8.5. Оценка перспективной балансовой ситуации (по электроэнергии и мощности) на пятилетний период
При формировании перспективных балансов электроэнергии Воронежской энергосистемы потребность в производстве электроэнергии определяется с учетом объемов электропотребления на территории энергосистемы и сальдо-перетоков с соседними энергосистемами.
Прогнозные балансы электроэнергии и мощности энергосистемы Воронежской области на пятилетнюю перспективу приняты в соответствии с СиПР ЕЭС России на 2017 - 2023 годы и представлены в таблицах 32 и 33.
Таблица 32 - Прогнозный баланс электроэнергии энергосистемы Воронежской области на 2017 - 2022 годы, млн кВт·ч
Показатель | 2017 год | 2018 год | 2019 год | 2020 год | 2021 год | 2022 год |
Потребность (потребление электрической энергии) | 10 972,0 | 11 193,0 | 11 579,0 | 11 911,0 | 11 972,0 | 12 118,0 |
Покрытие (производство электрической энергии) | 18 657,5 | 20 810,6 | 25 849,0 | 28 435,4 | 28 360,6 | 28 451,0 |
в том числе | ||||||
АЭС | 17 303,0 | 18 600,1 | 23 677,0 | 26 548,9 | 26 548,9 | 26 548,9 |
ТЭС | 1 354,5 | 2 210,5 | 2 172,0 | 1 886,5 | 1 811,7 | 1 902,1 |
Сальдо перетоков электрической энергии ("+" дефицит, "-" профицит) | -7 685,5 | -9 617,6 | -14 270,0 | -16 524,4 | -16 388,6 | -16 333,0 |
Таблица 33 - Прогнозный баланс мощности энергосистемы Воронежской области на 2017 - 2022 годы, МВт
Показатель | 2017 год | 2018 год | 2019 год | 2020 год | 2021 год | 2022 год |
Потребность (собственный максимум) | 1 863,0 | 1 898,0 | 1 965,0 | 2 018,0 | 2 032,0 | 2 055,0 |
Покрытие (установленная мощность) | 2 832,3 | 4 250,7 | 4 250,7 | 4 142,7 | 4 142,7 | 4 142,7 |
в том числе: | ||||||
АЭС | 2 597,3 | 3 792,7 | 3 792,7 | 3 792,7 | 3 792,7 | 3 792,7 |
ТЭС | 235,0 | 458,0 | 458,0 | 350,0 | 350,0 | 350,0 |
Сальдо перетоков электрической мощности ("+" дефицит, "-" профицит) | -969,3 | -2 352,7 | -2 285,7 | -2 124,7 | -2 110,7 | -2 087,7 |
Прогнозный баланс электроэнергии и мощности энергосистемы Воронежской области на период 2016 - 2022 годов складывается со значительным профицитом в связи с вводом энергоблоков N 6 и N 7 на Нововоронежской АЭС в 2016 и 2018 годах соответственно.
8.6. Перечень введенных в эксплуатацию электросетевых объектов за отчетный период
Перечень введенных/реконструируемых электросетевых объектов 110 кВ и выше в энергосистеме Воронежской области за 2016 - 2017 годы по состоянию на 01.09.2017 представлен в таблице 34.
