Свежее
Традиционные методы сбора тяжелого мазута в Анапе оказались неэффективныЗа 4 мес в Петербурге и области отремонтировали 914 подстанцийС начала года Астраханьэнерго пресекло хищения электроэнергии на 6,4 млн рубНа востоке Кубани отремонтировали 130 км ЛЭПБаку ведет переговоры с рядом стран для расширения географии поставок газаВ I кв в сети Ростовэнерго поступило 500 млн кВтч электроэнергии от ВИЭ-генерации
«Энергетическая стратегия РФ на период до 2035 года» (утверждена Распоряжением Правительства РФ № 1523-р от 9 июня 2020 г.) в качестве целевых показателей решения задач электроэнергетики предполагает поэтапное снижение индексов средней продолжительности (SAIDI) и средней частоты (SAIFI) отключений. Так, индекс SAIDI к 2024 г. должен снизиться в 2,46 раза от уровня 2018 г. – с 8,7 часа до 3,53 часа, а к 2035 г. — в 3,9 раза — до 2,23 часа. Также запланировано и снижение индекса средней частоты отключений с 2,3 ед. в 2018 г. до 1,17 ед. к 2024 г. (в 1,96 раза) и 0,85 ед. к 2035 г. (в 2,7 раза).
Важнейшую роль в обеспечении надежного функционирования электросетевого комплекса играет техническое состояние оборудования подстанций и ЛЭП, в частности, уровень их физического износа. Контроль показателей технического состояния объектов электроэнергетики (трансформаторов 110 кВ, 220 кВ и выше; ЛЭП 35 кВ, ЛЭП 110 кВ, 220 кВ и выше) выполняет Минэнерго РФ на основе данных, предоставленных электросетевыми компаниями.
По итогам 2019 г. Минэнерго в целом оценивало техническое состояние электросетей РФ (данные предоставили 496 сетевых компаний) как «очень хорошее» (показатель физического износа <0,15[1]). При этом отмечалось, что среди групп основного оборудования и ЛЭП в наилучшем техническом состоянии (наименьший износ) находятся трансформаторы 220 кВ и выше, в наихудшем (наибольший износ) – ЛЭП 35 кВ.
Среди компаний с наименьшим износом оборудования названы АО «РЭС», ООО «ПЭС-НК», ООО «КАМАЗ-энерго», ООО «ИЖЭК», ООО «ГПП», АО «РСК Ямала» (Износ = 0,01). Неудовлетворительный уровень физического износа фиксировался в МУП «ПТЖКХ «Городского округа Рефтинский», ООО «РСО», ООО «Охинские электрические сети» (Износ 0,5 ≤ и < 0,75).
На балансе большинства распределительных сетевых компаний находятся объекты разных классов напряжения, при этом доля ТП и ЛЭП 0,4-20 кВ, как правило, весьма внушительна. К примеру, Архангельский филиал ПАО «МРСК Северо-Запада» обслуживает 2912 км ВЛ-110 кВ и 18930 км ВЛ-0,4-20 кВ, филиал «Пензаэнерго» ПАО «Россети Волга» — 2485 км ВЛ-110 кВ и 27095 км ВЛ-0,4-20 кВ, филиал «Свердловэнерго» ОАО «МРСК Урала» — 9789 км ВЛ-35-110 кВ и 29716 км ВЛ-0,4-20 кВ (здесь и далее все данные приводятся по итогам 2019 г).
И если износ сетей ВН и СН 1 так или иначе отслеживает Минэнерго РФ, то техническое состояние объектов НН и СН 2 – это целиком зона самоконтроля сетевой организации.
С одной стороны, любая компания заинтересована в поддержании электросетей в нормативном техническом состоянии, поскольку физический износ оборудования увеличивает риски нарушений и отключений и связанного с ними недоотпуска электроэнергии потребителям, т.е. чреват прямыми денежными потерями, с другой – ни одна компания не обладает достаточными финансовыми ресурсами для масштабного, и тем более полного обновления электросетевого хозяйства.
