Общая характеристика Северной электроэнергетической системы

Северная ЭС входит в состав ОЭС Украины, осуществляет централизованное оперативно-диспетчерское управление и обеспечивает транзит электроэнергии магистральными и межгосударственными электрическими сетями на территории трех областей Украины: Харьковской, Полтавской, Сумской.

В состав предприятия «Северная электроэнергетическая система» входят 3 самостоятельных подразделений по эксплуатации магистральных электрических сетей (МЭС) в областях Украины:

o Харьковские магистральные электрические сети (ХМЭС),

o Полтавские магистральные электрические сети (ПМЭС),

o Сумские магистральные электрические сети (СМЭС).

Электроснабжение потребителей региона Северной ЭС обеспечивается по распределительным сетям областных энергокомпаний, для которых основными источниками питания являются:

o в регионе АК «Харьковоблэнерго» 6 подстанций 330/110 кВ ХМЭС и электростанции;

o в регионе ОАО «Сумыоблэнерго» 4 подстанции 330/110 кВ и 1 подстанция 750/330 кВ ПМЭС и электростанции;

o в регионе ОАО «Полтаваоблэнерго» 3 подстанции 330/110-150 кВ СМЭС и электростанции.

На данный момент на балансе Северной ЭС находится 14 подстанций напряжением 330-750 кВ (1 ПС напряжением 750 кВ и 13 ПС напряжением 330 кВ) и 2158,296 км воздушных линий электропередачи напряжением 35-750 кВ (99,7 км напряжением 750 кВ; 1939,586 км напряжением 330 кВ; 116,2 км напряжением 110 кВ; 2,81 км напряжением 35 кВ).

Основные показатели электроэнергетики Северной ЕС /на 2010г./

Общая площадь снабжаемого региона — 84 тыс. кв км, население - 5 844млн чел.

Показатели	Харьковская область	Полтавская область	Сумская область	Северная ЭС
Территория, тыс. км2	31,4	28,8	23,8	84,0
Население, млн. чел	2 914,2	1 630,1	1 299,7	5 844,0
Электропотребление, млн. кВт*ч	8 971	6 071	2 642	17 684
Максимум нагрузки, МВт за 2010 г.	1582	963	453	3115
Длина магистральных сетей (по трассе), км:	943,997	559,999	654,3	2 158,296
в т.ч.: 750 кВ	-	-	99,7	99,7
330 кВ	896,287	559,999	483,3	1939,586
Плотность магистральных сетей, км/тыс. км2	28,5	19,4	24,5	24,2
Количество источников питания магистральной сети, шт	7/6*	3	5	15/ 14*
Трансформаторная мощность источников питания магистральной сети, МВА	3 200/ 2 800*	1 800	2 744	7 744/ 7 344*

*-без Змиевской ТЭС

В структуре потребителей электроэнергии промышленность занимает около 39,2%, сельское хозяйство — 3,2%, железнодорожный и городской транспорт — 9%, строительство – 1,2%, коммунально-бытовые потребители – 15,5%, население — 26,4%, другие непромышленные потребители — 5,5%.

Основные источники генерации Северной энергосистемы (электростанции):

Всего по Северной ЭС установлено генерирующих мощностей – 3398,25 МВт, из них:

Харьковская область

Змиевская ТЭС – с установленной мощностью 2200 МВт (бл.1-6 – 175, бл. 7,8,9 – 275, бл.8 – 325).

Блочная тепловая электростанция, 10 блоков (6*200 + 4*300)

Схема каждого блока: парогенератор (котел) – конденсационная турбина – генератор – трансформатор.

Введены в эксплуатацию: бл.1 – 1960, бл.2 – 1961, бл.3 – 1962, бл.4 – 1963, бл.5 – 1964, бл.6 – 1965, бл.7 – 1967, бл.8 – 1968/2005, бл.9 – 1969, бл.10 – 1969.

ТЭЦ-5 – с установленной мощностью 470 МВт.

Блочная тепловая электростанция, 3 блока, 2*100 (№№ 1, 2) + 1*300 (№ 3)

Схема каждого блока: парогенератор (котел) – конденсационная турбина – генератор – трансформатор.

Введены в эксплуатацию: бл.1 – 1979, бл.2 – 1980, бл.3 – 1980.

ТЕЦ-2 «Эсхар» - с установленной мощностью 74 МВт.

