Недействующий

О ПРОГРАММЕ РАЗВИТИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ ЯРОСЛАВСКОЙ ОБЛАСТИ НА 2015 - 2019 ГОДЫ И ПРИЗНАНИИ УТРАТИВШИМ СИЛУ ПОСТАНОВЛЕНИЯ ПРАВИТЕЛЬСТВА ОБЛАСТИ ОТ 24.12.2013 N 1712-П

III. Особенности и проблемы текущего состояния электроэнергетики на территории Ярославской области


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.