энергетической системы России, соединена линиями электропередачи с энергосистемами Урала, Средней Волги, Северо-Запада и Юга. Кроме того, налажено взаимодействие с энергосистемами Беларуси и Украины.

            17 региональных энергосистем, формирующих энергосистему Центрального федерального округа, и энергосистема Вологодской области входят в состав объединенной энергосистемы Центра.

            По данным АО «СО ЕЭС» на 31.12.2018 г. суммарная установленная мощность энергогенерирующих объектов в зоне операционной ответственности ОЭС Центра составляла 52 447,29 МВт. По состоянию на 01.01.2020 г. этот показатель увеличился на 201,29 МВт и достиг отметки в 52 648,58 МВт. Положительная динамика достигнута за счет ввода в эксплуатацию новых мощностей – 1 294,483 МВт:

  • В 2019 году завершено строительство и 31 октября состоялся ввод в эксплуатацию энергоблока № 7 Нововоронежской АЭС – одной из первых промышленных атомных электростанций СССР. Выработка электроэнергии АЭС обеспечивает электричеством 85% потребителей Воронежской области. С 1986 года энергообъект генерирует тепловую энергию для отопления жилых домов и объектов социальной инфраструктуры г. Нововоронежа. Новый энергоблок сооружен по проекту «АЭС-2006» с использованием реакторной установки ВВЭР-1200. Установленная мощность паровой турбины К-1200-6,8/50 составляет 1 180,983 МВт.
  • 20 мая 2019 года на проектную мощность выведена ПГУ-115 Алексинской ТЭЦ. Теплоцентраль является одним из системообразующих предприятий энергетики в энергосистеме Тульской области. После ввода в эксплуатацию парогазовой установки электрической мощностью 113,5 МВт мощность ТЭЦ увеличилась до 177 МВт, тепловая – до 240 Гкал*ч. По оценкам специалистов, Алексинская теплоцентраль сможет ежегодно производить около 860 млн кВт*ч электроэнергии, обеспечивая теплом 40 тыс. жителей и производственные предприятия г. Алексина.

Строительство нового блока парогазовой установки стартовало в 2012 году. Проект разработан на базе оборудования компании Siemens. Изначально ввод энергоблока в эксплуатацию был запланирован на май 2015 года, однако сроки постоянно смещались. Отсрочка пуска, по заявлению представителей ПАО «Квадра», спровоцирована объективными причинами. В частности, вводом антироссийских санкций. Только 1 февраля 2019 года было получено разрешение поставлять электрическую энергию на оптовый рынок электроэнергии и мощности.

            Как следует из отчета Системного оператора, в 2019 году, наряду с вводом в действие новых энергоустановок, изменение показателя установленной мощности произошло за счет перемаркировки действующего генерирующего оборудования (-12,46 МВт), прочих изменений и уточнений (-0,73 МВт), а также вывода из эксплуатации изношенных и кардинально устаревших агрегатов (-1 080 МВт):

  • На ТЭЦ-ЗиЛ демонтировано оборудование паровых турбин АП-25 и Т-100/120-130-3. Суммарная мощность выведенного из эксплуатации энергооборудования составляет 125 МВт;
  • На Клинцовской ТЭЦ прекращено использование паровых турбин Р-6-35/5М и Р-6-35/5Б мощностью 6 МВт каждая;
  • На ТЭЦ ГУБТ «Северсталь» выведена из эксплуатации газовая утилизационная бескомпрессорная турбина ГУБТ-8 УТЗ. Установленная электрическая мощность агрегата составляет 8 МВт. Оборудование использовалось для генерации электрической энергии за счет избыточного давления доменного газа на металлургическом комбинате ПАО «Северсталь»;
  • На Каширской ГРЭС выведены из эксплуатации три блока мощностью по 300 МВт – № 4, № 5, № 6. После остановки трех паровых турбин К-300-240-1 в работе остались два энергоблока – № 3 и № 7. Блок № 3 является самым новым. Его оборудование полностью обновлено после аварии 2002 года;
  • На Ярославской ТЭЦ-1 из эксплуатации выведено генерирующее оборудование двух энергоблоков. На блоке № 4 остановлена паровая турбина ПТ-25-90/10М мощностью 25 МВт, на блоке № 6 – паровая турбина ПТ-25-90/10М. Установленная мощность этого агрегата составляла 6 МВт;
  • На ТЭЦ Липецкой трубной компании «Свободный сокол» остановлена генерирующая установка АК-4 мощностью 4 МВт.

В зоне операционной деятельности ОДУ Центра функционируют электростанции трех типов: тепловые, гидравлические и атомные. По состоянию на 01.01.2020 г. на долю тепловой генерации в структуре установленной мощности объединенной энергосистемы Центра приходится 36 070,23 МВт (66,82%).

Одной из особенностей ОЭС Центра является самая высокая в ЕЭС удельная доля атомных электростанций в структуре генерирующей мощности. По данным Системного оператора, суммарная мощность АЭС составляет 14 778,28 МВт (28,07%).