Тепловая электростанция с поперечными тепловыми связями. 2 турбогенератора (2*50, ТГ-7 и ТГ-8) и 4 котла (№№ 6, 10,11,12)

Введены в эксплуатацию: ТГ-7 – 1957, ТГ-8 – 1952. К-6 – 1951, К-10 – 1956, К-11 – 1956, К-12 – 1956.

ТЭЦ -3 – с установленной мощностью 86 МВт.

Тепловая электроцентраль с поперечными тепловыми связями. 5 турбогенераторов (ТГ-1А – 12 МВт, ТГ-1Б – 2МВт, ТГ-3, ТГ-4, ТГ-5 по 24МВт), 9 котлов.

Электростанция построена в начале 1950-х годов.

Первомайская ТЭЦ – с установленной мощностью 50 МВт.

Тепловая электроцентраль с поперечными тепловыми связями. 2 турбогенератора (2*50, ТГ-7 и ТГ-8) и 4 котла (№№ 6, 10,11,12)

ТЭЦ Купянского сахарного з-да - с установленной мощностью 12МВт.

ВАТ «Первухинский сахзавод» – с установленной мощностью 5 МВт.

Сумская область

Сумская ТЭЦ – с установленной мощностью 40МВт.

Тепловая электроцентраль с поперечными тепловыми связями. 3 турбогенератора (2*14 МВт – ТГ-1 и ТГ-2 + 1*12 МВт – ТГ-3 ) и 3 котла (№№ 1-3)

Введены в эксплуатацию: ТГ-1 – 1957, ТГ-2 – 1957, ТГ-3 – 2009. К-1 – 1957, К-2 – 1957, К-3 – 1957.

ПГУ з-да им. Фрунзе - с установленной мощностью 38 МВт.

Блочная тепловая электростанция с газотурбинными установками. 3 турбогенератора (2*16 МВт – ТГ-1 и ТГ-2 + 1*6 МВт – ТГ-3) и 2 котла (№№ 1-2). Котельной мощности недостаточно для несения полной нагрузки всеми ТГ.

Введены в эксплуатацию: ТГ-1 – 2003, ТГ-2 – 2000, ТГ-3 – 2003. К-1 – 2003, К-2 – 2006.

Шосткинская ТЭЦ – с установленной мощностью 115 МВт.

Тепловая электроцентраль с поперечными тепловыми связями. 4 турбогенератора (1*5 МВт – ТГ-2 + 2*25 МВт – ТГ-3 и ТГ-4 + 1*60 – ТГ-5 ) и 3 котла (№№ 7-9). Котельной мощности недостаточно для несения полной нагрузки всеми ТГ.

Введены в эксплуатацию: ТГ-2 – 1956, ТГ-3 – 1963, ТГ-4 – 1964, ТГ-5 – 1977. К-7 – 1976, К-8 – 1977, К-9 – 1984.

Электростанция планировалась как дополнительный источник электроснабжения Шосткинского химкомбината. В данное время предприятие фактически не функционирует и потому ТЭЦ работает в тепловом режиме с незначительной электрической нагрузкой.

ТЭЦ завода Звезда – с установленной мощностью 18 МВт.

ООО Брок-энергия Ахтырский филиал - с установленной мощностью 12,75 МВт.

Тепловая электроцентраль с поперечными тепловыми связями. 3 турбогенератора (2*6 МВт – ТГ-1 и ТГ-2 + 1*0,75 МВт – ТГ-3 ) и 4 котла (№№ 1-4)

Введены в эксплуатацию: ТГ-1 – 1959, ТГ-2 – 1960, ТГ-3 – 2009. К-1 – 1959, К-2 – 1959, К-3 – 1960, К-4 – 2000.

Полтавская область

Крем ТЭЦ - с установленной мощностью 255 МВт.

Тепловая электроцентраль с поперечными тепловыми связями. 4 турбогенератора (ТГ-1, ТГ-2, ТГ-3 – по 50 МВт, ТГ-4 100 МВт) и 4 котла (№№ 1-4)

Введены в эксплуатацию: ТГ-1 и К-1 – 1965, ТГ-2 и К-2 – 1966, ТГ-3 и К-3 – 1967, ТГ-4 и К-4 – 1972.

Станция передана в аренду ОАО "Полтаваоблэнерго".

