Обзор электроэнергетики Сибирского федерального округа

Россия развивается во многом благодаря природному потенциалу Сибири. И если генерирующих мощностей в макрорегионе, при нынешнем состоянии его экономики, пока достаточно, то сетевая инфраструктура уже сегодня требует повышенного внимания.

Структура электроэнергетического комплекса СФО

Объединенная энергосистема Сибирского федерального округа состоит из восьми региональных энергетических систем 10 субъектов Российской Федерации, входящих в его состав.

При этом Алтайская энергосистема объединяет энергетические комплексы Республики Алтай и Алтайского края, Красноярскую энергосистему формируют энергообъекты, которые функционируют на территории Красноярского края и Республики Тыва.

Режимом работы объединенной энергосистемы СФО управляет филиал АО «СО ЕЭС» ОДУ Сибири. Также в зону операционной деятельности филиала Системного оператора входят энергосистемы Республики Бурятия и Забайкальского края – двух регионов России, входящих в состав Дальневосточного федерального округа.

Оперативно-диспетчерское управление энергосистемами субъектов Федерации, входящих в состав СФО, осуществляют шесть филиалов АО «СО ЕЭС» – региональных диспетчерских управлений.

Иркутское РДУ. В управлении и ведении филиала находятся объекты электроэнергетики, расположенные на территории Иркутской области. Площадь операционной зоны составляет 774,8 тыс. км², в городах и населенных пунктах региона проживает 2,4 млн человек.

По данным на 01.01.2022 г., под управлением Иркутского РДУ функционируют объекты генерации установленной мощностью 13 065,8 МВт (с учетом мощности электростанций промышленных предприятий – 145,4 МВт). Список наиболее крупных из них возглавляют гидроэлектростанции, входящие в состав АО «ЕвроСибЭнерго»:

• Братская ГЭС (электрическая мощность 4 500 МВт). Станция является второй ступенью Ангарского каскада ГЭС;
• Усть-Илимская ГЭС (электрическая мощность 3 840 МВт) – третья ступень Ангарского каскада. ГЭС обеспечивает электроэнергией предприятия алюминиевой и лесохимической промышленности;
• Иркутская ГЭС (электрическая мощность 662,4 МВт) – первая ступень Ангарского каскада. Напорные сооружения ГЭС образуют Иркутское водохранилище, в которое входит озеро Байкал;

В число крупных объектов генерации также входят тепловые станции ООО «Байкальская энергетическая компания»: 

• Иркутская ТЭЦ-10 (электрическая мощность 1 110 МВт, тепловая – 563 Гкал/час). Крупнейшая паротурбинная теплоэлектроцентраль региональной энергосистемы является одним из основных источников теплоснабжения г. Ангарска, обеспечивает подачу теплоносителя на Ангарский электролизный химкомбинат;
• Ново-Иркутская ТЭЦ (электрическая мощность 708 МВт, тепловая – 1 729,1 Гкал/час) – основной источник теплоснабжения г. Иркутска;
• Иркутская ТЭЦ-9 (электрическая мощность 540 МВт, тепловая – 2 402,5 Гкал/час) обеспечивает тепловой энергией г. Ангарск и Ангарский нефтехимический комбинат;
• Усть-Илимская ТЭЦ (тепловая мощность 515 МВт, тепловая – 1 070 Гкал/час) обеспечивает теплоснабжение г. Усть-Илимска и предприятий лесопромышленного комплекса;
• Иркутская ТЭЦ-11 (электрическая мощность 320,3 МВт, тепловая – 1 056,9 Гкал/час). Теплоэлектроцентраль является основным источником теплоснабжения жилого сектора, социальной сферы и промышленных предприятий города;
• Иркутская ТЭЦ-6 (электрическая мощность 270 МВт, тепловая – 1 529,3 Гкал/час) поставляет теплоноситель потребителям города;
• Ново-Зиминская ТЭЦ (электрическая мощность 260 МВт, тепловая – 818,7 Гкал/час) обеспечивает теплоснабжение городов Саянск и Зима, а также завода «Саянскхимпласт».

В составе электроэнергетического комплекса Иркутской области также функционируют:

• 24 ЛЭП класса напряжения 500 кВ (из них 2 ВЛ, класс напряжения при эксплуатации которых составляет 220 кВ);
• 106 ЛЭП класса напряжения 220 кВ (в том числе 1 ВЛ, класс напряжения при эксплуатации которой 110 кВ);
• 276 ЛЭП класса напряжения 110 кВ;
• 317 трансформаторных подстанций и распределительные устройства электростанций напряжением 110-500 кВ. Суммарная мощность трансформаторов составляет 42 027 МВА.

Кемеровское РДУ. Структурное подразделение Системного оператора осуществляет оперативно-диспетчерское управление режимом работы объектов электроэнергетики, которые находятся на территории двух субъектов Российской Федерации – Кемеровской и Томской областей. Площадь операционной зоны составляет 410,17 тыс. км², на её территории проживает 3,7 млн. человек.

По данным АО «СО ЕЭС», под управлением Кемеровского РДУ функционируют 22 электростанции. На 01.01.2022 года их суммарная установленная мощность составляет 6 548,7 МВт. Основными объектами генерации в энергосистеме Кемеровской области являются:

• Томь-Усинская ГРЭС (электрическая мощность 1 345,4 МВт, тепловая – 194 Гкал/час) входит в Группу «Сибирская генерирующая компания». Выработка станции используется для покрытия базисных нагрузок Кузбасской энергосистемы;
• Беловская ГРЭС (электрическая мощность 1 260 МВт, тепловая – 229 Гкал/час). ОАО «Кузбассэнерго» входит в Группу «Сибирская генерирующая компания». Одна из крупнейших электростанций в энергосистеме Кузбасса, участвует в покрытии электрических нагрузок Кемеровской области и соседних регионов.

В 2022 году на энергоблоках № 4 и № 6 Беловской ГРЭС компания «Ротек» устанавливает первую российскую систему прогностики, которая будет собирать и анализировать рабочие показатели для повышения надежности работы основного оборудования.

