Обзор электроэнергетики Сибирского федерального округа

Основой хозяйственного комплекса СФО является его уникальный природно-ресурсный потенциал. Именно с ним связана отраслевая специализация макрорегиона. В число ведущих отраслей входит и электроэнергетика, которая обеспечивает дальнейшее развитие промышленности и создает фундамент для финансовой устойчивости государства.

Структура электроэнергетики Сибирского федерального округа

Электроэнергетический комплекс округа сформирован 8-ю региональными энергосистемами, которые функционируют на территории 10-ти субъектов РФ, входящих в состав СФО. Режимами этих энергетических систем управляет филиал Системного оператора «Объединенное диспетчерское управление энергосистемы Сибири».

Кроме того, наряду с региональными энергосистемами, действующими на территории СФО, в зону операционной деятельности ОДУ Сибири входят энергетические комплексы Республики Бурятия и Забайкальского края – двух субъектов РФ, расположенных на территории Дальневосточного федерального округа.

Управление режимами энергосистем субъектов Российской Федерации, входящих в состав Сибирского ФО, осуществляют шесть филиалов АО «СО ЕЭС».

         Иркутское РДУ. Филиал Системного оператора выполняет функции оперативно-диспетчерского управления объектами электроэнергетического комплекса Иркутской области. Территория операционной зоны расположена на площади 774,8 тыс. км². В регионе проживает около 2,36 млн человек.

         По данным АО «СО ЕЭС», на 01.01.2021 г. в операционной зоне филиала функционируют 18 электростанций. Их суммарная мощность составляет 13 041,1 МВт (в том числе энергообъекты промышленных предприятий мощностью 145,4 МВт). Наиболее крупными из них являются:

• Братская ГЭС (установленная мощность 4 500 МВт). Одна из крупнейших и наиболее известных гидроэлектростанций РФ входит в структуру АО «ЕвроСибЭнерго»;
• Усть-Илимская ГЭС (установленная мощность 3 840 МВт). Является третьей ступенью Ангарского каскада ГЭС. Объект генерации способствует обеспечению устойчивости ОЭС Сибири. Значительную часть выработки гидроэнергии этой станции потребляют предприятия алюминиевой и лесохимической промышленности. ГЭС стала базой для создания Усть-Илимского территориально-производственного комплекса. Находится в составе ПАО «Иркутскэнерго», входящего в группу АО «ЕвроСибЭнерго»;
• Иркутская ТЭЦ-10 (электрическая мощность 1 110 МВт, тепловая – 563 Гкал/час). Филиал энергоугольной компании «Иркутскэнерго»;
• Иркутская ТЭЦ-9 (электрическая мощность 540 МВт, тепловая – 2 402,5 Гкал/час). Входит в состав ОАО «Иркутскэнерго». На правах производственного филиала обеспечивает производственным паром, теплом и электроэнергией население города Ангарска и промышленные площадки градообразующего предприятия – АО «Ангарская нефтехимическая компания». Компания специализируется на переработке и выпуске нефтепродуктов;
• Ново-Иркутская ТЭЦ (электрическая мощность 708 МВт, тепловая – 1 850,4 Гкал/час). Входит в состав ОАО «Иркутскэнерго»;
• Усть-Илимская ТЭЦ (электрическая мощность 515 МВт, тепловая – 1 070 Гкал/час). Филиал ПАО «Иркутскэнерго»;
• Иркутская ТЭЦ-11 (электрическая мощность 320,3 МВт, тепловая – 1 285 Гкал/час). Принадлежит ПАО «Иркутскэнерго». Паротурбинная теплоэлектроцентраль функционирует в режиме выработки тепловой энергии, электричество вырабатывается только на собственные нужды ТЭЦ;
• Иркутская ТЭЦ-6 (электрическая мощность 270 МВт, тепловая – 1 529,3 Гкал/час). Является основным источником тепловой энергии для системы централизованного теплоснабжения города Братска, включая объекты ОАО «Братский лесопромышленный комплекс». ТЭЦ входит в состав ПАО «Иркутскэнерго»;
• Ново-Зиминская ТЭЦ (электрическая мощность – 240 МВт, тепловая – 832 Гкал/час). Поставляет тепло на промплощадку основного потребителя – ОАО «Саянскхимпласт», а также жителям города Саянска.  Входит в состав ПАО «Иркутскэнерго».

В начале 2020 года акционеры ПАО «Иркутскэнерго» одобрили продажу имущества, в частности энергообъектов, дочернему ООО «Байкальская энергетическая компания», созданному в рамках реструктуризации компании и консолидации теплогенерирующих активов. Это сделано с целью дальнейшего повышения эффективности управления тепловыми станциями в Иркутской области.

С 1 декабря 2020 года услуги по поставке тепла потребителям оказывает ООО «Байкальская энергетическая компания». Ранее подобные изменения произошли и в других городах региона. 

Кроме энергообъектов, на территории операционной зоны Иркутского РДУ также находятся:

• 24 ЛЭП класса напряжения 500 кВ (в том числе 2 ЛЭП, класс напряжения которых при эксплуатации составляет 220 кВ);
• 100 ЛЭП класса напряжения 220 кВ (в том числе 1 ЛЭП, класс напряжения которой при эксплуатации составляет 110 кВ);
• 274 ЛЭП класса напряжения 110 кВ;
• 309 трансформаторных подстанций и распределительные устройства электростанций напряжением 110-500 кВ. Суммарная мощность трансформаторов этих энергообъектов составляет 40 125 МВА.

Кемеровское РДУ. Структурное подразделение АО «СО ЕЭС» выполняет функции оперативно-диспетчерского управления объектами электроэнергетики, расположенными на территории двух субъектов Федерации – Кемеровской и Томской областей. Площадь операционной зоны составляет 410,17 тыс. км². Здесь проживает 3,8 млн человек.

Под управлением Кемеровского РДУ электроэнергию вырабатывают 22 электростанции. По состоянию на 01.01.2021 г. их суммарная установленная мощность – 6 554,7. В число наиболее крупных входят:

• Томь-Усинская ГРЭС (электрическая мощность – 1 345,4 МВт, тепловая – 194 Гкал/час). Энергообъект используется для покрытия базисных нагрузок энергосистемы Кемеровской области. Является филиалом АО «Кузбассэнерго» (входит в структуру ООО «Сибирская генерирующая компания»);
• Беловская ГРЭС (электрическая мощность 1 260 МВт, тепловая – 229 Гкал/час). Филиал АО «Кузбассэнерго»;
• ГТЭС «Новокузнецкая» (установленная мощность 298 МВт). Станция расположена на территории Кузнецкой ТЭЦ. Входит в состав ООО «Сибирская генерирующая компания»;
• Южно-Кузбасская ГРЭС (электрическая мощность 554 МВт, тепловая – 581 Гкал/час). Обеспечивает покрытие базисных нагрузок энергосистемы Кемеровской области. Согласно реестру от 10.11.2021 г. владельцами электростанции являются 93,35% ООО «Мечел-Энерго» (ПАО Группа «Мечел»), 4,8% Группа компаний «Евротэк» и 1,85% миноритарных акционеров;
• Западно-Сибирская ТЭЦ (электрическая мощность – 600 МВт, тепловая – 1 307,5 Гкал/час). Около 42% вырабатываемой станцией электроэнергии потребляет Западно-Сибирский металлургический комбинат. Остальная энергия используется для теплоснабжения жителей Заводского и Новоильинского районов, производственных предприятий, расположенных на территории этих районов, а также находящихся поблизости шахт. Теплоэлектроцентраль входит в структуру ООО «ЕвразХолдинг»;
• Кемеровская ГРЭС (электрическая мощность – 485 МВт, тепловая – 1 540 Гкал/час). Входит в Группу «Сибирская генерирующая компания»;
• Ново-Кемеровская ТЭЦ (электрическая мощность 580 МВт, тепловая – 1 449 Гкал/час). Работает синхронно с Кемеровской ГРЭС, обеспечивает областной центр теплом и электроэнергией. «Ново-Кемеровская ТЭЦ» входит в Группу «Сибирская генерирующая компания»;
• Кузнецкая ТЭЦ (электрическая мощность 108 МВт, тепловая – 890 Гкал/час). Обеспечивает паром промышленные предприятия Кузнецкого района. Собственник электростанции – Группа «Сибирская генерирующая компания»;
• Томская ГРЭС-2 (электрическая мощность 331 МВт, тепловая – 815 Гкал/час). Филиал АО «Томская генерация»;
• Томская ТЭЦ-3 (электрическая мощность 140 МВт, тепловая – 780 Гкал/час). Структурное подразделение АО «Томская генерация»;
• ТЭЦ АО «СХК» (электрическая мощность 449 МВт, тепловая – 1 713,8 Гкал/час). Теплоэлектроцентраль производит тепловую и электрическую энергию для нужд химкомбината и города Северска. Входит в состав АО «Сибирский химический комбинат».