ТЭЦ Крюковского вагоноремонтный завод - с установленной мощностью 12 МВт.

ТЭЦ Полтавского ТВРЗ – с установленной мощностью 10,5.

Ведомственная принадлежность генерирующих

мощностей Северной ЕС.

Установленная мощность электростанций Северной ЕС на 01.01.2009 г. составила 3398,25 МВт, в том числе ТЭС Минтопэнерго 3097,75 МВт (91%), блокстанции и малые ГЕС 300,5 МВт (9%).

Коэффициент использования генерирующих мощностей

Электростанция	Установленная, МВт	Средняя за 2009 г, МВт	Средняя за 2010 г, МВт	Сред/Уст за 2010 г
Змиевская ТЭС	2200	616	675,4	30,7%
ТЭЦ-5	470	119,3	191,4	40,7%
КремТЭЦ	255	102,7	122	47,8%
ТЭЦ-2 «ЭСХАР»	74	51,6	50,3	68%

Балансы мощности и электроэнергии

Балансы мощности Северной ЕС и энергокомпаний, с учетом генерации расположенной на их территории за 2003 – 2010 гг. и развернутый баланс (в сравнении 2009 г. и 2010 г.) приведены в таблице 1 и 2

Северная ЭС в 2010 году была дефицитной как по мощности, так и по электроэнергии. Дефицит мощности в течении года колебался в пределах от 0 до 1400 МВт и его величина в основном определялась нагрузкой Змиевской ТЭС. В соответствии с балансом мощности ОЭС Украины, около 60% времени в течение года Змиевская ТЭС работала 2-3-мя блоками с нагрузкой 300-600 МВт, при установленной мощности 2200 МВт.

Баланс мощности Северной ЭС за 2003 – 2010 гг. (в макс. замерный зимний час)

№	Найменування	2003	2004	2005	2006	2007	2008	2009	2010
Северная ЭС
1	Элеткропотребление МВт ч	2626	2789	2700	2688	2799	2597	3096	2828
2	Нагрузка станций, которые расположены на территории Северной ЕС, МВт	1714	1680	1660	1847	2131	1346	2747	1542
3	Баланс мощности (избыток +; дефіцит - )	-912	-1109	-1040	-841	-668	-1251	-349	-1286

Развернутый баланс мощности Северной ЕС за 2009 – 2010 гг.

№	Наименование	2009 г.	2010 г.	%
Северная ЭС
1	Покрытие	2747	1542	56,1
2	Совмещенный максимум нагрузки	3096	2828	91,3
3	Баланс мощности (избыток +; дефицит - )	-349	-1286	368
4	Абсолютный максимум нагрузки	3154	3115	98,8
в том числе АК «Харьквоблэнерго»
1	Покрытие	2437	1308	53,7
2	Максимум нагрузки	1545	1445	94
3	Баланс мощности (избыток +; дефицит - )	+892	-137	-
в том числе ОАО «Полтаваоблэнерго»
1	Покрытие	184	167	90,8
2	Максимум нагрузки	968	884	91,3
3	Баланс мощности (избыток +; дефицит - )	-784	-717	-
в том числе ОАО «Сумыоблэнерго»
1	Покрытие	70	69	99
2	Максимум нагрузки	452	454	100,4
3	Баланс мощности (избыток +; дефицит - )	-382	-385	-

Ежегодное увеличение потребления в Северной энергосистеме (в МВт*ч) в среднем составляет около 1%, в 2010 году эта величина составила 8,8%. Максимум потребления региона в 2010 году составил 3115 МВт (25.01.2010 18:00). /по прогнозу СПР НЭК, в соответствии со справкой, подготовленной в авг.2006г., ожидаемое максимальное потребление по Северной ЭС в 2010г., должно было составить 3200 МВт./

В соответствии с прогнозом прироста потребления мощности, электрическая нагрузка Северной ЭС в период максимума 2011 года составит 3146 МВт.

Баланс электрической энергии Северной ЭС за 2003 – 2010 гг, млн. кВт*ч.

