Электросетевая модернизация

Госхолдинг «РусГидро», как известно, отвечает за энергетику всего Дальнего Востока. Но кроме генерации, в этих зонах, зачастую технологически изолированных от ЕЭС России и функционирующих вне ОРЭМ, компании приходится заниматься в том числе и эксплуатацией сетевой инфраструктуры. А в этом деле главное – повышать надежность, снижая аварийность и сокращая временные затраты на устранение отключений.

В последние годы гидроэнергетики ведут системную работу по реализации этой важнейшей задачи во всех регионах ДФО, но самые крупные программы реализуются в Приморском крае и Сахалинской области. 

Особенность этих регионов – прежде всего, климатическая. Штормовые ветра, тайфуны и циклоны, ледяные дожди – список явлений, которые метеорологи относят к стихийным, можно продолжать и далее. При этом в советские годы электрические сети проектировали здесь без учета этих факторов. Строили, конечно, с запасом, но всему приходит конец – и практика доказала необходимость значительных изменений. Среди главных – новые опоры ЛЭП, резервирование снабжения потребителей, перевод части воздушных ЛЭП в кабельное исполнение и др. 

В «РусГидро», как правило, не занимаются половинчатыми мерами и временными решениями. Программа модернизации ГЭС компании даже называется «комплексной», так как предполагает не точечную замену отдельных узлов и агрегатов, а комплексную модернизацию генерирующих объектов как единых технологических комплексов. Меняют на станциях не только основное, но и вспомогательное оборудование, все «общестанционные» системы, а кое-где проводят и реконструкцию гидротехнических сооружений. Не удивительно, что и модернизацию электросетевого комплекса в ДФО «РусГидро» так же проводит комплексно. 

Первый большой проект госхолдинга стартовал еще в 2018 году в единственном в России островном регионе. Программа обеспечения устойчивой работы электросетевого комплекса Сахалинской области (ПОУРЭК), рассчитанная до 2032 года, оценивается сейчас в 39 млрд рублей (с учетом уточнения стоимости объектов по итогам проектирования). Вторая программа – модернизации и реконструкция электросетевого комплекса Приморского края (МиРЭК) – принятая в конце 2020 года, после двух серьезных ударов стихии по югу этого региона, «весит» 15,3 млрд рублей, но потратят их до 2025 года. 

Всего только по этим двум программам запланировано реализовать 132 мероприятия, направленных на «критически важные, безусловно необходимые проекты, затягивание сроков реализации которых приводит к значимым последствиям, к существенному снижению надежности электроснабжения, росту аварийности, массовым отключениям, неспособности сетей противостоять экстремальным климатическим условиям», объяснили «Кислород.ЛАЙФ» в «РусГидро». Добавив, что «в составе – объекты с максимальной аварийностью (в том числе зафиксированной в период действия циклонов), с высоким физическим износом, отключение которых приводит к существенным социально-экономическим последствиям».

Центральный в изолированном

Энергосистема Сахалинской области по понятным причинам работает изолированно от ЕЭС России, при этом и внутри делится на автономные энергорайоны, из которых основными являются Центральный и Северный. «РусГидро» в лице своего дочернего «Сахалинэнерго» отвечает только за первый район, причем и в нем обеспечивает электроснабжение только южной и центральной частей Сахалина (северная часть острова имеет свою генерацию и сети). Но именно в них расположены крупнейшие города региона и проживает большая часть населения. Электросети высокого напряжения, 110-220 кВ, есть только в Центральном районе, в котором также действует и самая протяженная сеть 35 кВ. Всю эту инфраструктуру эксплуатирует «Сахалинэнерго». 

Климатическую специфику Сахалина трудно представить тем, кто никогда не бывал на острове, омываемым с двух сторон Охотским и Японским морями. Их влияние выражается в обилии зимних осадков (иногда в виде мощных снегопадов, длительных метелей и мокрого снега), благодаря которым регион относят к одним из наиболее многоснежных в России. Не редки здесь и муссоны, что оборачивается очень высокой влажностью воздуха. Между тем существующие объекты электроснабжения на Сахалине были построены в 1970-х – 1980-х годах по усредненным климатическим нормам, которые, как уже было сказано выше, не учитывали реальных ветровых и гололедных нагрузок островного региона. 