В операционной зоне Кемеровского РДУ также функционируют:

• 511 ЛЭП класса напряжения 110-500 кВ;
• 404 трансформаторные подстанции и распределительные устройства электростанций класса напряжения 110-500 кВ. Суммарная мощность трансформаторов составляет 37 196 МВА.

Красноярское РДУ управляет объектами генерации и электросетевого хозяйства энергосистем Республики Тыва и Красноярского края (за исключением Таймырского Долгано-Ненецкого и Туруханского районов, на территории которых расположена технологически изолированная от ЕЭС России Норильско-Таймырская энергосистема, а также Эвенкийского муниципального района).

         Площадь операционной зоны составляет 2 508,7 тыс. км². На ее территории проживает 3,2 млн человек.

         Под оперативно-диспетчерским управлением Красноярского РДУ генерируют энергию 19 электростанций. По состоянию на 01.01.2021 г. суммарная установленная мощность этих энергообъектов составляла 15 936,1 МВт. В число основных источников энергии входят:

• Красноярская ГЭС (установленная мощность 6 000 МВт). Вторая по мощности в России, входит в ТОП-10 крупнейших гидроэлектростанций мира. Контрольный пакет акций ПАО «Красноярская ГЭС» принадлежит АО «ЕвроСибЭнерго»;
• Берёзовская ГРЭС (электрическая мощность 2 400 МВт, тепловая – 893 Гкал/час). Филиал ПАО «Юнипро»;
• Красноярская ГРЭС-2 (электрическая мощность 1 260 МВт, тепловая – 976 Гкал/час). С 01.10.2020 г. входит в состав ООО «Сибирская генерирующая компания»;
• Назаровская ГРЭС (электрическая мощность 1 313 МВт, тепловая – 775 Гкал/час). Входит в структуру ООО «Сибирская генерирующая компания»;
• Богучанская ГЭС (установленная мощность 2 997 МВт). Станция является нижней, четвертой ступенью Ангарского каскада ГЭС. Собственник – ПАО «Богучанская ГЭС».

Самой крупной электростанцией Республики Тыва является Кызылская ТЭЦ мощностью 17 МВт. В 2020 году ее выработка составила 37,2 млн кВт*ч.

Наряду с объектами генерации, в электроэнергетический комплекс в зоне операционной деятельности Красноярского РДУ также входят:

• 271 ЛЭП класса напряжения 110-500 кВ;
• 393 трансформаторные подстанции и распределительные устройства электростанций с суммарной мощностью трансформаторов 36 031 МВА.

Новосибирское РДУ. Филиал Системного оператора осуществляет функции оперативно-диспетчерского управления энергообъектами, расположенными на территории трех субъектов Российской Федерации – Новосибирской области, Алтайского края и Республики Алтай. Зона операционной деятельности расположена на площади 439,5 тыс. км². Здесь проживает 5,36 млн человек.

Под управлением Новосибирского РДУ работают 25 электростанций. Суммарная установленная мощность объектов генерации составляет 4 706,1 МВт из них 120 МВт приходится на долю солнечной энергетики.

В список самых крупных энергообъектов входят:

• Новосибирская ТЭЦ-2 (электрическая мощность 345 МВт, тепловая – 920 Гкал/час);
• Новосибирская ТЭЦ-3 (электрическая мощность 496,5 МВт, тепловая – 945 Гкал/час);
• Новосибирская ТЭЦ-4 (электрическая мощность 378,5 МВт, тепловая – 1 120 Гкал/час);
• Новосибирская ТЭЦ-5 (электрическая мощность 1 200 МВт, тепловая – 2 730 Гкал/час);

Все эти электростанции входят в структуру ООО «Сибирская генерирующая компания».

• Барабинская ТЭЦ (электрическая мощность 101 МВт тепловая – 293 Гкал/час). Входит в состав АО «СИБЭКО»;
• Новосибирская ГЭС (установленная мощность 490 МВт). Станция (за исключением судоходного шлюза) находится в собственности ПАО «РусГидро»;
• Барнаульская ТЭЦ-2 (электрическая мощность 275 МВт, тепловая – 1 087 Гкал/час). Владелец теплоэлектроцентрали – АО «Барнаульская генерация» входит в состав холдинга «Сибирская генерирующая компания»;
• Барнаульская ТЭЦ-3 (электрическая мощность 445 МВт, тепловая – 1 450 Гкал/час). ОАО «Барнаульская ТЭЦ-3» входит в структуру ООО «Сибирская генерирующая компания»;
• Бийская ТЭЦ-1 (электрическая мощность 519,9 МВт, тепловая – 1 089 Гкал/час). Входит в состав ООО «Сибирская генерирующая компания»;
• ТЭЦ АО «Алтай-кокс» (электрическая мощность 200 МВт, тепловая – 1 321 Гкал/час).

Электросетевой комплекс Новосибирской энергосистемы формируют:

• 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 26 064 МВА.

На территории Алтайского края и Республики Алтай расположены:

• 9 ЛЭП класса напряжения 500 кВ;
• 259 ЛЭП класса напряжения 110 кВ и 220 кВ;

• 281 трансформаторная подстанция и распределительные устройства электростанций. Суммарная мощность трансформаторов составляет 11 455 МВА.

Омское РДУ. В управлении и ведении филиала Системного оператора находятся объекты электроэнергетики, расположенные на территории Омской области. Площадь операционной зоны – 141 тыс. км². В регионе проживает более 1,3 млн человек.

В операционной зоне филиала находятся семь электростанций. На 01.01.2021 г. суммарная установленная мощность этих энергообъектов составляет 1 631,2 МВт. Самыми крупными из них являются:

• Омская ТЭЦ-3 (электрическая мощность 445,2 МВт, тепловая – 1 006,24 Гкал/час);
• Омская ТЭЦ-4 (электрическая мощность 385 МВт, тепловая – 900 Гкал/час);
• Омская ТЭЦ-5 (электрическая мощность – 735 МВт, тепловая – 1 736 Гкал/час).

Каждая из этих электростанций входит в структуру АО «ТГК-11». По состоянию на 01.01.2021 г. установленная электрическая мощность электростанций территориальной генерирующей компании составляет 1565,2 МВт.

         На территории операционной зоны Омского РДУ также находятся:

• 220 ЛЭП класса напряжения 110-500 кВ;
• 204 трансформаторные подстанции и распределительные устройства электростанций класса напряжения 110-500 кВ. Суммарная мощность трансформаторов – 10 549 МВА.

Хакасское РДУ управляет объектами электроэнергетического комплекса Республики Хакасия, расположенных на территории площадью 61,9 тыс. км². В регионе проживает более 530 тыс. человек.