№	Наименование	2003	2004	2005	2006	2007	2008	2009	2010
Северная ЭС
1	Элеткропотребление млн. кВт ч	16232	16038	16212	16636	17145	17367	16255,2	17683,9
2	Выработка станций, которые расположены на территории Северной ЕС	10840	10608	10272,3	10733	9832, 5	9980	8391,8	9878,7
3	Баланс энергии (избыток +; дефіцит - )	-5392	-5430	-5939,8	-5903	-7312,5	-7387	-7857,4	-7805,1

Баланс энергии Северной ЕС характеризовался дефицитом в размере порядка 5300 - 7800 млн. кВт*ч.

Развернутый баланс электрической энергии Северной ЕС за 2009 – 2010 гг,

млн. кВт*ч.

№	Наименование	2009 г.	2010 г.	%
Северная ЭС
1	Электропотребление, млн. кВт*ч	16255,172	17683,857	108,79
2	Выработка станций, которые расположены на территории Северной ЕС, млн. кВт*ч, в т.ч.:	8397,763	9878,747	117,64
2.1	Змиевская ТЭС	5397,538	5917,096	109,63
2.2	Хар. ТЭЦ - 5	1045,070	1677,149	160,48
2.3	Хар. ТЭЦ – 2 «Эсхар»	452,300	440,687	97,43
2.4	Хар. ТЭЦ – 3	171,681	238,924	139,17
2.5	Крем. ТЭЦ	899,849	1069,019	118,80
2.6	Ахт. ТЭЦ	38,977	39,560	101,50
2.7	Мал. ГЭС	29,077*	29,920*	102.90
2.8	Сумская ТЭЦ	147,995	181,034	122,32
2.9	Шост ТЭЦ	110,839	205,112	185,05
2.10	Блок станции	104,437	80,246	76,84
13	Баланс энергии (избыток +; дефицит - ), млн. кВт*ч	-7857,408	-7805,110	99,334

*) с учетом выработки компании «Вода Донбасса»

Дефицит электроэнергии покрывался за счет перетока электроэнергии от ОЭС Центра (Россия) и от энергосистем Украины (всего от 5-ти смежных энергосистем):

			Баланс э/э за 2010 г., млн. кВт*ч
1	Курская энергосистема (РФ)	по одной ВЛ-750 кВ, двум ВЛ-330 кВ и транзитам 110 кВ	6 484,4
2	Белгородская энергосистема (РФ)	по трем ВЛ-330 кВ	- 1 226,2
3	Центральная энергосистема (Укр.)	по одной ВЛ-330 кВ и транзитам 110 кВ	- 1 165,0
4	Днепровская энергосистема (Укр.)	по двум ВЛ-330 кВ и транзитам 150 кВ	2 386,6
5	Донбасская энергосистема (Укр.)	по трем ВЛ-330 кВ и транзитам 110 кВ	1 625,4
	Всего, млн. кВт*ч		7805,11

Загрузка ВЛ за 2009-2010 год.

Наиболее загруженные ВЛ-750 (330) кВ Северной ЭС в 2009-2010 году:

- ВЛ-750 кВ КАЭС – Североукраинская – 914 МВт, при пропускной способности – 992 МВт

