Схемы развития электрических сетей 35-500 кВ Ярославской энергосистемы на период до 2020 года с перспективой до 2030 года

Строительство Ярославской ГРЭС (по плану ГОЭЛРО) и одной из первых в стране ТЭЦ-1 резиноасбестового комбината начато в 1930 году. ГРЭС мощностью 36 МВт введена в эксплуатацию в 1932 году, ТЭЦ-1 мощностью 49 МВт - в 1934 году. В 1931 году создано Ярославское районное отделение сетей, которое развернуло работы по электрификации области. Для электроснабжения Ярославля и Рыбинска в 1932 году была построена "Северная" ПС-110 кВ и ЛЭП-110 кВ Ярославль - Рыбинск.

Фактически Ярославская энергосистема была создана 2 января 1934 года, когда приказом НКТП № 38 на базе ЯрГРЭС и Ярославского района электросетей был образован "Ярэнергокомбинат", первым управляющим которого с 1934 по 1937 год был Арон Лазаревич Звангельский, репрессированный и расстрелянный в 1937 году. Реабилитирован в 1957 году.

Началось интенсивное строительство энергоисточников и межсистемных ЛЭП. В 1939 году была построена первая связь по ВЛ-110 кВ с соседней Костромской областью, а в 1941 году с вводом ЛЭП-110 кВ Ярославль - Иваново были связаны в единый комплекс Ярославская, Ивановская и Горьковская энергосистемы, что значительно повысило надежность электроснабжения потребителей. Для обеспечения электроэнергией Москвы в военное время, в 1942 году, были простроены две ВЛ-220 кВ - Углич - Заря (западная) и Углич - Заря (восточная). В 1958 году с вводом в эксплуатацию ВЛ и ПС-110 кВ "Ростов" значительно повысился уровень электроснабжения города Ростова и прилегающих к нему районов, а также была обеспечена электрификация железной дороги Москва - Ярославль. В этом же году с окончанием строительства ПС-110 кВ "Пищалкино" с ВЛ-110 кВ Рыбинск - Пищалкино энергосистема осуществила еще одну электрическую связь - с Калининэнерго. Для электроснабжения Череповецкого металлургического завода в 1958 году была построена ВЛ-220 кВ Рыбинск - Череповец, а в 1962 году ВЛ-220 кВ Рыбинск - Пошехонье и Рыбинск - Череповец. В 1963 году была введена первая ПС-220 кВ "Пошехонье".

Для эксплуатации и дальнейшего развития электросетей области в составе "Ярэнерго" были созданы три сетевых предприятия: ярославское - в 1964 году, рыбинское - в 1966 году и ростовское - в 1997 году.

Теплоэлектроцентрали в городе Ярославле строились одновременно со строительством промышленных гигантов: для обеспечения Ярославского шинного завода произведено расширение ТЭЦ-1 оборудованием высокого давления, и ее мощность к 1959 году достигла 123 МВт; для обеспечения Ярославского моторного завода в 1956 году пущена ТЭЦ-2, и ее мощность к 1971 году достигла 220 МВт; для Ярославского нефтеперерабатывающего завода в 1961 году введена в эксплуатацию ТЭЦ-3, и ее мощность к 1970 году доведена до 320 МВт.

В период с 1981 по 1992 год в состав "Ярэнерго" входили волжские гидроэлектростанции: Угличская мощностью 110 МВт и Рыбинская мощностью 330 МВт. В этот период была разработана документация и начаты работы по техперевооружению и реконструкции этих ГЭС, продолжающиеся под руководством РАО "ЕЭС России", в чьем ведении они теперь находятся.

В 1993 году "Ярэнерго" преобразовано в акционерное общество открытого типа - АО "Ярэнерго" (уставной капитал на 01.01.98. - 540 947 500 рублей).