В условиях санкций, когда доступ к технической поддержке иностранных производителей ограничен, мониторинг состояния энергооборудования позволит минимизировать затраты на ремонт и повысить качество энергоснабжения потребителей;

• ГТЭС Новокузнецкая (электрическая мощность 298 МВт). Газотурбинная электростанция входит в состав «Сибирской генерирующей компании»;
• Южно-Кузбасская ГРЭС (электрическая мощность – 554 МВт, тепловая – 581 Гкал/час) стала первым в Сибири энергообъектом, где начато освоение отечественного оборудования на высоких параметрах пара. Согласно реестру от 10.11.2021 г. владельцами станции являются 93,35% ООО «Мечел-Энерго» (ПАО Группа «Мечел»), 4,8% Финансово-промышленная группа «Евротэк» и 1,85% миноритарных акционеров;
• Западно-Сибирская ТЭЦ (электрическая мощность 600 МВт, тепловая – 1 307,5 Гкал/час). Обеспечивает тепловой энергией потребителей Заводского и Новоильинского районов, прилегающих к ним шахт и Западно-Сибирский металлургический комбинат. ОАО «Западно-Сибирская ТЭЦ» входит в структуру «Евраз»;
• Кемеровская ГРЭС (электрическая мощность 485 МВт, тепловая – 1 540 Гкал/час).  АО «Кемеровская генерация» входит в Группу «Сибирская генерирующая компания»;
• Ново-Кемеровская ТЭЦ (электрическая мощность 580 МВт, тепловая – 1 449 Гкал/час) снабжает теплом и горячей водой около 35% левобережной части города, вырабатывает электроэнергию в единую сеть, обеспечивает подачу пара на крупные промышленные предприятия. ОАО «Ново-Кемеровская ТЭЦ» входит в Группу «Сибирская генерирующая компания»;
• Кузнецкая ТЭЦ (электрическая мощность 108 МВт, тепловая – 890 Гкал/час). Теплоэлектроцентраль вырабатывает  тепловую энергию для потребителей   Кузнецкого, Центрального, Орджоникидзевского районов города, а также снабжает паром промышленные предприятия. АО «Кузнецкая ТЭЦ» входит в Группу «Сибирская генерирующая компания».

В число самых крупных электростанций в составе энергосистемы Томской области входят:

• Томская ГРЭС-2 (электрическая мощность 331 МВт, тепловая – 815 Гкал/час). Структурное подразделение АО «Томская генерация»;
• Томская ТЭЦ-3 (электрическая мощность 140 МВт, тепловая – 780 Гкал/час). Собственник энергообъекта – АО «Томская генерация»;
• ТЭЦ СХК (электрическая мощность 449 МВт, тепловая – 1 713,8 Гкал/час) производит тепло и электроэнергию для нужд комбината и города Северска. Станция входит в состав АО «Сибирский химический комбинат».

Кроме объектов генерации в зоне операционной деятельности Кемеровского РДУ находятся:

• 513 ЛЭП класса напряжения 110-500 кВ;
• 404 трансформаторные подстанции и распределительные устройства электростанций класса напряжения 110-500 кВ. Суммарная мощность трансформаторов составляет 43 089,9 МВА.

Красноярское РДУ. В диспетчерском подчинении филиала находятся объекты электроэнергетики на территории Красноярской области (за исключением электроэнергетической системы Таймырского (Долгано-Ненецкого) автономного округа) и Республики Тыва. Площадь операционной зоны составляет 2 508,7 тыс. км². На ее территории проживает 3,2 млн человек.

Как следует из данных, опубликованных АО «СО ЕЭС», по состоянию на 01.01.2022 г. под управлением Красноярского РДУ функционирует 19 электростанций суммарной мощностью 15 955 МВт. В число основных объектов генерации входят:

• Красноярская ГЭС (электрическая мощность 6 000 МВт) занимает второе место в РФ и входит в топ-10 крупнейших гидроэлектростанций мира. Контрольный пакет акций ПАО «Красноярская ГЭС» принадлежит энергокомпании АО «ЕвроСибЭнерго» (входит в En+ Group).

В I полугодии 2022 года станция поставила потребителям 10 млрд кВт*ч электроэнергии. Такого объема достаточно, чтобы более двух месяцев обеспечивать электричеством весь Красноярский край.

Высокие показатели достигнуты благодаря эффективному планированию водно-энергетических режимов в условиях благоприятной гидрологической обстановки на Енисее и Ангаре, а также обусловлены ростом энергопотребления в Восточной Сибири;

• Берёзовская ГРЭС (электрическая мощность 2 400 МВт). Филиал ПАО «Юнипро» (входит в международный энергетический концерн Uniper);
• Красноярская ГРЭС-2 (электрическая мощность 1 260 МВт, тепловая – 976 Гкал/час). Входит в структуру ООО «Сибирская генерирующая компания»;
• Назаровская ГРЭС (электрическая мощность 1 313 МВт, тепловая – 775 Гкал/час) обеспечивает теплом промышленные и сельскохозяйственные предприятия, объекты социальной сферы и жилые дома города Назарово. Входит в группу «Сибирская генерирующая компания»;
• Богучанская ГЭС (электрическая мощность 2 997 МВт) является четвертой (нижней) ступенью Ангарского каскада ГЭС. Собственник станции – ПАО «Богучанская ГЭС». Ввод энергобъекта в эксплуатацию имеет большое значение для экономического развития Нижнего Приангарья и Сибирского экономического региона. Значительная часть выработки ГЭС питает производственные мощности Богучанского алюминиевого завода.

Самым крупным объектом генерации в энергосистеме Республики Тыва является Кызылская ТЭЦ. Электрическая мощность теплоэлектроцентрали составляет 17 МВт, тепловая – 310 Гкал/час. Кроме того, это единственная электростанция, присоединённая к Единой энергосистеме России.

Фактически станция выполняет функцию водогрейной котельной с попутной выработкой электричества. В качестве топлива используется каменный уголь.

