Силовой остров

11.04.2024 Татар-информ

Что будет с сервисом парогазовых установок на казанских ТЭЦ? Почему модернизация Заинской ГРЭС необходима? Куда подевался «Уралэнергосбыт», который должен построить в республике ВЭС? Об этом и многом другом в интервью «Татар-информу» рассказал заместитель министра промышленности и торговли РТ.

«Такого больше не будет, чтобы энергоблоки работали десятилетия»

-Начнем с парогазовых установок. Это высокоэффективное оборудование в Татарстане сконцентрировано в энергоузле Казани, его работа зависит от качества сервисного обслуживания и замены комплектующих, что стало сложнее из-за санкций. Каким вы видите решение проблемы?

-Вопросы есть, они очевидны, тут никакой тайны не раскрою. Но эти вопросы стоят не только перед энергокомпаниями Татарстана, в частности «Татэнерго» и ТГК-16, но и перед другими генераторами в стране, у которых на тепловых электростанциях тоже работают парогазовые установки (ПГУ) с иностранными газовыми турбинами большой мощности. Никто не сидит сложа руки. В стране, и в Татарстане в частности, активно развиваются отечественные компании, которые способны взять на себя как минимум сервис такого оборудования. Например, наш «КЭР-холдинг» уже лет десять, если не больше, работает в этой нише. Конечно, эта компания освоила сервис турбин не такой мощности, как установлены на казанских ТЭЦ, но, тем не менее, они работали со всеми марками, присутствующими на рынке.

В Татарстан зашла и еще одна компания – DM Energy. На площадке в Зеленодольске они ставят цель организовать не только сервис, но и производство комплектующих, запчастей. Думаю, такие компании будут развиваться, и в ближайшее время мы наладим собственный сервис, а потом и производство комплектующих, и в целом нового генерирующего оборудования.

-Запас по времени в этом плане у нас какой?

-В части замены турбин лет пять еще есть. Но в части обслуживания и ремонтов эти вопросы надо решать уже сейчас. Отечественные компании уже проявляют высокий уровень организации этой работы, есть позитивные примеры, в том числе на татарстанских тепловых электростанциях (ТЭС). В части производства турбин актуальным является экспорт технологий, он неизбежен. Например, из Китая, или Ирана, или других дружественных стран. Нужно пользоваться всеми возможностями, которые сегодня для нас открыты.

Тем более что, и это важно понимать, отечественные производители энергооборудования не смогут в одиночку покрыть внутренний спрос. По оценкам аналитиков, объемы планируемой замены генерирующего оборудования на ТЭС превышают возможности его производства. То есть своего оборудования может не хватить для того, чтобы закрыть потребности, прописанные в программе модернизации ТЭС. Поэтому мы поддерживаем предложение энергокомпаний о том, чтобы требования по локализации были временно отменены. И им разрешили использовать иранские, китайские и другие иностранные технологии в проектах, отобранных на КОММОД.

-Глава «Татэнерго» Раузил Хазиев говорил, что газовые турбины, даже от Siemens или General Electric, больше не будут на наших ТЭС работать по полвека. Пару десятилетий – и их заменят на что-то другое, более продвинутое…

-Нельзя не согласиться с Раузилом Магсумяновичем. Современные технологии очень быстро развиваются, и, конечно, такого больше не будет, чтобы энергоблоки работали долгие десятилетия, чтобы на них постоянно продлевали парковый ресурс турбин. Логика модернизационных процессов в энергетике и правда давно изменилась. Выжать из железа максимум – и заменить на то, что более эффективно.

«В Казани нужна четвертая ТЭЦ для покрытия дефицита тепла»

—Логика развития энергогенерации в Татарстане, видимо, тоже требует корректив. Ведь раньше цель у нас была благая – запустить наиболее эффективное генерирующее оборудование, чтобы сократить перетоки из смежных энергосистем, тот самый пресловутый «дефицит». Пока до этого далеко, да и лучшее оборудование теперь недоступно…

-Тем не менее наша стратегическая цель остается той же самой, она не меняется. Потому что сокращение перетоков для покрытия внутреннего потребления – это вопрос не технический, а экономический. Сетевая компания за последние годы серьезно укрепила взаимосвязи Татарстана с ЕЭС России, а также внутри самой республики, поэтому потребители в любом случае не будут испытывать проблем с поставкой электроэнергии надлежащего качества и объема. Но экономически для нас важно покрывать внутренний спрос собственной генерацией. В этом плане задача повышения эффективности выработки внутри Татарстана с повестки не снимается.

Более того, мы видим и перспективу строительства в Татарстане новых источников. В частности, четвертой ТЭЦ в Казани. Этот проект уже включен в план перспективного развития города, который разрабатывают под эгидой мэрии. Прежде всего, новый источник нужен для покрытия прогнозируемого дефицита тепловой мощности, который неминуемо возникнет в результате реализации перспективных проектов жилой застройки. По электроэнергии в Казани в принципе дефицита мощности нет. А вот по теплу просматривается. Особенно на востоке города, в районе РКБ.

Конечно, такой спрос можно будет снять и за счет строительства котельных самими застройщиками. Но это путь в никуда, да и город хотел бы иметь один крупный источник. По мощности совокупно – порядка 900 МВт, но это предварительные оценки. Проблема пока одна – нет четкого графика ввода таких объектов. А любой инвестор, который возьмется за такую стройку, спросит про перспективы спроса на тепло…

По электроэнергии, кстати, дефицит мощности просматривается в районе Чистополя. Там мы сейчас ставим вопрос либо о строительстве новой генерации, либо о каких-то новых сетевых решениях.

-В Схеме и программе развития электроэнергетики на 2024-2029 годы в Татарстане по-прежнему прописан и вывод «старых» энергоблоков, и ввод новых на сопоставимые 850 МВт. То есть модернизация Заинской ГРЭС остается в планах?

-Этот вопрос лучше задавать, конечно, руководству «Татэнерго». Но жизнь показывает, что Заинская ГРЭС очень востребована, в этом году станция работает с повышенной загрузкой. При этом компания не получает плату за мощность. Этот вопрос, надеюсь, с Минэнерго РФ получится решить.

Что касается модернизации Заинской ГРЭС, то по понятным причинам прежний проект пока откладывается. Объективно сопоставимой единичной мощности, такой же газовой турбины, которую для «Татэнерго» произвела, но не поставила General Electric, найти просто невозможно. И не в России, а в мире. То есть проект нужно переделывать, строить там что-то другое, в другой конфигурации. Компания над этим очень активно работает. Но проект в любом случае будет другим. Кроме того, весь смысл в запуске той ПГУ на 850 МВт состоял в том, что это была бы суперэффективная установка. Теперь нужны другие решения.

-С Заинской ГРЭС проблема понятна. А какова судьба других проектов строительства новой генерации? Пока они что-то все сдвигаются…

-Да, вы правы, реализация многих проектов столкнулась с трудностями. Так, ввод мусоросжигающей ТЭС мощностью 55 МВт в Казани отложен по техническим причинам. Были вопросы и по пуску Лушниковской ПГУ на «Казаньоргсинтезе», но не технического, а в большей степени организационного характера. На Нижнекамской ТЭЦ, принадлежащей «Татнефти», сдвинуты сроки ввода новой мощности, потому что оборудование, которое производит концерн «Силовые машины», оказалось востребовано в других проектах. Оборудование будет обязательно поставлено, но, возможно, немного позже.