Начиная с 90-х годов перспектива развития АО "Ярэнерго" базируется на выполнении разработанных Энергосетьпроектом и СЗИ "ВНИПИЭНЕРГОПРОМом" "Схемы развития электроснабжения Ярославской области до 2010 года" и "Схемы теплоснабжения города Ярославля на период до 2010 года". На всех электростанциях и ряде сетевых объектов проводятся работы по техперевооружению и реконструкции с целью продления ресурса работы оборудования на 15-20 лет и повышения надежности и экономичности его работы. Одновременно осуществляется перевод работы ТЭЦ-1 и ТЭЦ-2 с твердого топлива на природный газ. Новые энергоисточники предусмотренные "Схемами..." для ликвидации дефицита мощности в Ярославской области не строятся, но предпроектная документация частично подготовлена, технические условия получены, площадки под строительство выделены:

Торжественный пуск новой подстанции "Которосль" состоялся 22.06.2010 г. в Ярославле, первый камень в фундамент которой был заложен чуть более года назад.

"Которосль" стала первым объектом нынешнего 2010 года, сданным к тысячелетию. Без новой подстанции было бы невозможно ввести в строй ряд значимых "юбилейных" объектов. В частности, именно подстанция "Которосль" будет обеспечивать электроэнергией "подарок президента" - концерто-зрелищный зал, восстановленный к юбилею Успенский кафедральный собор, перинатальный центр, парк 1000-летия и другие крупные объекты.

Благодаря вводу подстанции город получил дополнительные возможности для дальнейшего развития, новых мощностей хватит и на жилой сектор Красноперекопского и Кировского районов, и на нужды развивающегося бизнеса. Теперь не будет преград для подготовки новых инвестиционных площадок в центре Ярославля - прежде их создание тормозилось дефицитом мощности. Ввод "Которосли" позволит осуществить перераспределение мощностей внутри городской энергосистемы и приступить к реконструкции других подстанций. Новая подстанция стала передовым элементом в сетевой инфраструктуре Ярославля.

Как подчеркнул в своем выступлении губернатор области, успешное завершение строительства в столь сжатые сроки, да еще в условиях экономического кризиса - большая победа ярославских энергетиков.

На энергообъекте установлены два трансформатора по 25 МВА каждый и сооружен заход двухцепного участка линии электропередачи 110 кВ протяженностью 3,3 км. Мощность энергообъекта составляет 50 МВА с перспективой увеличения до 80 МВА. ПС «Которосль» оснащена самым современным оборудованием. Комплексное распределительное газовое устройство (КРУЭ) 110 кВ со встроенными модулями заземлителей и разъединителей от фирмы Siemens относится к последнему поколению газоизолированных устройств и отвечает всем требованиям безопасности. «На этой подстанции рационально собрано все самое лучшее, что делается в мире энергетики.

В отличие от открытых распредустройств (ОРУ) с масляными выключателями КРУЭ пожаро- и взрывобезопасно, имеет длительный срок эксплуатации, обладает более надежными изоляционными характеристиками, высокой отключающей способностью. Кроме того, его техническое обслуживание минимально, а площадь, занимаемая КРУЭ, значительно меньше, чем ОРУ.

Положительным отличием новой подстанции является то, что оперативное управление объектом производится дистанционно с помощью устройств телемеханики. Это позволит Ярэнерго руководить многими процессами подстанции без привлечения персонала, что существенно сократит время переключений, вывода в ремонт оборудования и ликвидации аварийных режимов.

Данные по вводам новых объектов и реконструкции существующих приведены в таблице 1.2:

Основными центрами питания потребления потребителей энергосистемы в настоящее время являются: Ярославская ТЭЦ-1 (131 МВт), Ярославская ТЭЦ-2 (325 МВт), Ярославская ТЭЦ-3 (345 МВт) входящие в состав ОАО «ТГК-2», Угличская ГЭС (110 МВт) и Рыбинская ГЭС (364,4 МВт) - ОАО «Русгидро» «Каскад Верхневолжских ГЭС», а также ПС 220 кВ: Ярославская (3*125 МВА), Тверицкая (2*200 МВА), Тутаев (2*125 МВА), Неро (2*63 МВА), Трубеж (2*125 МВА), Венера (2*200 МВА), Вега (2*125 МВА), входящие в зону обслуживания Валдайского ПМЭС.