Гидроэлектростанции невелики по объему генерации и немногочисленны по количеству. Их удельный вес в структуре установленной мощности ОДУ Центра всего 3,42% (1 800,07 МВт). Энергообъекты, генерирующие электричество из энергии солнца и ветра, в объединенной энергосистеме отсутствуют.

Основные показатели функционирования энергосистемы Центрального ФО в 2019 году

По отчетным данным АО «СО ЕЭС», в 2019 году электростанции ЦФО выработали 225 997,27 млн кВт*ч электроэнергии. За этот же период энергопотребление в энергосистеме макрорегиона превысило отметку в 227 796,76 млн кВт*ч (табл. 1).

№ п/п

Филиалы АО «СО ЕЭС»

Выработка электроэнергии

(млн кВт*ч)

Потребление электроэнергии

(млн кВт*ч)

1.

Владимирское РДУ

2 283,30

6 990,90

2.

Воронежское РДУ

22 807,50

11 715,80

3.

Костромское РДУ

17 506,27

7 102,67

4.

Курское РДУ

27 100,16

27 244,55

5.

Липецкое РДУ

6 318,80

16 506,90

6.

Московское РДУ

72 833,50

107 694,20

7.

Рязанское РДУ

4 210,57

6 531,83

8.

Смоленское РДУ

22 780,21

17 371,57

9.

Тверское РДУ

38 223,16

8 245,44

10.

Тульское РДУ

5 296,00

10 289,90

11.

Ярославское РДУ

6 637,80

8 283,00

 

Всего:

225 997,27

227 796,76

   Таблица 1

Энергосистема ЦФО входит в число энергодефицитных. Дефицит производства электроэнергии в отдельных регионах покрывался за счет перетоков электроэнергии по межсистемным ЛЭП из смежных энергетических систем.

По итогам 2019 года в региональных энергосистемах семи субъектов Федерации был зафиксирован рост энергопотребления:

  1. Белгородская обл. – 0,21%;
  2. Воронежская обл. – 3,79%;
  3. Костромская обл. – 0,56%;
  4. Рязанская обл. – 0,35%;
  5. Тамбовская обл. – 2,4%;
  6. Тульская обл. – 2,66%;
  7. Ярославская обл. – 0,35%.

На положительную динамику энергопотребления в значительной степени повлиял температурный фактор и рост годовых объемов потребления электрической энергии на промышленных предприятиях газо- и нефтепроводного транспорта:

  • ООО «Транснефть-Балтика» (в энергосистеме Ярославской области);
  • ООО «Газпром трансгаз Москва» (в энергосистемах Липецкой и Тамбовской областей).

В 2019 году фактический объем мощности выведенных в капитальный и средний ремонт турбо- и гидроагрегатов электростанций объединенной энергосистемы Центра составил 18 765 МВт, что на 63 МВт ниже объема, запланированного сводным годовым графиком ремонтов. В течение года был выполнен капитальный и средний ремонт энергетического оборудования энергообъектов суммарной мощностью 18 705 МВт. Этот показатель на 877 МВт ниже запланированного.

            Во II и III кварталах минувшего года на территории округа введены в эксплуатацию новые линии электропередачи:

  • 16 апреля специалисты АО «СО ЕЭС» обеспечили режимные условия для включения в работу воздушной ЛЭП напряжением 500 кВ «Донская – Старый Оскол № 2». Проект реализован для выдачи мощности Нововоронежской АЭС-2.

Строительство новой воздушной линии электропередачи протяженностью 102,6 км с модернизацией питающего центра 500 кВ «Старый Оскол» велось в рамках инвестиционной программы Федеральной сетевой компании.

Подстанция обеспечивает подачу электрической энергии к объектам потребителей Северного энергорайона Белгородской области, где расположены крупные промышленные компании. Например, предприятие по добыче железорудного сырья открытым способом «Комбинат КМАруда», тепличное хозяйство «Гринхаус», Лебединский и Стойленский горно-обогатительные комбинаты. Ввод в действие новой ЛЭП позволил повысить надежность электроснабжения этих предприятий.

В ходе строительных работ воздушной линии на питающем центре «Старый Оскол» энергетики смонтировали новую ячейку 500 кВ с двумя элегазовыми выключателями 500 кВ. После чего был выполнен перезавод уже действующей ВЛ класса напряжения 500 кВ «Донская – Старый Оскол № 1» в новую ячейку, а новая воздушная линия подключена в освободившуюся. Кроме того, построенная ВЛ была оснащена микропроцессорными устройствами РЗА. Попутно откорректирована логика работы противоаварийной автоматики на подстанции 750 кВ «Металлургическая».

Продуманный и грамотно реализованный специалистами АО «СО ЕЭС» комплекс режимных мероприятий позволил осуществить ввод в работу новой воздушной линии без сбоев в электроснабжении потребителей и корректировки графиков планового ремонта оборудования энергокомпаний.

  • 27 апреля. В рамках работ по созданию схемы выдачи мощности энергоблоков № 6 и № 7 Нововоронежской атомной электростанции возведена и введена в действие линия электропередачи класса напряжения 220 кВ «Донская – Бутурлиновка». ЛЭП построена с использованием многогранных опор, которые обладают повышенной стойкостью к динамическим нагрузкам и разрушительному действию коррозии.