Пока окончательно не решен вопрос и со строительством ПГУ на ТЭЦ «Татэнерго» в Набережных Челнах. Федеральными органами власти был проведен ряд совещаний, в том числе Минэнерго России в декабре 2023 года. Работа в этом направлении продолжается, позитивная динамика есть. Все эти проекты Татарстану нужны, и мы будем и дальше убеждать федеральные органы власти, что их нужно поддерживать.

«Переход на альткотельную приведет к росту тарифов для населения»

-Еще одна больная тема – это теплоснабжение. Минэнерго РФ активно склоняет регионы к переводу муниципалитетов в ценовые зоны, но пока тема с «альтернативной котельной» движется медленно. Почему в Татарстане вопрос вообще не двигается?

-Вы правы, альткотельная – это по факту единственный на сегодня инструмент для решения проблемы износа тепловых сетей. Чтобы в отрасль пришли инвесторы, нужно сделать ее привлекательной, и других инструментов, кроме ценовых зон, для этого пока нет. Теплосети Татарстана вряд ли заинтересуют внешних инвесторов, нам придется все решать своими силами. Пока есть позиция, что переход на альткотельную приведет к росту тарифов для населения, поэтому в Татарстане этот механизм не применяется. Да, приведет к росту достаточно плавному, растянутому по времени, но тем не менее…

Минпромторг РТ поддерживает позицию «Татэнерго» и тоже считает, что в теплосети необходимо ускоренно инвестировать, потому что износ растет, а темпы ремонтов и замены тепловодов ниже требуемых. Эту зиму мы прошли нормально, без аварий. Но в перспективном плане другой инвестиционный механизм для того, чтобы решать эти вопросы, назвать трудно.

-Минэнерго РФ также проводит политику, направленную на максимальное сокращение числа территориальных сетевых организаций (ТСО) в регионах. Сколько в итоге таких компаний останется в Татарстане?

-В Татарстане, по имеющимся оценкам, должно остаться 11 сетевых компаний. Сейчас у нас 18 ТСО. Основная – это «Сетевая компания», которая останется в любом случае. Останутся и промышленные сетевые организации – у «Татнефти», КАМАЗа, РЖД. По другим имеющимся компаниям мы видим, что между ними идет интеграция, компании объединяются друг с другом, чтобы соответствовать тем количественным требованиями для получения статуса ТСО, которые ежегодно ужесточаются.

На наш взгляд, правильнее было бы ставить акценты на ужесточении технических требований к деятельности ТСО и повышении ответственности за энергоснабжение потребителей, чем только принуждать их к консолидации. Но мы понимаем, что такова политика федеральных органов власти – да, идет укрупнение этой деятельности, переход к модели единого центра ответственности за сетевую инфраструктуру. Поэтому мы не можем идти в разрез с политикой государства в этом направлении.

Возможно, это и оправданно, потому что все-таки сетевые компании – это не бизнес в таком традиционном виде. Заработанную прибыль они должны направлять на инвестиционную деятельность для повышения надежности электроснабжения. Все регулируется – и расходы, и доходы, а источник один – тарифы.

-Запуск ПГУ на «Нижнекамскнефтехиме», и развитие промышленной генерации сильно бьет по ТСО, по той же «Сетевой компании». Каким вы здесь видите решение?

-Строительство промышленниками собственной генерации – процесс довольно динамичный. Бизнес всегда стремится к максимальной эффективности, и желание уйти от такой крупной составляющей в тарифе на электроэнергию, как оплата услуг по передаче, вполне понятно. Лавинообразно процесс не развивается, так как запуск такой генерации – это очень большие инвестиции и большая ответственность. Не всегда это бывает оправданным.

Важно сохранить баланс. Ведь в любом случае предприятия, даже построив свои источники, от сети, как правило, не отключаются. Им же нужны резервы на случай аварий, ремонтов, поставки излишней электроэнергии в сеть и т.п. С нашей точки зрения, правильное решение – это введение платы за резерв мощности. То есть если ты запустил свою генерацию – нет проблем, пожалуйста, работай, но плати за те сетевые связи, которые для тебя держат в резерве. Пока решения такого на федеральном уровне не принято, хотя оно очень давно обсуждается. Оно очень болезненное, потому что, понятное дело, приведет к росту энергозатрат. Но, как мне кажется, оно справедливое. Потому что иначе за такие резервы платят все оставшиеся потребители.

«На словах «Уралэнергосбыт» все проекты подтверждает»

-На какой стадии сейчас находятся проекты строительства ветроэлектростанций (ВЭС) в рамках ДПМ ВИЭ? Компания «Уралэнергосбыт», которая выиграла в прошлогоднем отборе, что-то делает «на земле»?

-Пока не очень понятно. Видимо, компания не решила еще вопрос с оборудованием. Изначально у них были планы построить завод для выпуска лопастей и других комплектующих в Чувашии, но этот вопрос до настоящего времени, насколько нам известно, они еще не решили. Хотя по всем срокам, прописанным в ДПМ ВИЭ, они должны были уже начать проектирование ВЭС с последующим строительством, потому что срок ввода объектов в Татарстане – 2027 год. И если они не уложатся в эти сроки – им придется платить штрафы за сдвиги. На словах «Уралэнергосбыт» все проекты подтверждает, но большой активности с их стороны мы не видим.

-А в каких районах Татарстана они будут строить-то свои ВЭС?

-Это тоже вопрос. Вообще перед выбором площадки для строительства ВЭС любой инвестор сначала проводит собственные ветроизмерения. «Уралэнергосбыт» по факту должен был уже начать это делать. Потому что любая компания, которая работает в ветроэнергетике, только своим измерениям доверяет. У нас, конечно, есть доступ к расчетам одной крупной энергокомпании, которая ранее планировала строить ВЭС в Татарстане и сделала качественные замеры скорости ветра в пяти районах. Но мы не можем этими данными делиться, они нам не принадлежат. Есть у нас и замеры, которые делал Казанский государственный энергоуниверситет по нашему заказу на трех площадках. Эти данные мы предоставляем всем заинтересованным инвесторам с согласия руководства республики. Но, понимаете, все инвесторы всегда перепроверяют любые «чужие» замеры. В этом деле важно семь раз отмерить…

-Так и какие перспективы-то?

-Мы надеемся, что проекты будут реализованы. В целом потенциал ветроэнергетике в Татарстане мы оцениваем в 1,2 ГВт. Возможно, в том же Чистополе, где, как я говорил, складывается дефицит по электроэнергии, можно было бы построить и такой объект генерации. Потому что ВЭС же за счет инвестора строится, хотя и с последующим возмещением затрат всеми участниками оптового рынка. Но развитие сетевого хозяйства происходит за счет республиканских потребителей.