В управлении и ведении филиала Системного оператора находятся шесть объектов генерации установленной электрической мощностью 7 157,2 МВт. Самыми крупными из них являются:

• Саяно-Шушенская ГЭС (установленная мощность 6 400 МВт). Филиал ПАО «РусГидро»;
• Майнская ГЭС (установленная мощность 321 МВт). Электростанция входит в состав филиала ПАО «РусГидро» – «Саяно-Шушенская ГЭС имени П.С. Непорожнего»;
• Абаканская ТЭЦ (электрическая мощность 406 МВт, тепловая – 700 Гкал/час). Филиал АО «Енисейская ТГК (ТГК-13)» (входит в структуру ООО «Сибирская генерирующая компания»).

По данным АО «СО ЕЭС», на 01.01.2021 г. электроэнергетический комплекс в зоне операционной ответственности Хакасского РДУ, наряду с электростанциями, также формируют:

• 10 ЛЭП класса напряжения 500 кВ;
• 34 ЛЭП класса напряжения 220 кВ;
• 50 ЛЭП класса напряжения 110 кВ;
• 65 трансформаторных подстанций и распределительные устройства электростанций класса напряжения 110-500 кВ. Суммарная мощность их трансформаторов составляет 10 694 МВА.

Объединенная энергосистема Сибири – это второе по мощности энергообъединение ЕЭС России. Граничит с энергетическими системами Востока, Урала, Казахстана, Китая и Монголии.

На территории макрорегиона энергию генерируют электростанции трех видов – гидро, тепловые и солнечные. Отличительной особенностью энергосистемы Сибири является высокий удельный вес гидроэнергетики в структуре генерирующей мощности.

По данным АО СО «ЕЭС», на 01.01.2021 г. на долю ГЭС в ОЭС Сибири приходится 48,53% мощности. Это на 7% выше, чем суммарная установленная мощность гидроэлектростанций ОЭС Востока и на 22,93% больше аналогичного показателя ОЭС Средней Волги.

Основу гидроэнергетического потенциала Сибири составляют электростанции с водохранилищами многолетнего регулирования и запасами около 30 млрд кВт*ч на период продолжительного маловодья. По оценкам экспертов, в 2020 году коэффициент использования ГЭС в объединенной энергосистеме Сибири составил 52,98 %.

Сибирские ГЭС вырабатывают почти 10% генерации всех энергообъектов РФ. Управление режимом энергообъединения усложняется по двум причинам:

• естественные колебания годового стока рек Ангаро-Енисейского бассейна. По оценкам аналитиков, его энергетический потенциал колеблется в пределах 70-120 млрд кВт*ч;
• сложность прогнозирования водности рек, т.к. наполненность водных артерий зависит от множества факторов. Формирование максимальных уровней весеннего половодья (особенно в горной местности) прогнозировать крайне сложно из-за неравномерности распределения снежного покрова и разницы температур воздуха на разных высотах.

Кроме того, немаловажную роль играет дождевая составляющая. Ливни, вызванные атмосферными фронтами, обеспечивают более интенсивное таяние и водоотдачу из снежного покрова. При такой погоде талый сток, без существенных потерь на испарение и инфильтрацию, попадает в русло и поднимает уровень воды в реке.

Эксперты считают, что водность – это во многом стихийное природное явление, которое трудно прогнозировать даже в краткосрочном периоде.

         Удельный вес тепловых электростанций в структуре установленной мощности ОЭС Сибири составляет 50,9%. На долю солнечной генерации приходится только 0,57%. Атомная и ветряная энергетика в энергосистеме макрорегиона отсутствует.  

         Нормальный режим работы энергообъединения в составе ЕЭС России обеспечивает переток около 2 млн кВт мощности по транзиту Сибирь – Урал – Центр. Таким образом компенсируется годовая неравномерность выработки гидроэлектростанций за счет резервов единой энергосистемы.

Кроме того, переток делает возможным использование регулировочного диапазона Сибирских ГЭС для корректирования нагрузки в ЕЭС России.

Энергодефицитные западные регионы СФО получают энергию по ЛЭП из центральной части Сибири, где имеется ее избыток. В свою очередь, энергоизбыточные системы передают электричество и за пределы округа.

Основные показатели работы энергосистемы СФО за 2020 год

По данным Системного оператора, в 2020 году энергогенерирующие объекты Сибирского федерального округа выработали 194 944,3 млн кВт*ч. За этот же период энергопотребление в энергосистеме макрорегиона составило 195 665,7 млн кВт*ч (табл. 1).

Таблица 1

         В 2020 году, несмотря на увеличение выработки (+4 943,91 млн кВт*ч относительно 2019 года) и снижение электропотребления (-3 062,24 кВт*ч по сравнению с данными за аналогичный период предыдущего года), энергосистема округа по-прежнему оставалась энергодефицитной.

         По оценкам аналитиков, снижение энергопотребления произошло под действием четырех факторов:

• повышение среднегодовой температуры в энергосистеме макрорегиона;
• ввод ограничений в работе предприятий и организаций в условиях карантина, связанного с распространением коронавирусной инфекции;
• снижение электропотребления предприятиями добычи и транспортировки нефти в рамках реализации соглашения ОПЕК+;
• снижение потребления топлива на внутреннем рынке.

Начиная с мая 2020 года, в сопоставимых температурных условиях, максимальное снижение электропотребления к показателям предыдущего фиксировалось в региональных энергосистемах со значительной долей предприятий по добыче и транспортировке нефти.

Например, в энергосистеме Томской области динамика потребления электроэнергии изменилась с +3,2% в апреле до -16,6% в мае и -19,2% в августе. Изменению показателя способствовало снижение электропотребления АО «Томскнефть» ВНК и АО «Транснефть- Центральная Сибирь».

Кроме того, в 2020 году наблюдалось снижение спроса на электричество на крупных предприятиях металлургии, машиностроения, химической и деревообрабатывающей промышленности, а также на электрифицированном железнодорожном транспорте.

Снижение потребности в электроэнергии в энергосистеме макрорегиона в целом отразилось на объемах электропотребления на собственные, производственные и хозяйственные нужды электростанций.

Вместе с тем в зоне операционной деятельности Иркутского РДУ зафиксировано увеличение потребления электроэнергии относительно 2019 года (в сопоставимых температурных условиях). Как следует из отчетных данных АО «СО ЕЭС», прирост составил 499,94 млн кВт*ч.

По оценкам специалистов, рост спроса на 1,4% связан с подключением к электросетям региональной энергосистемы новых объектов предприятий трубопроводного транспорта, а также с увеличением потребления электроэнергии объектами двух промышленных гигантов: ООО «Братский завод ферросплавов» и АО «Группа Илим».

В 2020 году фактический объем мощности выведенных в капитальный и средний ремонт турбо- и гидроагрегатов электростанций энергосистемы Сибири составил 12 212 МВт, что на 92 МВт меньше объема, запланированного сводным годовым графиком ремонтов (12 304 МВт).

В течение года года выполнен ремонт энергетического оборудования суммарной мощностью 11 996 МВт. Этот показатель на 208 МВт меньше, чем было запланировано ГГР (12 204 МВт).

Во II полугодии 2020 года в энергосистеме Иркутской области введены в работу новые линии электропередачи класса напряжения 220 Вт и выше (включая заходы и отпайки):

• 2 июля – воздушная линия 220 кВ Таксимо – Мамакан II цепь с отпайками;
• 9 декабря – воздушная линия 220 кВ Иркутская – Шелехово I цепь с отпайками (ВЛ-209);
• 9 декабря – воздушная линия 220 кВ Иркутская – Шелехово II цепь с отпайками (ВЛ-210);
• 17 декабря – воздушная линия 220 кВ Усть-Кут – Полимер № 1;
• 17 декабря – воздушная линия 220 кВ Усть-Кут – Полимер № 2.