Изначально, с учетом метеорологических данных, ТЭЦ планировали строить в западной части города Кызыл. Но, из-за более удобной транспортной развязки, станция была возведена на восточной окраине столицы Тывы.

 В момент корректировки планов не была учтена роза ветров, поэтому из-за нахождения города в Тувинской котловине, в зимнее время года над ним стоит смог.

В настоящее время Республика Тыва испытывает острый дефицит мощности, что препятствует реализации многих перспективных проектов. В частности, отсутствие энергомощностей тормозит освоение Элегестского месторождения ОПК. Выходом из сложившейся ситуации может стать строительство модульной ТЭЦ мощностью 300 МВт.

Помимо Кызылской ТЭЦ в регионе эксплуатируются 13 (по состоянию на конец 2020 года) небольших дизельных электростанций и микро-ГЭС на р. Барлык, общей мощностью 24 МВт. Эти энергообъекты функционируют изолированно.

Электросетевой комплекс в зоне операционной деятельности филиала формируют:

• 264 ЛЭП класса напряжения 110-500 кВ;
• 397 трансформаторных подстанций и распределительные устройства объектов генерации с суммарной мощностью трансформаторов 58 380 МВА.

Новосибирское РДУ осуществляет функции оперативно-диспетчерского управления электростанциями и объектами сетевой инфраструктуры, которые расположены на территории трех субъектов Российской Федерации – Алтайского края, Республики Алтай и Новосибирской области. Площадь операционной зоны составляет 439,5 тыс. км², в городах и населенных пунктах проживает 5,36 млн человек.

По данным Системного оператора, под управлением Новосибирского РДУ функционируют 26 энергообъектов установленной мощностью 4 729,9 МВт. В число наиболее крупных электростанций в энергосистеме Новосибирской области входят:

• Новосибирская ТЭЦ-2 (электрическая мощность 345 МВт, тепловая – 920 Гкал/час) входит в структуру холдинга «Сибирская генерирующая компания».

Теплоэлектроцентраль, как и большинство объектов генерации Новосибирска, относится к станциям неблочного типа. Это означает, что в ней группы турбин снабжаются паром от группы общих котлов через общую магистраль. Линии питательной воды этих котлов также соединяются. Неблочную схему еще называют схемой с поперечными связями;

• Новосибирская ТЭЦ-3 (электрическая мощность 496,5 МВт, тепловая – 945 Гкал/час). Станция входит в состав ООО «Сибирская генерирующая компания»;

• Новосибирская ТЭЦ-4 (электрическая мощность 378,5 МВт, тепловая – 1 120 Гкал/час). Станция находится в Калининском районе города Новосибирска, входит в структуру ООО «Сибирская генерирующая компания»;

• Новосибирская ТЭЦ-5 (электрическая мощность 1 200 МВт, тепловая – 2 730 Гкал/час). Теплоэлектроцентраль расположена в Октябрьском районе города Новосибирска. Входит в структуру ООО «Сибирская генерирующая компания»;
• Барабинская ТЭЦ (электрическая мощность 101 МВт, тепловая – 293 Гкал/час). Электростанция обеспечивает электроэнергией города Куйбышев, Барабинск, Омск и большой участок Западно-Сибирской железной дороги. Входит в состав АО «СИБЭКО»;
• Новосибирская ГЭС (электрическая мощность 490 МВт). Конструктивно представляет собой низконапорную русловую гидроэлектростанцию. Это единственная ГЭС, построенная на реке Обь.

На фоне гигантов гидроэнергетики Ангаро-Енисейского каскада мощность Новосибирской ГЭС относительно небольшая. Но эта станция – единственная в западной части энергообъединения, поэтому ее роль в качестве регулятора и мобильного источника энергии переоценить сложно.

Она обеспечивает суточную и недельную неравномерность нагрузки, выполняет функции вращающего резерва мощности для регулирования частоты напряжения, аварийного резерва мощности и энергии за счет сработки водохранилища.

Эксперты отмечают, что ГЭС с ее водохранилищем имеет комплексное значение: играет важную роль в работе Новосибирской энергосистемы, обеспечивает надежное водоснабжение и работу речного транспорта.

Поэтому режим работы станции зависит от объема стока Оби с учетом потребностей всех основных водопользователей: энергетики, водного транспорта, городского, сельского и рыбного хозяйств.

Новосибирская ГЭС (за исключением судоходного шлюза) находится в собственности ПАО «РусГидро». Архитектурный комплекс станции признан объектом культурного наследия и охраняется государством.

            Основными объектами генерации, расположенными на территории Алтайского края и Республики Алтай, являются:

• Барнаульская ТЭЦ-2 (электрическая мощность 275 МВт, тепловая – 1 087 Гкал/час). Владелец станции — АО «Барнаульская генерация» входит в структуру ООО «Сибирская генерирующая компания». Обеспечивает электрической и тепловой энергией центральную часть Барнаула;
• Барнаульская ТЭЦ-3 (электрическая мощность 445 МВт, тепловая – 1 450 Гкал/час). С 2013 года станция работает в составе «Сибирской генерирующей компании». Теплоэлектроцентраль вырабатывает около 35% электроэнергии Алтайского края. Ежегодно к тепловым мощностям ТЭЦ-3 подключаются новые жилые микрорайоны и объекты социальной инфраструктуры;
• Бийская ТЭЦ-1 (электрическая мощность 519,9 МВт, тепловая – 1 089 Гкал/час) – крупнейшая тепловая станция в энергосистеме Алтайского края и одна из наиболее крупных на территории Сибири.

Используется для обеспечения тепловой и электрической энергией населения Бийска, промышленных предприятий города, предгорий Горного Алтая и других населенных пунктов Республики Алтай. Входит в структуру ООО «Сибирская генерирующая компания»;

• ТЭЦ ОАО «Алтай-Кокс» (электрическая мощность 200 МВт, тепловая – 1 321 Гкал/час). Станция расположена на промышленной площадке предприятия. Кроме обеспечения энергоресурсами нужд производства, ТЭЦ выполняет функцию источника тепла для жителей города Заринска.