- Кременчуг – Днепровская – 603 МВт, при пропускной способности 809 МВт

- Сумы Северная – КАЭС – 536 МВт, при пропускной способности 809 МВт

- Конотоп – Нежин – 503 МВт, при пропускной способности 809 МВт

Название ВЛ, пропускная способность в А	Пропускная способность* при +20 град, МВт	Наибольшая загрузка ВЛ за 2009-2010 год, МВт	Коэффициент использования, %
1. Л-750 СУ – КАЭС, 805 А	992	914	92
2. Североукраинская – Миргород, 1491 А	809	444	54,9
3. Североукраинская – Полтава, 1491 А	809	302	37,3
4. Североукраинская – Сумы Северная, 1491 А	809	384	47,5
5. Сумы – Конотоп, 1491 А	809	448	55,4
6. Сумы – Залютино, 1733 А	940	398	42,3
7. Сумы – Сумы Северная, 1491 А	809	448	55,4
8. Шостка – КАЭС, 1491 А	809	501	62
9. Шостка – Конотоп, 1491 А	809	370	45,7
10. Конотоп – Нежин, 1491 А	809	503	62,2
11. Сумы Северная – КАЭС, 1491 А	809	536	66,3
12. Купянск – СлавТЭС, 600 А	325	174	53,5
13. Лозовая – Первомайск, 1491 А	809	391	48,3
14. Лозовая – Центральная, 1733 А	940	398	42,3
15. Залютино – ЗмиевТЭС №1, 1008 А	546	274	50,2
16. Залютино – ЗмиевТЭС №2, 1008 А	546	274	50,2
17. Кременчуг – КремГЭС, 1491 А	809	428	52,9
18. Кременчуг – Миргород, 1491 А	809	329	40,7
19. Полтава – Кременчуг, 1491 А	809	350	43,3
20. ЗмиевТЭС – Полтава, 1491 А	809	311	38,4
21. Артема – ЗмиевТЭС, 1733 А	940	375	39,9
22. Артема – Залютино, 1733 А	940	183	19,5
23. ЗмиевТЭС – Лосево, 1733 А	940	384	40,9
24. ЗмиевТЭС – Белгород с отп.Лосево, 1733 А	940	393	41,8
25. Лосево – Шебекино, 1733 А	940	202	21,5
26. Кременчуг – Днепровская, 1491 А	809	603	74,5
27. ЗмиевТЭС – Первомайск, 1491 А	809	391	48,3
28. ЗмиевТЭС – Валуйки, 1491 А	809	403	49,8
29. ЗмиевТЭС – СлавТЭС, 1491 А	809	500	61,8

* Пропускная способность по мощности пересчитана на коэффициент мощности 0,95

Загрузка АТ за 2009-2010 год.

№ п/п	Название ПС	Установленная мощность, МВА	Установленная мощность, МВт *	Фактическая максимальная загруженность в период 2009-2010гг.
	МВт	% (от номин. в работе)
1	2	3	4	5	6
1.	Североукраинская-750	1000	992 *	914	92 **
2.	Залютино-330	600	570 *	340	59,7
3.	Артёма-330	600	570 *	357	62,6
4.	Лосево-330	800	760 *	342	45
5.	Первомайск-330	200	190 *	93	49
6.	Купянск-330	400	380 *	174	45,8
7.	Лозовая-330	200	190 *	151	79,5
8.	Миргород-330	400	380 *	188	49,5
9.	Кременчуг-330	750	712 *	379	53,2
10.	Полтава-330	650	618 *	288	46,6
11.	Сумы-330	570	542 *	122	22,5
12.	Сумы-Северная-330	400	380 *	153	40,3
13.	Конотоп-330	375	356 *	122	34,3
14.	Шостка-330	400	380 *	137	36,1
	Всего:	7344 (7744 **)	6978 (7358)

* Установленная мощность пересчитана на коэффициент мощности 0,95

** Загрузка 2АТ на ПС-750 Североукраинская обусловлена складывающимся балансом между ОЭС Украины и ЕЭС РФ и не является показателем потребления региона Северной ЭС.

Анализируя существующие перспективные (расчетные) нагрузки предоставленные в Таблице 1.5. видно, что имеется значительный запас трансформаторной мощности с учетом ближайшей перспективы. Однако, при этом необходимо учитывать значительный физический износ оборудования.

Информация по обеспечению надежного электроснабжения потребителей Харьковской области

Информация про ХМЭС

Харьковские магистральные электрические сети образованы в 1998 году как структурное подразделение Северной ЭС.

Общая численность персонала 380 чел.

Работники Харьковских МЭС обслуживают ПС-330 кВ Залютино, Артема, Лосево, Купянск, Лозовая, Первомайск с общей установленной мощностью трансформаторов 2989 МВА, 16 ВЛ-330 кВ общей протяженностью 896,1км, 4 ВЛ-110 кВ – 48,7 км.

По организационной структуре все 6 подстанций подчинены службе подстанций МЭС. В составе службы линий есть 3 линейных участков: Комсомольский, Харьковский и Купянский.

Информация по потреблению области.

	Максимум потребления зимний замер, МВт	Потребление эл. энергии за год, млрд кВт*ч, с учетом ТРЭ
	СевЭС	ХОЭ	%% от СевЭС	СевЭС	ХОЭ / ХО	%% от СевЭС
1988	4790			28
1998	2787	1466	52,6	16,8	7,87	46,8
1999	2098	1200	57,2	15,97	7,52	47,1
2000	2627	1352	51,5	15,18	7,32	48,2
2001	2830	1508	53,3	15,47	7,62	49,3
2002	3024	1630	53,9	15,84	7,76 / 8,67	49,0
2003	2626	1281	48,8	16,23	7,79 / 8,72	48,0
2004	2789	1345	48,2	16,04	7,48 / 8,37	46,6
2005	2700	1302	48,2	16,21	7,48 / 8,34	46,1
2006	2688/1954	1287	47,9	16,64	7,61 / 8,52	45,7
2007	2799	1452	49,8	17,15	7,84 / 8,65	45,7
2008	2597	1348	51,9	17,37	8,05 / 8,47	46,3
2009	3096	1545	49,9	16,26	7,56 / 8,34	46,5
2010	2828	1445	51,1	17,68	8,08 / 8,97	45,7

