«Умная» подстанция вошла в строй

Новый питающий центр решит комплекс задач, связанных с обеспечением надежного электроснабжения крупных объектов, построенных к 1 000-летию Ярославля. Строительство современной подстанции успешно завершено благодаря переходу филиала ОАО «МРСК Центра» — «Ярэнерго» с 1 января 2010 года на новый метод тарифорегулирования RAB. Инвестиции ОАО «МРСК Центра» в проект составили порядка 280 млн рублей.

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 пожарои 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 1984 г.

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.