Раздел II. Особенности и проблемы функционирования энергосистемы на территории Костромской области

Раздел II. Особенности и проблемы функционирования энергосистемы на территории Костромской области

65. Районы с высокими рисками выхода параметров электроэнергетического режима за область допустимых значений в костромской энергосистеме отсутствуют. Объекты электроэнергетики, не соответствующие требованиям нормативно-технической документации (далее - НТД), и по которым необходима замена или модернизация существующего оборудования определяются рядом факторов. К наиболее распространенным следует отнести то, что схемы присоединения к сети электросетевых объектов в отдельных случаях не соответствуют требованиям нормативных документов. Другим фактором является неудовлетворительное состояние отдельных линий и подстанций.

В костромской энергосистеме в эксплуатации имеются подстанции, на трансформаторах которых отсутствует переключающее устройство регулирования под нагрузкой (далее - РПН).

Перечень объектов электроэнергетики, не соответствующих требованиям НТД, и по которым необходима замена или модернизация существующего оборудования 35 кВ. и выше на территории Костромской области приведена в таблице N 51.

Таблица N 51

Перечень объектов электроэнергетики, не соответствующих требованиям НТД, и по которым необходима замена или модернизация существующего оборудования 35 кВ. и выше

Факторы, влияющие на надежность электроснабжения	Наименование электросетевых объектов	Кол-во ПС/ЛЭП, шт.
1	2	3
ПС с одним трансформатором	ПС 110 кВ.: Шекшема, Октябрьская	2
ПС с трансформаторами без РПН	ПС 110 кВ.: Нерехта-2, Новая, Чухлома, Антропово (р.), Павино, Шортюг, Якшанга	7
ПС на ОД и КЗ	ПС 110 кВ.: Новинское, Шекшема, Яковлево, Якшанга, Гудково, Шортюг, Никола, Вохма, Шарья (т), Александрово, Судиславль, Калинки, СуГРЭС, Клементьево, Григорцево, Нерехта-2, Космынино (т), Василево, Южная, Дьяконово, Николо-Полома, БХЗ, Луковцино, Федоровское, Елегино, Западная, Столбово, Октябрьская, Антропово (т), Лопарево	30
Неудовлетворительное техническое состояние силовых трансформаторов	ПС 110 кВ.: Октябрьская, Яковлево, Т-1 Шарья (р), ПС 35 кВ. Сандогора	4
ПС с возможным возникновением дефицита трансформаторной мощности	ПС 110 кВ.: Вохма, Шарья (р), Северная, ПС 35 кВ.: Центральная, Волжская	5
Неудовлетворительное техническое состояние силового оборудования и строительной части	ПС 220 кВ. Кострома-2, ПС 110 кВ. Нерехта-1	2
Неудовлетворительное техническое состояние выключателей 110 кВ	ПС 110 кВ.: Красная Поляна, Новая, Сусанино, Павино, Ильинская, Строммашина, Судиславль	7

В соответствии с Методическими рекомендациями по проектированию развития энергосистем, утвержденными приказом Министерства энергетики Российской Федерации от 30 июня 2003 года N 281 "Об утверждении методических рекомендаций по проектированию развития энергосистем" (далее - Методические рекомендации по проектированию развития энергосистем), ПС 110 кВ. рекомендуется выполнять двухтрансформаторными.

Большая часть схем распределительных устройств (далее - РУ) напряжением 110 кВ. выполнена по упрощенным схемам (N 110 - 4) на отделителях и короткозамыкателях, морально устаревших, и их использование в схемах РУ снижает надежность электрической сети. Для приведения схем открытых распределительных устройств (далее - ОРУ) 110 кВ. существующих подстанций в соответствие со СТО N 56947007-29.240.30.010-2008 "Схемы принципиальных электрических распределительных устройств подстанций 35 - 750 кВ. Типовые решения", утвержденным приказом ОАО "ФСК ЕЭС" от 20 декабря 2007 года N 441, при выполнении реконструкции, расширения или технического перевооружения на ПС 110 кВ., где в схеме первичных соединений установлены отделители и короткозамыкатели, рекомендуется произвести их замену на элегазовые выключатели.