Однако для Татарстана важнее не столько то, чтобы у нас были построены ВЭС. Для нас важнее, чтобы республика вошла в нишу производства оборудования для ветроэнергетики. С учетом положительных результатов исследований ветрового потенциала, а также ухода с российского рынка иностранных производителей ветроэнергетических установок республикой совместно с концерном «Силовые машины» была проработана возможность создания национального кластера в области ветроэнергетики. В рамках такого кластера предусматривается создание завода по технологически независимому производству компонентов ветроэнергетических установок большой мощности (до 100 ед./год) со строительством ВЭС, а также создание национального центра компетенций в области инжиниринга ветроэнергетических установок и эксплуатации ВЭС. В этой связи целесообразно было бы и строительство ВЭС суммарной мощностью не менее 1 ГВт. Но, конечно, не только в Татарстане.

-Еще один схожий кластер, видимо, в Татарстане уже сложился в сфере электротранспорта…

-Да, это кластер производителей оборудования для электрозарядной инфраструктуры. Но не только. КАМАЗ, например, электробусы делает, которые закупает Москва и другие регионы. Активно разрабатывается проект по производству электромобилей «Атом». В перспективе будет развиваться и тяжелый электротранспорт, и электромотоциклы. И в целом электрозарядные станции, объединенные в такие электрохабы, могут в будущем стать очень крупными потребителями. Но будет развиваться и рынок газомоторного топлива, и СПГ, для чего у нас строят те же криоАЗС. То есть, я думаю, сложится некий баланс разных видов топлива.

-Вы сами на электромобиле пробовали ездить?

-Да, конечно, и мне очень понравилось. У нас в республике уже целое движение энтузиастов электромобильного транспорта сложилось. При наличии возможностей я бы охотно ездил на такой машине. Но сегодня многие домохозяйства имеют в своем парке еще и обычный автомобиль – дизельный или бензиновый. Потому что пока для потребительского рынка электрокар больше выглядит как городской транспорт.

05.04.2024 ТАСС

Работы на объекте ориентировочно займут три года, сообщил гендиректор компании Раузил Хазиев.

Модернизацию Набережночелнинской ТЭЦ, которая рассматривается в качестве одной из альтернатив модернизации Заинской ГРЭС, планируют начать в 2024 году. Завершить строительство парогазовой установки (ПГУ) общей установленной мощностью 236 МВт планируется ориентировочно в течение трех лет, сообщил ТАСС генеральный директор АО «Татэнерго» Раузил Хазиев на полях Татарстанского международного форума по энергетике и энергоресурсоэффективности.

«На Набережные Челны это единственный источник. И для увеличения надежности, для улучшения режима работы станции планируем там построить ПГУ на 236 МВт. Надеюсь, что в этом году мы приступим к строительству этого объекта. Оборудование полностью есть», — сказал Хазиев, уточнив, что в среднем строительство подобных объектов занимает 2-2,5 года, еще порядка 1 года уйдет на проектирование.

По данным пресс-службы «Татэнерго», проект по строительству парогазовой установки на Набережночелнинской ТЭЦ прорабатывается с Минэнерго РФ в части переноса проекта модернизации Заинской ГРЭС на Набережночелнинскую ТЭЦ в рамках программы конкурсного отбора проектов модернизации.

Набережночелнинская ТЭЦ введена в эксплуатацию в 1971 году. Изначально строилась под нужды «Камаза», позднее станция стала обслуживать город. Установленная мощность — 1 180 МВт.

«Татэнерго» является крупной региональной генерирующей компанией в РФ. 

04.04.2024 ТАСС

В I квартале 2024 года показатель увеличился на 80% по сравнению с 2023 годом

Рост выработки крупнейшей в Татарстане тепловой конденсационной электростанции Заинская ГРЭС, модернизация которой была перенесена, за первый квартал 2024 года составил 80%. Об этом сообщил ТАСС гендиректор АО «Татэнерго» Раузил Хазиев на полях Татарстанского международного форума по энергетике и энергоресурсоэффективности.

«Считаем, что модернизация нашей Заинской ГРЭС обязательно необходима. Мы видим по фактическому потреблению. <…> У нас за первый квартал рост потребления, то есть рост выработки Заинской ГРЭС, на 80% по сравнению с прошлым годом», — сказал Хазиев, уточнив, что вопрос модернизации остается в стадии обсуждения с Минэнерго РФ.

Выбор поставщика оборудования, по его словам, будет произведен с помощью тендера. «Поставщики турбин, как отечественные, так и дружественных стран, есть. <…> Турбины делают и российские «Силовые машины», и дружественные страны — и Китай есть, и Иран есть», — сказал он.

В декабре 2019 года правительственная комиссия РФ по энергетике включила Заинскую ГРЭС в программу модернизации старых тепловых станций с выходом на рынок в 2025 году, но в связи с действиями недружественных стран и по действующим регламентам это было отложено до 2026 года. Модернизация началась в 2020 году. Но проект модернизации Заинской ГРЭС был поставлен на паузу из-за невозможности поставки иностранных турбин.

Заинская ГРЭС расположена в городе Заинск. Построена в 60-х годах XX века. 

22.03.2024 Татар-информ

«Татэнерго» ищет подрядчиков для сервисного обслуживания четырех газотурбинных установок (ГТУ), которые работают в составе двух парогазовых блоков на Казанских ТЭЦ-1 и ТЭЦ-2. Информацию о соответствующем тендере с минимальной начальной ценой свыше 2,8 млрд рублей «Татар-информ» обнаружил в системе ЕИС Закупки.

Напомним, парогазовые установки (ПГУ) на двух ТЭЦ «Татэнерго» в Казани работают на оборудовании американской General Electric, которая летом прошлого года окончательно отказалась обслуживать все свои газовые турбины, установленные на ТЭЦ в России, в том числе и в Казани. Кроме «Татнерго», уникальная ГТУ от General Electric работает и на Казанской ТЭЦ-3, принадлежащей ТГК-16. Суммарная мощность всех ГТУ в Казани составляет 715,6 МВт, а мощность ПГУ с ними в составе – 855,6 МВт.

Как следует из информации о закупке, подрядчик нужен для «оказания услуг по сервисному обслуживанию» четырех ГТУ, в составе которых работают газовые турбины модели PG-6111FA и генераторы General Electric, вспомогательное оборудование, а также «автоматизированные системы управления технологическими процессами General Electric Mark Speedtronic TM». То есть речь идет о газовой части ПГУ; ее паровая составляющая, напомним, изначально была российской – паровые котлы от «Эмальянса», а паровые турбины – от Калужского турбинного завода. На Казанской ТЭЦ-2 две идентичные ГТУ суммарной мощностью 220 МВт запустили в конце 2014 года, на Казанской ТЭЦ-1 – на 230 МВт – в августе 2018-го.

