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.