В Методических рекомендациях по проектированию развития энергосистем указывается:

1) присоединять не более трех промежуточных подстанций к одноцепной ВЛ 110 кВ. с двухсторонним питанием, а к двухцепной - не более пяти;

2) применять двухцепные тупиковые ВЛ в схемах электроснабжения крупных городов, промышленных узлов, промышленных предприятий с присоединением к такой ВЛ до двух ПС 110 кВ. При этом потребители первой категории этих ПС должны резервироваться по сети вторичного напряжения. К двум одноцепным тупиковым ВЛ могут быть присоединены до трех подстанций.

Отклонения от указанных рекомендаций снижают надежность электроснабжения потребителей.

Так, например, при ремонте ВЛ 110 кВ. Вохма - Павино и отключении ВЛ 110 кВ. Поназырево - Никола потребители ПС 110 кВ. (ПС 110 кВ. Вохма, ПС 110 кВ. Никола, ПС 110 кВ. Шортюг, ПС 110 кВ. Гудково) остаются без питания.

Аналогично при ремонте ВЛ 110 кВ. Борок - Елегино и отключении ВЛ 110 кВ. Галич (р) - Чухлома потребители ПС 110 кВ. Елегино, Солигалич, Федоровское, Чухлома, Луковцино остаются без питания.

Основным питающим центром костромской энергосистемы является Костромская ГРЭС, обеспечивающая электроснабжение не только потребителей Костромской, но и Ивановской, Ярославской, Владимирской, Московской, Нижегородской областей.

Передача мощности в район города Костромы осуществляется по трем ВЛ 220 кВ. Костромская ГРЭС - Мотордеталь I и II цепи и по ВЛ 220 кВ. Костромская ГРЭС - Кострома-2. Собственная генерация района составляет приблизительно 200 МВт в зимний период и 65 МВт в летний период и обеспечивается за счет генерации Костромской ТЭЦ-1 и Костромской ТЭЦ-2. Приблизительно 50% мощности, передаваемой по ВЛ 220 кВ. Костромская ГРЭС - Мотордеталь I и II цепи, является транзитной в Ярославскую энергосистему и играет существенную роль в балансе.

Электроснабжение потребителей северо-западной части Костромской энергосистемы осуществляется от Костромской ГРЭС по ВЛ 220 кВ. Костромская ГРЭС - Мотордеталь I и II цепи, Костромская ГРЭС - Кострома-2, Мотордеталь - Борок, Кострома-2 - Галич (р).

Электроснабжение потребителей северо-восточной части осуществляется от ПС 500 кВ. Звезда по ВЛ 500 кВ. Костромская АЭС - Звезда и Звезда - Вятка и в ремонтных режимах в сети 500 кВ. от ПС 220 кВ. Мантурово по ВЛ 220 кВ. Рыжково - Мантурово.

В нормальном режиме пропускной способности сетей 110 кВ. и выше достаточно для обеспечения передачи мощности в необходимых объемах.

Костромская энергосистема является транзитной. Транзитные перетоки оказывают влияние на режимы работы оборудования энергосистемы.

Электроснабжение ПС 110 кВ. КПД и СУ ГРЭС осуществляется от Ивановской энергосистемы по ВЛ 110 кВ. Приволжская I и II цепь.

Подстанции, ремонт оборудования которых производится с полным погашением потребителей: ПС 110 кВ. Октябрьская и ПС 110 кВ. Шекшема.

В настоящее время появление вышеперечисленных режимов исключается при составлении планов ремонтов и проведении ремонтной кампании. Для предотвращения и ликвидации технологических нарушений в подобных режимах применяются схемно-режимные мероприятия, заключающиеся в делении сети в определенных точках (что приводит к снижению надежности схемы в целом), устройства противоаварийной автоматики, а в отдельных случаях - графики аварийного ограничения.

Части костромской энергосистемы, в которых ликвидация отклонений от допустимых пределов электрического режима производится действием противоаварийной автоматики, не требуют скорейшего решения по усилению сети. Но при подключении энергоемких потребителей потребуется подключение электрических сетей к дополнительным источникам электрической мощности на напряжение 220 - 500 кВ.

66. Ограничений на технологическое присоединение потребителей к отдельным частям энергосистемы нет. Однако присоединение крупных и энергоемких потребителей в некоторых частях энергосистемы и к отдельным подстанциям потребует выполнения схемных решений и подведения данных потребителей под отключение действиями противоаварийной автоматики и включения их в графики аварийного ограничения потребления.

К таким районам и подстанциям можно отнести:

1) северо-западную часть энергосистемы Костромской области: ПС 220 кВ. Борок, ПС 110 кВ. Буй (т), Буй (р), Буй (с), Западная, подстанции транзита 110 кВ. Борок - Солигалич - Чухлома - Галич;

2) северо-восточную часть энергосистемы Костромской области;

3) ПС 110 кВ. КПД и СУ ГРЭС, питание которых осуществляется от Ивановской энергосистемы;

4) ПС 220 кВ. Мантурово, ПС 110 кВ. Нея, Шарья (р), Шарья (т), Поназырево (т), РП Заря, Промузел, Кроностар.

67. Существуют отдельные узлы энергосистемы, присоединение потребителей к которым ограничено мощностью трансформаторов в ремонтных и аварийных режимах. К таким узлам относятся ПС 110 кВ. Северная, Шарья (р), ПС 35 кВ. Центральная.

Допустимые уровни напряжения в нормальных, ремонтных и аварийных режимах обеспечиваются за счет:

1) регулирования реактивной мощности, вырабатываемой Костромской ГРЭС, Костромской ТЭЦ-1, Костромской ТЭЦ-2 и Шарьинской ТЭЦ;

2) регулирования РПН автотрансформаторов ПС 220 кВ. Мотордеталь, Кострома-2, Борок, Галич, Мантурово, ПС 500 кВ. Звезда;

3) батарей статических конденсаторов 110 кВ. (БСК) ПС 220 кВ. Мантурово, ПС 110 кВ. Шарья (р) и Поназырево (т);

4) работы устройств автоматического ограничения снижения напряжения на ПС 220 кВ. Мантурово, ПС 110 кВ. Нея, Шарья (р), Промузел, Кроностар.

На текущий момент источников реактивной мощности костромской энергосистемы достаточно для качественного регулирования напряжения во всех режимах работы энергосистемы.

С целью анализа режимной ситуации, которая сложилась в дни контрольных замеров 21 июня и 20 декабря 2017 года, в таблице N 52 представлены данные по потреблению мощности и генерации электростанций костромской энергосистемы в часы контрольных замеров.

Таблица N 52

Потребление мощности и генерация электростанций в дни контрольных замеров

Наименование	21.06.2017 г. 04 - 00	21.06.2017 г. 10 - 00	20.12.2017 г. 04 - 00	20.12.2017 г. 09 - 00
Потребление, МВт	300	438	355	509
Генерация, МВт	859	2 092	1 426	2 226

Как уже отмечалось выше, костромская энергосистема является транзитной. По сетям 110 кВ. и выше передается в соседние энергосистемы порядка 2 600 МВт в зимний период и 1 700 МВт в летний период. Передача мощности напрямую зависит от выработки Костромской ГРЭС. В таблице N 53 приведены данные по передаче мощности в смежные энергосистемы. В зимний период суммарный переток мощности в смежные энергосистемы достигает около 86% от выработки Костромской ГРЭС, а летом - 80%.

Таблица N 53

Мощность, передаваемая в смежные энергосистемы (токовая загрузка ЛЭП, соединяющих костромскую энергосистему со смежными энергосистемами)

Смежная энергосистема	Наименование ЛЭП	Марка провода	Длительно-допустимый ток, А	Дата и время замера
				21.06.2017 г. 04 - 00		21.06.2017 г. 10 - 00		20.12.2017 г. 04 - 00		20.12.2017 г. 09 - 00
				А	%	А	%	А	%	А	%
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12
Кировская энергосистема	ВЛ 500 кВ. Звезда - Вятка	3хАС-330	2 000 при t=+25°C 2 000 при t=-5°C	276	13,8	221	11,0	200	10,0	244	12,2
	ВЛ 110 кВ. Ацвеж - Поназырево	АС-120	380 при t=+25°C 490 при t=-5°C	отключена		отключена		отключена		отключена
	ВЛ 110 кВ. Гостовская - Поназырево	АС-120	380 при t=+25°C 490 при t=-5°C	отключена		отключена		отключена		отключена
Московская энергосистема	ВЛ 500 кВ. Костромская ГРЭС - Загорская ГАЭС	3хАС-400	2 000 при t=+25°C 2 000 при t=-5°C	398	19,9	148	7,4	448	22,4	314	15,7
Владимирская энергосистема	ВЛ 500 кВ. Костромская ГРЭС - Владимирская	3хАС-400	2 000 при t=+25°C 2 000 при t=-5°C	263	13,1	422	21,1	117	5,9	392	19,6
Вологодская энергосистема	ВЛ 500 кВ. Костромская АЭС -Вологодская	3хАС-400	2 000 при t=+25°C 2 000 при t=-5°C	253	12,7	125	6,3	220	11	171	8,5
	ВЛ 110 кВ. Никольск - Павино	АС-95	300 при t=+25°C 300 при t=-5°C	125	41,6	33	10,9	53	17,5	49	16,2
	ВЛ 110 кВ. Буй (т) - Вохтога(т)	АС-150	300 при t=+25°C 300 при t=-5°C	102	33,9	62	20,7	30	10,0	38	12,8
Нижегородская энергосистема	ВЛ 500 кВ. Костромская ГРЭС - Луч	3хАСО-400	2 000 при t=+25°C 2 000 при t=-5°C	199	9,9	355	17,8	362	18,1	384	19,2
	ВЛ 500 кВ. Костромская ГРЭС - Нижегородская	3хАС-400/51	2 000 при t=+25°C 2 000 при t=-5°C	215	10,8	299	15,0	334	16,7	321	16,0
	ВЛ 220 кВ. Рыжково - Мантурово	АС-300	600 при t=+25°C 600 при t=-5°C	97	16,1	131	21,8	60	10,0	73	12,1
Ивановская энергосистема	ВЛ 220 кВ. Костромская ГРЭС - Вичуга-1	АС-400	825 при t=+25°C 1 000 при t=-5°C	151	16,4	511	56,8	191	19,1	332	33,2
	ВЛ 220 кВ. Костромская ГРЭС - Вичуга-2	АС-400	825 при t=+25°C 1 000 при t=-5°C	отключена		отключена		128	12,8	229	22,9
	ВЛ 220 кВ. Костромская ГРЭС - Иваново-1	АС-400	825 при t=+25°C 1 000 при t=-5°C	230	25,0	396	43,9	198	19,8	380	38,0
	ВЛ 220 кВ. Костромская ГРЭС - Иваново-2	АС-400	825 при t=+25°C 1 000 при t=-5°C	216	23,4	347	38,5	162	16,2	301	30,1
	ВЛ 110 кВ. Заволжск - Александрово	АС-120	300 при t=+25°C 300 при t=-5°C	23	7,5	20	6,6	6	1,9	16	5,2
	ВЛ 110 кВ. Фурманов - Клементьево	АС-120	380 при t=+25°C 490 при t=-5°C	32	7,5	33	7,9	32	6,8	42	8,9
	ВЛ 110 кВ. Писцово - Нерехта-1	АС-120	380 при t=+25°C 490 при t=-5°C	41	9,7	63	15,3	8	1,7	24	5,0
Ярославская энергосистема	ВЛ 220 кВ. Костромская ГРЭС - Ярославская	АС-500	825 при t=+25°C 1 000 при t=-5°C	277	29,3	461	48,8	198	21,0	269	28,4
	ВЛ 220 кВ. Мотордеталь - Тверицкая	АС-300	690 при t=+25°C 890 при t=-5°C	224	28,9	363	47,9	отключена		отключена
	ВЛ 110 кВ. Халдеево - Буй (т)	АС-120	390 при t=+25°C 503 при t=-5°C	18	4,1	43	9,9	48	9,8	105	21,6
	ВЛ 110 кВ. Нерехта-1	АС-120	390 при t=+25°C 503 при t=-5°C	86	19,6	138	32,1	53	10,8	102	20,9
	ВЛ 110 кВ. Нерехта-2	АС-150	390 при t=+25°C 503 при t=-5°C	90	20,5	142	33,2	45	9,3	92	18,8
% - Загрузка ЛЭП в процентах по току.