Анализ текущих и перспективных режимов работы Северной ЭС показывает на ежегодный рост потребления Харьковской области с пределах около 1-1,5%. Суммарное потребление потребителей области в период осенне-зимних максимумов 2009-2010 гг достигло 1582 МВт. (25.01.2010г.).

В соответствии с прогнозом прироста потребления мощности, электрическая нагрузка Харьковской области в период максимума 2010 года составит 1601 МВт.

Харьковская область в целом имеет избыточный баланс как по электроэнергии, так и по мощности. Основными источниками электроснабжения потребителей области наряду с магистральными электрическими сетями 330-750 кВ, которые эксплуатируются Северной ЭС НЭК «Укрэнерго», являются Змиевская ТЭС, Харьковская ТЭЦ-5, ТЭЦ-3, ТЭЦ-2 «Эсхар».

Особенностью электрических сетей области является наличие межгосударственных связей с ОДУ «Центр» по линиям ВЛ-330 кВ Белгород – Змиевская ТЭС с отпайкой на ПС Лосево, Шебекино – Лосево, Валуйки – Змиевская ТЭС.

Схема сети Харьковской области сформирована на классе напряжения 110-330 кВ. На территории области размещено шесть подстанций 330/110 кВ: Лосево (введена в эксплуатацию в 1956 году), Залютино (1968 год), Артема (1975 год), Первомайск (1976 год), Купянск (1980 год), Лозовая (1982 год).

ВЛ-330 кВ Славянская ТЭС – Змиевская ТЭС длинной 98 км эксплуатируется более 40 лет и требует реконструкции.

Перспективными планами развития в период до 2020 года для повышения надежности электроснабжения потребителей г. Харькова и прилегающих районов предусмотривается строительство ПС 330 кВ "Харьков Северная" с привязкой ее к сетям 110-330 кВ. Кроме того энергетической стратегией Украины до 2030 года предусмотрено строительство северного транзита 750 кВ РАЭС – Киевская – Североукраинская – Харьковская – Донбасская, часть которого пройдет по территории Сумской и Харьковской областей. Реализация этого проекта существенно повысит надежность электроснабжения потребителей региона.

«Узкие места» в существующей схеме региона АК «Харьковоблэнерго»:

- г. Харьков:

- Практически заперта мощность АТ на ПС-330/110 Лосево из-за слабых связей 110 кВ с узлами нагрузок, появившимися после 1991года при изменении структуры потребления города.

- Слабые связи 110 кВ, отходящие от ПС-330/110 Залютино и Артема в сторону р-на Барабашова и Алексеевки приводят к работе с номинальными нагрузками по ВЛ-110 кВ, без возможности вывода в плановый ремонт в ОЗП и с существенными трудностями в ремонтный период.

Перенос «центра тяжести» нагрузок с восточной (в прошлом промышленной) части г.Харькова в северную часть привел к увеличению потерь в распредсетях на передачу электрической энергии и к перегрузу отдельных ВЛ-110 кВ. Ввод дополнительной трансформаторной мощности на вновь сооружаемых ПС-110 кВ Победа, Набережная, Дергачи, Льва Толстого, реконструкция старых ПС-110 кВ с заменой трансформаторов на более мощные увеличит загрузку северной части города и питающие ВЛ-110 кВ (наиболее сильно в голове транзитов, т.е. ВЛ, отходящие от ПС-330 кВ).

Необходимо реконструировать сеть 110 кВ г.Харькова в связи с изменением топологии нагрузок, для возможности использования резервных мощностей автотрансформаторов, установленных на подстанциях 330 кВ Лосево, Артема, Залютино. Перспективное развитие Северной части города обуславливает целесообразность строительства новой подстанции 330 кВ.