Системообразующей сетью энергосистемы Ярославской области является сеть 220 кВ, которая связывает все центры нагрузок между собой и с центрами электроснабжения. На этом же напряжении осуществляется связь Ярославской энергосистемы с другими энергосистемами: Костромской, Московской, Владимирской, Вологодской и обеспечивается покрытие дефицита мощности.

Наиболее загруженными из межсистемных связей являются ВЛ 220 кВ Костромская ГЭС - Ярославль и Костромская ГРЭС - Мотордеталь - Тверицкая, по которым покрывается порядка 90% дефицита мощности энергосистемы. По данным замеров контрольного дня зимнего максимума 2008 года (17 декабря, 9⁰⁰ ч.) получение мощности от Костромской энергосистемы в целом составило 327 МВт, Владимирской - 24 МВт, Вологодской - 42 МВт. Передача мощности в другие энергосистемы составила ~ 116 МВт (Вологодская - 69 МВт, Московская - 35 МВт, Владимирская - 12 МВт).

Из сказанного следует, что надежность электроснабжения Ярославской энергосистемы в значительной степени зависит от работы ВЛ 220 кВ Костромская ГРЭС - Ярославль, отключение ее может привести к ограничению потребителей Ярославской энергосистемы, снижению напряжения в сети 110 кВ Ярославского энергоузла, уровень которого в настоящее время составляет порядка 107-109 кВ.

Действующая сеть 110 кВ энергосистемы выполняет, в основном функции распределительной сети, в целом соответствует требованиям норм ПТЭ и ПУЭ и обеспечивает надежное электроснабжение потребителей. На большинстве ПС установлено по 2 трансформатора, питающиеся от энергосистемы по ВЛ, имеющим, как правило, двухстороннее питание. Количество промежуточных ПС между опорными не превышает допустимых значений.

По сетям 110 кВ энергосистема Ярославской области имеет связь с энергосистемами Костромской, Вологодской, Владимирской, Тверской областей.

Оценка технического состояния электрических сетей 35 кВ и выше

Надежность и экономичность электроснабжения потребителей определяется состоянием электрических сетей 35 кВ и выше, степенью надежности схем РУ 35-110 кВ.

Анализ существующих схемы электрических сетей 35-110 кВ показал, что до настоящего времени электроснабжение потребителей ряда районов осуществляется от ПС, на которых установлен 1 трансформатор или которые присоединяются по 1 ВЛ. электрический сеть нагрузка мощность

Из общего количества ПС 35-110 кВ 23 (12%) имеют упрощенную схему с отделителями и короткозамыкателями в цепи трансформаторов на стороне ВН, которые утяжеляют условия работы выключателей на смежных ПС, несмотря на простоту конструкции.

Данные по количеству ОД и КЗ в электрических сетях ОЗ Ярославского РДУ приведены в таблице 2.1.1, а данные по исполнению ПС (схема РУ, количество установленных Тр) - в таблице 2.1.2:

Таблица 2.1.1.

Наличие КЗ и ОД в электрических сетях 35 кВ и выше энергосистемы Ярославской области.

Таблица 2.1.2.

Исполнение подстанций

О положении о технической политике ОАО «ФСК ЕЭС» в распределительном электросетевом комплексе при новом строительстве, расширении, реконструкции и тех.перевооружении запрещаются к применению схемы первичных соединений 35 - 220 кВ с использованием отделителей и короткозамыкателей.

На 4 ПС 110 кВ с трансформаторами мощностью 40 МВА, в цепях трансформаторов до настоящего времени не установлены выключатели.

На 85 ПС 35 - 110 кВ (42,7% от общего количества) отсутствуют РПН на силовых трансформаторах:

- 5 трансформаторов 110 кВ (3 ПС - 1,5 %);

- 82 трансформатора 35 кВ (55 ПС - 41,2 %).

Анализ нагрузок ПС 35-110 кВ показал, что зимний максимум нагрузки энергосистемы 7 ПС имеют загрузку выше 50%, из них 3 ПС 110 кВ, 4 ПС 35 кВ, 21 ПС имеют загрузку меньше 10%.