Открытый запрос цен в электронной форме планируется провести в два этапа. Подачу заявок от участников компания ждет до 29 марта. Сервис четырех ГТУ на двух ТЭЦ планируется разыграть одним лотом, со сроком действия договора 10 лет. Каждые 32 тыс. часов наработки установок, например, им требуется проведение инспекций тракта горячего газа (камеры сгорания и генератора), каждые 64 тыс. – капитальные инспекции (включая редуктор). В рамки сервисного обслуживания входят и бароскопические обследования ГТУ, большие и малые инспекции генератора, восстановительный ремонт капитальных частей, мониторинг и технический анализ состояния оборудования, техническое консультирование и так далее.

Напомним, глава «Татэнерго» Раузил Хазиев в интервью «Татар-информу» в декабре 2023 года отмечал, что ПГУ на казанских ТЭЦ-1 и ТЭЦ-2, несмотря на все риски, связанные с действиями General Electric, работают с полной загрузкой.

«Ресурс у турбин – 20-25 лет. Важно наладить сервис. В ближайшее время мы должны найти решения, чтобы снять риски. Это не вопрос одной «Татэнерго», это вопрос всех энергокомпаний. Так что, не сомневаюсь, решим», – говорил Хазиев. Он добавлял: «какие-то комплектующие производят в Китае, что-то и у нас уже подхватили, есть фирмы, которые занимаются этим в России. Сегодня мы с ними со всеми очень плотно работаем… По запасным частям – частично вопросы за этот год были решены, но проблемы, конечно, еще остаются. Мы над ними активно работаем. Но, хочу заверить, рисков того, что вот одномоментно эти машины возьмут и остановятся, нет».

20.03.2024 ТАСС

Министр энергетики РФ Николай Шульгинов отметил, что у Татарстана есть планы по вводу 1 ГВт возобновляемых источников энергии

Министерство энергетики России рассматривает разные варианты решения вопроса с модернизацией Заинской ГРЭС, в том числе перенос проекта на Набережночелнинскую ТЭЦ и продление работы самой Заинской ГРЭС. Об этом журналистам сообщил министр энергетики РФ Николай Шульгинов.

«Вопрос не решился. Мы рассматриваем разные варианты. Перенос на Набережночелнинскую ТЭЦ — раз, продление работы самой Заинской ГРЭС — два», — сказал он.

Министр напомнил, что у Татарстана есть планы по вводу 1 ГВт возобновляемых источников энергии. «Это будет избыточная мощность. Теперь нужно все в комплексе рассмотреть, как дальше действовать», — отметил Шульгинов.

Ранее СМИ сообщали, что вывод из эксплуатации энергоблоков №5, №6, №11, №12 Заинской ГРЭС мощностью 800 МВт, первоначально установленный на 1 января 2023 года, отложен до января 2025 года. Проект модернизации Заинской ГРЭС был поставлен на паузу из-за невозможности поставки иностранных турбин. В 2023 году генеральный директор АО «Татэнерго» Раузил Хазиев сообщал, что проект модернизации может быть продолжен с российскими турбинами, также рассматриваются варианты поставок из Китая, Ирана и других дружественных стран.

В декабре 2019 года правительственная комиссия РФ по энергетике включила Заинскую ГРЭС в программу модернизации старых тепловых станций с выходом на рынок в 2025 году. По итогам торгов в июне 2020 года право на заключение договора на выполнение работ по модернизации Заинской ГРЭС получила турецкая компания «Энка».

Заинская ГРЭС является крупнейшей тепловой конденсационной электростанцией Республики Татарстан, расположена в городе Заинск. 

20.03.2024 ТАСС

Министерство энергетики России рассматривает разные варианты решения вопроса с модернизацией Заинской ГРЭС, в том числе перенос проекта на Набережночелнинскую ТЭЦ и продление работы самой Заинской ГРЭС. Об этом журналистам сообщил министр энергетики РФ Николай Шульгинов.

«Вопрос не решился. Мы рассматриваем разные варианты. Перенос на Набережночелнинскую ТЭЦ — раз, продление работы самой Заинской ГРЭС — два», — сказал он.

Министр напомнил, что у Татарстана есть планы по вводу 1 ГВт возобновляемых источников энергии. «Это будет избыточная мощность. Теперь нужно все в комплексе рассмотреть, как дальше действовать», — отметил Шульгинов.

Ранее СМИ сообщали, что вывод из эксплуатации энергоблоков №5, №6, №11, №12 Заинской ГРЭС мощностью 800 МВт, первоначально установленный на 1 января 2023 года, отложен до января 2025 года. Проект модернизации Заинской ГРЭС был поставлен на паузу из-за невозможности поставки иностранных турбин. В 2023 году генеральный директор АО «Татэнерго» Раузил Хазиев сообщал, что проект модернизации может быть продолжен с российскими турбинами, также рассматриваются варианты поставок из Китая, Ирана и других дружественных стран.

В декабре 2019 года правительственная комиссия РФ по энергетике включила Заинскую ГРЭС в программу модернизации старых тепловых станций с выходом на рынок в 2025 году. По итогам торгов в июне 2020 года право на заключение договора на выполнение работ по модернизации Заинской ГРЭС получила турецкая компания «Энка».

Заинская ГРЭС является крупнейшей тепловой конденсационной электростанцией Республики Татарстан, расположена в городе Заинск. 

12.03.2024 Переток

Минэнерго РФ по просьбе «Татэнерго» отложило вывод из эксплуатации четырёх энергоблоков (№№ 5,6, 11, 12) Заинской ГРЭС мощностью 800 МВт ещё на год – до января 2025 года, сообщили два источника «Перетока» на энергорынке. Параллельно компания продолжает с министерством переговоры о переносе проекта модернизации с Заинской ГРЭС на Набережночелнинскую ТЭЦ, а также готовится заявить для отбора в общероссийскую программу модернизации тепловой генерации (КОММод) новый проект на Заинской ГРЭС на базе ПГУ, рассматривая отечественные турбины наряду с китайскими и иранскими.

«В настоящее время на Заинской ГРЭС эксплуатируются 11 энергоблоков. На основании заключения «Системного оператора» (СО) согласован вывод из эксплуатации четырёх энергоблоков, начиная с 01.01.2024», – сообщили «Перетоку» в СО, отметив, что «при выводе указанных энергоблоков риски снижения надёжности электроснабжения потребителей в энергосистеме Республики Татарстан отсутствуют».

На Заинской ГРЭС было построено 12 энергоблоков, блок №1 вывели из эксплуатации в 2009 году. Таким образом, из ответа СО следует, что остановки четырёх блоков в начале этого года не произошло. По данным двух источников на энергорынке, по просьбе компании Минэнерго согласовало работу этого оборудования до января 2025 года.

Это уже второе продление сроков эксплуатации четырёх блоков Заинской ГРЭС. Изначально их планировалось отключить в январе 2023 года. В течение первого квартала прошлого года оборудование зарабатывало только на РСВ, мощность не оплачивалась. Затем Минэнерго официально отложило вывод блоков до начала 2024 года и оплата мощности осуществлялась в апреле – мае. Но с июня 2023 года мощность вновь не оплачивается, так как начался согласованный период реализации мероприятий по модернизации ГРЭС. Сейчас эти блоки получают деньги лишь с РСВ, платежи за мощность могут возобновиться, если правительство утвердит корректировку этого проекта, подтвердил один из собеседников «Перетока».