Неудивительно, что сегодня механические характеристики воздушных ЛЭП не соответствуют регламентируемым расчетно-климатическим требованиям к ветро- и гололедостойкости. К тому же большая часть системных воздушных ЛЭП проходит вдоль морского побережья, а потому подвергается еще и воздействию солевых отложений на конструкциях опор. Все это оборачивается повышенным износом несущих конструкций ЛЭП, а несоответствие реальным ветровым и гололедным нагрузкам – частым обрывам проводов и падению опор. Ежегодно на электросетях в Сахалинской области фиксируется 200-240 обусловленных неблагоприятными погодными условиями технологических инцидентов. В итоге энергетикам приходится нести дополнительные затраты на ремонт и восстановление. 

По данным «Сахалинэнерго», наиболее частыми причинами повреждения электросетей являются воздействие природных стихийных явлений (ветровые нагрузки, налипание мокрого снега, обледенение), несвоевременное выявление и устранение дефектов, неисправность оборудования, а также воздействие сторонних лиц, животных и птиц!

Общая протяженность ЛЭП на Сахалине составляет почти 11 тыс. км, большей частью сконцентрированных в Центральном энергорайоне. При этом только на сети 6 (10) кВ там приходится 3547,39 км (и все они отнесены к ветхим), и они не оптимизированы (большая протяженность, радиальность, отсутствие резервирования, большая разветвленность, избыточность сетей). Хотя на ряде линий 110 кВ в Центральном энергорайоне провода уже в постсоветское время заменили на современные с улучшенными механическими характеристиками, повышенной стойкостью к ветровым и гололедно-изморозевым нагрузкам, по состоянию на 2021 год, например, 46,7% длины ВЛ 35 кВ и 85,7% длины ВЛ 110 кВ и выше находились в эксплуатации свыше 40 лет. 

В эксплуатации свыше 30 лет находится 63,9% трансформаторной мощности в сети 35 кВ, и 56,4% – в сети 110 кВ и выше. Схемы присоединения ряда подстанций 35-110 кВ не соответствуют руководящим указаниям по проектированию энергосистем, так как присоединены к одноцепной линии с односторонним питанием. На части ПС установлен один силовой трансформатор, отсутствуют выделенные фидера для электроснабжения социально-важных потребителей.

Согласно Стратегии развития Сахалина до 2035 года, в электросетевом комплекса поставлена задача строительства новых и реконструкция существующих (но морально и физически устаревших) объектов, в том числе повышение пропускной способности ЛЭП, приведение механических характеристик ВЛ в соответствие с фактическими расчетно-климатическими требованиями по ветро- и гололедостойкости, а также увеличение трансформаторной мощности центров питания для создания возможности подключения новых потребителей. Среди других задач – совершенствование систем мониторинга гололедообразования, схем и режимов плавки гололеда для ЛЭП 35-220 кВ, а также приведение схем электроснабжения муниципальных образований в соответствие действующим требованиям к надежности. 

Во многом на решение этих задач и направлены мероприятия ПОУРЭК. В «РусГидро» заложили на ПОУРЭК 39 млрд рублей. В прошлом году зампред правительства РФ Дмитрий Григоренко согласовал использование на финансирование мероприятий программы 10 млрд рублей в течение 10 лет (по 1 млрд рублей ежегодно) путем включения, начиная с 2023 года, средств в тариф, и еще 10 млрд рублей – также в течение 10 лет за счет сокращения объема дивидендов «РусГидро» (в том числе 3 млрд рублей в 2022 году). Остальную часть программы госхолдинг финансирует за счет собственных средств. 