Установленные на ПС силовые Тр морально и физически устарели. Доля новых Тр не превышает 5 %, более половины (51,2%) ПС было введено в эксплуатацию до 1984г.

Нарастание объема старения оборудования ПС превышает темпы вывода его из работы и замены. По ресурсным условиям замене подлежат оборудование после 25-30 лет эксплуатации. В настоящее время замене подлежит 110 Тр (~51%) 35 кВ и 73 Тр (~43%) 110 кВ установленной мощностью 1615,9 МВА (34,9% от общей установленной мощности трансформаторов 35-110 кВ).

За расчетный период большинство ПС 35-110 кВ полностью отработают свой нормативный срок службы.

Примерно 82,5% ЛЭП 35-110 кВ выполнены на железобетонных опорах, ~17,4% - на металлических, 0,1% - на деревянных.

В энергосистеме имеется 715,7 км ВЛ 110 кВ (37,7% от общей протяженности своего класса напряжения), 610,2 км ВЛ 35 кВ (25,3% от общей протяженности своего класса напряжения), которые по своему сроку службы подлежат полной реконструкции и восстановлению. Это ВЛ 110 кВ №157 (ТЭЦ-1 - Северная), №158 (ТЭЦ-1 - Роща), №156 и др.

Таблица 2.1.3.

Оборудование по срокам эксплуатации

Аналогично ситуация складывается в сетях 220 кВ: на 9 из 9 ПС срок эксплуатации оборудования превышает 30 лет, процент износа ВЛ 220 кВ - 67,4% от общей протяженности.

Перечень «узких мест» приведен в таблице 2.1.4, данные по ПС и ВЛ, отработавшим свой нормативный срок службы приведен в приложении № 3, 4.

Таблица 2.1.4.

Перечень «узких мест» в энергосистеме.

Исходя из произведенного анализа существующего состояния электросетевых объектов 35 кВ и выше в сложившихся экономических условиях повышение надежности электроснабжения потребителей возможно за счет замещения физически изношенного и малоэкономичного оборудования действующих электросетевых объектов, для чего рекомендуется выполнить следующие работы:

- замена отделителей и короткозамыкателей на элегазовые выключатели 35-110 кВ с реконструкцией РУ по типовым схемам (56 шт. - 110 кВ, 6 шт. - 35 кВ);

- замену отработавших нормативный срок трансформаторов 35 - 110 кВ (75 шт. - 110 кВ (с учетом 2-х Тр на ПС 220 кВТверицкая), 110 шт. - 35 кВ);

- установку вторых трансформаторов на действующих ПС 35 - 110 кВ (3 шт. - 110 кВ, 17 шт. - 35 кВ);

- сооружение новых участков ВЛ 35-110 кВ взамен эксплуатируемых до настоящего времени (40 и более лет), выработавших свой ресурс (715,71 км - 110 кВ, 610,17 км - 35 кВ);

- сооружение новых ПС в центрах нагрузок для повышения надежности электроснабжения потребителей.

Электростанции энергосистемы Ярославской области

В настоящее время в Ярославской энергосистеме действуют 5 электростанций установленной мощностью на 01.01.09 г. - 1314,56 МВт и 2 блок - станции, установленной мощностью 57 МВт. Выработка электроэнергии за 2008 год составила - 4453 млн. кВт*ч (4236 млн. кВт*ч - электростанции, 217 млн. кВт*ч - блок - станции). Структура действующих электростанций и выработка ими электроэнергии в 2008 году приведена в таблице 2.2.1:

Таблица 2.2.1.

Список электростанций энергосистемы Ярославской области.

Располагаемая мощность электростанций на 01.01.09 г. составила 1114,56 МВт, а рабочая мощность в день контрольных замеров 17 декабря 2008 г. в 9 часов - 938 МВт.

Как видно из таблицы 2.2.1, доля ТЭЦ - (установленная мощность - 801 МВт) составляет 60,9% от общей установленной мощности станций, ГЭС - (456,6 МВт) - 34,7% и блок - станции - (57,16 МВт) - 4,3%.