В 2020 году решением кабмина в программу модернизации ТЭС был включён проект «Татэнерго», который предусматривал перевод части энергоблоков Заинской ГРЭС с работы в паросиловом на парогазовый цикл. Компания планировала вывести из эксплуатации четыре паровые турбины суммарной мощностью около 800 МВт и надстроить конденсационную турбину (274 МВт) газовой турбиной GE (576 МВт). В 2022 году GE отказалась от поставки турбины на фоне санкций.

«Татэнерго» предложило перенести реализацию проекта модернизации с Заинской ГРЭС на Набережночелнинскую ТЭЦ со снижением мощности с 850 до 236 МВт. Осенью прошлого года министр энергетики РФ Николай Шульгинов говорил, что решения пока нет, указывая на расхождения в ценовом вопросе. В конце декабря гендиректор «Татэнерго» Раузил Хазиев в интервью татарстанскому изданию «Бизнес Online» сообщил: «Мы достигли с Минэнерго РФ принципиального соглашения о переносе модернизации Заинской ГРЭС на Набережночелнинскую ТЭЦ. Сейчас ведём переговоры по стоимости проекта. По нашим данным, на строительство нужно около 23 млрд рублей. Минэнерго говорит о 6–8 млрд рублей. Но вы же видите, что происходит с ценами на металл, бетон… Нашу оценку подтвердил расчёт, проведённый независимой компанией ООО «ЛМР Инжиниринг». Минэнерго также заказало оценку в «Совете рынка». Думаю, в декабре окончательное решение примут, в следующем году начнётся строительство. Подрядчик будет определён по результатам конкурса».

Г-н Хазиев также прокомментировал выбор оборудования для Набережночелнинской ТЭЦ, указав, что планируется установка ПГУ: «У нас есть готовое оборудование. Когда говорят, что оно нелокализованное, я отвечаю: на турбине стоит бирка «Силмаша». Паровые машины сделаны Уральским турбинным заводом, котел-утилизатор — «ЭМАльянсом».

Как пояснили два источника «Перетока», в настоящий момент переговоры о переносе проекта пока продолжаются. Вероятно, речь идёт о реализации на Набережночелнинской ТЭЦ проекта, с которым «Татэнерго» впервые собиралось выходить на КОММод-2026: он предполагает установку турбины Siemens, которая была куплена генкомпанией ещё в первой половине 2010-х годов. В 2020 году Минэнерго даже подготовило под этот проект поправки в условия КОММод, разрешающие использовать импортную ПГУ при достройке ПСУ до ПГУ мощностью до 250 МВт, если оборудование приобретено до 2015 года и ещё не эксплуатировалось. «Татэнерго» тогда пыталось договориться о включении проекта в КОММод-ПГУ, если бы квота в рамках этого отбора не была выбрана за счёт отечественных турбин.

По словам г-на Хазиева, параллельно «Татэнерго» прорабатывает новый проект модернизации Заинской ГРЭС, который хочет заявить для отбора в рамках КОММод в этом году.

«Мы очень плотно работаем с «Силовыми машинами». Рассматриваем только ПГУ… Мы были во всех странах, где делают турбины, я посетил практически все заводы. Мы обязательно найдём турбину – или в России, или в Иране, или в Китае. Может, западные страны к этому времени опять станут дружественными. Всё зависит от политической ситуации», – ответил Раузил Хазиев на вопрос о том, что именно планируется представить для участия в КОММод.

13.02.2024 КЭР-Холдинг

12 февраля 2024г. в Казани прошло заседание коллегии Министерства промышленности и торговли Татарстана, где обсуждались итоги работы в 2023 году и задачи на 2024 год.

Как сообщается на сайте Минпромторг РТ, «… энергетики KR Group презентовали свои AR-очки, помогающие вести ремонт сетей при помощи дополненной реальности».

Гилязов Рустем, Заместитель директора по АСУ ТП ООО «УК «КЭР-Холдинг» и Давлетшин Ильнур, директор ООО «ЭЙ АР СЕРВИС» продемонстрировали делегации во главе с Раисом РТ применение модуля «Удаленный эксперт», позволяющего проводить осмотр, диагностику и ремонт оборудования высококвалифицированным экспертом с помощью специалиста, оснащенного промышленными очками дополненной реальности (решение поддерживает практически все промышленные очки дополненной реальности, присутствующие на рынке), который находится у объекта диагностирования или ремонта.

13.02.2024 РБК

Электростанция мусоросжигательного завода, мощностью 50 МВт, является одним из энергообъектов, ввод которых запланирован на этот год. В столице РТ в 2024 году завершат работы по созданию Казанского энергокольца.

«Запланирована модернизация генерирующего оборудования всех трех крупных энергокомпаний на общую мощность 737 МВт, а также ввод дополнительной генерации «Казаньоргсинтеза» на 311 МВт и станции мусоросжигающего завода на 50 МВт», — сообщил на коллегии министр промышленности и торговли РТ Олег Коробченко. 

Впервые строительство завода по термической утилизации отходов в Зеленодольском районе РТ анонсировали в 2015 году. Инвестиции в проект озвучивались на уровне 25-28 млрд руб. Реализует проект дочерняя структура «Ростеха» – «РТ-Инвест».

Строительство завода вызвало протесты эко-активистов и местных жителей. К нему приступили в 2020-м после того, как проект прошел ряд международных экологических экспертиз. Предполагалось, что на предприятии будет использована японско-швейцарская технология. Однако после начала СВО появилась информация, что изыскиваются иные варианты. 

25 декабря мэр Казани Ильсур Метшин сообщил, что завод по термической утилизации отходов продолжает строиться. Ранее этот процесс затормозился ввиду определения новой технологии. Также из-за санкций было отказано в поставках оборудования из Европы.

«Завершение планируется в конце 2025 года. 25% там уже реализовано» — сказал Метшин.

По его словам, в 2023 году трижды в республике был превышен исторический максимум потребления электрической мощности, который впервые достиг 5,1 ГВт. Это, отметил министр, свидетельствует о динамичном развитии промышленности.

В прошлом году, рассказал Коробченко, была введена цифровая подстанция «Азино», которая работает без персонала. Завершилась реконструкция подстанций «Юбилейная» и «Аэропорт». Работы по созданию Казанского энергокольца напряжением в 220 кВ планируется завершить в текущем году.

«В связи с активной застройкой Казани необходим четвертый энергоисточник. Совместно с Институтом пространственного планирования и мэрией города идет работа над техническим решением данного вопроса», — сообщил Коробченко.

19.01.2024 Татар-информ

Потребление электроэнергии в энергосистеме Татарстана за 2023 год выросло на 1,1%. О том, как отработали электростанции республики, что дал ввод Лемаевской ПГУ, установленных летних и зимних максимумах потребления мощности, и о задачах на 2024 год в интервью «Татар-информу» рассказал директор РДУ Татарстана Андрей Большаков.

