Также одной из проблем является сложность строительства новых энергообъектов в суровых климатических условиях Арктической зоны. Например, в Верхнеколымском улусе начатое весной 2009 г. строительство Зырянской мини-ТЭЦ электрической мощностью 12 МВт и тепловой 63 Гкал/ч для энергоснабжения близко расположенных населенных пунктов должно было завершиться осенью 2011 г. В качестве топлива предполагалось использовать угли Зырянского месторождения. Однако в проекте не в полной мере учли особенности строительства на Крайнем Севере и сложную логистику завоза грузов. В настоящее время из-за недостатка финансирования для завершения строительства решается вопрос о консервации смонтированного оборудования.
Суровые климатические условия, удаленность и низкий уровень развития транспортной инфраструктуры обуславливают высокую стоимость строительства новых и модернизации существующих энергоисточников, в том числе с использованием ВИЭ. Ключевым условием преодоления этих негативных факторов является дальнейшее совершенствование механизмов государственной поддержки и привлечение частных инвестиций.
Рис. 4. Оценка износа оборудования электростанций, %
Fig. 4. Estimation of the power plant equipment wear, %
Примером может служить постановление Правительства РФ от 30 января 2019 г. № 64, которым вводится долгосрочное регулирование тарифов на электроэнергию и услуги, оказываемые на розничных рынках электроэнергии в изолированных энергорайонах. Переход к указанному долгосрочному регулированию тарифов будет способствовать повышению эффективности производства электроэнергии и снижению ее стоимости за счет модернизации генерирующих мощностей, в том числе с использованием ВИЭ в комбинации с традиционной дизельной генерацией.
В 2019 г. для модернизации неэффективной дизельной генерации на изолированных и труднодоступных территориях Правительство РФ утвердило план мероприятий (постановление от 15 августа 2019 г. № 7456п-П9). В его рамках намечен сбор информации об объектах генерации, объемах производства электроэнергии и фактических расходах на ее производство, а также формирование критериев отбора приоритетных проектов, имеющих потенциал повышения эффективности и нуждающихся в модернизации. С 2021 до 2024 гг. будут проведены конкурсные отборы проектов с использованием инструментов, предоставляющих инвесторам гарантии возврата вложенных средств при условии выполнения принятых ими обязательств по итогам конкурсного отбора, в том числе с использованием регуляторного договора, концессионного соглашения, энергосервисного контракта. топливоснабжение электрический арктический саха
Энергосервисный контракт является эффективным способом привлечения частных инвестиций.
В 2020 г. «Сахаэнерго» (входит в «РусГидро») провело конкурсы на заключение первых энергосервисных контрактов на строительство новых энергокомплексов в поселках Табалах (мощность ДЭС 600 кВт, СЭС -- 400 кВт), Мома (ДЭС -- 3300 кВт, СЭС -- 1500 кВт), Сасыр (ДЭС -- 600 кВт, СЭС -- 225 кВт), Тебюлях (ДЭС -- 240 кВт, СЭС -- 99 кВт), Кулун-Елбют (ДЭС -- 240 кВт, СЭС -- 99 кВт). Затраты инвесторов будут возмещаться за счет достигнутой экономии средств, полученной при снижении потребления дизельного топлива.
Проблемы топливоснабжения
В Арктической зоне республики на производство электроэнергии кроме дизельного топлива расходуется каменный уголь и в незначительных объемах сырая нефть. Уголь сжигается только на мини-ТЭЦ в поселке Депутатском.
Суммарная потребность в топливе оценивается в 85--90 тыс. т условного топлива в год. Из них 97% приходится на дизельное топливо Источник: производственные показатели АО «Сахаэнерго» в 2019 г..
В период навигации топливо доставляют на опорные пункты (нефтебазы АО «Саханефтегазсбыт» и др., угольные склады) для хранения до открытия автозимников. В период функционирования автозимников его с опорных топливохранилищ доставляют автомобильным транспортом до пунктов назначения. Основные проблемы при этом возникают из-за климатических особенностей региона и сложной транспортной доступности к населенным пунктам. Так, систематически нестабильная гидрологическая обстановка, связанная с изменениями уровня воды на устье реки Яна, затрудняет доставку грузов до опорных пунктов в период навигации. Положение усугубляет недостаточный объем работ по дноуглублению на труднопроходимых участках реки. В связи с дефицитом специальной дорожной техники на местах имеются сложности с содержанием автодорог, обеспечивающих прохождение большегрузной техники. Дополнительным неблагоприятным фактором становятся погодные условия, которые могут значительно сократить сроки функционирования автозимников.