О техническом состоянии оборудования сетевая компания обязана оповещать потребителей в рамках «Стандарта раскрытия информации субъектами оптового и розничного рынков электрической энергии» (Постановление Правительства РФ от 21.01. 2004 г. N 24). По Стандарту раскрытию подлежит не индекс физического износа – показатель, по которому Минэнерго отслеживает состояние сетей высоких классов напряжения, а доля оборудования (всех классов напряжения), выработавшего нормативный ресурс эксплуатации (устанавливается производителем). Другими словами, если индекс износа – это качественный показатель, то доля энергообъектов, отработавших нормативный срок – количественный, способный, тем не менее, проиллюстрировать степень старости-новизны сетевого комплекса.
Как же обстоят дела с обновлением электросетей в различных регионах РФ?
В Центральной России (зона присутствия 11 территориальных филиалов крупнейшей межрегиональной сетевой компании — ПАО «МРСК Центра») электросети старее всего в Смоленской области. На конец 2019 г. доля отработавшего нормативный срок эксплуатации оборудования и ЛЭП всех классов напряжения в Смоленском филиале ПАО «МРСК Центра» достигла 79,81%. Не многим лучше обстояли дела и в других филиалах компании: на Брянщине этот показатель — 78,70%, в Тверской области – 77,58%, Орловщине – 77,44%, Курской области – 77,20%, Костромской – 76,94%, Тамбовщине – 76,38%, Воронежской области – 71,68%, Ярославской – 71,45%, Липецкой – 68,37%. Чуть новее сети только в Белгородской области, где показатель составил 60,2%.
В целом гораздо новее электросети в части Центральной России и Приволжья – зоне ответственности 8 региональных филиалов ПАО «МРСК Центра и Привольжья».
Новее всего сети в филиале «Тулэнерго», где доля объектов со сверхнормативной эксплуатацией составляет 24,37%, а старее – в «Мариэнерго» (39,63%). Между этими границами располагаются показатели остальных филиалов компании: «Удмуртэнего» — 25,83%, «Кировэнерго» — 26,61%, «Калугаэнерго» — 27,01%, «Владимирэнерго» — 29,99%, «Рязаньэнерго» — 32,05%, «Ивэнерго» — 34,12%.
Интересно отметить, что в «Рейтинге субъектов электросетей по уровню износа», рассчитанного Минэнерго РФ по итогам 2019 г., ПАО «МРСК Центра и Привольжья» и ПАО «МРСК Центра» находятся на соседних позициях с одинаковым показателем 0,19 (оценка – «хороший»), при том, что доля сверхнормативно эксплуатируемых объектов в МРСК Центра в 2 с лишним раза больше, чем в МРСК Центра и Приволжья. На самом деле уровень технического состояния компаний близок только в части объектов ВН и СН 1, попадающих в мониторинг Минэнерго, но разнится в два с лишним раза, если учитывать нормативный срок службы оборудования и ЛЭП всех классов напряжения.
В ПАО «Россети Московский регион» доля оборудования, выработавшего нормативный срок службы, больше, чем в ПАО «МРСК Центра и Приволжья», но меньше, чем в ПАО «МРСК Центра»: эксплуатируются сверхнормативно 51,2% трансформаторов и коммутационных аппаратов и 53,6% ЛЭП.
На Северо-Западе России (в зоне ответственности ПАО «МРСК Северо-Запада») доля старого оборудования и ЛЭП меньше других в Коми (52,38%) и Карелии (оборудование -55,27%, ЛЭП- 64,44%). Старее электросети в Архангельской (67,91%), Новогородской (71,62%) и Мурманской (подстанционное — 81,51%, ЛЭП — 59,36%) областях.
В Поволжье (зона ответственности 7 региональных филиалов ПАО «Россети Волга») новее энергообъекты в Саратовских (доля оборудования и ЛЭП со сверхнормативным сроком службы — 26,48% и 20,54%) и Самарских распределительных сетях (36,20% и 21,82%). Заметно старее сети в «Чувашэнего» (60,08% и 40,84%) и «Мордовэнерго» (69,99% и 63,60%). Еще больше доля сверхнормативно эксплуатируемого оборудования и ЛЭП в «Пензаэнерго» (79,4% и 49,90%), Ульяновских распределительных сетях (70,90% и 59,67%), «Оренбургэнерго» (71,27% и 72,94%).