Кроме того, поставлено под напряжение основное оборудование новой подстанции 220 кВ «Бутурлиновка» мощностью 125 МВА. Питающий центр – это энергообъект нового поколения, где установлены:

  • Автотрансформатор отечественного производства;
  • Надежное коммутационное оборудование;
  • Микропроцессорные терминалы релейной защиты;
  • АСУ ТП;
  • Цифровая связь.
  • В энергосистеме г. Москвы и Московской области введены в работу следующие ЛЭП:
  • 18 августа – I цепь кабельно-воздушной линии 220 кВ «Чоботы – Говорово»;
  • 31 августа – I цепь кабельно-воздушной линии 220 кВ «Молжаниновка – Омега»;
  • 31 августа – I цепь кабельно-воздушной линии 220 кВ «Молжаниновка – Старбеево»;
  • 3 сентября – кабельная линия 220 кВ «Лесная – Хованская № 1»;
  • 3 сентября – кабельная линия 220 кВ «Лесная – Хованская № 2»;
  • 23 сентября – II цепь кабельно-воздушной линии 220 кВ «Молжаниновка – Старбеево»;
  • 24 сентября – II цепь кабельно-воздушной линии 220 кВ «Молжаниновка – Омега».

К новому осенне-зимнему периоду готовы

26 августа в Калуге состоялось заседание Федерального штаба по обеспечению безопасности электроснабжения. В ходе мероприятия с докладом выступил заместитель председателя Правления АО «СО ЕЭС» Сергей Павлушко. В своем выступлении он затронул тему энергопотребления и мощности в объединенной энергетической системе Центра. По оперативным данным в период с 01.01.2020 г. по 20.08.2020 г. в ОЭС Центра потребление электроэнергии сократилось на 1,8% по сравнению с показателем, зафиксированным за аналогичный период 2019 года.

            В I квартале текущего года был отмечен незначительный рост электропотребления. По данным Системного оператора, прирост составил 0,4% относительно данных за такой же период 2019 года. Во II квартале 2020 года ситуация кардинально изменилась. С апреля по июнь в ОЭС Центра электропотребление снизилось на 3,4% по сравнению с данными за II квартал 2019 года.

            Отрицательную динамику эксперты объясняют снижением объемов энергопотребления крупными промышленными компаниями. Например, предприятия нефтепроводного транспорта сократили потребление электроэнергии на 22,3%, машиностроения – на 16,0%, производства минеральной продукции – на 4,3%, РЖД – на 13,4%, строительной отрасли – на 7,4%.

            По прогнозам специалистов АО «СО ЕЭС» в осенне-зимний период 2020–2021 гг. в ОЭС Центра ожидается максимум потребления мощности 38 383 МВт при среднесуточной температуре наружного воздуха -18,3 °С (температурный показатель прохождения максимума потребления мощности за последние 10 ОЗП). Максимум ОЗП 2019–2020 гг. был зафиксирован 26 ноября 2019 года в 17.00 по московскому времени и составил 35 773 МВт при среднесуточной температуре воздуха -5,8 °С.

            1 февраля 2020 года получил необходимые разрешения и начал поставку электроэнергии на ОРЭМ новый парогазовый энергоблок Воронежской ТЭЦ-1. После ввода в эксплуатацию ПГУ-223 установленной мощностью 219,6 МВт электрическая мощность теплоцентрали возросла до 357,6 МВт. С. Павлушко отметил, что с пуском ПГУ Воронежской ТЭЦ-1 завершена программа строительства генерации по программе ДПМ.

            Строительные работы на месте будущего энергоблока стартовали в 2012 году. Новая парогазовая установка должна была заменить устаревшее, неэффективное энергогенерирующее оборудование и существенно повысить мощность ТЭЦ. В реализацию проекта планировали инвестировать около 9 млрд руб.

            Изначально энергоблок должен был быть введен в действие к началу 2016 г. Но в назначенный срок запуск оборудования не состоялся. К сентябрю 2016 года сумма штрафов, накопленных ПАО «Квадра» за невыполнение договорных обязательств, превысила 1,5 млрд руб. Однако руководству компании удалось найти общий язык с участниками энергорынка, и срок пуска ПГУ в эксплуатацию сначала перенесли на конец 2018 г., а позднее еще на год – на конец 2019-го.

В результате ввод ДПМ-блока Воронежской ТЭЦ-1 состоялся с пятилетней задержкой. Стоимость проекта превысила 15 млрд руб. По оценкам специалистов, после модернизации энергообъекта выработка электроэнергии возрастет более чем в три раза и составит около 1,9 млрд кВт*ч в год.

В ЦФО с начала текущего года введена в действие парогазовая установка ТЭЦ в г. Тутаев Ярославской области. Установленная мощность ПГУ составила 44,9 МВт. Кроме того, завершена комплексная модернизация и состоялся ввод в эксплуатацию центров питания 330 кВ «Губкин» и 330 кВ «Белгород».