Рис. 5. Возрастная структура воздушных линий электропередачи Арктической зоны по подразделениям АО «Сахаэнерго»
Fig. 5. Age structure of overhead power lines of the Arctic zone by divisions of «Sakhaenergo» JSC
В связи с отмеченными проблемами и ограниченными сроками навигации (май-сентябрь) и автозимника (январь-март), в случае несвоевременного их открытия существуют риски срыва доставки грузов до пунктов назначения.
Анализ состояния линий электропередачи
В Арктической зоне республики на обслуживании АО «Сахаэнерго» находятся воздушные линии электропередачи различных классов напряжения суммарной протяженностью 1274,2 км. Все линии выполнены в одноцепном исполнении на деревянных опорах.
Протяженность кабельных линий напряжением 0,4--10 кВ составляет 117 км. Из общей протяженности кабельных линий, находящихся на обслуживании АО «Сахаэнерго», основная доля приходится на Булунские и Янские электрические сети (ЭС), Жиган- ские и Нижнеколымские РЭС. Прокладка кабельных линий 0,4 кВ выполнена преимущественно в земле (69,2%), открытым способом проложено 23,7%, в лотках -- 7,1%. Кабельные линии напряжением 6 кВ также проложены преимущественно в земле (63,3%).
Из общей протяженности воздушных линий электропередачи 18,5% превысили предельный срок эксплуатации (40 лет). Из них 46,4% приходится на линии напряжением 0,4 кВ, 41,7% -- 6 кВ, 11,9% -- 10 кВ.
На рис. 5 представлена возрастная структура воздушных линий электропередачи по подразделениям АО «Сахаэнерго» без деления на классы напряжения.
Наибольшая протяженность воздушных линий, превысивших предельный срок эксплуатации, относится к Янским ЭС, Зырянским, Среднеколымским и Момским РЭС.
Большая протяженность воздушных линий электропередачи, находящихся в эксплуатации более 25 лет, характерна для Янских ЭС и Момских РЭС.
В ряде населенных пунктов проблема изношенности воздушных линий электропередачи стоит наиболее остро.
Из общей протяженности кабельных линий электропередачи 50,6% превысили предельный срок эксплуатации.
На рис. 6 представлена возрастная структура кабельных линий по подразделениям АО «Сахаэнерго» без деления на классы напряжения.
Наибольшая протяженность кабельных линий, превысивших предельный срок эксплуатации, относится к Булунским ЭС и Нижнеколымским РЭС.
Янские ЭС характеризуются большой протяженностью кабельных линий, находящихся в эксплуатации более 25 лет.
Одной из значимых проблем, связанных с аварийным состоянием электрических сетей, является необходимость обеспечения поселка Черского Нижнеколымского улуса собственной генерацией в перспективе до 2021 г. В настоящее время электроснабжение осуществляется от подстанции 110/6 кВ Черский по воздушной линии напряжением 110 кВ Билибинская АЭС -- Встречный -- Черский протяженностью 270 км (см. рис. 2). Линия находится на балансе и обслуживается АО «Чукотэнерго», имеет одноцепное исполнение на деревянных опорах. Срок эксплуатации линии составляет 50 лет. Примерно 24% опор линии находятся в аварийном состоянии. В связи с высоким износом происходят частые аварийные отключения. Аварийно-восстановительные работы характеризуются высокой сложностью, обусловленной суровыми климатическими условиями, необходимостью применения специальной техники -- вездеходов, болотоходов.
Рис. 6. Возрастная структура кабельных линий электропередачи по подразделениям АО «Сахаэнерго»
Fig. 6. Age structure of cable power lines by divisions of «Sakhaenergo» JSC
В связи с малой величиной электрической нагрузки Черского, составляющей порядка 2,5 МВт, дальнейшая эксплуатация линии, ее реконструкция или строительство второй линии экономически нецелесообразны. Дополнительным фактором, обуславливающим необходимость ввода собственного локального источника в Черском, является прогнозируемый дефицит мощности в Чаун-Билибинском энергоузле, связанный с выводом из эксплуатации Билибинской АЭС в перспективе до 2021 г. и подключением новых крупных рудно-промышленных потребителей в Билибинской горнорудной зоне.