И программа набирает обороты с каждым годом. К настоящему времени, по данным «Сахалинэнерго», завершены строительно-монтажные работы по шести объектам, на трех они еще продолжаются, еще по 15 – выполняется проектирование. Но если в 2020-м прошла реконструкция только ВЛ 220 кВ Д-13 Смирных – Тымовская (5 км, замена провода и опор), стоимостью 760 млн рублей, была построена ВЛ 35 кВ Шахтерская–Бошняково протяженностью 63 км и реконструирована ПС 110 кВ Промузел. То уже в прошлом году финансирование скакнуло до 2,1 млрд рублей, на который была проведена реконструкция шести ВЛ 35 кВ суммарной длиной порядка 54 км: Корсаковская–Агар, Соловьевка–Дачная, Агар–Соловьевка, Дачная–Тамбовка, Чапаево–Лесная, Тамбовка–Чапаево. То есть к настоящему времени на мероприятия ПОУРЭК было потрачено уже более 4 млрд рублей. 

План на 2023 год – более 3,8 млрд рублей, запланирована реконструкция восьми ЛЭП 35-220 кВ и двух подстанций 110 и 220 кВ, планируется завершить реконструкцию трех линий 35 кВ. Всего же в рамках программы запланирована работа на 54 объектах, в том числе на 31 ЛЭП напряжением 35-220 кВ общей протяженностью 922 км и 21 трансформаторной подстанции общей мощностью 790 МВА. Планируется также закупка резервных источников электроснабжения. 

Хотя основной объем работ по ПОУРЭК, по факту, еще впереди, по данным «РусГидро», за прошлый год по «Сахалинэнерго» уже было «зафиксировано значительное улучшение показателей надежности, продолжительность обесточения снизилась в 2,3 раза и составила 1,468 часа, а частота обесточения – снизилась в 1,4 раза и составила 0,963 отключений на одну точку поставки».

Принесенная тайфуном

МиРЭК стартовала после стихии 2020 года, когда от тайфунов «Майсак» и «Хайшен» и ледяного дождя пострадали объекты распределительного сетевого комплекса юга Приморья. Поэтому эта программа в первую очередь нацелена на обеспечение надежной работы объектов 0,4-10 кВ. Объем финансирования МиРЭК составляет 15,3 млрд рублей, из которых 4,8 млрд обеспечено тарифными источниками Дальневосточной распределительной сетевой компании (ДРСК, входит в «РусГидро»), а остальное – это внутригрупповой беспроцентный заем от материнского холдинга. В прошлом году вложения составили 3,6 млрд рублей. 

В отличие от Сахалина, системообразующая сеть энергосистемы Приморского края сформирована на напряжении 500-220 кВ, а распределительная – 110-35 кВ. Регион входит в ОЭС Востока, с соседним Хабаровским краем его связывает одна магистральная ВЛ 500 кВ, три линии 220 кВ, и одна – 110 кВ. И все они проложены от Приморской ГРЭС, самой крупной в крае, расположенной на севере, вдали от центров электрических нагрузок, основная часть которых сосредоточена на юге края. 

Линии 500-220 кВ относятся к объектам магистральной инфраструктуры, а потому обслуживаются филиалом другого госхолдинга, «Россети» – «Приморским ПМЭС». А вот распределительная сеть напряжением 35-110 кВ в основном эксплуатируется филиалом ДРСК – «Приморскими электрическими сетями» (ПЭС), и все это хозяйство как раз находится в руках «РусГидро» (еще три десятка мелких ТСО тут погоды не делают, хотя их сети также сильно пострадали при прохождении тайфунов). По данным самого холдинга, протяженность ЛЭП под управлением ПЭС составляет 20,5 тыс. км (с учетом сетей от 0,4 кВ), а мощность ТП и ПС – 6700 МВА. 

Большая часть линий 35-110 кВ была введена в эксплуатацию еще в прошлом веке, самая старая из действующих ВЛ – аж в 1935 году! Вся эта инфраструктура, как и на Сахалине, постоянно подвергается воздействую природной стихии – штормовым ветрам, ливням, налипанию на провода мокрого снега и др. Например, в том самом 2020 году на Приморье обрушилось четыре тайфуна, из-за которых пришлось отключать 306 нас. пунктов с населением 289 тыс. чел.!