С целью обеспечения техприсоединения к электросетям объектов тепличного комплекса «Тульский» планируемой потребляемой мощностью 150 МВт в Щепкинском районе Тульской области пущена в работу ПС 220 кВ «Тепличная».

На 2020 год в ЦФО запланирован ввод в эксплуатацию турбоагрегата № 4 Губкинской теплоцентрали установленной мощностью 12 МВт, воздушной линии электропередачи 220 кВ «Белобережская – Брянская» и подстанции 220 кВ «Цементная» (после реконструкции оборудования).

«Костромаэнерго» обновляет распределительные сети

В филиале «Россети Центр Костромаэнерго» подведены промежуточные результаты реализации программы, направленной на повышение экологической безопасности энергообъектов в зоне операционной деятельности. Отчетный период охватывает три квартала текущего года. На эти цели было выделено более 2,4 млн руб.

В процессе работы перед энергетиками стояло несколько важных задач:

  • Обеспечить контроль соблюдения природоохранного законодательства России, куда входят Конституция РФ; Закон РФ «О недрах» (в редакции Федерального закона от 3 марта 1995 года) № 27-ФЗ (с изменениями на 8 июня 2020 года); «Лесной кодекс Российской Федерации» от 04.12.2006 г. (ред. От 31.07.2020 г.); Водный кодекс Российской Федерации (с изменениями на 24 апреля 2020 года) (редакция, действующая с 14 июня 2020 года); Федеральный закон «О животном мире» (с изменениями на 24 апреля 2020 года) от 24 апреля 1995 года, другие законодательные и нормативные акты, в структурных подразделениях филиала.
  • Организовать своевременную передачу отходов производства работникам специализированных лицензированных предприятий для обезвреживания, обеззараживания, размещения и последующей утилизации.
  • Обеспечить производственный эко-контроль.
  • Выполнить комплекс мероприятий по благоустройству и озеленению территории подразделений «Костромаэнерго».

За период с января по сентябрь 2020 года сторонним организациям, имеющим соответствующее разрешение на сбор, транспортировку, обработку, утилизацию, обезвреживание и размещение отходов 1-4 классов опасности, передано свыше 318 т отбросов. Сумма расходов на утилизацию превысила 1,2 млн руб. На озеленение объектов и благоустройство прилегающей территории было направлено более 251 тыс. руб.

В III квартале работниками аккредитованной лаборатории выполнены контрольные замеры выбросов загрязняющих атмосферу веществ непосредственно на объектах и в контрольных точках на границе санитарно-защитных зон. Кроме того, с помощью специальных инструментов произведены замеры уровня производственного шума. Результаты исследований показали, что состав выбросов, концентрация химических веществ и физическое загрязнение окружающей среды не превышает предельно допустимых норм.

По оценкам экспертов, особое место в списке природоохранных мероприятий отводится вопросам обеспечения безопасности животных и снижению зон вырубки древесно-кустарниковой растительности. С этой целью в процессе модернизации сетевой инфраструктуры и в процессе строительства новых высоковольтных линий энергетики используют самонесущие изолированные провода.

На протяжении I-III кварталов 2020 года специалисты «Костромаэнерго» реконструировали 24,4 км распределительных сетей класса напряжения 0,4 кВ с заменой неизолированного провода на СИП.

На IV квартал запланировано проведение порядка 16 мероприятий в рамках реализации программы обеспечения экологической безопасности. Например, в их список входят инвентаризация отходов в структурных подразделениях филиала и проведение внутреннего эко-аудита. Ожидается, что на эти цели будет выделено свыше 3,5 млн руб.

ПС 500 кВ «Западная» наращивает мощность

Энергетики «Россети ФСК ЕЭС» приступили к реализации проекта по расширению питающего центра 500 кВ «Западная». Энергообъект входит в состав Подмосковного энергокольца, которое является системообразующей сетью Московского региона. Подстанция обеспечивает электроэнергией стадион «Открытие Арена» ФК «Спартак», ВГК «СнежКом» и объекты Московского метрополитена.

ПС «Западная» находится в Красногорском районе Московской области. Введена в действие 14 июля 2008 года. На данный момент мощность трансформаторов составляет 1 126 МВА. На энергообъекте установлены компактные агрегаты, поэтому он занимает территорию площадью менее 3 га.

Действующее оборудование:

  • 2 трансформатора 500/220 мощностью 500 МВА каждый;
  • 2 трансформатора 220/20/20 мощностью 63 МВА каждый;
  • КРУЭ на 220 кВ и 500 кВ.

Проект модернизации предусматривает увеличение мощности подстанции за счет установки двух трансформаторов мощностью 125 МВА каждый. Новые силовые агрегаты изготовлены российскими производителями. По завершении реконструкции мощность центра питания возрастет на 22% и составит 1 376 МВА. В реализацию нового проекта будет инвестировано более 1,3 млрд руб.

По оценкам экспертов, увеличение мощности ПС «Западная» позволит обеспечить бесперебойным электроснабжением три жилых комплекса и создать необходимый запас мощности для технологического присоединения новых потребителей. Завершение проекта запланировано на 2021 год.