«Электропотребление в добыче нефти выросло, а в ее транспортировке, напротив, упало»

— Андрей Викторович, насколько выросло потребление электрической энергии в энергосистеме Татарстана по итогам 2023 года?

Рост потребления электроэнергии в энергосистеме Республики Татарстан за 2023 год составил 1,1% к уровню аналогичного периода прошлого года. Это хороший результат. Напомню, что в нашей энергосистеме режимно выделены три крупных энергорайона – Казанский, Нижнекамский и оставшаяся часть энергосистемы. В них картина с электропотреблением в прошлом году сложилась по-разному.

Так, по Казани зафиксировано снижение потребления относительно 2022 года, пусть и небольшое – всего на 0,4%. Правда, напомню, по итогам 2022-го здесь потребление росло. В среднем величина максимального потребления мощности в Казанском энергорайоне достигает 1,6 ГВт, из них на промышленность приходится лишь около 450 МВт, а из этого объема примерно половина – на один «Казаньоргсинтез». Это предприятие в 2023-м снизило электропотребление – примерно на 6,7%, что преимущественно связано с проводимой там СИБУРом модернизацией.

В минус ушла и железная дорога – примерно на 9%, что связано с изменением географии грузоперевозок. Остальная и основная часть потребления энергорайона – это так называемая коммунально-бытовая нагрузка. По этой большой группе потребителей за прошлый год мы зафиксировали прирост в размере 1,2%. Его можно назвать естественным, он во многом обусловлен увеличением потребления населением в Казанской агломерации, что в конечном итоге и нивелировало снижение потребления промышленными предприятиями по всему энергорайону.

Электропотребление в Нижнекамском энергорайоне выросло так же, как и в и 2022-м, – на 1%, здесь продолжается стабильный рост этого показателя. Да и по максимуму потребления мощности в 2023-м энергорайон вышел на цифру чуть менее 2,2 ГВт.

Доля промышленности в Нижнекамском узле составляет около 70%, остальное – это население, то есть картина распределения потребления здесь диаметрально противоположна Казани, и тут все зависит от загрузки мощностей именно предприятий. По самому крупному потребителю энергорайона – «Нижнекамскнефтехиму» – по году фиксируем небольшое снижение на 1%, что связано с собственными производственными планами компании. Зато по КАМАЗу прирост – примерно на 2,4%, выросло потребление и других крупных предприятий – «ТАНЕКО», ЗТЭО (Завод транспортного электрооборудования), «Нижнекамскшины». Этими факторами и обусловлен рост по всему энергорайону.

Потребление оставшейся части энергосистемы, без Казанского и Нижнекамского районов, суммарно выросло на 3%. В этой цифре бОльшая часть – это «Татнефть», то есть добыча нефти пусть и не так активно, как в 2022-м, но все же росла и в прошлом. По суммарному потреблению электроэнергии одна «Татнефть» приросла за год на 2,1%. Что интересно, если электропотребление в добыче нефти выросло, то в ее транспортировке, напротив, упало. Так, по предприятиям «Транснефти» сократилось на 2,5%, из-за снижения транзита нефтепродуктов через территорию республики. Вероятнее всего, из-за корректировки географии экспортных поставок.

«Эффект от Лемаевской ПГУ пока не столь ощутим, тем не менее он тоже есть»

— А что с выработкой электростанций в Татарстане?

— Прямой корреляции между показателями потребления и выработки в Татарстане нет, энергосистема республики функционирует в составе ЕЭС России, а потому динамика в генерации в большей степени определяется работой электростанций на оптовом рынке. Суммарная выработка электроэнергии 26 электростанциями Татарстана за прошлый год выросла на 0,4% к показателям 2022 года.

Тепловая генерация, которая преобладает в генерирующем комплексе республики, снизила выработку на 3,2% к итогам 2022-го. По причине уменьшения приточности существенно – на 19,1% – в 2023 году по отношению к предыдущему году снизилась выработка и на Нижнекамской ГЭС «Татэнерго». Увеличение выработки произошло на Заинской ГРЭС, Нижнекамской ТЭЦ-1, суммарно на всех электростанциях промышленных предприятий (на 33%), в том числе и на Лемаевской ПГУ «Нижнекамскнефтехима».

— Последняя снова ставила рекорды?

— Рост выработки Лемаевской ПГУ за год – в районе 65%. Это связано с тем, что в 2022-м станция начала выдавать мощность с конца июля, то есть эффект низкой базы на показателях прошлого года еще отражался. Хочу подчеркнуть, что включение и выход этого крупного объекта генерации на стабильную работу позволил нам в этом году разрешить ремонты большего числа электросетевых элементов. Это такой неочевидный для «Сетевой компании» положительный эффект от ввода полгигаватта новой распредгенерации. По сути, именно за счет Лемаевской ПГУ мы смогли сбалансировать нагрузку в Нижнекамском энергоузле на время более сложных и более продолжительных сетевых ремонтов, что не могли себе позволить ранее.

Для всех генкомпаний Татарстана («Татэнерго», ТГК-16, Нижнекамская ТЭЦ «Татнефти») эффект от Лемаевской ПГУ пока не столь ощутим, тем не менее он тоже есть. Наличие в балансе энергорайона дополнительной генерации, тем более парогазовой, позволило нам меньше загружать генерирующее оборудование остальных собственников, что в летний период, несомненно, имело положительный экономический эффект, особенно для Набережночелнинской ТЭЦ «Татэнерго», которая неэффективна при работе в конденсационном режиме.

«Заинская ГРЭС в 2023-м оказалась более востребованной, чем в 2022-м»

— Вы сказали, что Заинская ГРЭС тоже нарастила выработку. Насколько?

— Крупнейшая по установленной мощности в энергосистеме Республики Татарстан электростанция выработала по итогам 2023-го на 15% больше электроэнергии, чем в 2022-м. Объясняется это высокой температурой наружного воздуха в летний период, что потребовало разворота дополнительной генерирующей мощности в ЕЭС России. Но рост выработки станции в прошлом году во многом еще базируется на эффекте низкой базы 2022-го, когда «Татэнерго» проводило там более насыщенную ремонтную кампанию. И тогда большее количество энергоблоков Заинской ГРЭС просто не могло быть включено.

— С 1 января этого года, если верить Схеме и программе развития электроэнергетики РФ на 2024-2029 годы, «Татэнерго» должно было вывести из эксплуатации на Заинской ГРЭС четыре энергоблока. Вы продолжаете учитывать в балансе?

— Да, конечно. До того момента, пока не будут выполнены все процедуры, предусмотренные действующим законодательством по выводу из эксплуатации объектов электроэнергетики, мы («Системный оператор», – прим. Т-и) учитываем и рассчитываем на данное оборудование. И, если потребуется по режиму работы энергосистемы, будем давать команды на включение того оборудования, которое заявлено и находится в резерве.

«В Татарстане максимум потребления мощности достигается в зимний период»

— В 2023 году в Татарстане неоднократно, в начале и в конце года, были установлены новые исторические максимумы потребления мощности. Что это значит «на пальцах»?

