Постановление Губернатора Костромской области от 04.06.2016 № 108

76.  Необходимо оценить и проанализировать технологические потери мощности и электроэнергии, которые возникают при передаче электроэнергии по электрическим сетям 110 кВ и выше Костромской энергосистемы, за исключением потерь, вызванных погрешностью системы учета электроэнергии.

В таблицах № 61 и 62 представлено распределение по напряжению потерь мощности и электроэнергии в электрических сетях 110 кВ и выше Костромской энергосистемы в 2007 – 2011 годы.

Таблица № 61

Потери мощности в сетях 110 кВ и выше

Год	Нагрузка энергосистемы, МВт	Напряжение сети
		110 кВ		220 кВ и выше		110 кВ и выше
		потери, МВт	доля потерь, %	потери, МВт	доля потерь, %	потери, МВт	доля потерь, %
2007	676	19,4	2,86	30,6	4,53	50	7,4
2008	712	19,4	2,72	30,95	4,35	50,35	7,07
2009	692	18,75	2,71	29,4	4,23	48,15	6,96
2010	678	19,32	2,85	29,8	4,39	49,12	7,24
2011	654	18,84	2,88	30,79	4,71	49,63	7,59

Таблица № 62

Потери электроэнергии в сетях 110 кВ и выше

Год	Электропотреб-ление энергосистемы, млн. кВт.ч	Напряжение сети
		110 кВ		220 кВ		110 кВ и выше
		потери, млн. кВт.ч	доля потерь, %	потери, млн. кВт.ч	доля потерь, %	потери, млн. кВт.ч	доля потерь, %
2007	3 782,12	71,780	1,89	113,22	2,99	185	4,89
2008	3 790,514	65,96	1,74	105,23	2,78	171,19	4,51
2009	3 558,905	59,06	1,66	92,61	2,6	151,67	4,26
2010	3 681,486	69,55	1,89	107,64	2,92	177,19	4,81
2011	3 611,475	68,77	1,9	112,38	3,11	181,15	5,02

В таблице № 63 представлена структура технических потерь мощности в электрической сети 110 кВ Костромской энергосистемы по участкам.

Таблица № 63

Структура технических потерь мощности в электрической сети         110 кВ Костромской энергосистемы по участкам

Составляющие технических потерь		Потери мощности, МВт
Галичский участок	Нагрузочные потери: в трансформаторах 110 кВ в ВЛ 110 кВ
		0,11
		0,54
	Потери ХХ в трансформаторах	0,75
	Всего	1,40
Костромской участок	Нагрузочные потери: в трансформаторах 110 кВ в ВЛ 110 кВ
		0,36
		3,76
	Потери ХХ в трансформаторах	1,17
	Всего	5,29
Нейский участок	Нагрузочные потери: в трансформаторах 110 кВ в ВЛ 110 кВ
		0,07
		1,33
	Потери ХХ в трансформаторах	0,35
	Всего	1,74
Шарьинский участок	Нагрузочные потери: в трансформаторах 110 кВ в ВЛ 110 кВ
		0,16
		2,03
	Потери ХХ в трансформаторах	0,24
	Всего	2,43
Всего по сети 110 кВ		10,86

Потери электроэнергии в сетях 110 кВ и выше составили порядка  66,2 млн. кВт.ч или 3,09% от электропотребления энергосистемы.

Раздел II. Особенности и проблемы функционирования энергосистемы на территории Костромской области

77.  Районы с высоки­ми рисками выхода параметров электроэнергетического режима за область допустимых значений в распределительной сети определяются рядом факторов. К наиболее распространенным следует отнести то, что схемы присоединения к сети электросетевых объектов в отдельных случаях не соответствуют требованиям нормативных документов. Другим фактором является неудовлетворительное состояние отдельных линий и подстанций.

В Костромской энергосистеме в эксплуатации имеются подстанции, на трансформаторах которых отсутствует переключающее устройство регулирования под нагрузкой (далее – РПН).

Характеристика районов с высоки­ми рисками выхода параметров электроэнергетического режима за область допустимых значений схемы электрических соединений сетей 110 кВ и выше на территории Костромской области приведена в таблице № 64.

В соответствии с Методическими рекомендациями по проектированию развития энергосистем, утвержденными приказом Министерства энергетики Российской Федерации от 30 июня 2003 года     № 281 «Об утверждении методических рекомендаций по проектированию развития энергосистем» (далее – Методические рекомендации по проектированию развития энергосистем), ПС 110 кВ рекомендуется выполнять двухтрансформаторными.