27 ноября 2020 года ООО «Иркутская нефтяная компания» (ИНК) поставила под напряжение первую очередь питающего центра класса напряжения 220 кВ «Полимер». Новый объект электросетевой инфраструктуры строится для электроснабжения производственных мощностей Усть-Кутского газоперерабатывающего завода и Иркутского завода полимеров.

В 2017 году ИНК получила техусловия на подключение к подстанции 500 кВ «Усть-Кут». Проектная документация была утверждена в 2019 году. Вскоре после этого специалисты компании приступили к строительству центра питания и двухцепных воздушных линий класса напряжения 220 кВ протяженностью 7,5 км.

По оценкам аналитиков, в среднем на реализацию такого проекта требуется около четырех лет. Но ИНК удалось сократить этот срок в два раза, что позволило сэкономить около 500 млн руб. Подстанция «Полимер» уже может выдавать 30 МВт мощности. Строительство второй очереди питающего центра и ввод в эксплуатацию новых объектов газовой промышленности увеличит объем электропотребления до 140-150 МВт.

Изменение установленной мощности в 2020-2021 гг.

По данным АО «СО ЕЭС», на 31.12.2019 г. установленная мощность электростанций ОЭС Сибири составляла 52 104,75 МВт. На протяжении минувшего года, в результате перемаркировки энергооборудования Назаровской ГРЭС и Минусинской ТЭЦ, мощность энергообъектов возросла на 53,94 МВт. Прочие изменения и уточнения увеличили этот показатель еще на 1,25 МВт.

Кроме того, было демонтировано изношенное и морально устаревшее энергогенерирующее оборудование мощностью 101 МВт, в работу введены новые объекты генерации мощностью 81 МВт.  В итоге всех этих изменений, на 01.01.2021 г., суммарная мощность электростанций объединенной энергосистемы Сибири увеличилась на 35,19 МВт и составила 52 139,94 МВт.

По состоянию на 01.10.2021 г., в результате перемаркировки и ввода в эксплуатацию нового генерирующего оборудования, мощность Сибирской энергосистемы выросла еще на 53,4 МВт.

Выводы из эксплуатации и демонтаж энергооборудования в энергосистеме Сибирского ФО (2020 год):

• На Центральной ТЭЦ остановлены два агрегата: АР-3-11 и ПР-7-29 (станционные номера 1 и 7). Общая мощность выведенного из эксплуатации генерирующего оборудования составила 10 МВт;
• В 2020 году на Иркутской ТЭЦ-1 демонтированы турбины ПТ-25-90/10, ПТ-30-90/10 и Р-24-90/18 суммарной мощностью 79 МВт.

В мае 2021 года теплоэлектроцентраль полностью выведена из эксплуатации в связи с неэффективной генерацией. ТЭЦ-1 была одной из старейших в энергосистеме Иркутской области и к моменту закрытия выработала свой ресурс.

Все предприятия и жилые дома, которые она обеспечивала тепловой и электрической энергией, теперь обслуживает ТЭЦ-9 – станция входит в тройку лидеров по мощности в региональной энергосистеме и является самой крупной по производству тепла.

Нагрузка с ТЭЦ-1 на ТЭЦ-9 переводилась постепенно на протяжении семи лет. Работы велись в два этапа, что позволило подготовить старую теплоэлектроцентраль к закрытию, снижая технологические риски в процессе передачи нагрузок на энергооборудование ТЭЦ-9.

Первый этап длился  три года. Он стартовал в 2013 году и завершился в 2016-м. Результатом его реализации стала передача тепловой нагрузки с горячей водой промышленных потребителей и жителей Ангарска. На следующем этапе была передана паровая нагрузка и функция снабжения объектов химически очищенной водой.

С 2018 года, в рамках реализации проекта, были построены три трубопровода. Их общая протяженность составила 27,8 км. В период пиковых нагрузок, с целью обеспечения надежности, новая схема позволит использовать все три паропровода. При этом сохраняется оптимальная скорость и резервирование на случай отключения одного из паропроводов.

Кроме того, модернизирована система химводоочистки ТЭЦ-9 с установкой современного оборудования ультрафильтрации.

С ноября 2020 года по апрель 2021 года (с учетом осенне-зимнего периода) всё оборудование успешно прошло опытную эксплуатацию, которая подтвердила его готовность к работе в штатном режиме.

Специалисты утверждают, что после закрытия ТЭЦ-1 не будет стоять заброшенной. Ее оборудование планируют трансформировать в учебный полигон для студентов.

• На ТЭС филиала АО «Группа «Илим» (ТЭС-2 Братского лесопромышленного комплекса) демонтированы турбины АР-6-5 и АР-6-10 (станционные номера 1 и 5) суммарной мощностью 12 МВт.

Вводы генерирующих мощностей в энергосистеме Сибирского ФО (2020 год):

• На Южной тепловой станции, которая находится в городе Рубцовске Алтайского края, запущена в работу турбина Р-6-1,3/0,12 мощностью 6 МВт.
• В Омской области завершено строительство солнечной электростанции мощностью 30 МВт. Нововаршавская СЭС стала первым энергообъектом возобновляемой энергетики в региональной энергосистеме.

Строительство станции включено в Схему и программу развития ЕЭС России на 2020–2026 гг. и профинансировано в рамках экономического механизма «ДПМ ВИЭ» в соответствии с постановлением Правительства РФ от 28.05.2013 № 449 «О механизме стимулирования использования возобновляемых источников энергии на оптовом рынке электрической энергии и мощности». Документ предусматривает гарантии возврата инвестиций в строительство объектов ВИЭ через договоры о предоставлении мощности (ДПМ) на ОРЭМ.

Фотоэлектрические модули Нововаршавской СЭС расположены на земельном участке площадью 80 Га, непригодном для использования в сельском хозяйстве. Место строительства выбрано на основе результатов тщательного анализа природных особенностей Омской области.

Территория региона отличается высоким потенциалом использования энергии солнца. В среднем здесь насчитывается около 300 солнечных дней в году, при этом общая продолжительность солнечной активности составляет более 2 220 часов.

Согласно данным Росгидромета, по этому показателю Омской области удалось опередить даже такие курортные города страны, как Сочи (2 177 часов), Кисловодск (2 147 часов) и Краснодар (2 135 часов).

По мнению аналитиков, приход солнечной радиации в регионе составляет 4-5 кВт*ч на 1 м² в день. Это соизмеримо с иррадиацией южных районов Германии и севером Испании, где энергия Солнца используется наиболее активно. Высокий уровень инсоляции создает в Прииртышье идеальные условия для развития солнечной энергетики.

Вся электрическая энергия, которую вырабатывают фотоэлектрические модули Нововаршавской СЭС, поступает в ЕЭС России. В летний период, за счет выдачи мощности солнечной электростанции, в регионе пропорционально уменьшается величина загрузки ТЭЦ.

Развитие генерации на базе возобновляемых источников энергии положительно отражается не только на балансе электроэнергии региона, но и на экологии: жители Омской области нередко жалуются на вредность выбросов от местных тепловых электростанций.
По данным правительства, в Омской области, на юге региона планируется построить еще восемь солнечных электростанций.

Увеличение мощности на электростанциях энергосистемы Сибирского ФО в 2021 году (по состоянию на 1 октября).

• По данным Системного оператора, на Берёзовой ТЭЦ введена в эксплуатацию газопоршневая установка Caterpillar G3520C мощностью 10 МВт;
• В результате перемаркировки была увеличена установленная мощность четырех электростанций. В их число вошли:

• Барабинская ТЭЦ (мощность увеличилась на 4,0 МВт);
• Бийская ТЭЦ (мощность увеличилась на 9,8 МВт);
• Иркутская ГЭС (мощность увеличилась на 24,7 МВт);
• Красноярская ТЭЦ-2 (мощность увеличилась на 4,9 МВт).