Показатели надежности по ПЭС стали резко ухудшаться с 2019 года, и, хотя оставались ниже значений, утвержденных регулятором, «РусГидро» стало понятно – точечные меры не дадут нужного эффекта, нужны масштабные ивестиции. Проведенная специалистами ДРСК аналитика показала, что техническое состояние сетей не соответствует нормативным требованиям, что в крае сформировались т.н. «закрытые» центры питания, местами отсутствовало резервирование. Конфигурация ЛЭП также выглядела неоптимальной, а их устойчивость к воздействию экстремальных погодных условий падала с каждым годом (что, понятное дело, грозило еще более массовыми отключениями). По данным СиПР Приморского края, доля потерь в электросетях в среднем по краю составляет 12% от суммарного электропотребления – и это очень высокий показатель. 

Все это, естественно, грозило кратным снижением надежности электроснабжения потребителей. Чтобы не допустить такого развития событий – и началась программа МиРЭК. Причем, в отличие от ПОУРЭК на Сахалине, в Приморье «РусГидро» приходится действовать с более высокой скоростью.

Мероприятия МиРЭК нацелены на решение четырех ключевых задач, при этом, поскольку речь идет о перестройке крайне разветвленной и рассредоточенной по огромной территории инфраструктуре, их реализация порой зависит от весьма прозаичных действий. Например, приведение электросетей в нормативное состояние, с повышением их устойчивости к воздействию неблагоприятных погодных условий, решают в том числе путем… расчисток и расширений просек, ведь падение деревьев на провода является одной из главных причин аварий в электросетях.

По данным компании, в 2021 году – первом в реализации МиРЭК – годовой объем чистки просек составил 1887 га, еще 149 га пришлось на расширение. Долю расчистки тогда удалось нарастить до 48% (в предыдущие годы максиму едва доходил до 25%). Дальше – больше: планы на второй этап (2022-2023 годы) – расчистить 3831 га и расширить 1400 га, на третий, завершающий (2024-2025 годы) – еще 4391 га (только на чистку). Также в ДРСК перешли с 7-летнего на 5-летний цикл расчистки, что уже позволило значительно сократить аварийность в электрических сетях в лесистой местности.

Для наращивания этих работ районы ПЭС (их 27) оснащают спецтехникой и средствами малой механизации – бульдозерами, бурильно-крановыми машинами, электролабораториями, мульчерами. Был куплен передвижной фургон на шасси для проживания командированной бригады. Всего к настоящему времени компания получила более 70 единиц различной техники. 

На сетях 0,4-110 кВ в рамках МИРЭК предстоит заменить физически изношенные элементы и конструкции, не отвечающие нормативным требованиям, морально устаревшие и, как их называют в ДРСК, «неремонтопригодные». Речь идет о деревянных опорах (всего у ПЭС на таком напряжении более 78 тыс. деревянных опор, а ТП – почти 4 тыс.), медных и неизолированных проводах. Все это «не обеспечивает устойчивую работу при экстремальных погодных явлениях, по причине несоответствия проектных климатических условий реально возникающим на практике». На фото, предоставленных ДРСК «Кислород.ЛАЙФ», видна сквозная коррозия металла, деформации конструкций и разрушение фундаментов.

На сетях 0,4-10 кВ, на которые сейчас приходится 89: всех отключений, работы затронут 939 объектов, на это потребуется более 4,3 млрд рублей. Общая протяженность таких сетей превышает 11 тыс. км. Первоочередные мероприятия охватят лишь 21% опор, 8,6% неизолированного провода и 9,3% ТП. Но даже это позволит снизить аварийность относительно текущего уровня минимум на 20%. Для оптимизации конфигурации сетей предстоит секционировать наиболее протяженные участки – сейчас 43 фидера на этом напряжении имеют протяженность более 25 км. А отсутствие автоматического деления приводит к полному погашению потребителей при повреждении на любом участке. «С целью уменьшения времени отыскания повреждения, секционирование головного фидера на более короткие участки и автоматизации управления электрической сетью с выводом информации в ЦУС», - рассказали в компании. До 2025 года планируется также установка реклоузеров и разъединителей.

