Эксперты спрогнозировали будущее энергосистемы Тульской области: есть вопросы 

Не так давно, на одной из встреч чиновников с фермерским сообществом региона, последние обратили внимание на участившиеся локальные блэкауты. Во время вынужденных простоев размораживались холодильники, теплицы, предприниматели несли убытки. Но, рассказывая об этом, малый бизнес не просил помощи, напротив, делился навыками, как просчитать и управлять рисками. 

 Тенденцию последних лет – переход бизнеса на собственную генерацию — тульские предприниматели тоже подхватили. Уходить от централизованного энергоснабжения бизнес вынуждает и дорогое перекрестное субсидирование, и существенный износ сетей, влекущий за собой регулярные отключения.

 Задачи выправить ситуацию, развивать сетевую инфраструктуру и генерирующие мощности, привлекать инвестиции в отрасль, найти в энергосистеме баланс между производством и потреблением при фактическом износе электросетей привели к появлению важного документа — схемы и программы развития электроэнергетики Тульской области. Основательный документ на две сотни страниц охватывает период с 2022-го по 2026 год. Кстати, аналогичная прежняя программа не была реализована до конца (до 2025 года), досрочно утратив силу. Редакция с привлечением экспертов вычленила из стратегического документа главное.

 Проблемы бизнеса во взаимоотношении с энергетиками известны: как только происходят отключения электроэнергии (аварийные или плановые), бизнес останавливается. Если рассматривать электроэнергию как товар (не природный ресурс, не народное достояние), при создании которого задействована большая производственная и передающая цепочка, то передача электроэнергии — полноценная услуга. И потребитель вправе требовать, чтобы она была оказана качественно. Тем более, Тульская область — промышленный центр, без традиционной генерации региону не обойтись. Но в перечне основных характеристик электросетевого хозяйства региона, приведённых в программе развития электроэнергетики, на первом месте значится наличие в отдельных частях системы значительного физического износа объектов. Это исчерпывающий ответ на вопрос, в чем причины каждодневных (за исключением праздников и выходных) отключений. 

 Документ приводит данные о возрасте линий электропередач (ЛЭП 110 и 220 кВ). Согласно новой программе сроком до 2026 года, линий напряжением 110 кВ, находящихся в эксплуатации менее 30 лет, в регионе всего 7,8%; старше 40-50 лет — 18,6%; подавляющее большинство ЛЭП построены более 60 лет назад, 40,9 %. Аналогичная ситуация с ЛЭП напряжением 220 кВ: младше 30 лет — всего 2,1%; 41-50 лет — 0,6 %; 51-60 лет —13,6 %; больше 60 лет — 71, 1 %.  

Кстати, в признанном утратившим силу аналогичном документе сроком действия до 2025 года содержатся показатели о протяженности предельно изношенных ЛЭП на начало прошлого года: более 574 км линий 220 кВ были введены в эксплуатацию в послевоенные годы. ЛЭП напряжением 110 кВ в возрасте старше 60 лет растянулись на 800 км. В новой редакции программы – другие цифры, и они говорят красноречивее слов. Протяженность относительно новых линий электропередач напряжением 220 кВ составляет всего 21 км (2%). Протяженность старых линий (60 лет и старше) – 703 км (71%). Еще печальнее ситуация с ветхими линиями напряжением 110 кВ – их в регионе на начало текущего года свыше 1 117 км. 

 Протяженность относительно новых линий электропередач напряжением 220 кВ на начало текущего года составляла всего 21 км (2%). Протяженность старых линий (60 лет и старше) – 703 км (71%).

 Что мы видим: воздушных линий 220 кВ со сроком службы более 30 лет в регионе около 98 % от общей протяженности. Трансформаторов филиала «Тулэнерго» ПАО «МРСК Центра и Приволжья» со сроком службы более 25 лет — порядка 79 %. 

— Таким образом, электросетевое оборудование имеет значительный срок эксплуатации, что увеличивает вероятность отказа электроборудования энергосистемы Тульской области и, как следствие, снижение надёжности электроснабжение потребителей. Основной проблемой текущего состояния энергосистемы региона является наличие в отдельных ее частях значительного физического износа объектов электросетевого хозяйства, — это уже однозначный вывод авторов программы развития электроэнергетики региона.

Стоит ли в планах ремонт физически изношенных и откровенно старых линий? Да, стоит. Как скоро ожидать реконструкции? Согласно документу, сроки — с 2022-го по 2025 годы. Такая высокая изношенность электрических сетей — скрытая угроза, которая делает энергоснабжение непредсказуемым, — в этом эксперты единогласные, поскольку нельзя в XXI веке «воевать» в кирзовых сапогах. А сегодня достаточно непогоды – сильных порывов ветра, ливней, чтобы потребители остались без электроэнергии. 