По данным на 01.01.2022 г., в энергосистеме Новосибирской области под управлением филиала Системного оператора функционируют:

• 12 ЛЭП класса напряжения 500 кВ;
• 57 ЛЭП класса напряжения 220 кВ;
• 401 ЛЭП класса напряжения 110 кВ;
• 263 трансформаторные подстанции и распределительные устройства электростанций с суммарной мощностью трансформаторов 26 238 МВА.

Электросетевой комплекс Алтайского края и Республики Алтай формируют:

• 268 ЛЭП класса напряжения 110-500 кВ;
• 281 трансформаторная подстанция и распределительные устройства объектов генерации. Суммарная мощность трансформаторов составляет 11 455 МВА.

Омское РДУ. Филиал управляет режимом работы объектов электроэнергетики, которые функционируют в энергетической системе Омской области. Территория операционной зоны расположена на пощади 141,1 тыс. км². В регионе приживает более 1,858 тыс. человек.

По состоянию на 1 января 2022 года к объектам диспетчеризации Омского РДУ относятся 8 электростанций суммарной установленной мощностью 1 661,2 МВт. Основными объектами генерации являются теплоэлектроцентрали, входящие в структуру АО «ТГК-11» (группа «Интер РАО»):

• Омская ТЭЦ-3 (электрическая мощность 460 МВт, тепловая – 1 480 Гкал/час). Станция смешанной конструкции (паротурбинная и парогазовая), в качестве топлива использует природный газ. Является одним из основных источников теплоснабжения города Омска;
• Омская ТЭЦ-4 (электрическая мощность 385 МВт, тепловая – 900 Гкал/час) обеспечивает выработку теплоносителя для потребителей г. Омска;
• Омская ТЭЦ-5 (электрическая мощность 735 МВт, тепловая – 1 763 Гкал/час). Самая мощная электростанция Омской энергосистемы, обеспечивает теплом Центральный, Октябрьский, а также частично Ленинский и Кировский административные округа г. Омска.

Наряду с энергогенерирующими объектами в зоне операционной деятельности Омского РДУ также функционируют:

• 218 ЛЭП класса напряжения 110-500 кВ;
• 204 трансформаторные подстанции и распределительные устройства электростанций класса напряжения 110-500 кВ. Суммарная мощность трансформаторов этих объектов составляет 10 649 МВА.

Хакасское РДУ. В оперативно-диспетчерском подчинении филиала Системного оператора находятся объекты электроэнергетики Республики Хакасия. На территории операционной зоны площадью 61,569 тыс. км² проживает 534,8 тыс. человек.

По состоянию на 01.01.2022 г. в управлении и ведении Хакасского РДУ находятся энергообъекты суммарной мощностью 7 157,2 МВт. Наиболее крупные из них:

• Саяно-Шушенская ГЭС (установленная мощность 6 400 МВт). Самая мощная электростанция России, одна из самых мощных гидроэлектростанций в мире является филиалом ПАО «РусГидро»;
• Майнская ГЭС (установленная мощность 321 МВт) входит в Енисейский каскад ГЭС. Технологически тесно связана с Саяно-Шушенской ГЭС. Две станции представляют собой единый гидроэнергетический комплекс.

Наряду с выработкой электроэнергии Майнский гидроузел выполняет функцию контррегулятора Саяно-Шушенской ГЭС – сглаживает колебания уровня реки в нижнем бьефе, когда Саяно-Шушенская ГЭС осуществляет глубокое регулирование нагрузки в энергетической системе. 

Майнская ГЭС входит в состав филиала ПАО «РусГидро» – «Саяно-Шушенская ГЭС имени П.С. Непорожнего».

• Абаканская ТЭЦ (электрическая мощность 406 МВт, тепловая – 700 Гкал/час). Станция обеспечивает теплом более 90% потребителей Абакана: промышленных предприятий и жилищно-коммунального сектора города. Теплоэлектроцентраль является филиалом АО «Енисейская ТГК (ТГК-13)» (входит в структуру ООО «Сибирская генерирующая компания»).

В электроэнергетический комплекс Республики Хакасия также входят:

• 10 ЛЭП класса напряжения 500 кВ;
• 34 ЛЭП класса напряжения 220 кВ;
• 50 ЛЭП класса напряжения 110 кВ;
• 65 трансформаторных подстанций и распределительные устройства объектов генерации класса напряжения 110-500 кВ с суммарной мощностью трансформаторов 19 492,7 МВА.

По данным АО «СО ЕЭС», удельный вес тепловых электростанций в структуре установленной мощности ОЭС Сибири составляет 50,86% (26 574,66 МВт). На долю солнечной генерации приходится только 0,67% (350,2 МВт). Атомная энергетика и ветряная генерация в энергосистеме макрорегиона отсутствуют. 

Отличительной особенностью электроэнергетики Сибири является высокая доля гидроэлектростанций с водохранилищами многолетнего регулирования в структуре генерирующей мощности – 25 326,48 МВТ, что составляет 48,47%. Это самый высокий показатель среди семи объединенных энергосистем.

Энергосистема СФО в 2021 году

Изменение установленной мощности. По данным АО «СО ЕЭС», на 01.01.2021 г. установленная мощность электростанций ОЭС Сибири составляла 52 139,94 МВт. На протяжении года, в ходе перемаркировки действующего энергооборудования, этот показатель возрос на 51,4 МВт.

Кроме того, в работу были введены новые агрегаты общей мощностью 60 МВт.  В результате всех изменений, по состоянию на 01.01.2022 г., суммарная мощность электростанций объединенной энергосистемы Сибири увеличилась на 111,4 МВт и составила 52 251,34 МВт.

Ввод в эксплуатацию нового энергогенерирующего оборудования. В 2021 году в энергосистеме Сибирского федерального округа пущено в работу новое энергогенерирующее оборудование мощностью 40 МВт.

• На Берёзовой ТЭЦ установлены пять газовых генераторных установок Caterpillar G3520C под станционными номерами 1-5.