Солнечной энергетике в Сибири быть!

В 2021 году на территории поселка Тура Эвенкийского муниципального района построена солнечная энергоустановка. Она стала первой для Красноярского края, но в соседних регионах уже накоплен достаточный опыт использования солнечных технологий в разных формах.

Установленная мощность нового объекта генерации составляет 2,5 МВт. Автономную гибридную дизель-солнечную установку строили к началу отопительного сезона. По оценкам аналитиков, ввод электростанции в эксплуатацию позволит сократить долю генерации дизельных электростанций населенного пункта.

С фотоэлектрической системой выработка электроэнергии в поселке перестанет зависеть только от дизельных генераторов. Их генерация будет замещаться энергией Солнца. Внедрение «зеленых» технологий будет способствовать снижению расхода дизельного топлива на 15-20 %.

Новый энергообъект солнечной энергетики построен в дополнение к уже действующей дизельной генерации. С вводом его в эксплуатацию суммарная мощность станции достигнет 14,1 МВт – энергоустановка станет самой мощной среди тех, что используются в энергоизолированных районах Российской Федерации.

Автономная гибридная энергоустановка будет работать одновременно с тремя действующими дизельными электростанциями Туры, поставляя электроэнергию в общую электросеть поселка, которая обеспечивает электричеством жилые дома и учреждения социальной сферы этого населенного пункта.

Дизель-солнечная установка – это современный альтернативный источник энергии, который формирует резерв мощности, позволяет обеспечивать электропитанием новых потребителей, гарантирует надёжное и качественное электроснабжение отдаленных территорий.

К строительству нового энергообъекта приступили в 2020 году. Проект реализован в рамках 10-летнего контракта между муниципальным предприятием Эвенкии «Илимпийские электросети» и инвестором – Группой компаний «Хевел». Объем инвестиций превысил 300 млн руб.

Интерес инвестора к электроэнергетике Красноярского края проявился еще в 2018 году. Тогда в рамках Красноярского экономического форума компания впервые подписала соглашение с властями региона о намерении развивать солнечную генерацию. Речь шла о создании нескольких объектов на севере края, однако подробности тогда не уточнялись.

Подписанное соглашение представитель компании прокомментировал так: «Речь идет об объемах 3-6 МВт генерации, которую можно модернизировать за счет интеграции энергии Солнца».

Со своей стороны, власти Красноярского края заинтересованы в улучшении экологической и экономической обстановки в регионе. Как показывает практика, проекты, которые к тому времени реализовал «Хевел» на территории других субъектов Федерации, демонстрировали хорошие результаты. В частности, фиксировалось снижение потребления дизельного топлива до 50% в год.

У инвестора действительно накоплен положительный опыт использования солнечной генерации в других регионах Сибирского федерального округа.

К примеру, первая в РФ крупная сетевая СЭС была построена в 2014 году в Кош-Ачагском районе Республики Алтай. На момент торжественного запуска первой очереди, который состоялся 4 сентября того же года, мощность энергообъекта составляла 5 МВт. 11 декабря 2015 года было получено разрешение на ввод в эксплуатацию второй очереди аналогичной мощностью.

Кош-Ачагская СЭС функционирует синхронно с ЕЭС России. Она обеспечивает электроэнергией около 1 тыс. домов, частично покрывает потребность в электричестве соседних Онгудайского и Улаганского районов.

С момента ввода в эксплуатацию Кош-Ачагской СЭС в Алтайском крае было построено еще несколько фотоэлектрических станций:

5. Усть-Канская СЭС установленной мощностью 5 МВт (введена в эксплуатацию в 2016 году);
5. Онгудайская СЭС установленной мощностью 5 МВт (введена в эксплуатацию в 2017 году);
5. Майминская СЭС установленной мощностью 25 МВт (введена в эксплуатацию в 2017 году). Это первый в России энергообъект, построенный с использованием гетероструктурных солнечных батарей.

Кроме того, солнечная электростанция стала первой в Сибири, на которой реализован проект дистанционного управления из диспетчерского центра Системного оператора.

Дистанционное управление активной и реактивной мощностью электростанции увеличивает скорость реализации управляющих воздействий по приведению параметров электроэнергетического режима энергосистемы в допустимые пределы при предотвращении развития и ликвидации аварий в энергосистеме.

5. Ининская СЭС установленной мощностью 25 МВт (введена в эксплуатацию в 2019 году);
5. Усть-Коксинская СЭС установленной мощностью 40 МВт (введена в эксплуатацию в 2019 году). Станция является самой крупной в СФО по мощности. Станция находится в Амурском сельском поселении Алтая. 126 гетероструктурных солнечных модулей с КПД более 22% установлены на земельном участке площадью 100 Га;
5. Чемальская СЭС установленной мощностью 10 МВт введена в эксплуатацию в 2020 году. Входит в десятку крупнейших солнечных электростанций России. Для отдаленного района ввод энергообъекта в эксплуатацию позволил обеспечить надежность электроснабжения и забыть о дефиците мощности для новых потребителей, а также создать в регионе новые рабочие места.

С пуском в работу Чемальской СЭС суммарная мощность солнечной генерации в регионе достигла отметки в 120 МВт. На данный момент более 30% энергопотребления республики обеспечивают объекты солнечной энергетики.

По оценкам экспертов, в период 2014-2020 гг. выработка электростанции составила более 65 млн кВт*ч. Это позволило сократить перетоки из смежных регионов, которые были связаны с потерями энергии в сетях при транспортировке на большие расстояния.

На территории региона Группой компаний «Хевел» реализованы и другие проекты. Например, в 2013 году запущена первая в РФ автономная гибридная солнечно-дизельная энергоустановка мощностью 100 кВт. Электростанция находится в поселке Яйлю Республики Алтай, где расположена центральная усадьба Алтайского биосферного заповедника.

Гибридная энергоустановка создана взамен устаревшего дизельного генератора. Предназначена для автономного бесперебойного снабжения населенного пункта электроэнергией. Ее эксплуатация позволила поселку снизить ежегодное потребление дизельного топлива на 50%.

Кроме того, с вводом солнечно-дизельной электростанции было положено начало крупномасштабному внедрению солнечной энергетики в России, в первую очередь, в удаленных от электрических сетей регионах.

Положительные примеры есть и в других регионах округа. Например, в Республике Тыва автономные гибридные электростанции с системами накопления энергии функционируют в селах Мугур-Аксы и Кызыл-Хая. Суммарная мощность этих энергообъектов составляет 550 кВт, общая емкость накопителей – 710 кВт*ч. Выработка электроэнергии превысила отметку в 770 кВт*ч.

Строительство солнечных электростанций обеспечивает рост налоговых отчислений в региональный бюджет. Кроме того, в регионе создаются новые рабочие места. На время проведения строительно-монтажных работ и на этапе изготовления опорных конструкций к реализации проекта привлекаются специалисты местных предприятий.

В качестве примера можно привести и более локальные проекты. Например, в октябре 2019 года на территории Омского нефтеперерабатывающего завода запущена в эксплуатацию солнечная электростанция мощностью 1 МВт. Станция стала первым объектом солнечной энергетики в регионе.

ПАО «Газпром нефть» заинтересовалась солнечными решениями ГК «Хевел» и выбрала Омский НПЗ как стартовую площадку для начала реализации проектов «зеленой» генерации на своих объектах.

Пилотная электростанция размещена на площади 2,5 Га. Она состоит из 2,7 тыс. фотоэлектрических модулей и обеспечивает электроэнергией административные здания Омского НПЗ, в т. ч. рассчитанный на 2,6 тыс. сотрудников единый бытовой корпус.