Незавидное положение и Тулы на энергетической карте области. В настоящее время тульский энергорайон включает три центра питания 220 кВ: подстанция 220 кВ Тула, подстанция 220 кВ Ленинская, подстанция 220 кВ Металлургическая. Всех их ожидает рост нагрузки из-за реализации инвестиционных проектов крупных предприятий, наращивания оборотов жилищного строительства и технологического подсоединения к электросетям новых потребителей. Помимо этого, планируется увеличение нагрузки крупного промышленного потребителя «Тулачермет-Сталь» (70 МВт). Но два автотрансформатора подстанции Металлургическая, что находится в деревне Большая Еловая, введены в эксплуатацию в 1981-м и 1982 годах, схема распределительных устройств (РУ 220 кВ) подстанции не соответствует типовым решениям: линии подключены к шинам через выключатели, а автотрансформаторы через отделители. Выключатели распределительных устройств эксплуатируются уже 40 лет, и срок их службы продлён ещё на 4 года.

Авторы документа детально проанализировали структуру баланса мощности и сальдо перетоков мощности энергосистемы Тульской области в летний период. Вывод тоже однозначный — энергосистема региона является дефицитной по мощности. Покрытие дефицита идёт из соседних энергосистем.

 В Тульской области наиболее крупные потребители электрической энергии — предприятия химического и металлургического комплексов. В совокупном объеме электропотребления региона в 2020 году суммарный объём потребления АО «НАК «Азот», ОАО «Щекиноазот» и ПАО «Тулачермет» составил около 27%. 

Документ также содержит прогноз спроса на электрическую энергию и мощность на 2021-2026-й годы.

— Базовый вариант прогнозного спроса потребления электроэнергии энергосистемы Тульской области к 2026 году оценивается на уровне 12,197 млрд кВт•ч при среднегодовых темпах прироста за прогнозный период 2,91 %. Прирост электропотребления в 2026 году относительно 2020 года может составить 18,8 %. Рост электропотребления обусловлен как реализацией социальных проектов крупных предприятий, так и увлечением заявок новых потребителей на технологическое присоединение энергопринимающих устройств к электрическим сетям. Суммарный прирост нагрузки в энергосистеме Тульской области в 2026 году относительно 2020 года составит 356 МВт из них: 

ООО «Тепличный комплекс «Тульский» — 150 МВт; АО «Тулачермет» — 30 МВт; ОАО «Щекиноазот» — свыше 40 МВт, ОАО «РЖД» — 20,7 МВт, — говорится в документе. 

Приведенные выше цифры эксперты характеризуют лаконично — возможен коллапс. Темпы обновления не успевают за темпами износа. Из года в год сети ветшают, происходит проседание наследия Советского Союза. Одновременно объемы инвестиционных проектов растут, есть перспективы присоединения новых потребителей к энергосистеме региона, индустриальные парки требуют организацию надежного энергоснабжения. Региональный сценарий на сегодняшний день сводится к росту нагрузки высочайшими темпами. Так, планируется увеличение нагрузки Индустриального парка «Узловая» и одноименной ОЭЗ. А для обеспечения электроэнергией электроприемников кластера «Ефремов» в Ефремовском энергорайоне аналитики рекомендуют строительство подстанции 110 кВ и двух ВЛ 110 кВ протяженностью 77 км. 

Если свести воедино все проблемы в функционировании энергосистемы Тульской области, прямо озвученные авторами программы, получится довольно обстоятельный список. Это высокий износ и необходимость проведения реконструкции большого количества электросетевых объектов, исчерпание парка ресурсов подавляющего большинства генерирующего оборудования на электростанциях региона, исчерпание резерва отдельных центров питания, что ограничивает присоединение дополнительной электрической нагрузки в среднесрочной перспективе, зависимость режимов работы электрической сети 110 кВ Ефремовского энергорайона от наличия генерации на Ефремовской ТЭЦ, необходимость реконструкции и модернизации морально и физически устаревших общих системных средств управления, наличие значительного количества устаревшего маслонаполненного коммутационного оборудования. Все вместе снижает надёжность энергосистемы и является негативным экологическим факторам. При этом, когда развивается энергетика, развивается производство. И наоборот. Пока же у тульских фермеров продолжает болеть голова о том, где достать очередной генератор.

 ***

Электростанции региона-лидеры по выработке электроэнергии за 2020 год

В программе развития электроэнергетики региона на 2022 - 2026 годы приведена структура выработки электроэнергии в электросистеме Тульской области по типам электростанций и видам собственности за 2020 год. В списке следующие электростанции: Черепетская ГРЭС, Щекинская ГРЭС, Алексинская ТЭЦ, Ефремовская ТЭЦ, Новомосковская ГРЭС, Первомайская ТЭЦ, ТЭЦ Ефремовского филиал ОАО «Щекиноазот», ТЭЦ-ПВС (АО «Тулачермет»), ТЭЦ-ПВС (ПАО «КМЗ»). 29,1% от общей выработки приходится на Черепетскую ГРЭС. 23,5% — показатель Новомосковской ГРЭС. 

Черепетская ГРЭС (собственник — АО «Интер РАО-Электрогенерация») за прошлый год выработала 1 485,7 млн кВт⋅ч. На втором месте оказалась Новомосковская ГРЭС (ПАО «Квадра») с 1 202 млн кВт⋅ч. Третье место по объемам выработки принадлежит Алексинской ТЭЦ (ПАО «Квадра») — 827,2 млн кВт⋅ч. Минимум среди представленных электростанций от общей выработки за прошлый год показала ТЭЦ Ефремовского филиала ОАО «Щекиноазот» — 0,9%.