Основные характеристики газового генератора:

• Основная мощность – 1 976 кВт;
• Напряжение – 230/400 В;
• КПД электрический – 40,4%;
• Тип запуска – электростартер;
• Частота тока – 50 Гц;
• Исполнение – открытое;
• Число фаз генератора – 3;
• Номинальная мощность двигателя – 2 026 кВт;
• Частота вращения вала двигателя – 1 500 об/мин;
• Количество цилиндров – 20;
• Рабочий объём – 86,3 л;
• Тип системы охлаждения – жидкостная;
• Расход газа при 75% нагрузке – 391 нм³/ч;
• Расход газа при 100% нагрузке – 507 нм³/ч.

Газовый двигатель G3520C выпускается в блочном исполнении, что обеспечивает повышенный срок службы оборудования и способствует снижению эксплуатационных затрат. Агрегат предназначен для максимальной производительности при подаче газообразного топлива под низким давлением.

Простота конструкции камеры сгорания обеспечивает надежность и гибкость в использовании топлива. Системы зажигания и регулировки соотношения компонентов топливной смеси выполнены с применением передовых технологий. Это дает возможность минимизировать количество выбросов и существенно повысить эффективность работы двигателя.

Все функции двигателя: зажигание, регулировку, регулирование соотношения компонентов топливной смеси и защиту двигателя контролируют с использованием одного электронного блока управления.

Берёзовая ТЭЦ находится в Новосибирске. Газопоршневая электростанция с комбинированной выработкой тепловой и электрической энергии (когенерационная установка), в качестве топлива использует природный газ. Обеспечивает энергоснабжение жилого комплекса.

• С 1 декабря 2021 года начала поставлять электричество на ОРЭМ Ново-Полянская СЭС. Мощность двух очередей солнечной станции составляет 30 МВт. Она стала третьим объектом возобновляемой энергетики в Омской области.

Электростанция состоит из 84 тыс. фотоэлектрических модулей и занимает площадь около 90 га. По оценкам специалистов, новый энергообъект ежегодно будет вырабатывать 35,5 млн кВт*ч электроэнергии. Этого количества достаточно, чтобы обеспечить электричеством 3 тыс. сельских домов.

На период строительства СЭС в регионе было создано более 100 временных рабочих мест и 19 постоянных рабочих мест для ее дальнейшего обслуживания.

С вводом в эксплуатацию Русско-Полянской СЭС суммарная установленная мощность солнечных электростанций в энергосистеме Омской области возросла 60 МВт, что составляет 3,8 % в структуре установленной мощности объектов генерации региона.

В 2020 году была построена и введена в работу, а с 1 января 2021 года начала отпуск энергии в сеть Нововаршавская СЭС мощностью 30 МВт.

Строительство солнечной станции в Нововаршавском районе Омской области было включено в схему и программу развития ЕЭС России на 2020-2026 гг. Проект реализован в соответствии с Постановлением Правительства РФ от 28.05.2013 г. № 449 «О механизме стимулирования использования возобновляемых источников энергии на оптовом рынке электрической энергии и мощности», которое гарантирует возврат инвестиций в возведение объектов возобновляемой энергетики через механизм договоров о поставке мощности (ДПМ) по аналогии с новыми объектами традиционной генерации.

Места строительства «зеленых» электростанций выбраны после проведения тщательного анализа природных особенностей Омской области. Территория региона характеризуется высоким потенциалом использования солнечной энергии, число солнечных дней в году здесь достигает 300.

Работа двух солнечных станций сократит выбросы парниковых газов на 12,7 тыс. тонн в год. Это огромный плюс. Ежегодно Минприроды проводит экологический мониторинг и составляет список городов России с наиболее загрязнённым воздухом, большинство из которых находятся в Сибири, на Урале и Дальнем Востоке.

Кроме того, ввод в эксплуатацию дополнительных генерирующих мощностей позволяет снизить зависимость энергодефицитной Омской области от других регионов.

Благодаря солнечным станциям снижаются потери, растёт эффективность работы электросетевого комплекса. Более оптимальной становится загрузка ТЭЦ, которые летом вынуждены работать вхолостую.

Новые источники генерации дают возможность исправить ситуацию и, в конечном счёте, снизить стоимость электроэнергии для потребителей Омской области.

Первым объектом ВИЭ-генерации в регионе стала СЭС Омского нефтеперерабатывающего завода (принадлежит ПАО «Газпром нефть»). С целью «обкатки» технологии осенью 2019 года была введена в эксплуатацию солнечная электростанция мощностью 1,2 МВт.

Она состоит из 2,5 тыс. фотоэлектрических модулей отечественного производства. Этот источник энергии используется для электроснабжения непроизводственных объектов предприятия.

В 2021 году началась реализация проекта по расширению мощностей солнечной генерации до 20 МВт.

В сентябре 2022 года Группа компаний «Хевел» объявила о намерении построить на территории Омской области еще одну солнечную электростанцию мощностью 15 МВт.

Это будет третий проект, реализованный инвестором в регионе. Ожидается, что СЭС будет введена в работу к концу 2023 года. По оценкам специалистов, ее выработки будет достаточно для обеспечения «чистой» электроэнергией 16 тыс. квартир (5,3 тыс. домовладений).

Выполнение капитального и среднего ремонта энергогенерирующего оборудования. По данным АО «СО ЕЭС», в 2021 году фактический объем мощности выведенных в капитальный и средний ремонт турбо- и гидроагрегатов электростанций в ОЭС Сибири составил 10 087 МВт, что на 789 МВт меньше объема, запланированного сводным годовым графиком ремонтов (10 876 МВт).

В течение года были завершены работы по капитальному и среднему ремонту энергооборудования общей мощностью 9 756 МВт. Этот показатель на 1 262 МВт меньше, чем было запланировано ГГР (11 018 МВт).