С учётом высокой инсоляции г. Омска годовая выработка станции составляет около 1,2 млн кВт*час. Такой объем генерации сопоставим с сжиганием более 1,8 тыс. тонн угля.  Работа СЭС позволят предотвратить более 5 тыс. тонн выбросов углекислого газа в атмосферу от выработки тепловых электростанций.

На солнечной станции установлено инновационное оборудование отечественного производства, в том числе мобильные конструкции, системы следования за солнцем и сбора отраженных лучей. Такие батареи были использованы впервые.

Технические характеристики модулей:

• Габаритные размеры – 1х1,67 м;
• Номинальная мощность – 300-310 Вт;
• На базовом модуле устанавливается 60 фотоэлектрических ячеек, изготовленных из монокристаллических пластин кремния по гетероструктурной технологии (гетеропереход HJT), сочетающей преимущества классических кремниевых технологий (тонкопленочной и кристаллической) и обеспечивающей эффективную работу модуля при температурах – 40 °С до +85 °С, а также в условиях рассеянного света.

Процесс развития солнечной энергетики на территории Омской области продолжается. В Русско-Полянском районе завершается строительство солнечной электростанции мощностью 30 МВт (первая и вторая очереди по 15 МВт). Она дополнит запущенную в конце 2020 года на юге региона Нововаршавскую СЭС.

По оценкам специалистов, среднегодовая выработка Русско-Полянской СЭС составит 35,5 млн кВт*ч. Этого объема генерации достаточно для того, чтобы обеспечить экологически чистым электричеством 3 тыс. сельских домов. Генерируемая солнечной электростанцией энергия будет поступать в региональную энергосистему.

Кроме того, работа станции позволит сократить выбросы углекислого газа в атмосферу на 12,7 тыс. тонн в год.

Объекты «зеленой» энергетики для региона крайне важны. Омск занимает пятое место в списке российских городов с самым грязным воздухом. В числе главных загрязнителей – промышленные предприятия и угольные ТЭЦ. Строительство солнечных электростанций – это один из способов исправить сложную экологическую ситуацию.

Под фотомодули Русско-Полянской СЭС отведен участок земли площадью 60 Га. В строительных работах задействованы более 100 человек. На самой станции будет создано 20 рабочих мест. В течение ближайших 15 лет работа электростанции пополнит бюджеты разных уровней на 2,5 млрд руб. налоговых платежей.

Церемония торжественного открытия нового объекта на базе ВИЭ запланирована на 10 декабря 2021 года. Стоимость проекта оценивается в 2,8 млрд руб. С вводом в эксплуатацию станции в Русской Поляне мощность «солнечных» мегаватт в регионе увеличится до 61, что в общем балансе региональной выработки составит 3,8%.

Эксперты полагают, что тремя солнечными электростанциями (СЭС Омского НПЗ, Нововаршавская СЭС и Русско-Полянская СЭС) регион не ограничится.

Уже подписано соглашение с генподрядчиком о продолжении проекта. С Агентством развития и инвестиций Омской области согласованы площадки для размещения новых объектов солнечной энергетики мощностью около 100 МВт – в промышленной зоне городка нефтяников и на территории южных районов региона.

Для стимулирования строительства «зеленых» электростанций Министерство энергетики и жилищно-коммунального комплекса Омской области рассматривает варианты дополнительных мер господдержки. В частности, речь идет о снижении ставки налога на имущество для участников проектов в сфере ВИЭ.

Томская Катайга станет ближе к Солнцу

Для освещения отдаленных территорий Томской области энергетики планируют использовать солнечную энергию. Уже разработан проект, в рамках которого гибридными фотомодулями будут оснащены 28 сел с населением более 12 тыс. человек. Предполагаемые сроки строительства электростанций — три года, а реконструкции сетей — пять лет.

ПАО «Россети Сибирь» планируют инвестировать около 1,45 млрд руб. в электроснабжение отдаленных населенных пунктов Томской области. В рамках реализации проекта села будут оборудованы автономными гибридными энергетическими установками (АГЭУ). Совокупная мощность объектов солнечной генерации составит 4,4 МВт.

АГЭУ – это солнечные электростанции, соединенные с дизельными генераторами и накопителями энергии. Первая такая установка будет смонтирована в поселке Катайга Верхнекетского района, где проживает около 1 500 человек.

В результате ликвидации местной энергосбытовой компании с 1 августа 2021 года ПАО «Россети Сибирь» приняли на обслуживание самый восточный поселок района. Сегодня в населенном пункте, расположенном почти в 200 км от районного центра, функцию единственного источника электроснабжения выполняет дизельный генератор.

Мощности энергоустановки недостаточно для качественного электроснабжения жителей. Свет в их домах появляется всего на несколько часов в сутки. Энергетики проводят энергоаудит полученных в наследство сетей, чтобы рассчитать возможность установки АГУЭ.

В активе электросетевой компании уже есть положительный опыт использования гибридных электростанций. Такие установки в течение пяти лет вырабатывают электричество в Забайкалье. Внедрение АГУЭ в энергетику Томской области станет тиражированием уже опробованного проекта.

По оценкам экспертов, успешная реализация проекта позволит населенным пунктам почти в два раза снизить затраты на покупку дизельного топлива. Кроме того, сокращение вредных выбросов в атмосферу будет способствовать улучшению экологической обстановки в регионе.

«Россети» «за» увеличение пропускной способности БАМа и Транссиба

Весной 2021 года Правительством РФ был утвержден паспорт второго этапа инвестиционного проекта модернизации железнодорожной инфраструктуры Байкало-Амурской и Транссибирской железнодорожных магистралей. В документе определены и сроки реализации инвестиционного проекта – 2021–2024 гг.

Эксперты полагают, что планом могут руководствоваться не только железнодорожники, но и бизнес, регионы – все, кто заинтересован в развитии своих проектов благодаря расширению пропускной способности Восточного полигона Российских железных дорог.

В соответствии с комплексным планом модернизации и расширения магистральной инфраструктуры компания «Россети» строит на территории региона новые энергообъекты. Однако проект электроснабжения БАМа и Транссиба предусматривает не только технологическое присоединение железнодорожных объектов.

Энергетики нацелены на создание в регионе развитой инфраструктуры для будущих грузоотправителей, которые открывают производства и наращивают мощности в зоне прохождения железных дорог. Прежде всего это предприятия добывающей отрасли и промышленности, объекты портовой инфраструктуры и территории опережающего развития (ТОР).

Качественное энергоснабжение имеет важное значение как для расширения железнодорожных магистралей, так и для строящихся предприятий-саттелитов. Кроме того, новая энергетическая инфраструктура будет способствовать повышению надежности региональной энергосистемы в целом.

Специалисты электросетевой компании возводят на землях, прилегающих к магистралям, целый комплекс дополнительных эффектов, которые призваны увеличивать поток инвестиций и стимулировать социально-экономическое развитие региона.

Первые собственные питающие центры на территории Иркутской области ПАО «Россети» ввела в эксплуатацию в декабре 2019 года. Это две подстанции:

• 220 кВ «Сухой Лог»;
• 500 кВ «Усть-Кут».

Пуск в работу двух центров питания стал финальным этапом создания Пеледуйского энергокольца протяженностью 3 300 км. Его замыкание стало ключевым мероприятием по снижению рисков нарушения электроснабжения потребителей и устранению дефицита мощности в Бодайбинском и Мамско-Чуйском энергорайонах Иркутской энергосистемы. 

Энергетическое кольцо имеет большое значение для развития экономики Восточной Сибири в целом, поскольку позволяет повысить надежность энергоснабжения БАМа и Транссиба, предприятий нефтехимической отрасли, а также обеспечивает освоение новых перспективных месторождений драгоценных металлов, в том числе крупнейшего месторождения золотосодержащих руд «Сухой Лог». 