– Максимум потребления мощности энергосистемы – суммарная нагрузка всех электроприемников, расположенных в границах Республики Татарстан, от лампочек в квартирах до гигантских промышленных агрегатов на заводах, когда она достигает своего максимума в определенный момент времени. РДУ Татарстана этот показатель по энергосистеме отслеживает в постоянном режиме и может оценить, также в каждый момент времени. Измеряется эта величина в мегаваттах.

Исторический максимум потребления мощности в Татарстане, зафиксированный в 1991 году на уровне 4699 МВт, продержался 30 лет. Начиная с 2021-го ежегодно устанавливается новая, превышающая его величина. Так, в первые рабочие дни января 2023 года исторический максимум был обновлен до величины 4947 МВт, а потом, в декабре, до 5102 МВт. Вообще республиканская энергосистема впервые в истории преодолела планку в 5 ГВт.

Тут стоит уточнить – я говорю сейчас о величинах, достигнутых в зимний период, о зимних максимумах. Мы, конечно, сообщаем и про летние максимумы потребления мощности, или, если говорить терминологически правильнее, про максимумы потребления в период экстремально высоких температур (ПЭВТ). Однако в климатических условиях России этот показатель может являться в том числе и максимумом потребления энергосистемы только для южных энергосистем, где зимы достаточно теплые, а летом из-за жаркой погоды существенно увеличивается кондиционерная нагрузка. В Татарстане же, как в большинстве других регионов России, максимум потребления мощности достигается в зимний период.

— То есть на летние цифры мы можем вообще не ориентироваться?

– Эти показатели мы анализируем и, когда происходит превышение максимума ПЭВТ, обязательно это фиксируем, изучаем причины и учитываем это в дальнейшей работе. Поскольку «Системный оператор» и его филиалы, в том числе и РДУ Татарстана, всегда заранее планируют режимы работы генерирующего оборудования и сетевой инфраструктуры в их взаимосвязи, мы должны максимально точно понимать, какая величина потребления будет на близкий и дальний горизонт планирования. Мы должны ее точно и умело прогнозировать. Как планировать? На это счет в «Системном операторе» разработаны опробованные временем соответствующие методики, по ним мы и действуем.

Максимумы ПЭВТ также с 2021 года в Татарстане ежегодно обновлялись. В 2021 году мы сначала перешли величину 4 ГВт, летом прошлого года взяли планку в 4195 МВт. На летние максимумы в большей степени влияет температурный фактор – та же кондиционерная нагрузка, которая начинает расти в жару и может резко увеличить потребление на величину до 200 МВт. Но, подчеркну, Татарстан преимущественно индустриальный регион, поэтому нагрузка у нас в основном держится на постоянном уровне, хотя и бывают скачки.

— «Эффект чайника», как на Сахалине, где в энергосистеме превалирует коммунально-бытовая нагрузка, в Татарстане как проявляется?

— Смотрите, единичные потребители, у которых нагрузка может «гулять» в течение даже не суток, а одного часа, весьма сильно – до 100 МВт – в республике есть. Но их не очень много, и поэтому на общем фоне базовой промышленной нагрузки такие скачки теряются, выглядят незначительно.

Есть энергосистемы, где все иначе, например почти половина потребляемой мощности приходится на нагрузку тяговых подстанций РЖД. А что такое железная дорога? Состав проехал – быстрый рост нагрузки, а потом такой же быстрый ее сброс. Это создает определенные сложности в части прогнозирования, с которыми «Системный оператор», конечно же, умеет работать, ну и оказывает влияние, собственно, на потребление. То есть в таких энергосистемах подобные существенные изменения более заметны на фоне неменяющейся базы.

В энергосистеме Татарстана перепад суточного потребления зимой составляет примерно 1 ГВт. Летом этот «разрыв» поменьше – до 800 МВт. Но это не резкие скачки, а именно прогнозируемые изменения мощности потребителей, которые имеют ярко выраженный неравномерный график нагрузки в течение суток, то есть не работают в базовом режиме 24 часа в сутки и семь дней в неделю. Это коммунально-бытовая, мелкомоторная нагрузка (850 МВт), ПАО «КАМАЗ» (около 100 МВт) и собственные нужды электростанций (диапазон изменений 60-70 МВт). Повторюсь, Татарстан – преимущественно индустриальный регион, но у нас есть еще много всего другого и разнообразного, что и влияет на показатели функционирования энергосистемы. Ярче всего это проявляется в городских агломерациях.

— Вернемся к максимуму. Зимние для Татарстана – более показательные, это понятно. Но как вы его высчитываете? Это же не фиксация секундного скачка?

— Нет, конечно, это точно не мгновенная величина. Мы берем усредненные мгновенные значения за последнюю минуту на срез прошедшего часа. Параметры функционирования энергосистемы ведь постоянно меняются. Даже вот сейчас у меня на рабочем компьютере показатель мощности энергосистемы, который состоит из множества составляющих, не стоит на месте. И если у нас официально на 11 декабря, как уже сказал, была достигнута величина 5102 МВт, то, например, мгновенные скачки потребления, которые фиксировал оперативный информационный комплекс РДУ Татарстана, доходили и до 5150 МВт.

В диспетчерский центр каждую секунду поступают – с объектов электроэнергетики операционной зоны – порядка 20 тысяч параметров телеметрии и телесигнализации, почти половина из них – это цифровые значения мощностей, токов, напряжений, частот. И всегда есть вероятность, что где-то случился сбой, который может повлиять на корректность фиксируемых параметров или на их передачу, а значит, на возможный учет. Для того чтобы исключить эти ошибки, ну или, по крайней мере, максимально их нивелировать, берется средняя величина за 1 минуту. Так и выводится верифицированное значение.

«Каждый дополнительный минусовой градус для этого дня «весил» 25 МВт»

— В новом зимнем максимуме потребления мощности в Татарстане какова, на ваш взгляд, доля погодного фактора?

— Новый рекорд по электропотреблению был установлен при среднесуточной температуре наружного воздуха минус 23,5 по Цельсию, и морозы точно повлияли на рост нагрузки. Но, как и летом, объяснять все исключительно погодой неправильно, так как не все группы потребителей в энергосистеме являются метеозависимыми.

В Татарстане, помимо населения и мелкомоторной нагрузки, потребление которых напрямую зависит от температуры окружающего воздуха (а их 14% от общего потребления), идет стабильный общий рост электропотребления – подключаются новые потребители, растет потребление на действующих промышленных установках, растет спрос со стороны того же коммунально-бытового сектора, в связи со строительством нового жилья. Все это понемногу и дает постоянную прибавку. Если отталкиваться от среднемесячной температуры наружного воздуха, то доля погодного фактора при достижении максимума потребления в 2023 году составляет около 7%. То есть каждый дополнительный минусовой градус для этого дня «весил» 25 МВт.

— Если у нас постоянно обновляются рекорды зимних максимумов потребления, хватит ли Татарстану собственных мощностей генерации для его покрытия?