Сетевое строительство. В 2021 году на территории Сибирского федерального округа введены в эксплуатацию и реконструированы больше 20 линий электропередачи класса напряжения 220 кВ (включая заходы и отпайки). Так,

• в зоне операционной деятельности Красноярского РДУ к сети подключены:

5. 1 февраля - ВЛ 220 кВ «Камала-1 – Саянская тяговая № 2»;
5. 1 октября - ВЛ 220 кВ «Саянская тяговая – Мана тяговая»;
5. 6 октября - ВЛ 220 кВ «Кравченко тяговая – Крол тяговая»;
5. 9 октября - ВЛ 220 кВ «Мана тяговая – Щетинкино тяговая»;
6. 13 октября - ВЛ 220 кВ «Минусинская-опорная – Курагино тяговая»;
5. 17 октября - ВЛ 220 кВ «Ирбинская – Крупская тяговая»;
5. 18 октября - ВЛ 220 кВ «Кошурниково тяговая – Крол тяговая»;
5. 22 октября - ВЛ 220 кВ «Ирбинская – Щетинкино тяговая»;
5. 23 октября - ВЛ 220 кВ «Кошурниково тяговая – Курагино тяговая».

• на территории Иркутской области в работу введены:

5. 20 марта - ВЛ 220 кВ «Озёрная – ТАЗ № 2»;
5. 20 марта - ВЛ 220 кВ «Озёрная – ТАЗ № 4»;
5. 23 марта - ВЛ 220 кВ «Озёрная – ТАЗ № 1»;
5. 23 марта - ВЛ 200 кВ «Озёрная – ТАЗ №3»;
6. 8 апреля - ВЛ 220 кВ «Иркутская – Восточная I цепь с отпайкой на ПС Столбово»;
5. 8 апреля - ВЛ 220 кВ «Иркутская – Восточная II цепь с отпайкой на ПС Столбово»;

• в энергосистеме Республики Хакасия реконструированы и подключены к сети:

5. 2 июля - ВЛ 220 кВ «Означенное – Степная I цепь с отпайкой на ПС Бея»;
5. 2 июля - ВЛ 220 кВ «Означенное – Степная II цепь с отпайкой на ПС Бея»;
5. 17 июля - ВЛ 220 кВ «Степная – Абаза»;
5. 28 августа - ВЛ 220 кВ «Степная – Камышта»;
6. 28 августа - ВЛ 220 кВ «Степная – Югачи»;
5. 3 декабря - ВЛ 220 кВ «Степная – Бискамжа»;
5. 7 декабря - ВЛ 220 кВ «Тёя – Чарыш».

С целью расширения области допустимых режимов и оптимизации автоматического противоаварийного управления в 2021 году продолжилось развитие централизованных систем противоаварийной автоматики (ЦСПА), в реальном времени рассчитывающих управляющие воздействия. Для этого проведены совместные испытания ЦСПА ОЭС Сибири и ЦСПА ЕЭС Казахстана, которые будут совместно использоваться в качестве низового устройство ЛАПНУ на подстанции 1150 кВ «Экибастузская».

Выработка и потребление электроэнергии. По отчетным данным, в 2021 году выработка электроэнергии в объединенной энергосистеме СФО выросла, по сравнению с предыдущим годом, на 4,68% и составила 204 064,1 млн кВт*ч.

Потребление электроэнергии в округе в прошедшем году составило 203 435,0 млн кВт*ч, что на 3,97% больше, чем за аналогичный период 2020 года (табл. 1).

Таблица 1

В 2021 году в ОЭС Сибири основную нагрузку по выработке несли ГЭС, которые увеличили показатель на 8,5% по сравнению с 2020 годом – до 127 801 млн кВт*ч. Тепловые электростанции и электростанции промпредприятий снизили этот показатель на 1,4% – до 87 738 млн кВт*ч, солнечные электростанции увеличили выработку на 32% – до 365,8 млн кВт*ч.

Больше всего выработку в 2021 году увеличили Томская область (на 18,6%, до 3 494 млн кВ*ч), Иркутская область (на 9%, до 65 041,1 млн кВт*ч) и Республика Хакасия (на 8,4%, до 32 611,6 млн кВт*ч). Сократила выработку Кемеровская область (на 8,7%, до 18 647 млн кВт*ч).

Потребление электричества в минувшем году больше всего увеличилось в энергосистеме Новосибирской области (на 7,1%, до 17 094,8 млн кВт*ч), Томской области (на 6,6%, до 8 108,2 млн кВт*ч), Омской (на 6%, до 10 976,1 млн кВт*ч) и Иркутской (на 5,9%, до 59 256,2 млн. кВт*ч) областей. Сокращение энергопотребления не зафиксировано ни в одном из регионов округа.

Рост потребления электричества объясняется отсутствием заметного влияния карантинных мер на фоне масштабного их ввода в 2020 году, а также увеличением спроса на крупных предприятиях металлургии, машиностроения и химической промышленности, нефтегазовой отрасли, а также на электрифицированном железнодорожном транспорте.

Кроме того, увеличение выработки электрической энергии на электростанциях ЕЭС России отразилось на объемах электропотребления на собственные, производственные и хозяйственные нужды электростанций.

Объединяй и развивай?

5–8 сентября 2022 года во Владивостоке проходил VII Восточный экономический форум (ВЭФ). Мероприятие учреждено Указом Президента Российской Федерации в мае 2015 года с целью содействия развитию экономики Дальнего Востока и расширения международного сотрудничества в Азиатско-Тихоокеанском регионе. В соответствии с Указом ВЭФ проводится ежегодно.

Традиционно на площадках Форума разрабатываются новые инструменты развития и презентуются прорывные технологии, заключаются знаковые инвестиционные контракты и принимаются ключевые решения для развития страны. Все мероприятия проходят в формате панельных сессий, круглых столов, теледебатов, деловых завтраков и бизнес-диалогов.

В 2022 году, в рамках ВЭФ, Министерство энергетики Российской Федерации выступило с предложением расширить вторую ценовую зону ОРЭМ, к которой относится Сибирь, за счет присоединения к ней Дальнего Востока. 

В настоящее время энергосистема России разделена на две ценовые зоны – это европейская часть, Урал и Сибирь, а также несколько неценовых регулируемых зон. Работа ОЭС Востока в изолированном режиме, снижает возможности по оптимизации режимов оборудования и энергосистемы в целом.