Год спустя в регионе стартовал процесс присоединения к ПС 500 кВ завода полимеров из этана. Это первое в Восточной Сибири предприятие, обеспеченное собственным сырьём, с производственной мощностью 650 тыс. тонн товарной продукции в год. Общая площадь застройки превышает 200 Га. Ввод завода в эксплуатацию запланирован на 2024 год.

Центры питания «Усть-Кут» и «Сухой Лог» включены в Комплексный план модернизации и расширения магистральной инфраструктуры на период до 2024 года, разработанный Правительством РФ в соответствии с указом Президента РФ от 07.05.2018 г. № 204.

До конца 2023 года энергетикам предстоит очень много работы: это модернизация существующей и строительство недостающей сетевой инфраструктуры. В рамках электроснабжения Восточного полигона будет расширена ПС «Усть-Кут», в регионе будут построены несколько новых линий электропередачи. В частности, ВЛ 500 кВ «Усть-Илимская ГЭС – Усть-Кут» № 3, ВЛ 500 кВ «Нижнеангарская – Усть-Кут» № 1, 2.

Красноярский холодный ветер может… согреть

В СФО ведется поиск и других возможностей использования возобновляемых источников энергии. В настоящее время в Емельяновском районе Красноярского края строится первый в регионе тепловетрогенерационный (ТВГ) комплекс.

Проект строительства ветровой станции, генерирующей тепло, реализует ООО «ОКБ Микрон». На этой же территории компания создает машиностроительное предприятие. Альтернативный источник энергии предназначен для обеспечения нужд этого производства тепловой и электрической энергией.

На площадке будущей ветровой станции уже возведено здание, в котором будет размещено экспериментальное производство, лаборатория и офис. Строение уже подключили к электрическим сетям завода.

Кроме того, в здании устанавливается стенд, оснащенный современным технологическим оборудованием. С его помощью специалисты будут проводить испытания генератора 220 кВ для ветровой установки.

Проведение испытаний предполагает использование мощного привода, способного имитировать мощный поток ветра. Для этого уже приобретен электродвигатель мощностью 350 кВт.

На площадке возводится фундамент, на который в дальнейшем смонтируют ветровую установку. Некоторые элементы тепловетрогенерационного комплекса уже изготавливаются на оборудовании «ОКБ Микрон». Речь идет о конечных узлах крепления алюминиевой мачты и о нижнем опорном основании.

Кроме того, предприятие совместно с немецкой компанией Aerovide, специализирующейся на разработке ветряных турбин, завершает работы по созданию аэродинамического профиля лопасти.

Ожидается, что первый опытный образец будет создан уже до конца текущего года. Установка полностью автономна, может эксплуатироваться при температуре воздуха -70 °С. Планируемый срок службы станции составляет 60 лет.

В настоящее время планируется три вида тепловетрогенерационных комплексов: мощностью 200 кВт, 2000 кВт и 4000 кВт. Пока больше и не требуется, поскольку удаленные энергообъекты имеют некоторые ограничения и большая мощность там не нужна.

Комплекс состоит из нескольких компонентов:

• Теплогенератор;
• Мачта;
• Лопасти (в количестве 5 шт.);
• Система хранения тепловой энергии.

По оценкам специалистов, стоимость строительства тепловетряков в два-три раза ниже стоимости строительства традиционных ветрогенераторов. Это достигается за счет нескольких факторов.

Во-первых, для монтажа тепловетрогенерационной установки не требуется высокий кран. Поэтому на технике можно сэкономить. К тому же такой великан может проехать не по всем дорогам России, и едва ли он доберется до удаленных районов на севере страны.

Во-вторых, ТВГ-установку (включая лопасти) можно собрать в любом месте из деталей, привезенных в кузове обычного грузового автомобиля.

Кроме того, вес конструкции ТВГ практически в два раза ниже массы обычного ветряка. Комплекс мощностью 2 МВт весит около 110 тонн, в то время как вес ветростанции такой же мощности составляет 210 тонн. Еще одно преимущество комплекса ТВГ состоит в том, что он не требует подключения к линиям электропередачи.

Одной из основных проблем ветроэнергетики специалисты называют высокую стоимость хранения выработанной энергии. А без систем хранения эффективность ВЭУ существенно снижается, поскольку ее работа зависит от силы ветра на протяжении определенного периода времени.

Основной продукт тепловетрогенерационной установки – тепло. Хранить его проще и дешевле, чем электрическую энергию. Кроме того, комплекс будет оснащен блоком обеспечения и резервирования, в состав которого входят и накопители энергии небольшого объема. За счет этого блока установка продолжит функционировать даже в безветренную погоду.

После успешных испытаний образца на предприятии наладят постоянный выпуск тепловетрогенераторов.

Новые проекты в сфере возобновляемых источников энергии очень актуальны для изолированных районов и территорий с экстремальными условиями для проживания. Многие из них обладают значительным ветропотенциалом и после выхода проекта на заявленные параметры ТВГ-комплексы могут быть активно востребованы.

Кроме удаленных поселков тепловые ветряки также могут заинтересовать геологоразведочные компании. Как правило, разведку ведут в местах, куда можно добраться только пару месяцев в году и то не любым видом транспорта.

Кроме того, потребность в таких решениях испытывают предприятия горнодобывающей промышленности. Сегодня, как правило, их нужды покрываются за счет привозного дорогостоящего топлива.

                                                                                                                            Котельные Кузбасса к зиме готовы

Осенне-зимний период – это сезон простудных заболеваний. Поэтому энергетики Кузбасса приложили максимум усилий для того, чтобы своевременно обеспечить теплом социальные объекты и жилые дома региона, и таким образом предотвратить всплеск заболеваемости.

Накануне нового отопительного сезона в Кемеровской области были проведены масштабные гидравлические испытания теплосетей. Тестирование прошло во всех 34 муниципальных образованиях Кузбасса. В общей сложности испытание на прочность прошли 3 962 км тепловых сетей.

         В течение года в области остановлена работа 14 котельных с нерентабельной генерацией тепловой энергии. Им на смену пришли современные энергообъекты с высоким коэффициентом полезного действия.

         Например, новая газовая котельная построена в Новоильинском районе Новокузнецка. Введены в эксплуатацию две новые газовые котельные в Кемерове. В итоге во время отопительного сезона в Кузбассе тепло генерируют 944 котельных.

         В деревне Покровка Чебулинского муниципального округа в работу запущена котельная-терморобот, работающая без участия человека.

         Термороботы – это автоматические модульные котельные мощностью от 100 кВт до 7 мВт. Их уже около 15 лет успешно используют в России для отопления отдельно стоящих зданий и сооружений площадью от 200 до 60 000 м². Кроме того, такие котельные устанавливают туда, где ремонт существующих теплотрасс экономически не выгоден.

         Главное преимущество котельных-термороботов состоит в том, что они являются надежным источником тепла и при этом помогают сэкономить бюджет:

• Монтаж терморобота не надо согласовывать с администрацией, он не требует получения специальных разрешительных документов;
• При запуске не нужно инвестировать средства в ремонт изношенных теплотрасс;
• КПД термороботов составляет 83-85%. Оборудование котельной сжигает уголь практически дотла, после этого остается минимальное количество золы и шлака;
• Такие котельные работают автономно и не требуют присутствия кочегара;
• Благодаря низкой стоимости терморобота и экономному расходу угля установка котельной окупается в течение одного-двух лет. Срок службы составляет 10 лет;
• При использовании автоматических котельных расходы на отопление и электроэнергию сокращаются почти вдвое.

В ходе подготовки к отопительному сезону на профилактические ремонты и техническое обслуживание объектов инженерной инфраструктуры в Кемеровской области было направлено 9,4 млрд руб. Средства выделены из бюджетов разных уровней, включая финансы предприятий жилищно-коммунальной сферы.

В областном центре протестировано около 600 км теплосетей. В ходе проверок было выявлено 326 дефектов, которые оперативно устранялись.