Выработка электроэнергии: ТЭЦ - 2948 млн.кВт*ч - 66,2%; ГЭС - 1288 млн.кВт*ч - 28,9%, блок - станции - 217 млн.кВт*ч - 4,9%.

По отчету за 2008 год собственный максимум электрической нагрузки энергосистемы Ярославской области составил 1390 МВт и зафиксирован 10.01.2008г. в 10⁰⁰ ч.

Совмещенный максимум нагрузки энергосистемы имел место в 18 часов 9 января и составил 1367МВт. Потребление энергосистемы в день контрольных замеров 21 декабря 2008 г. (9 часов) составило 1224 МВт.

При этом нагрузка Ярославского энергоузла достигла ~804 МВт и составила 65,7% от общей нагрузки энергосистемы.

Вторым по величине является Рыбинский энергоузел, нагрузка которого составила ~280 МВт (22,9%). Нагрузка Ростовского энергоузла достигла величины ~140 МВт (11,4%).

Электропотребление энергосистемы Ярославской области в отчетном 2008 году составило 8345,1 млн.кВт*час.

По сравнению с 2007 г. электропотребление снизилось на 71,9 млн.кВт*час, что составило 0,9%.

Снижение уровня максимума электрической нагрузки по отношению к предшествующему 2007 году составило 2,7% (38 МВт), а к 2006 году - 4,8% (67 МВт).

Уровни электропотребления и максимума электрических нагрузок за годы, предшествующие отчетному периоду, приведены в таблице 2.2.2 и показаны на диаграмме 2.2.

Таблица 2.2.2.

Уровни электропотребления и максимума нагрузок Ярославской энергосистемы.

Диаграмма 2.2

Динамика роста нагрузок и электропотребления

Как видно из таблицы 2.2.2 и диаграммы, начиная с 1999 г. наметился рост электропотребления, в среднем на 3,7% за год, темпы роста собственного максимума нагрузки ниже, и в период с 2003 по 2005 гг. уровень его практически не изменился, а в 2006г. возрос более чем на 10%. Такой рост максимума нагрузки обусловлен холодной зимой и сильными морозами, практически по всей центральной части России.

Основными факторами, определившими спад уровня электропотребления и максимума нагрузки, является экономический кризис, который вызвал прежде всего сокращение промышленного комплекса и, как следствие, снижение электропотребления промышленно - производственном сектором народного хозяйства.

В таблице 2.2.4 приведена структура потребления электроэнергии энергосистемы Ярославской области.

Энергосистема Ярославской области является дефицитной как по мощности, так и по электроэнергии.

По отчету за 2008 г. дефицит мощности составил 286 МВт, электроэнергии - 3892 млн. кВт*ч.

76,6% нагрузки и 53,4% электропотребления покрывались собственными источниками.

Выработка электроэнергии станциями составила 4453 млн. кВт*ч и приведена в таблице 2.2.3.

Таблица 2.2.3.

Выработка электроэнергии электростанциями по ОЗ Ярославского РДУ

Таблица 2.2.4.

Структура потребления электроэнергии

Покрытие дефицита мощности и электроэнергии осуществляется от Московской, Костромской, Владимирской, Тверской, Вологодской энергосистем.

Прием мощности в часы максимума нагрузки (в день контрольных замеров) от Костромской энергосистемы по сетям 220 кВ составил 259 МВт, по сетям 110 кВ - 68 МВт, от Владимирской энергосистемы - 24 МВт, Вологодской - 42 МВт. Передача мощности в Московскую энергосистему - 35 МВт, Вологодскую - 69 МВт, Владимирскую - 12 МВт.

Структура потерь мощности и электроэнергии в сетях 35 кВ и выше

В отчетном 2008 году суммарные потери электроэнергии в сетях 35 кВ и выше составил 396,88 млн.кВт*ч или 4,8% от отпуска электроэнергии в сеть (7498,894 млн.кВт*ч).

Структура потерь электроэнергии за 2008 год по классам напряжения приведена в таблице 3.1, а потерь мощности в таблице 3.2.

Таблица 3.1.

Структура технических потерь электроэнергии

Из таблицы видно, что наибольшие потери электроэнергии составляют нагрузочные потери в линиях - 228,65 млн. кВт*ч (56,7% от общих потерь в сети 35-220 кВ). Большая часть из них приходится на потери в ВЛ 110 кВ - 131,25 млн.кВт*ч (57%).

Потери в трансформаторах (общие) составляют - 86,33 млн. кВт*ч - 21,7% от общих потерь в сетях 35-220 кВ, причем потери ХХ превышают нагрузочные потери почти в 1,5 раза, а в трансформаторах 220 кВ в 3 раза, что объясняется низкой загрузкой трансформаторов.

Таблица 3.2.

Структура потерь мощности

С целью сокращения потерь электроэнергии необходимо выполнение в распределительных сетях первоочередных мероприятий организационного характера, направленных на снижение технических и коммерческих потерь.

Программа мероприятий предусматривает:

- оптимизацию схемы распределительных сетей;

- отключение трансформаторов на ПС 35-110 кВ с 2-мя и более трансформаторами в режимах малых нагрузок;

- замена перегруженных (недогруженных) трансформаторов;

- установка электросчетчиков повышенных классов точности.

Анализ режимов работы электрических сетей.

1. Потоки мощности и уровни напряжения в сетях 35 кВ и выше.

Потоки мощности и уровни напряжения в сети 110 кВ и выше Ярославской энергосистемы в день контрольных замеров 17.12.08 г. приведены в приложении 2.

Характерным для режима максимальных нагрузок является высокая загрузка магистральных межсистемных связей, а также низкие уровни напряжения в сети 110 кВ.

Наиболее загруженными были ВЛ 220 кВ Костромская ГРЭС - Ярославль и ВЛ 220 кВМотордеталь - Тверицкая, межсистемные перетоки мощности по которым составляли 152 МВт (152,3 МВА) и 107 МВт (124,7 МВА). Величина и направление перетоков мощности по магистральным ВЛ 110 кВ определялись потребностью покрытия нагрузок в дефицитных узлах энергосистемы, а также выдачей мощности генерирующих источников в сеть.

Наиболее загруженными ВЛ 110 кВ были: Рыбинская ГЭС - Восточная (Щербаковская -1,2 АС - 150) - 37,4 МВт и 38 МВт соответственно, Ярославская - Южная (Институтская АС - 185) - 42 МВт, Венера - Шестихино (Шестихинская - 1,2 АС - 185) - 30,7МВт.

Анализ загрузки ВЛ 35-110 кВ в энергосистеме Ярославской области по данным отчетного потокораспределения показал, что значительная часть ВЛ 35-110 кВ имеют загрузку меньше экономической. Это очевидно, так как уровень электропотребления и максимума нагрузки снизился по отношению к предыдущему году и не достиг максимального уровня 1991 года. Таким образом, можно сказать, что по загрузке ВЛ имеется возможность присоединения новых нагрузок к существующим сетям.

Загрузка автотрансформаторов и трансформаторов 220 кВ не превышала 50%.

Данные по загрузке АТ и Тр 220 кВ в день контрольных замеров зимнего максимума нагрузки приведены в таблице 4.1.1.

Таблица 4.1.1.

Загрузка АТ и Тр 220 кВ

Наиболее загруженные трансформаторы 110 кВ (К_з>50% на оба трансформатора) были отмечены на следующих ПС: Нила (75,7% и 57,1%), Техникум (84% 23%), Полиграф (52,6% и 48,7%). Наиболее загруженные трансформаторы 35 кВ на ПС: Тутаев-35 (53,6% и 53%), Ширинье (106,4%), Рязанцево (110,7% и 40,5%), Ермаково (54,8%).

Данные по загрузке трансформаторов 35-110 кВ и АТ 220/110 кВ приведены в приложении 6.

Как видно из таблицы приложения №6 на 9 ПС 35-110 кВ (4 ПС 110 кВ и 5 ПС 35 кВ) при отключении одного Тр загрузка второго превышает 105%. Кроме того, на ряде ПС 110-35 кВ по условиям загрузки трансформаторов отсутствует или ограничена возможность присоединения новых потребителей. Это ПС 110 кВ: Инст...