Министр энергетики Николай Шульгинов отметил, что на Дальнем Востоке нет предпосылок для снижения затрат на энергетику из-за госрегулирования тарифов. По этой причине в дальневосточных регионах отсутствуют новые технологии, рыночное ценообразование и конкурентные отношения.

Кроме того, энергосистема Дальнего Востока сталкивается с еще одной серьезной проблемой. Речь идет об отсутствии инвестиций. Дефицит капиталовложений привел к тому, что доля старого оборудования ТЭС, введенного в эксплуатацию более 30 лет назад, в ОЭС Востока на 10% выше, чем в среднем по стране.

В качестве примера того, как эта проблема проявляется на практике, специалисты приводят южные районы Приморского края, где существуют ограничения на передачу электроэнергии внутри энергообъединения и уже сегодня невозможно подключить к сетям новых пользователей. И это при том, что электроэнергия на Дальнем Востоке для потребителей самая дорогая в России.

Н. Шульгинов считает, что интеграция дальневосточных регионов в энергорынок позволит создать единое рыночное пространство, поможет привлечь дополнительные инвестиции в энергетику за счет роста конкуренции, будет способствовать развитию сети, а также создаст условия для повышения энергоэффективности.

По мнению аналитиков, потенциальных инвесторов на Дальний Восток может привлечь альтернативная энергетика. Естественные природные условия создают благоприятные условия для экспериментов в области возобновляемых источников энергии. Это малонаселенные регионы, где можно развивать солнечную, ветряную и геотермальную энергетику, а также нарабатывать практику строительства и использования малых ГЭС.

Присоединение ОЭС Востока к рынку создаст возможность включения ДФО в программу модернизации тепловых электростанций за счет механизма ДПМ, а также проведения конкурсных отборов по программе ДПМ ВИЭ для развития возобновляемой энергетики. 

Благодаря климатическим проектам дальневосточные регионы могут стать базой для создания углеродного рынка. Пилотный проект уже реализуется на Сахалине.

Сахалинская область первой в России поставила перед собой амбициозную цель – добиться углеродной нейтральности к 2025 году. Соответственно, этот опыт впоследствии будет масштабирован и на другие субъекты ДФО.

То, что технических проблем с подключением дальневосточных регионов ко второй ценовой зоне не будет, на сессии Форума подтвердил глава правления «Системного оператора ЕЭС» Фёдор Опадчий. Он добавил, что ОЭС Востока сегодня динамично развивается и к 2028 году ожидается рост энергопотребления на 25%.

По данным АО «СО ЕЭС», выработка электроэнергии электростанциями ОЭС Востока за 2021 год составила 46,9 млрд кВт*ч, что выше уровня предыдущего года на 6,9 %. Потребление электричества в 2021 году в ОЭС Востока на 5,3 % превысило уровень 2020 года и составило 42,9 млрд кВт*ч.

В то же время необходимо учиться управлять энергосистемой не только на фоне роста энергопотребления, а еще и из-за значимого изменения природных факторов. В изолированной системе влияние каждого из них ощущается особенно остро.

Одним из основных эффектов создания крупных энергетических систем эксперты называют возможность взаимного резервирования и меньшую зависимость от конкретных сложностей, которые в больших системах растворяются.

По оценкам специалистов, с точки зрения уже созданной инфраструктуры нет никаких сложностей с подключением дальневосточных регионов ко второй ценовой зоне, в которую входит Сибирь.

Тогда же Николай Шульгинов заявил, что значительного роста тарифов после объединения энергосистем не планируется. «Наша задача: с ценами мы не должны допустить никаких шоков для потребителей», – отметил министр.

Ветхую ТЭЦ отправят на пенсию

В городе Яровом Алтайского края до конца 2022 года будет объявлен конкурс на разработку проекта строительства новой водогрейной котельной. С ее помощью власти региона планируют решить проблему теплоснабжения.

Пока же в небольшом курортном городке, где живут 18 тыс. человек, стартовал очередной отопительный сезон. Горожанам предстоит пройти его со старой теплоэлектроцентралью, которая уже не раз демонстрировала свою «усталость».

Введенная в эксплуатацию в далеком 1944 году Яровская ТЭЦ давно работает с перебоями. Ни у частных собственников, ни у муниципалитета, которому время от времени возвращали энергообъект, средств на капитальный ремонт оборудования так и не нашлось.

Ситуация накалилась докрасна в ноябре 2019 года. Тогда из-за серии аварий на ТЭЦ в городе ввели режим ЧС. Власти были вынуждены принимать экстренные меры для спасения людей.

В непростой ситуации яровчане прожили больше двух лет. В декабре 2021 года режим ЧС был снят и заменен на режим повышенной готовности. При этом механизм ручного управления правительство края сохраняет до сих пор.

На низкие температуры в своих квартирах во время отопительного сезона жители Ярового жалуются ежегодно. В ноябре прошлого года из-за технических проблем на ТЭЦ была остановлена часть водогрейного оборудования.

В ситуацию с теплоснабжением города вмешалась Генпрокуратура.  По данным фактам возбуждены уголовные дела в отношении главы администрации города, директора и главного инженера станции.

Для реконструкции ветхой ТЭЦ несколько лет искали инвестора. Но желающих так и не нашлось – нерентабельно. Кардинально решать проблему теплоснабжения города за счет бюджетного финансирования местные власти планировали после газификации города. Но ее надо ждать несколько лет.

Учитывая сложность ситуации, было принято решение о выделении из краевого бюджета средств для проведения технико-экономической экспертизы ТЭЦ, которая поможет определить, стоит ли ее реконструировать или экономически выгоднее построить новую.

Эксперты обследовали объект, выполнили все необходимые расчеты и пришли к выводу, что лучше возвести новую угольную котельную с возможностью ее перевода на природный газ. Правда, реализация этого проекта также потребует времени.

Если проектная документация будет подготовлена к концу 2023 года, то к строительным работам можно будет приступить в 2024-м. Разумеется, при наличии средств.