В связи с высокой аварийностью линии 110 кВ Встречный -- Черский, отражающейся на надежности электроснабжения Черского, в схеме территориального планирования Республики Саха (Якутия), утвержденной постановлением Правительства республики от 30 ноября 2019 г. № 353, предложено построить собственный локальный источник постоянной генерации с полным прекращением транзита электроэнергии по линии Встречный -- Черский.
Анализ состояния трансформаторных подстанций
По состоянию на 2019 г. на обслуживании АО «Сахаэнерго» в Арктической зоне находятся 658 трансформаторов суммарной установленной мощностью 217,2 МВА.
Во всех подразделениях АО «Сахаэнерго» имеются трансформаторы, выработавшие нормативный ресурс. На рис. 7 представлено процентное отношение мощности трансформаторов, выработавших ресурс, к суммарной мощности.
В пяти подразделениях АО «Сахаэнерго» трансформаторы, обеспечивающие более половины установленной мощности, превысили нормативный ресурс. В Верхоянских ЭС, Момских, Среднеколымских и Эвено-Бытантайских РЭС этот показатель составляет 30--50%.
Потери в электрических сетях
Важной проблемой являются потери в электрических сетях, приводящие к необходимости увеличения выработки энергии и соответственно к перерасходу топлива.
Потери электроэнергии в электрических сетях в среднем по РЭС составляют 15% (рис. 8). Значительно превышают средние значения потери в Зырянских РЭС (20,1%) и Анабарских РЭС (19,4%).
В большинстве подразделений произошло снижение потерь относительно 2018 г. на 0,2--3,6%. Наибольшее снижение потерь произошло в Нижнеколымских и Олёнекских РЭС, Булунских ЭС, а наибольшее увеличение -- в Анабарских РЭС, Янских ЭС.
В динамике за 2016--2019 гг. в Зырянских и Анабарских РЭС наблюдается постоянный прирост потерь электроэнергии. Ежегодное снижение потерь электроэнергии за 2016--2019 гг. наблюдается в Нижнеколымских РЭС.
При замене и реконструкции устаревшей инфраструктуры целесообразно выполнить мероприятия, направленные на снижение потерь и повышение пропускной способности линий: изменение конфигурации электрических сетей, увеличение сечений линий на отдельных участках, повышение класса напряжения с 6 до 10 кВ при замене трансформаторов.
Заключение
В электроэнергетике Арктической зоны Республики Саха (Якутия) основные проблемы связаны с техническим состоянием генерирующего оборудования и электросетевого хозяйства. Это физическое и моральное старение, что обуславливает не только увеличение расхода топлива, но и повышение риска аварийных ситуаций. Необходима поэтапная замена оборудования ДЭС, трансформаторных подстанций и линий электропередачи.
Рис. 7. Процентное отношение мощности трансформаторных подстанций, отработавших нормативный ресурс эксплуатации, к суммарной мощности трансформаторов по подразделениям АО «Сахаэнерго»
Fig. 7. Percentage ratio of the power of transformer substations that have exhausted the standard service life to the total power of transformers by divisions of «Sakhaenergo» JSC
В ряде арктических улусов наблюдаются высокие потери энергии в электрических сетях, а также их постоянный рост. При замене и реконструкции устаревшей инфраструктуры целесообразна реализация мероприятий, направленных на снижение потерь и повышение пропускной способности линий.
Из-за удаленности и труднодоступности населенных пунктов наиболее остро стоит проблема транспортировки топлива и оборудования. Дополнительно усложняют ситуацию климатические особенности региона, недостаточный объем работ по дноуглублению на труднопроходимых участках рек, дефицит специальной дорожной техники.
Ключевым условием преодоления многих рассмотренных проблем путем модернизации оборудования и более широкого применения ВИЭ является дальнейшая реализация и совершенствование механизмов государственной поддержки (льготное налогообложение, субсидирование региона из федерального бюджета по программе энергосбережения, повышение инвестиционной привлекательности проектов ВИЭ и др.), а также привлечение частных инвестиций путем заключения энергосервисных контрактов.
Рис. 8 Динамика потерь электроэнергии в электрических сетях, находящихся на обслуживании АО «Сахаэнерго» в Арктической зоне
Fig. 8. Dynamics of electricity losses in power grids serviced by Sakhaenergo JSC in the Arctic zone
Литература
1. Гасникова А. А. Состояние, проблемы и перспективы развития энергоснабжения арктических районов России // Север и рынок: формирование экон. порядка. -- 2018. -- № 3 (59). -- С. 69--77.