Новое оборудование будет установлено в закрытых камерах, оснащенных системой газового пожаротушения. Кроме того, силовые агрегаты укомплектуют регулирующими устройствами, которые дают возможность изменять уровень напряжения под нагрузкой в автоматическом режиме.

Контроль текущего технического состояния оборудования и мониторинг технологических процессов будет осуществляться удаленно, с рабочего места дежурного оператора.

В ходе реализации проекта будет смонтировано дополнительное коммутационное оборудование: КРУЭ на 220 кВ и 37 ячеек РУ 20 кВ. Проектная документация предусматривает возможность дальнейшего расширения питающего центра с увеличением мощности трансформаторных установок до 1 500 МВА.

На Рыбинской ГЭС установлен новый гидроагрегат

Рыбинская ГЭС является третьей ступенью Волжско-Камского каскада. Строительство энергообъекта велось в период 1935-1955 гг. в городе Рыбинске Ярославской области. В 2018 году было демонтировано оборудование гидроагрегата № 3, установленного в 1950 году последним из шести агрегатов гидроэлектростанции. На момент демонтажа он отработал 68 лет при гарантированном сроке эксплуатации 30 лет.

Замене подлежали не только гидрогенератор и гидротурбина, но и фундаментные конструкции. В частности, камера рабочего класса, в которой вращается колесо турбины.

Летом 2020 года взамен демонтированного оборудования было установлено новое, изготовленное специалистами АО «Силовые машины». Габаритные размеры агрегата остались прежними. Но благодаря использованию современных материалов и инновационных технологий установленная мощность агрегата увеличилась на 10 МВт и достигла 65 МВт.

Кроме того, проектировщикам удалось снизить вес вращающихся масс нового оборудования и таким образом уменьшить нагрузку на станцию. Прежний вес достигал 1 250 тонн, у новой модели он составляет менее 1 000 тонн. Гарантированный срок эксплуатации агрегата составляет 40 лет.

Перед пуском в работу новый гидроагрегат прошел комплексные аттестационные испытания. На этапе тестирования оборудование безостановочно работало в течение 72 часов, из них 18 часов с максимальной мощностью, 8 часов – на минимальной. В ходе испытаний энергетики провели осмотр гидротурбины и гидрогенератора, регулятора турбины, маслонапорной установки, устройства подкачки воздуха, систем возбуждения и защит, а также вспомогательного оборудования.

Испытания пятого по счету обновленного агрегата прошли успешно. По их завершении был подписан акт о перемаркировке гидроагрегата № 3. Установленная электрическая мощность Рыбинской ГЭС возросла до 376,4 МВт. Оборудование принято в эксплуатацию приемочной комиссией Каскада Верхневолжских ГЭС и включено в ЕЭС России.

Сейчас на повестке дня стоит замена последнего старого гидроагрегата Рыбинской ГЭС – № 5. Энергетики планируют заменить его к 2021 году. После этого одна из старейших Волжских гидроэлектростанций будет модернизирована на 100%. В результате полной реконструкции мощность ГЭС увеличится до 390 МВт, что на 60 МВт больше, чем после ввода в эксплуатацию в 1955 году.

Реанимация здания Загорской ГАЭС-2: сложно, но интересно

Загорская ГАЭС-2 – это гидроаккумулирующая электростанция, предназначенная для выравнивания суточных графиков нагрузки и повышения надежности региональной энергосистемы. Станция проектной мощностью 840 МВт строится в Московской области, неподалеку от Загорской ГАЭС, введенной в действие в 1987 году.

Комплекс сооружений Загорской ГАЭС-2 состоит из верхнего бассейна, образованного дамбами, водоприемника, четырех железобетонных напорных водоводов, здания гидроаккумулирующей станции, нижнего бассейн (общего с Загорской ГАЭС) и здания КРУЭ, также общего с уже действующей ГАЭС.

Необходимость строительства второй очереди Загорской электростанции обсуждалась с конца 80-х годов. В 1995 г. было утверждено технико-экономическое обоснование проекта. Однако, из-за сложной экономической ситуации в России, начало строительных работ было отложено.

В 2006 году в Московской энергосистеме произошла масштабная авария. Проанализировав ее причины, специалисты приняли решение приступить к реализации проекта Загорской ГАЭС-2. На тот момент проектная документация устарела и требовала актуализации. В 2007 году новое ТЭО проекта, как и обоснование инвестиций, получило положительное заключение ФГУ «Главгосэкспертиза России».

Строительство началось в 2007 году. На первом этапе разрабатывались песчаные грунты на месте будущего здания электростанции. В 2008-2009 гг. были забетонированы конструктивные элементы сооружения. В 2011 году строители приступили к возведению напорных водоводов. На момент, когда готовность энергообъекта достигла 50%, стартовал монтаж гидротурбин.

В 2012 году первые два гидроагрегата были готовы к запуску. Однако его сдерживала неготовность воздушных линий электропередачи класса напряжения 500 кВ. В марте 2013 года была демонтирована временная перемычка, в результате чего нижний барьер Загорской ГАЭС-2 заполнился водой. Здание электростанции было поставлено под напор.