О сроках ввода в эксплуатацию новой котельной пока говорить рано. Но минимум три отопительных сезона яровчане будут жить со старой ТЭЦ, которую необходимо поддерживать в рабочем состоянии только за счет ремонтов.

В этом году власти Алтайского края выделили дополнительное финансирование на закупку топлива. Было обновлено около двух километров теплотрасс. Кроме того, существенно увеличена сумма затрат на текущий ремонт станции: потрачено в три раза больше, чем обычно (около 200 млн руб., из которых более 100 млн руб. – бюджетные). Для повышения надежности работы ТЭЦ решили установить еще один котел мощностью 75 тонн пара в час.

Ожидается, что принятые меры обеспечат работоспособность действующей отопительной системы и позволят пройти отопительный сезон без аварий.

У подстанции «Новокузнецкая» открылось второе дыхание

В 2022 году энергетики ПАО «Россети ФСК ЕЭС» завершили реализацию проекта по модернизации крупнейшей подстанции, обеспечивающей питание промышленного юга Кузбасса. В результате выполненных работ на ПС 500 кВ «Новокузнецкая» мощность присоединения добывающих предприятий ОАО «СУЭК-Кузбасс» возросла с 60 МВт до 123 МВт.

Кроме того, помимо возможности технологического присоединения новых объектов, проект позволил повысить надежность энергоснабжения крупных промышленных предприятий и города Новокузнецка с населением 540 тыс. человек, а также минимизировать риски, связанные с развитием технологических нарушений.

В процессе реконструкции были установлены современные устройства передачи аварийных сигналов и команд (УПАСК) российского производства. Использование микропроцессорной базы позволило, помимо стандартных и хорошо себя зарекомендовавших решений, применить ряд новых алгоритмов и способов, значительно повышающих эффективность функционирования защит.

При возникновении нештатной ситуации в электрических сетях новые комплексы обеспечивают мгновенную передачу управляющих команд на ПС 220/110/35 кВ «Соколовская», которая принадлежит СУЭК.

Эффективная работа УПАСК существенно снижает риск повреждения электросетевого оборудования и развития аварийных ситуаций.

Электрическая подстанция «Соколовская», мощность которой составляют два трансформатора по 125 МВА каждый, расположена в Прокопьевском районе Кемеровской области – Кузбасса.

Энергообъект был введен в работу в 2004 году. Сегодня ПС входит в Единую национальную электрическую сеть России (ЕНЭС) и обеспечивает энергоснабжение таких угледобывающих предприятий ОАО «СУЭК-Кузбасс», как шахты имени В.Д. Ялевского, «Талдинская-Западная-1», «Талдинская-Западная-2», разрезы «Заречный», «Заречный-Северный» и «Камышанский».

В 2017 году, из-за активного развития горных работ и появления новых технологических присоединений, возникла необходимость увеличения пропускной мощности питающего центра и модернизации всей технологической системы.

В результате реконструкции импортные силовые автотрансформаторы были заменены на более мощные – российского производства.

Найден способ получения «зеленого» водорода

Планы по развитию альтернативной энергетики в России включают в себя не только строительство солнечных и ветровых электростанций, но и внедрение технологий выработки «зеленого» водорода, который в ближайшем будущем станет одним из ключевых элементов достижения целей по углеродной нейтральности.

Выработка водорода с использованием ветряных генераторов морского базирования нуждается в устойчивом заряде электричества. Невыполнение этого условия может негативно отразиться на качестве топлива, а в некоторых случаях привести к аварийной ситуации.

Группа исследователей из Томского политехнического института (ТПУ) нашла способ, с помощью которого удалось обезопасить процесс получения «зеленого» водорода.

В его основу положен метод синтетической инерции, который без включения в систему дополнительных устройств позволяет сохранять ее устойчивость и вырабатывать более экономичный и качественный водород.

«Зеленый» водород получают в результате электролиза воды. Процесс подразумевает использование электричества для расщепления молекул воды на водород и кислород. Преимущество метода заключается в минимальных антропогенных (вызванных деятельностью человека) выбросах СО₂ в окружающую среду.

Водород сам по себе – это самое чистое топливо. Однако процесс его производства причиняет экосистеме больше вреда, чем традиционная энергетика. Получение «зеленого» водорода уже стало трендом, к которому стремятся многие развитые страны мира.

«Оптимальное месторасположение такого «производства» — энергетические ветряные установки морского базирования. Это позволяет сделать процесс генерации полностью экологически чистым: вода берется из океана, электроэнергию вырабатывает ветер. Но для электролиза необходим устойчивый заряд электричества. Иначе полученное топливо может быть низкого качества, а сам процесс способен стать причиной аварийных ситуаций», — сказал и. о. руководителя отделения электроэнергетики и электротехники ТПУ Игорь Разживин.

 Ученые предлагают придать энергосистеме устойчивость с помощью синтетической или виртуальной инерции – системы управления для устройств ВИЭ, которая при перебоях частоты извлекает дополнительную кинетическую энергию из ветра и стабилизирует частоту в системе.​

Предложенную методику ученые испытали с использованием разработанной в институте многопроцессорной программно-аппаратной системы «Всережимный моделирующий комплекс реального времени ЭЭС». Тестирование проводилось также при аварийных режимах.

Результаты исследований показали, что применение синтетической инерции позволяет получить более плавные колебания без резких скачков при изменении напряжения в системе.

Есть альтернативные варианты решения этой задачи. Один из таких методов предполагает внедрение в систему дополнительного стабилизатора управления напряжением или установку суперконденсатора.

Это рабочий метод. Однако его реализация требует приобретения дорогостоящего оборудования, которое необходимо настраивать и контролировать. Кроме того, его работу следует синхронизировать с работой других систем цепи.

Метод, предложенный учеными ТПУ, проще и дешевле других аналогичных решений за счет того, что он предполагает модернизацию самой системы управления энергосистемы. Помимо этого, с его помощью легче обезопасить установку от аварийных ситуаций, а значит получать качественный водород бесперебойно.