На Урале (в распредсетях, принадлежащих ОАО «МРСК Урала») доля изношенного оборудования и ЛЭП больше всего в Свердловской области – 72,80% и 54,4%. Немного новее сети в Пермской (58,95% и 55,09%) и Челябинской областях (60,83% и 57,97%).
В Сибири (большая часть сетевого комплекса контролируется ПАО «Россети Сибирь») наименее изношены сети в Горном Алтае (47%) и Тыве (48%). Доля отработавшего нормативный срок оборудования и ЛЭП больше в Хакасии (54%), Кузбассе (66%) и Забайкалье (66%), еще больше – в Алтайском (70%) и Красноярском (70%) краях, Омской области (71%). Старее всего электросетевые объекты в Бурятии (79%).
На Дальнем Востоке (Хабаровский и Приморский край, Амурская область, Южная Якутия, Еврейская автономная область – территория присутствия АО «ДРСК») доля оборудования и ЛЭП, выработавших нормативный срок эксплуатации, составляет 67%.
Анализ изменений доли изношенных электросетей в крупнейших компаниях свидетельствует, что никакого хоть сколько-нибудь значительного обновления в обозримом будущем не предвидится. Например, по итогам 2019 года 9 из 11 филиалов ПАО «МРСК Центра» демонстрировали нулевую или положительную (1-2%) динамику увеличения доли старых сетей. За тот же период ПАО «Россети Московский регион» увеличили долю оборудования, отработавшего нормативный срок эксплуатации, на 5,8%, а ЛЭП – на 3,5%.
Радикальное и масштабное обновление – это скорее исключение, чем правило, и оно всегда носит локальный характер. Так, в 2019 году Архангельский филиал ПАО «МРСК Северо-Запада» снизил долю устаревших силовых трансформаторов 6-20 кВ на 22% (с 74% до 52%) и выключателей 6-20 кВ на 4% (с 74% до 70%), но параллельно увеличил долю сверхнормативно эксплуатируемых ВЛ-0,4 кВ на 7% (с 29% до 36%), ВЛ-6-20 кВ — на 4% (с 47% до 51%).
Инвестиционная программа любой сетевой компании включает затраты на ремонт, реконструкцию и модернизацию оборудования, т. е. комплекс мероприятий, направленных на обновление энергообъектов. Так, почти половина (49%) 5-летней (2020-2024 гг.) инвестпрограммы ПАО «Россети» объемом 1,127 трлн руб нацелена на модернизацию основных фондов. Но приведет ли реализация этой программы (как и подобных программ многих других компаний) к весомому снижению доли оборудования и ЛЭП, выработавших нормативный ресурс? По всей видимости, нет.
Приоритеты поддержания сетей в нормативном техническом состоянии – и на уровне Минэнерго РФ, и на уровне отдельных компаний – четко расставлены прежде всего в отношении объектов ВН и СН 1. Такой подход, безусловно, снижает риски масштабных аварий и отключений по причине износа сетей. С другой стороны, ставка делается на повышение эффективности управления электросетями за счет внедрения комплекса цифровых технологий и решений (к примеру, в ПАО «Россети» разработана «Концепция цифровой трансформации-2030»). Стратегия цифровизации вкупе с тактикой «латания дыр» (не тотального, а локального обновления сетей) по расчетам Правительства РФ, Минэнерго и крупных сетевых компаний способны обеспечить кратное увеличение надежности электроснабжения к 2035 г. Но цифровизация сама по себе не решает проблемы старения оборудования, и если в целом снижает, то отнюдь не исключает риски аварийности по причине износа. Не трудно предположить, что, прежде всего, в зону риска попадают отдаленные (преимущественно – сельские) территории с обветшалой электросетевой инфраструктурой, куда цифровизация придет в последнюю очередь, если придет вообще.