17 сентября 2013 года на объекте произошла техногенная авария. В результате осадки здания ГАЭС вода заполнила машинный зал и подтопила пристанционную площадку. В тот момент на территории станционного узла находились 15 человек, но никто из них не пострадал. Во время инцидента под зданием размыло грунт, из-за чего правая часть строения просела на 1,2 метра, а левая поднялась на 0,22 метра.

Причиной аварии была признана ошибка проектной организации. Неэффективную работу противофильтрационных устройств объяснили несовершенством проекта и недостаточно полно изученными характеристиками грунтов под основанием здания. Сложная система фильтрации в основании ГАЭС и недостаточное количество запланированных к установке контрольных датчиков привели к тому, что авторы проекта не сумели оценить возможные риски, которые стали причиной непроектной осадки. После аварии здание было законсервировано.

30 октября 2018 года состоялось расширенное совместное заседание Научно-технической коллегии НП «НТС ЕЭС» и Секции по проблемам надежности и безопасности больших систем энергетики Научного совета РАН по комплексным проблемам в энергетике. В ходе мероприятия было принято решение о выравнивании здания станционного узла. В декабре 2018 г. комплекс мероприятий восстановления Загорской ГРЭС-2 был одобрен советом директоров ПАО «РусГидро».

Процесс выравнивания объекта весом около 350 тыс. тонн – это сложная научно-техническая задача. Кроме выравнивания самого здания необходимо выполнить управляемый подъем 100 тыс. тонн грунта и закачанных под фундамент выравнивающих смесей. И сделать это без ущерба для конструкции. Также необходимо обеспечить дальнейшее стабильное состояние основания на протяжении всего срока его использования, а это не менее столетия.

Работы по выравниванию здания гидроаккумулирующей электростанции предполагают закачку под плиты фундамента специальных выравнивающих инъекционных составов. В процессе в грунте формируется область повышенного давления, которое и выталкивает строение вверх. В дальнейшем закачанная смесь затвердевает, обеспечивая при этом прочность и устойчивость модифицированного грунта на длительный срок.

Раствор вводится с помощью специальных скважин, которые создаются методом горизонтально-наклонного бурения. По оценкам специалистов, потребуется пробурить не менее 364 таких пазов длиной 142-186 метров, расположенных в восьми ярусах. В каждую скважину устанавливаются порядка 140 манжет, через которые закачивается раствор для инъекций, состоящий из бентонита, цемента и специальных добавок.

Работа ведется в несколько этапов. На первом вводятся пропиточные составы, необходимые для закрепления песчаного грунта вокруг скважины, второй предполагает закачивание растворов для выравнивания фундамента здания ГАЭС. В ходе реализации проекта в общей сложности будет закачано 30,8 тыс. м³ растворов. Из них 13,7 тыс. м³ пропиточных смесей и 17,1 тыс. м³ составов для нагнетания давления.

Летом 2020 года был завершен комплекс подготовительных мероприятий. Он включал в себя укрепление конструкций станционного узла с помощью композитных материалов, изготовленных с использованием углепластика.

По окончании подготовительных мероприятий стартовал основной этап проекта, включающий в себя бурение скважин и нагнетание затвердевающих смесей под фундаментные конструкции. Работы по выравниванию здания ГАЭС и укреплению фундамента станционного узла будут завершены в середине 2022 года. На эти цели будет направлено 3,15 млрд руб. После оценки результатов будет принято решение о дальнейшей достройке гидроаккумулирующей электростанции.

«Цифра» охватывает новые сети

Группа «Россети» завершила реализацию двух масштабных проектов в энергосистеме Центрального федерального округа. В октябре 2020 года компания ввела в действие новый питающий центр 330 кВ «Белгород» с возможностью управления в удаленном режиме и цифровой РЭС в Брянской области.

Пуск в эксплуатацию системообразующей для Белгородской области электрической подстанции мощностью 500 МВА и перевод на «цифру» Брянского района электрических сетей позволит значительно улучшить надёжность электроснабжения потребителей двух субъектов Федерации.

В их число входят жители Брянской и Белгородской областей численностью более 1,5 млн чел., объекты социальной инфраструктуры, транспортные компании и крупные промышленные предприятия. Например, Яковлевский и Лебединский горно-обогатительные комбинаты.

Для строительства питающего центра была выделена новая площадка. Старый энергообъект вскоре будет разобран, оборудование демонтировано, а земля передана местным властям для реализации муниципальных проектов. По оценкам экспертов, в строительство нового центра питания 330 кВ «Белгород» было инвестировано 6,5 млрд руб.

Ввод в действие цифрового РЭС в Брянской области обеспечил 100%-ную наблюдаемость сетевой инфраструктуры, полное покрытие цифровой связью, а также возможность дистанционного выполнения оперативных переключений при работе электрических сетей в штатном режиме и в случае возникновения аварийных ситуаций.

Реализация этих проектов стала важной вехой на пути перехода сетевого комплекса региональных энергосистем на современные технологии в рамках цифровизации, которая проходит сегодня в масштабах страны. В обоих случаях использованы передовые решения и установлено инновационное электрооборудование.