Таблица 34 - Перечень введенных/реконструируемых электросетевых объектов 110 кВ и выше в энергосистеме Воронежской области за 2016 - 2017 годы по состоянию на 01.09.2017
N п/п | Наименование мероприятия | Год ввода | Технические характеристики объектов проекта ВЛ (км) ПС (МВА) |
1 | Строительство ПС 110 кВ Сергеевка-тяговая со строительством КВЛ 110 кВ Придонская - Сергеевка-тяговая N 1,2 | 2017 | 2x40 МВА, 1x97 км, 1x102,6 км |
2 | ПС 35/10 кВ "Студенческая" (N 13) с заменой трансформаторов 6,3 на 16 МВА с переводом на напряжение 110 кВ | 2016 | 2x16 МВА |
3 | Установка 2 (двух) новых ячеек110 кВ на ПС 220 кВ Латная и строительство двухцепной ВЛ от ОРУ 110 кВ ПС 220 кВ Латная для электроснабжения новой ПС 110 кВ Курская | 2017 | 2 ячейки 110 кВ, 2x7,8 км |
4 | Строительство ПС 110 кВ Северная со строительством заходов от ВЛ 110 кВ Нововоронежская АЭС-Колодезная - тяговая N 1 с отпайками и ВЛ 110 кВ Нововоронежская АЭС-Колодезная - тяговая N 2 с отпайками на ПС 110 кВ Северная | 2016 | 2x16 МВА |
5 | Замена силовых трансформаторов 2x25 МВА на 2x63 МВА на ПС 110 кВ N 2 | 2016 | 2x63 МВА |
6 | На ПС 110 кВ Рамонь-2 и ПС 110 кВ Анна-2 произошла "рокировка" трансформаторов: трансформатор Т-2 мощностью 16 МВА с ПС 110 кВ Рамонь-2 установили на ПС 110 кВ Анна-2, а трансформатор Т-1 мощностью 25 МВА с ПС 110 кВ Анна-2 установили на ПС 110 кВ Рамонь-2 | 2016 | - |
7 | Установка Т-1 на ПС 110 кВ N 44 ВШЗ-2 | 2016 | 10 МВА |
8 | Произведена замена выключателей В ВЛ-110-27, В ВЛ-110-28, В ВЛ-110-31, В ВЛ-110-32, ШОВ-110 на ПС 110 кВ N 9 СХИ с отключающей способностью 40 кА | 2016 | - |
8.7. Анализ загрузки ЦП 110 кВ и выше с учетом приростов нагрузки в рамках заключенных договоров ТП
В таблице 35 представлена информация о загрузке центров питания 110 кВ и выше, на которых прогнозируются недопустимые перегрузки при единичных отключениях в сети, на основании данных контрольных замеров нагрузок в зимний период 2016 года, а также данных о приростах мощности и перспективной загрузке центров питания 110 кВ и выше на рассматриваемый период 2017 - 2022 годов.
На основании анализа загрузки ЦП 110 кВ и выше с учетом приростов нагрузки в рамках заключенных договоров ТП (таблица 35) имеются следующие схемно-режимные ситуации, характеризующиеся повышенной вероятностью выхода параметров электроэнергетических режимов из области допустимых значений:
ПС 110 кВ N 31 Воля
На основании анализа загрузки ПС 110 кВ N 31 Воля с учетом приростов нагрузки в рамках заключенных договоров на ТП токовая загрузка Т-1 при аварийном отключении Т-2 составит в 2018 году 156% от Iном.
Рекомендуется реконструкция в 2018 году ПС 110 кВ N 31 Воля с заменой трансформатора Т-1 номинальной мощностью 16 МВА на 25 МВА.
Предложенное мероприятие имеется также в согласованных Филиалом АО "СО ЕЭС" ОДУ Центра ТУ на ТП энергопринимающих устройств ПАО "МРСК Центра" (ПС 110 кВ N 31 Воля) к электрическим сетям ПАО "ФСК ЕЭС" от 16.07.2013.
ПС 110 кВ Опорная
На основании анализа загрузки ПС 110 кВ Опорная с учетом приростов нагрузки в рамках заключенных договоров на ТП токовая загрузка Т-1(2) при аварийном отключении Т-2(1) составит в 2018 году 205% от Iном.
Рекомендуется реконструкция в 2018 году ПС 110 кВ Опорная с заменой силовых трансформаторов номинальной мощностью 6,3 МВА на 16 МВА.
Предложенное мероприятие имеется также в согласованных филиалом АО "СО ЕЭС" ОДУ Центра ТУ на ТП энергопринимающих устройств ООО "Томат" к электрическим сетям ПАО "МРСК Центра".