На подстанциях запланирован ремонт зданий и сооружений, в том числе восстановление кровель на 30 ПС и 52 ТП. Внутри будут менять физически изношенное коммутационное оборудование (в т.ч. ОД и КЗ), модернизировать устройства РЗА и системы постоянного тока, что должно снизить количество незапланированных отключений и вынужденных перерывов электроснабжения потребителей по причине отказа выключателей.

Также в планах – замена силовых трансформаторов, не отвечающих требованиям по нагрузочной способности, и АБ, отработавших нормативный срок эксплуатации. Только на замену 19 трансформаторов потребуется почти 900 млн рублей до 2025 года. Но в том числе за счет этого получится ликвидировать закрытые центры питания (сейчас их выявлено 26, в том числе 14 ПС требуют увеличения трансформаторной мощности с учетом заявок на технологическое присоединение). 

Чтобы обеспечить требуемую категорию надежности электроснабжения потребителей, подстанции и ТП в Приморье, как и на Сахалине, дополнят резервными источниками снабжения. Пока у ПЭС он всего один (в пос. Горнореченский, причем работает 1985 года), марки ДЭА-100 и мощностью 100 кВт (с запасом топлива на 8 часов). Транспортировать его можно только на прицепе. В рамках МиРЭК стоит задача «с целью обеспечения электроснабжения социально-значимых объектов в аварийных случаях» приобрести 25 источников по 250 кВт каждый (в погодно-защищенном исполнении). 

Отдельным блоков в МиРЭК прописано увеличение пропускной способности ВЛ 110 кВ, питающих тяговые подстанции РЖД (основного потребителя мощности в энергосистеме Приморья), для чего планируется строительство новые и реконструкция действующих ЛЭП, на что нужно более 1,6 млрд рублей. По объектам обеспечения электроснабжения Восточного полигона железных дорог «РЖД», сообщили «Кислород.ЛАЙФ» в ДРСК, выполнено проектирование, и эта документация готовится для передачи в экспертизу. 

Как сообщали в «РусГидро» в январе этого года, за два года с начала реализации МиРЭК на сетях 0,4-10 кВ энергетики установили более 11,5 тыс. стоек опор, заменили более 450 км провода, произвели замену более 180 комплектных ТП. В 2022 году был завершен первый этап строительства кабельной линии 110 кВ, связывающей подстанции «Улисс» и «Патрокл» (перевод ВЛ в кабель 2,6 км). И стартовал второй этап строительства кабельной линии 110 кВ «ВТЭЦ-2» – «Голдобин», общая протяженность которой в итоге составит около 6 км (что позволит обеспечить бесперебойное электроснабжение потребителей Первомайского района Владивостока). 

В октябре 2022 года были введены в эксплуатацию две новые ПС 35кВ «Вираж» и «Дачная» в Надеждинском районе Приморья. Они позволили разгрузить существующую ПС «Соловей ключ», предоставив возможности для подключения новых потребителей и обеспечив качественное электроснабжения РЖД. А в ноябре был завершен второй этап реконструкции подстанции 110 кВ «Западная» в Артеме, в рамках которого был введен в работу третий силовой трансформатор мощностью 63 МВА, а энергообъект удалось перевести на напряжение 220 кВ. Это, кстати, был первый в новейшей истории опыт компании по переводу действующей подстанции на более высокий класс напряжения. 

В пригороде Владивостока продолжается реконструкция подстанций 110 кВ «Промузел» и 35 кВ «Академическая», в Арсеньеве начата реконструкция подстанции 110 кВ «Молодежная». На острове Русский завершается реконструкция ЛЭП 35 кВ «Эгершельд – Зеленая – КЭТ», там меняют опоры и провода. Кипят стройки и на распределительных сетях в сельских населенных пунктах Приморья. 

По итогам прошлого года показатели надежности ПЭС остались на уровне аналогичного периода 2021 года (продолжительность обесточения – 2,204 часа, частота – 1,709 откл.), что, на самом деле, можно считать достижением. Но после реализации всех мероприятий эти показатели должны существенно сократиться, обеспечив качественно новый уровень надежности энергоснабжения.