— Установленная мощность энергосистемы республики чуть менее 8,6 ГВт. Но всю эту мощность в моменте использовать физически нельзя. Для понимания реально возможной к использованию генерирующей мощности от этой величины необходимо отнять величину мощности, находящейся в текущий момент времени в ремонте, а также существующие ограничения, которые возникают на электростанциях в разные периоды времени по разным причинам. Таким образом, от установленной в 8,6 ГВт мы придем к 7,5 ГВт зимой и 4,5 ГВт летом.

Поверьте, технически свободной генерирующей мощности на самом деле в операционной зоне РДУ Татарстана достаточно, даже с запасом. На электростанциях достаточно оборудования, которое находится в холодном резерве – оно постоянно должно быть готово к включению в работу, выполнению заявленных характеристик и покрытию потребности в нагрузке потребителей, если она вдруг возникнет. Другой вопрос, что включение этой генерации для энергокомпаний при работе на ОРЭМ нерентабельно. Но, грубо говоря, если прижмет, то мы живем в логике, что все, что находится в резерве, мы точно включим.

Кроме того, повторюсь, энергосистема республики, как я уже говорил, является частью ЕЭС России, у нас хорошо развита электросетевая инфраструктура и республика всегда может получить извне недостающую мощность. На настоящий момент, вот я вижу у себя на мониторе, величина внешнего перетока составляет 700 МВт. Если просто по периметру границ республики взять все ЛЭП и математически просуммировать их пропускную способность, то, думаю, мы и 5 ГВт наберем. Другое дело, что в соседних регионах в моменте могут быть и будут собственные потребности, поэтому чистой математикой такое мерить некорректно.

«СЗМУ может стать альтернативой затратному сетевому строительству»

— В прошлом году в Татарстане запустили так называемую систему мониторинга запасов устойчивости. Что это за технология и что она уже дала? И какие еще новации внедряются «Системным оператором» в нашей энергосистеме?

— Хороший и правильный вопрос. Цифровая система мониторинга запасов устойчивости (СМЗУ) – это программно-технический комплекс, выводящий процесс расчета максимально допустимых перетоков активной мощности (МДП) в контролируемых диспетчерским центром сечениях энергосистемы на принципиально новый качественный уровень. Эта система позволяет рассчитывать величины МДП в режиме реального времени, с учетом текущих изменений схемно-режимной ситуации в энергосистеме, что дает дополнительные существенные возможности по использованию пропускной способности электрической сети и выбору оптимального алгоритма управления режимами без снижения уровня надежности всей энергосистемы. И в ряде случаев эта прогрессивная разработка «Системного оператора» и НТЦ ЕЭС может стать альтернативой затратному сетевому строительству.

В 2022-м мы внедрили СЗМУ для двух контролируемых сечений энергосистемы Республики Татарстан – «Бугульма» и «Нижнекамского энергорайона». В прошлом году приступило к определению МДП с применением СМЗУ еще в двух контролируемых сечениях – «Казань» и «5 АТ, 6 АТ Заинская ГРЭС». Эффект от внедрения – увеличение МДП до 12% (180 МВт) и 8% (45 МВт) соответственно. Таким образом, на конец 2023 года во всех контролируемых сечениях операционной зоны РДУ Татарстана используется эта уникальная технология.

Кроме того, с участием коллег из энергокомпаний республики в прошлом году мы продолжили развивать очень прогрессивный инструмент – автоматизированную систему анализа срабатывания устройств релейной защиты и автоматики (РЗА). В Татарстане, в отношении получения необходимой неоперативной информации, благодаря хорошему наследию думающих и прогрессивно мыслящих руководителей и релейщиков «Татэнерго», имеется широчайший охват ключевых объектов электроэнергетики, около 45 объектов. Это все крупные электростанции, все сетевые объекты с высшим классом напряжения 500 и 220 кВ, основные узловые подстанции 110 кВ. В этом году подключили к системе девять объектов, осталось еще четыре – и тогда можно будет честно обозначить, что вся энергосистема обработана этим инструментом.

Основная суть – при возникновении короткого замыкания в сети система самостоятельно его фиксирует, проводит оценку корректности действия сработавших устройств РЗА, а также определяет расчетное место повреждения, выдавая нашим специалистам обработанную и результирующую информацию. И все это происходит буквально за считанные минуты после возникшего события. Раньше диспетчерский персонал сначала посылал оперативную бригаду на осмотр сработавших устройств РЗА, ждал, пока ему передадут соответствующие параметры. Хорошо, если на объекте еще был постоянный оперативный персонал, иначе нужно было дождаться, пока он туда приедет, снимет показания и передаст их, а мы их проанализируем и сделаем выводы о предположительном месте повреждения. На все это требуется время. За счет новой системы уменьшается время, затрачиваемое на ликвидацию аварии, значительно уменьшается вероятность принятия неверных решений, что в итоге приводит к многократному повышению надежности работы энергосистемы в целом.

— Последний вопрос: над чем будете работать в 2024 году? Какие основные направления деятельности вы для себя и для диспетчерского центра ставите?

Работы в электроэнергетическом комплексе, как всегда, будет много. И это хорошо. Если очень бегло, то вместе с энергокомпаниями предстоит существенно поменять топологию электрической сети 220-110 кВ Казанского энергорайона – это нужно для реализации схемы выдачи мощности Лушниковской ПГУ «Казаньоргсинтеза» (311,4 МВт).

Нужно будет закончить работы по включению в энергосистему дополнительной генерации 43,6 МВт Тепличного комбината «Майский».

Совместно с «Сетевой компанией» будем работать по продолжению реконструкции подстанций «Бугульма», «Тойма-2», «Северная», а также по вводу в 2024 году новой подстанции 110 кВ «Сокуры» со строительством заходов ЛЭП-110 кВ на эту подстанцию.

Предстоит большая и интересная работа по подготовке к появлению на территории Республики Татарстан первого ветропарка. Об этом давно и много говорилось, было несколько интересантов, желающих зайти в республику, но по определенным причинам этого не происходило. В настоящее время эта тема получила новое продолжение, и если все сложится, то Татарстан сможет войти в список регионов, на территории которых есть в том числе и ветрогенерация.

Нас ожидает комплекс подготовительных мероприятий для определения схем выдачи мощности генерации Казанского мусоросжигающего завода мощностью 55 МВт, распределительной генерации трех промышленных предприятий республики суммарной мощностью 30 МВт, а также схем внешнего электроснабжения для подключения дополнительных потребителей 80 МВт в Казани и более 250 МВт в Нижнекамском энергорайоне.

Предстоит большая организационная, совместная с коллегами-энергетиками работа по подготовке энергетической инфраструктуры Казани и прилегающего района к безупречному проведению важных международных событий 2024 года – «Игр будущего», Игр стран БРИКС и саммита стран БРИКС, которые пройдут в Казани.

Также планируем принять активное участие в Татарстанском международном форуме по энергетике и энергоресурсоэффективности с насыщенной и интересной деловой программой как по технологическим вопросам функционирования современной энергосистемы, так и по вопросам работы с персоналом в отрасли. Пользуясь случаем, приглашаю вас и читателей «Татар-информа» к участию в организуемых «Системным оператором» дискуссионных площадках форума. А также множество иных, не менее важных задач. Будем работать.