В период с 2017 года по 2019-й оператор электрических сетей на реализацию проектов в Брянской области выделил 6,6 млрд руб. Ожидается, что в 2020–2024 гг. объём инвестиций увеличится более чем в два раза и превысит отметку в 12,6 млрд руб.

К концу текущего года в зоне операционной деятельности ПАО «Россети» будут функционировать 38 цифровых РЭС. В течение ближайших 10 лет цифровые технологии будут внедрены в оборудование всех районов электросетей.

Первому в ЦФО ветропарку быть?

27 октября 2020 года состоялись переговоры губернатора Воронежской области А. Гусева с руководителем компании «НоваВинд» А. Корчагиным. Ключевой темой телеконференции стало возможное строительство первой ветряной электростанции на территории региона.

В качестве перспективной площадки для возведения ветропарка назван Бобровский район. Предварительно выбран участок площадью 140 га, 80 из которых будут отведены под ветрогенераторы. По оценкам специалистов, территория соответствует условиям технологического присоединения и идеально подходит по размеру земельного участка. ВЭС может быть названа «Берёзовская».

Генеральный директор АО «НоваВинд» сообщил, что установленная электрическая мощность нового ветропарка составит 220 МВт. Ожидается, что ветряные установки будут вырабатывать около 568,5 млн кВт*ч в год. Строительство и ввод в эксплуатацию нового энергообъекта позволит создать в регионе около 40 рабочих мест. В реализацию проекта в общей сложности будет инвестировано порядка 26,5 млрд руб.

А. Корчагин отметил, что турбины ветрогенераторов производства госкорпорации «Росатом» соответствуют европейским и мировым стандартам по уровню шума и безопасны для окружающей среды.

В ходе переговоров А. Гусев подтвердил, что инвестиционный проект интересен для региона. Поэтому правительство Воронежской области готово оказать содействие и предоставить АО «НоваВинд» полный пакет мер господдержки. Губернатор дал распоряжение приступить к разработке дорожной карты, которая определит схему взаимодействия двух сторон в процессе подготовки к реализации перспективного проекта.

Одним из первых этапов должно стать проведение ветромониторинга выбранного участка. Это важный шаг на пути к успешной реализации любого ветроэнергетического проекта. Результаты ветроизмерения оказывают непосредственное влияние на выбор конструкции ветроустановок и оптимальной схемы их размещения. От максимально точной оценки ветрового потенциала площадки строительства зависит точность экономической оценки и рентабельность ВЭС.

АО «НоваВинд» – это новый дивизион госкорпорации «Росатом». Основная функции компании заключается в консолидации усилий ГК в передовых сегментах и технологических платформах электроэнергетики. «НоваВинд» объединила и развивает ветроэнергетические активы «Росатома» и отвечает за реализацию «ветроэнергетической» стратегии на территории России.

Компания уже успешно реализовала свой первый проект: строительство ветропарка мощностью 150 МВт в Республике Адыгея. В 2019 г. он стал самым масштабным в ветроэнергетике страны. В составе Адыгейской ВЭС работают 60 ветрогенераторов мощностью 2,5 МВт каждый. Сейчас «НоваВинд» ведёт строительство ветропарков на четырех площадках в Ростовской области и Ставропольском крае. До 2023 г. ГК «Росатом» планирует ввести в эксплуатацию новые ветроэлектростанции общей мощностью 1 000 МВт.

«Росатом» развивает новое бизнес-направление

Пресс-служба производственного холдинга «ТВЭЛ», входящего в топливный дивизион ГК «Росатом», сообщила о создании отраслевого интегратора по бизнес-направлению «Накопители энергии». Новая компания «РЭНЕРА», которая будет поставлять продукцию на рынок электротехники под брендом RENERA, сформирована на базе ООО «Катодные Материалы» (входит в состав ТК «ТВЭЛ).

«РЭНЕРА» – аббревиатура, образованная из первых букв фразы «Росатом – энергоаккумулирующие решения». Это название символично. Оно обозначает начало новой эры в электроэнергетике. Эры, дающей старт развитию энергоэффективных высокотехнологичных решений, которые способствуют внедрению экологичных технологий, направленных на снижение выбросов углекислого газа.

«РЭНЕРА» будет специализироваться на развитии и продвижении аккумуляторных батарей для электротранспорта, стационарных систем накопления электроэнергии, электростанций на базе ВИЭ и обеспечении качественного, бесперебойного электроснабжения потребителей за счет сглаживания графика нагрузки. Основа продуктовой линейки компании – это литий-ионные тяговые накопители энергии.

Батареи Li-Ion пользуются популярностью на рынке электротранспорта. Они занимают лидирующие позиции в рейтинге наиболее экономически выгодных и технологически эффективных решений для интралогистики – всех направлений логистики в пределах «четырех стен», благодаря чему происходит обеспечение, управление, отслеживание, оптимизация перемещений грузов и информационных потоков.