Таблица № 64

Районы с высоки­ми рисками выхода параметров электроэнергетического режима за область допустимых значений схемы электрических соединений сетей 110 кВ и выше

Районы с высокими рисками выхода параметров электроэнергетического режима за область допустимых значений	Наименование электросетевых объектов	Кол-во ПС/ЛЭП, шт.
ПС с одним трансформатором	Шекшема, Октябрьская	2
ПС с трансформаторами без РПН	Кострома-3, Нерехта-2, Новая, Чухлома, Антропово (р.), Павино, Шортюг, Якшанга	8
ПС на ОД и КЗ	Новинское, Шекшема, Яковлево, Якшанга, Гудково, Шортюг, Никола, Вохма, Шарья (т), Александрово, Судиславль, Калинки, СуГРЭС, Клементьево, Григорцево, Нерехта-2, Космынино (т), Василёво, Южная, Дьяконово, Николо-Полома, БХЗ, Луковцино, Федоровское, Елегино, Западная, Столбово, Октябрьская, Антропово (т), Лопарево	30

Большая часть схем распределительных устройств (далее – РУ)         напряжением 110 кВ выполнена по упрощенным схемам (№ 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 «Схемой принципиальных электрических распределительных устройств подстанций 35 – 750 кВ. Типовые решения» 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, промузлов, 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.

78.  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.

79.  Существуют отдельные узлы энергосистемы, присоединение потребителей к которым ограничено мощностью трансформаторов в ремонтных и аварийных режимах. К таким узлам относятся ПС 110 кВ Северная, Кострома-3, Буй (р), Буй (с), Шарья (р), СУ ГРЭС, ПС 35 кВ Центральная.

Допустимые уровни напряжения в нормальных, ремонтных и аварийных режимах обеспечиваются за счет:

1) регулирования реактивной мощности, вырабатываемой Костромской ГРЭС, Костромской ТЭЦ-1, Костромской ТЭЦ-2 и Шарьинской ТЭЦ;

2) регулирования РПН автотрансформаторов ПС 220 кВ Мотордеталь, Кострома-2, Борок, Галич, Мантурово, ПС 500 кВ Звезда;

3) батарей статических конденсаторов 110 кВ (БСК) ПС 220 кВ Мантурово, ПС 110 кВ Шарья (р) и Поназырево (т);

4) работы устройств автоматического ограничения снижения напряжения на ПС 220 кВ Мантурово, ПС 110 кВ Нея, Шарья (р), Промузел, Кроностар.

На текущий момент источников реактивной мощности Костромской энергосистемы достаточно для качественного регулирования напряжения во всех режимах работы энергосистемы.

С целью анализа режимной ситуации, которая сложилась в дни контрольных замеров 16 декабря и 17 июня 2015 года, в таблице № 65 представлены данные по потреблению мощности и генерации электростанций Костромской энергосистемы в часы контрольных замеров.

Таблица № 65

Потребление мощности и генерация электростанций

в дни контрольных замеров

Наименование	16.12.2015 г. 18-00	16.12.2015 г. 04-00	17.06.2015 г. 22-00	17.06.2015 г. 04-00
Потребление, МВт	529	386	348	262
Генерация, МВт	2 122	1 422	532	500

Как уже отмечалось выше, Костромская энергосистема является транзитной. По сетям 110 кВ и выше передается в соседние энергосистемы порядка 2 600 МВт в зимний период и 1 700 МВт в летний период. Передача мощности напрямую зависит от выработки Костромской ГРЭС. В таблице № 66 приведены данные по передаче мощности в смежные энергосистемы. В зимний период суммарный переток мощности в смежные энергосистемы достигает около 86% от выработки Костромской ГРЭС, а летом – 80%.

Таблица № 66

Мощность, передаваемая в смежные энергосистемы

Смежная энергосистема	Наименование ЛЭП	Марка провода	Длительно-допустимый ток, А	Дата и время замера
				17.06.2015 г. 04-00		17.06.2015 г. 22-00		16.12.2015 г. 04-00		16.12.2015 г. 18-00
				МВт	%	МВт	%	МВт	%	МВт	%

1	2	3	4	5	6		7		8	9	10	11	12
Кировская энергосистема	ВЛ 500 кВ Звезда - Вятка	3хАС-330	2 000 при t=+25°C 2 000 при t=-5°C	-488	30		238		17	-160	14	223	20
	ВЛ 110 кВ Ацвеж – Поназырево	АС-120	380 при t=+25°C 490 при t=-5°C	отключена			отключена			отключена		отключена
	ВЛ 110 кВ Гостовская – Поназырево	АС-120	380 при t=+25°C 490 при t=-5°C	отключена			отключена			отключена		отключена
Московская энергосистема	ВЛ 500 кВ Костромская ГРЭС – Загорская ГАЭС	3хАС-400	2 000 при t=+25°C 2 000 при t=-5°C	-93	8		0		7	-265	16	17	8
Владимирская энергосистема	ВЛ 500 кВ Костромская ГРЭС – Владимирская	3хАС-400	2 000 при t=+25°C 2 000 при t=-5°C	457	26		80		7	195	13	-487	30
Вологодская энергосистема	ВЛ 500 кВ Костромская АЭС – Вологодская	3хАС-400	2 000 при t=+25°C 2 000 при t=-5°C	512	32		235		18	отключена		отключена
	ВЛ 110 кВ Никольск – Павино	АС-95	300 при t=+25°C 300 при t=-5°C	16	34	1			4	15	33	-17	33
	ВЛ 110 кВ Буй (т) – Вохтога(т)	АС-150	300 при t=+25°C 300 при t=-5°C	14	35			15	23	10	29	-10	21
Нижегородская энергосистема	ВЛ 500 кВ Костромская ГРЭС – Луч	3хАСО-400	2 000 при t=+25°C 2 000 при t=-5°C	-508	31		-300		18	-468	27	-441	29
	ВЛ 220 кВ Рыжково – Мантурово	АС-300	600 при t=+25°C 600 при t=-5°C	-8	6		-56		23	отключена		отключена
Ивановская энергосистема	ВЛ 220 кВ Костромская ГРЭС – Вичуга-1	АС-400	825 при t=+25°C 1 000 при t=-5°C	отключена			отключена			-42	11	-118	29
	ВЛ 220 кВ Костромская ГРЭС – Вичуга-2	АС-400	825 при t=+25°C 1 000 при t=-5°C	-46	16		-117		32	-42	11	-116	29
	ВЛ 220 кВ Костромская ГРЭС – Иваново-1	АС-400	825 при t=+25°C 1 000 при t=-5°C	-2	4		-55		18	-63	18	-154	39
	ВЛ 220 кВ Костромская ГРЭС – Иваново-2	АС-400	825 при t=+25°C 1 000 при t=-5°C	4	3			-28	8	-63	18	-154	39
	ВЛ 110 кВ Заволжск – Александрово	АС-120	300 при t=+25°C 300 при t=-5°C	отключена			отключена			-4	7	-9	16
	ВЛ 110 кВ Фурманов – Клементьево	АС-120	380 при t=+25°C 490 при t=-5°C	0	10		-6		9	-3	7	-9	10
	ВЛ 110 кВ Писцово – Нерехта-1	АС-120	380 при t=+25°C 490 при t=-5°C	10	15		8		10	9	9	7	9
Ярославская энергосистема	ВЛ 220 кВ Костромская ГРЭС – Ярославская	АС-500	825 при t=+25°C 1 000 при t=-5°C	-44	26		-80		31	-73	29	-154	54
	ВЛ 220 кВ Мотордеталь – Тверицкая	АС-300	690 при t=+25°C 890 при t=-5°C	-39	28		-72		33	-55	29	-115	50
	ВЛ 110 кВ Халдеево – Буй (т)	АС-120	390 при t=+25°C 503 при t=-5°C	2	5		-7		9	-5	7	-23	31
	ВЛ 110 кВ Нерехта-1	АС-120	390 при t=+25°C 503 при t=-5°C	-16	21		-22		27	-14	20	-21	30
	ВЛ 110 кВ Нерехта-2	АС-150	390 при t=+25°C 503 при t=-5°C	-15	20		-22		27	-11	17	-19	29
	Итого получение/передача мощности в соседние энергосистемы			1 011/  -1 259			577/ -756			229/     -1 259		240/  -1 840
Знак «минус» означает передачу активной мощности в смежную энергосистему % - загрузка ЛЭП в процентах по току