68. Анализ режимной ситуации, сложившейся на день контрольного замера в 2017 году, показывает, что загрузка сети 110 кВ. и выше и уровни напряжений находятся в пределах допустимых значений.

В таблицах N 54, 55 представлена загрузка автотрансформаторов и ВЛ 220 - 500 кВ. костромской энергосистемы.

Таблица N 54

Загрузка автотрансформаторов костромской энергосистемы

N п/п	Наименование	Установленная мощность, МВА	Номинальный ток, А	Дата и время замера
				21.06.2017 г. 04 - 00		21.06.2017 г. 10 - 00		20.12.2017 г. 04 - 00		20.12.2017 г. 09 - 00
				А	%	А	%	А	%	А	%
1.	Костромская ГРЭС	АТ-2 3х267	925	216	23,4	262	28,4	215	23,2	397	42,9
		АТ-4 3х267	925	276	29,8	230	24,9	231	24,9	324	35,1
2.	ПС 500 кВ. Звезда	АТ-1 3х135	468	отключен		отключен		130	27,7	179	38,2
3.	ПС 220 кВ. Мантурово	АТ-1 125	313	97	30,9	117	37,4	60	19,2	73	23,2
4.	ПС 220 кВ. Мотордеталь	АТ-1 125	313	96	30,6	170	54,2	69	22,1	140	44,7
		АТ-2 125	313	95	30,4	169	54,0	69	22,2	140	44,8
5.	ПС 220 кВ. Борок	АТ-1 125	314	32	10,3	93	29,6	34	10,9	62	19,6
		АТ-2 125	314	отключен		отключен		34	10,7	60	19,2
6.	ПС 220 кВ. Галич	АТ-1 125	314	43	13,7	91	29,1	30	9,5	43	13,8
		АТ-2 125	313	46	14,9	99	31,6	32	10,3	48	15,2
7.	ПС 220 кВ. Кострома-2	АТ-1 125	314	78	24,7	138	44,0	38	12,3	87	27,6
		АТ-2 90	215	82	38,1	143	66,7	45	20,8	92	42,8

Таблица N 55

Загрузка ВЛ 220 - 500 кВ. костромской энергосистемы

N п/п	Наименование ЛЭП	Марка провода	Длительно-допустимый ток, А	Дата и время замера
				21.06.2017 г. 04 - 00		21.06.2017 г. 10 - 00		20.12.2017 г. 04 - 00		20.12.2017 г. 09 - 00
				А	%	А	%	А	%	А	%
1.	ВЛ 500 кВ. Костромская ГРЭС - Костромская АЭС	3хАСО-400	2 000 при t=+25°C 2 000 при t=-5°C	107	5,3	129	6,4	81	4,1	158	7,9
2.	ВЛ 500 кВ. Костромская АЭС - Звезда	3хАС-330	2 000 при t=+25°C 2 000 при t=-5°C	255	12,7	251	12,6	225	11,2	159	8,0
3.	ВЛ 220 кВ. Костромская ГРЭС - Мотордеталь-1	АС-300	710 при t=+25°C 915 при t=-5°C	236	30,4	452	59,5	151	17,5	269	31,3
4.	ВЛ 220 кВ. Костромская ГРЭС - Мотордеталь-2	АС-300	710 при t=+25°C 915 при t=-5°C	210	26,3	370	47,2	64	7,2	125	14,1
5.	ВЛ 220 кВ. Мотордеталь - Борок	АС-300	710 при t=+25°C 915 при t=-5°C	82	10,7	167	22,3	81	9,5	126	14,9
6.	ВЛ 220 кВ. Борок - Галич	АС-300	600 при t=+25°C 600 при t=-5°C	36	5,9	68	11,3	16	2,7	15	2,5
7.	ВЛ 220 кВ. Кострома - Галич	АС-300	600 при t=+25°C 600 при t=-5°C	72	11,9	138	23,0	76	12,6	90	15,0
8.	ВЛ 220 кВ. Костромская ГРЭС - Кострома	АС-300	710 при t=+25°C 915 при t=-5°C	206	25,7	397	50,7	116	13,0	248	28,0