Основными преимуществами литий-ионных накопителей энергии являются:

  • Неприхотливость в обслуживании. Подзарядка аккумуляторов возможна в любой момент, для этого не требуется строительство отдельного помещения для заряда батарей. Накопители не требуют сервисного обслуживания, поэтому нет необходимости иметь в штате соответствующих специалистов;
  • Герметичность и экологичность. В составе батареи отсутствуют кислоты и тяжелые металлы. При зарядке и в процессе работы не выделяются вредные испарения, что способствует улучшению экологической обстановки на предприятии;
  • Взрывобезопасность;
  • Энергоэффективность;
  • Работа в широком диапазоне температур;
  • Длительный срок эксплуатации. Жизненный цикл у литиевых АКБ в два-три раза выше, чем у свинцово-кислотных и гелевых тяговых аккумуляторов.

Li-Ion батареи хорошо показали себя в стационарных системах накопления электрической энергии. Они активно используются благодаря своим уникальным характеристикам, таким как количество циклов, стабильность напряжения и энергоэффективность.

На сегодняшний день в портфеле ООО «РЭНЕРА» свыше 120 проектов по поставке литий-ионных аккумуляторных батарей. Часть из них уже завершена, часть находится в стадии реализации. Это контракты, заключенные ранее ООО «Катодные Материалы», Научно-производственное объединение «Центротех» и ПАО «Новосибирский завод химикатов», которые входят в контур управления Топливной компании «ТВЭЛ».

Реализованы проекты по обновлению логистического электротранспорта, оснастке систем оперативного постоянного тока и источников бесперебойного питания Li-Ion накопителями энергии.

«Наше предприятие предлагает комплексные решения: от технико-экономического обоснования, разработки проектной документации до монтажа оборудования и постгарантийного обслуживания. Мы работаем с учётом индивидуальных требований заказчиков по техническим параметрам и рассматриваем различные форматы сотрудничества. Мы уже поставляем оборудование по схеме аренды, планируем начать поставки накопителей энергии по системе лизинга и по контракту жизненного цикла», – сказал гендиректор ООО «РЭНЕРА» Эмин Аскеров.

Самовосстанавливающиеся ЛЭП становятся реальностью

В Москве проходят испытания уникального технологического решения, позволяющего предотвратить обрыв линии электропередач при падении на провод крупных веток или стволов высоких деревьев. Эксперимент проводится на базе ЛЭП класса напряжения 10 кВ в районе поселения Новофёдоровское (Новомосковский и Троицкий административные округа).

Суть инновации заключается в установке на воздушные линии специального оборудования, которое наделяет их функцией самовосстановления. Таким образом предотвращается возникновение аварийных ситуаций, вызванных повреждением ВЛ, и обеспечивается надежное электроснабжение потребителей.

Технические особенности нового оборудования помогают равномерно распределять нагрузку от упавшего дерева по всей длине ЛЭП, а не на один пролет, как это происходило ранее. В зоне падения массивного предмета провод опускается ниже, а в остальных пролетах натягивается, что исключает обрыв СИП, предотвращает излом и падение опор.

На первом этапе энергетики установили семь комплектов инновационного оборудования. В базовую комплектацию новинки входят специальные траверсы и полимерные изоляторы, оснащенные зажимом роликового типа.

По завершении монтажа были проведены испытания в реальных условиях: допущено падение специально срубленного сухого дерева на провод. При падении ствол не повредил ЛЭП и не стал причиной технологического нарушения, которое могло привести к отключению потребителей.

По результатам опытно-промышленной эксплуатации будет принято решение о дальнейшем использовании оборудования и масштабировании новой технологии.

В период с января по август 2020 года в Московской энергосистеме зафиксировано 720 аварий из-за природных явлений. Из них 25% приходится на долю технологических нарушений, возникших в результате падения веток и аварийных деревьев. В целом по ПАО «Россети» этот показатель составляет 38% от 39 670 случаев, вызванных сложными погодными условиями.

Импортозамещение в действии

В августе 2020 года в зоне операционной деятельности ПАО МОЭСК появились новые алюминиевые провода. Они установлены в микрорайоне Колычёво г. Коломны в Московской области. Новинка создана ООО «Энергосервис» на базе алюминиевого сплава 6101-Т4 АО «РУСАЛ». Разработка российских специалистов пришла на смену импортным аналогам.

Эффективность провода АНВП – аббревиатура от «алюминиевый нетермообработанный  высокопрочный», подтверждена результатами опытных испытаний в реальных условиях еще в 2015 году. Сочетание механической прочности, электрического сопротивления сплава и инновационных технологий производства кабельно-проводниковой продукции позволили создать продукт без стального сердечника. Эта особенность обеспечивает компактность и высокую степень электрической проводимости провода.

Модернизация действующих электросетей с помощью нового алюминиевого провода позволяет:

  • снизить ветровую, гололедную и вибрационную нагрузку на все элементы ВЛ;
  • продлить срок службы опор ЛЭП;
  • увеличить пропускную способность;
  • сократить потери электроэнергии;
  • снизить стоимость реконструкции и эксплуатации.

Провод АНВП уже эффективно используется на воздушных линиях в качестве грозотроса и несущих тросов контактной сети железных дорог.

Рубрика библиотеки: