Основные проблемы энергосистемы Ярославской области в настоящее время:
- физическое и моральное старение оборудования ПС и линий электропередачи;
- дефицит собственных генерирующих мощностей, физическое и моральное старение оборудования электростанций;
- недостаточная пропускная способность основных электрических сетей, приводящая к снижению надежности электроснабжения потребителей;
- растущий дефицит мощности и электроэнергии.
Ярославская энергосистема является дефицитной как по мощности, так и по объему (количеству) вырабатываемой электроэнергии. Покрытие дефицита осуществляется за счет получения мощности от соседних энергосистем.
Наиболее загруженными из межсистемных связей являются ВЛ 220 кВ: "Костромская ГРЭС - Ярославская" и "Мотордеталь-Тверицкая", по которым покрывается почти 50 процентов дефицита мощности энергосистемы, из чего следует, что надежность электроснабжения Ярославской энергосистемы в значительной степени зависит от работы ВЛ 220 кВ "Костромская ГРЭС - Ярославская" и "Мотордеталь - Тверицкая".
Наиболее загруженные ВЛ 110 кВ: "Рыбинская ГЭС - Восточная" ("Щербаковская-1, 2"), "Нерехта - Ярцево" ("Нерехта-1, 2" и "Ярцево - Лютово"), "Венера - Шестихино" ("Шестихинская-1, 2"). Загрузка ВЛ 110 кВ в настоящее время не превышает допустимых значений в нормальной схеме. В ремонтных и послеаварийных режимах на данные ВЛ ложится нагрузка выше допустимых значений. Доля ВЛ 110 кВ имеет срок эксплуатации более 40 лет и подлежит полной или частичной реконструкции и восстановлению с заменой опор и подвеской проводов большего сечения.
Как показали результаты анализа, темпы старения оборудования ВЛ 110 кВ и выше превышают темпы вывода его из эксплуатации и замены. В сетях 220 кВ в настоящее время 63 процента ВЛ имеют срок эксплуатации свыше 40 лет, 63 процента АТ 220 кВ и 60 процентов АТ 110 кВ имеют срок эксплуатации более 25 лет.
Анализ результатов замера максимума нагрузки в декабре 2013 года показал, что отдельные ПС являются "закрытыми" для технологического присоединения или имеют ограниченную возможность технологического присоединения в связи с перегрузкой свыше 105 процентов, которая возникает у одного из АТ при отключении второго.
Перечень центров питания с ограничениями технологического присоединения дополнительной мощности приведен в таблице 14.
Таблица 14
N п/п | Напряжение, кВ | Наименование ПС | Установленная мощность трансформаторов, МВА |
1 | 2 | 3 | 4 |
1 | ПС 110/35/10 | "Аббакумцево" | 10 + 10 |
2 | ПС 110/35/10 | "Борисоглеб" | 16 + 10 |
3 | ПС 110/35/10 | "Глебово" | 10 |
4 | ПС 110/10 | "Депо" | 16 |
5 | ПС 110/6 | "Кинопленка" | 6,3 + 10 |
6 | ПС 110/35/10 | "Нила" | 16 + 16 |
7 | ПС 110/10 | "Перевал" | 16 + 16 |
8 | ПС 110/35/6 | "Переславль" | 25 + 25 |
9 | ПС 110/35/10 | "Ростов" | 20 + 25 |
10 | ПС 110/35/10 | "Техникум" | 6,3 + 6,3 |
11 | ПС 110/35/10 | "Углич" | 25 + 25 |
12 | ПС 110/10 | "Устье" | 10 + 10 |
13 | ПС 35/10 | "Ананьино" | 2,5 + 2,5 |
14 | ПС 35/6 | "Варегово" | 1,6 |
15 | ПС 35/10 | "Ватолино" | 4,0 + 4,0 |
16 | ПС 35/10 | "Волна" | 4,0 + 2,5 |
17 | ПС 35/10 | "Глебово" | 2,5 + 2,5 |
18 | ПС 35/10 | "Горелово" | 1,6 |
19 | ПС 35/10 | "Гузицино" | 4,0 + 4,0 |
20 | ПС 35/10 | "Дорожаево" | 1,6 + 1,6 |
21 | ПС 35/10 | "Красное" | 4,0 + 4,0 |
22 | ПС 35/6 | "Келноть" | 4 |
23 | ПС 35/6 | "Купань" | 2,5 + 2,5 |
24 | ПС 35/10 | "Курба" | 2,5 + 2,5 |
25 | ПС 35/10 | "Левобережная" | 4 |
26 | ПС 35/10 | "Лесные Поляны" | 10 + 10 |
27 | ПС 35/6 | "Макеиха" | 1,6 |
28 | ПС 35/10 | "Милюшино" | 1,6 |
29 | ПС 35/10 | "Михайловское" | 6,3 |
30 | ПС 35/10 | "Моделово-2" | 6,3 + 6,3 |
31 | ПС 35/10 | "Нагорье" | 4,0 + 4,0 |
32 | ПС 35/10 | "Николо-Корма" | 4,0 + 4,0 |
33 | ПС 35/6 | "Пищалкино" | 1,6 |
34 | ПС 35/6 | "Прибрежная" | 10 + 10 |
35 | ПС 35/10 | "Профилакторий" | 2,5 + 2,5 |
36 | ПС 35/10 | "Сараево" | 2,5 + 1,6 |
37 | ПС 35/10 | "Скоморохово" | 1,6 + 1,6 |
38 | ПС 35/10 | "Соломидино" | 2,5 |
39 | ПС 35/10 | "Сутка" | 2,5 |
40 | ПС 35/10 | "Филимоново" | 2,5 + 2,5 |
41 | ПС 35/10 | "Ширинье" | 4,0 |
Как отмечалось в подразделе 10 раздела II Программы, регион является дефицитным как по мощности, так и по электроэнергии.
Для ликвидации дефицита электроэнергии и мощности на территории региона необходима реализация крупных инвестиционных проектов по развитию собственных генерирующих мощностей.
В сети, относящейся к ЕНЭС, необходима реализация следующих мероприятий:
- реконструкция и модернизация существующих ПС 220 кВ для повышения надежности электроснабжения;
- обеспечение выдачи электроэнергии и мощности в энергосистему от включенной в план строительства ПГУ мощностью 450 МВт на Тенинской водогрейной котельной ОАО "ТГК-2".
В области развития распределительных сетей необходима реализация мероприятий по реконструкции и развитию электрических сетей, предусмотренных Схемой развития электрических сетей, в том числе:
- реконструкция существующих ПС 110 кВ, выполненных по упрощенным схемам;
- расширение и реконструкция существующих ПС за счет установки вторых трансформаторов на однотрансформаторных ПС;
- замена существующих трансформаторов на более мощные;
- строительство новых ПС в центрах роста нагрузок;
- обеспечение выдачи электроэнергии и мощности в энергосистему от объектов когенерационной энергетики.
В настоящее время износ основных фондов в распределительных электрических сетях 0,4 - 10 кВ составляет свыше 70 процентов, поэтому необходима активизация работ по реконструкции и модернизации распределительных электрических сетей с использованием современных технологий.