По состоянию на 13 сентября в регионе работники коммунальных служб:

• заменили 88 км ветхих теплосетей и подготовили к работе 3 774 км системы теплоснабжения;
• заменили 98 км ветхих водопроводов и подготовили к работе 11 500 км водопроводных сетей;
• заменили 17 км изношенных канализационных труб и подготовили к работе 1 902 км санитарно-технических систем.

Ленинск-Кузнецкий. В городе полностью завершены работы на тепловых сетях. По состоянию на 13 сентября к прохождению осенне-зимнего периода 2020-2021 гг. подготовлены все 16 котельных. В автоматическом режиме, с более высоким КПД, готово работать новое оборудование на котельной «Привокзальная».

На котельной № 40, которая отапливает школу № 19 поселка Дачный, установлен терморобот. На участке теплотрассы в 1-м микрорайоне от котельной «КСК» проложено 270 м новых труб. В процессе замены изношенных труб была применена современная технология утепления, что существенно снизит потери тепловой энергии.

Белово. 13 сентября состоялся торжественный запуск тепломагистрали, соединившей главный корпус Беловской ГРЭС с центром города. Специалисты Сибирской генерирующей компании реализовали этот проект за 15 месяцев. Первая железобетонная опора под будущую теплотрассу была установлена в июле 2020 года.

Протяженность новых коммуникаций составляет 30,6 км (в однотрубном исчислении) и 15,3 км по трассе (с учетом участков городских теплосетей). Город и его жители ждали этого события долгих 32 года. Тепломагистраль планировали построить еще в 1980-е годы, но реализовали амбициозный проект только сейчас. Объём инвестиций оценивается в 3 млрд руб.

Большой объем работы выполнен в процессе замены теплосетей и в самом Белово: в городе построено 3,6 км тепломагистрали от котельной № 10 до точки врезки на подкачивающей насосной станции. Проложены крупные участки теплосетей для замещения котельной 30-го квартала, а также котельной «МКУ-Сибирь».

Беловская ГРЭС будет поставлять в Белово 163 Гкал тепла в час. Поэтапно, до конца 2021 года, из эксплуатации будут выведены шесть устаревших угольных котельных, что позволит улучшить экологическую ситуацию в городе – выброс загрязняющих атмосферу веществ сократится на 3,3 тыс. тонн в год.

Кроме того, больше не нужно будет ежегодно завозить 200 тыс. тонн угля и вывозить 11 тыс. тонн золы по городским улицам.

Тайга. В ходе подготовки к отопительному сезону энергетики выполнили ремонт оборудования 22 котлов и заменили 780 м ветхих теплосетей. К прохождению осенне-зимнего периода в городе подготовлено 260 многоквартирных жилых домов, в том числе 188 – с центральным отоплением.

Междуреченск. В сентябре готовность городских котельных к началу отопительного сезона составляла 100%. Также к наступлению холодов были подготовлены объекты социальной сферы: детсады, школы, медицинские учреждения с круглосуточным пребыванием людей.

В целях оперативной ликвидации нештатных ситуаций на объектах ЖКХ сформирован аварийный запас материально-технических ресурсов на сумму 3,8 млн руб.

Тыва борется с энергопотерями в сетях

В последние годы ПАО «Россети» уделяют пристальное внимание развитию региональной энергосистемы Республики Тыва. В регионе планомерно реконструируются действующие и строятся новые энергообъекты.

Кроме того, в республике модернизируется электросетевая инфраструктура с установкой «умных» счетчиков. По оценкам специалистов, обновленная система учета электроэнергии позволит снизить уровень потерь в зоне операционной деятельности «Тываэнерго» с 31% до 18,8% к 2024 году.

В течение девяти месяцев энергетики планируют:

• заменить более 6 тыс. опор напряжением 10 и 0,4 кВ;
• заменить свыше 200 км изношенных проводов;
• установить шесть трансформаторных подстанций;
• установить более 13 тыс. интеллектуальных приборов учета в городах Чадане и Кызыле, а также в селах Бай-Хааке, Дургене, Арыг-Бажы, Эйлиг-Хеме, и Хайыракане. 

На эти цели ПАО «Россети» планирует выделить 612,4 млн руб.

По состоянию на 1 сентября текущего года в селе Бай-Хаак работы по модернизации системы электроснабжения были выполнены на 90%.

Ранее, в рамках борьбы с энерговоровством и технологическими потерями электроэнергии в сетях, специалисты сетевой компании установили 2 296 «умных» счетчиков в некогда проблемном поселке Каа-Хем Республики Тыва.

По итогам первых четырех месяцев 2021 года энергопотери сократились почти в четыре раза. По оценкам специалистов, рекордного улучшения показателей и, как следствие, повышения качества электроснабжения удалось достичь за счёт цифрового энергоучета.

Аналитики считают, что установка интеллектуальных приборов учета – это действительно эффективный инструмент борьбы с энергопотерями и ситуация, которая сложилась в посёлке Каа-Хем, наглядное тому подтверждение.

В период с января по апрель 2020 года объем потерь электроэнергии в сетях населённого пункта составлял 2,6 млн кВ*⋅ч, что эквивалентно 38,6 % от отпуска в сеть. В 2021 году за аналогичный период объём потерь снизился до 0,5 млн кВт*ч (9,62 % от отпущенных в сеть).

Работа по повышению надежности электроснабжения потребителей будет продолжена по всей территории региона. Это позволит сократить количество отключений энергоснабжения и далее снижать потери электроэнергии в сетях республики.

Цифровизация проникает в сети

Специалисты Красноярского РДУ внедрили цифровую систему мониторинга запасов устойчивости в двух контролируемых сечениях в энергосистеме Красноярского края и Республики Тыва.

С помощью цифровых технологий энергетики контролируют максимально допустимые перетоки (МДП) активной мощности. Контроль ведётся с использованием системы мониторинга запасов устойчивости (СМЗУ) в контролируемых сечениях, которые обеспечивают выдачу мощности Красноярской гидроэлектростанции и передачу активной мощности в Центральный энергорайон.

Использование системы мониторинга для определения максимально допустимых перетоков в процессе управления электроэнергетическим режимом региональной энергосистемы способствует увеличению степени использования пропускной способности сети в контролируемых сечениях до 20% без ущерба для надежности электроснабжения потребителей. Кроме того, это позволяет повысить эффективность использования гидропотенциала Енисейского каскада ГЭС.

Базу для расчётов формирует постоянный поток телесигналов и телеизмерений, которые поступают в диспетчерские центры Системного оператора и энергообъектов в режиме реального времени. Эти данные характеризуют фактическое состояние энергосистемы на момент проведения расчётов.

Для обработки поступающей информации и дальнейшего расчета максимально допустимых перетоков активной мощности система использует специальные программные продукты и современные цифровые технологии математического моделирования режима работы энергетической системы. С их помощью происходит достоверизация информации и дается оценка текущего состояния энергосистемы.

Расчеты МДП в СМЗУ проводятся в циклическом режиме и занимают несколько минут (продолжительность зависит от сложности модели энергосистемы).          До внедрения СМЗУ расчеты МДП в контролируемых сечениях проводились для наиболее сложных режимных условий, а сам процесс расчета длился достаточно долго. Разумеется, что с связи с этим эффективность использования пропускной способности электросетей существенно снижалась. 

В настоящее время в энергетическом комплексе Сибири СМЗУ используется на 37 контролируемых сечениях (на 26 контролируемых сечениях ОДУ Сибири и 11 контролируемых сечениях РДУ операционной зоны ОДУ Сибири). До конца года в операционной зоне Красноярского РДУ планируется ввод СМЗУ для еще трех контролируемых сечений.

По оценкам аналитиков, это будет способствовать повышению использования пропускной способности сети и снижению объёмов ограничений электропотребления в послеаварийных режимах.