Но в этом вопросе есть еще один важнейший аспект, связанный с удовлетворенностью потребителей качеством услуг сетевых организаций.
Энергостратегия-2035 задает высокую планку индикативных показателей надежности (SAIDI и SAIFI), но в оценке качества услуг сетевой компании по передаче электроэнергии («Стандарт раскрытия информации субъектами оптовых и розничных рынков электроэнергии») наряду с ними фигурируют также SAIDI,план и SAIFI,план (показатели средней продолжительности и средней частоты прекращений передачи электроэнергии, связанных с проведением ремонтных работ на объектах электросетевого хозяйства). Качество услуг по передаче электроэнергии оценивается не только по продолжительности и частоте аварийных отключений, но и по перерывам электроснабжения из-за плановых ремонтов. Чем больше на балансе сетевой организации старого оборудования, тем чаще требуется ремонт и тем больше он отнимает времени. К примеру, в 2019 г. аварийная и плановая продолжительность отключений электроэнергии в филиале «Пензаэнерго» ПАО «Россети Волга» отличалась более чем в 10 раз (SAIDI= 0,8685, SAIDI,план =11,9303); в филиале «Калугаэнерго» ПАО «МРСК Центра и Привольжья» — более чем в 3 раза (SAIDI= 3,01945, SAIDI,план =9,60982); в ОАО «МРСК Урала» — в 15,4 раза (SAIDI=1,09990, SAIDI,план=16,94848).
Ставка на кратное улучшение показателей надежности при отсутствии целевых ориентиров снижения доли сверхнормативно эксплуатируемого оборудования и ЛЭП отнюдь не гарантирует кратного же роста качества услуги по передаче электроэнергии – ни для отдельной компании, ни для сетевого комплекса в целом.
Проблема старения оборудования была и остается одним из серьезнейших рисков для бесперебойной и надежной работы электросетевого комплекса РФ, а также уровня удовлетворенности потребителей качеством услуг, предоставляемых сетевыми организациями.
Текст: Петр Аристов, «ЭнергоНьюс»
P.S. Точка зрения автора может не совпадать с мнением редакции. «ЭнергоНьюс» приглашает все заинтересованные стороны (сетевые компании, экспертное сообщество, профильные госструктуры) высказаться о проблеме старения электросетей и возможных путях ее решения. Пожелания, предложения, мнения, комментарии, материалы можно присылать по эл. адресу: info@energo-news.ru.
[1] Физический износ представляет собой величину, обратную индексу технического состояния и определяется по формуле: Износ = 1 — ИТС, где ИТС – индекс технического состояния. Рассчитывается в соответствии с п. 7 «Методики комплексного определения показателей технико-экономического состояния объектов электроэнергетики, в том числе показателей физического износа и энергетической эффективности объектов электросетевого хозяйства» (утв. Постановлением Правительства Российской Федерации от 19.12.2016 №1401).
Мы в телеграм:
Подпишитесь на наш Telegram Канал
Традиционные методы сбора тяжелого мазута в Анапе оказались неэффективны
Танкеры «Волгонефть-212» и «Волгонефть-239» потерпели крушение 15 декабря 2024 г.
За 4 мес в Петербурге и области отремонтировали 914 подстанций
И свыше 1 400 км ЛЭП.
С начала года Астраханьэнерго пресекло хищения электроэнергии на 6,4 млн руб
Пресекли 94 случая незаконного энергопотребления общим объемом около 1,5 млн…
На востоке Кубани отремонтировали 130 км ЛЭП
На территории Тихорецкого, Новопокровского, Белоглинского, Павловского и Крыловского районов.
Баку ведет переговоры с рядом стран для расширения географии поставок газа
В настоящее время азербайджанский газ поставляется в 12 стран.
В I кв в сети Ростовэнерго поступило 500 млн кВтч электроэнергии от ВИЭ-генерации
В общем объёме поставок «зелёной» энергии доля ветряной генерации составила…