При работающем минимальном составе оборудования на Змиевской ТЭС – 2 блока и менее на шинах 330 кВ возникают проблемы с регулированием напряжения в контрольной точке НЭК – шины 330 кВ ЗмиевТЭС и на шинах 110 кВ ПС Артема, менее – ПС Лосево, при работающем обном блоке 100 МВт на ТЭЦ-5 – также на шинах 110 кВ ПС Залютино. Регулировочный диапазон генераторов не обеспечивает необходимого запаса при изменениях нагрузки день – ночь.

На время прохождения ОЗП и при ремонтных режимах летом необходимо соблюдать требование по минимальному составу включенного генерирующего оборудования на станциях ЗмиевТЭС и ТЭЦ-5.

- Купянский узел.

После отключения межгосударственных тразнитов 110 кВ Куриловка – Валуйки, тяговая подстанция Куриловка имеет питание по двум ВЛ, а т. Тополи – по одной ВЛ. После передачи ВЛ-110 на баланс АК «ХОЭ» предполагается соединение разрезанных ВЛ в «кольцо». Требует внимания и проектного проработки энергообеспечения прилегающих районов г.Купянска, поскольку питающее их кольцо замыкается на шины 110 кВ только ПС-330 кВ Купянск, а связи с сетью 110 кВ был разорван (транзит 110 кВ т. Куриловка – Валуйки (РФ)). В результате чего в ремонтном режиме одной СШ-110 кВ ПС-330 кВ Купянск погашение другой может привести к полному обесточению указанного района, в том числе ПС-110 кВ НС-9 (насосная станция перекачки аммиака).

Информация по обеспечению надежного электроснабжения потребителей Полтавской области

Информация про ПМЭС

Полтавские магистральные электрические сети образованы в 1998 году как структурное подразделение Северной ЭС.

Общая численность персонала 221 чел.

Работники Полтавских МЭС обслуживают ПС-330 кВ Полтава, Кременчуг, Миргород с общей установленной мощностью трансформаторов 1696,5 МВА, 7 ВЛ-330 кВ общей протяженностью 560 км.

По организационной структуре все 3 подстанции подчинены службе подстанций МЭС. В составе службы линий есть 2 линейных участков: Полтавский и Миргородский.

Информация по потреблению области.

	Максимум потребления зимний замер, МВт	Потребление эл. энергии за год, млрд кВт*ч, с учетом ТРЭ
	СевЭС	ПОЭ	%% от СевЭС	СевЭС	ПОЭ / ПО	%% от СевЭС
1988	4790			28
1998	2787	761	27,3	16,8	5,19	30,9
1999	2098	591	28,2	15,97	4,76	29,8
2000	2627	663	25,2	15,18	4,58	30,2
2001	2830	771	27,2	15,47	4,5	29,1
2002	3024	812	26,9	15,84	4,79 / 4,86	30,2
2003	2626	790	30,1	16,23	5,09 / 5,13	31,4
2004	2789	873	31,3	16,04	5,22 / 5,29	32,5
2005	2700	832	30,8	16,21	5,4 / 5,46	33,3
2006	2688	872	32,4	16,64	5,59 / 5,66	33,6
2007	2799	764	29,4	17,15	5,22 / 5,83	30,4
2008	2597	762	29,3	17,37	5,76 / 5,84	33,2
2009	3096	968	31,3	16,26	4,78 / 5,52	29,4
2010	2828	884	31,3	17,68	5,85 / 6,07	33,1

Анализ текущих и перспективных режимов работы Северной ЭС показывает на ежегодный рост потребления Полтавской области с пределах около 1-1,5%. Суммарное потребление потребителей области в период осенне-зимних максимумов 2009-2010 гг достигло 968 МВт. (17.12.2009 г.).

В соответствии с прогнозом прироста потребления мощности, электрическая нагрузка Полтавской области в период максимума 2010 года составит 980 МВт.

Полтавская область в целом имеет дефицитный баланс как по электроэнергии, так и по мощности. Основными источниками электроснабжения потребителей области являются магистральные электрические сети 330-750 кВ, которые эксплуатируются Северной ЭС НЭК «Укрэнерго». На территории области размещена Кременчугская ТЭЦ и ряд мелких промышленных ТЭЦ, которые вместе покрывают не более 20% нужд потребителей в электроэнергии.

Особенностью Полтавской области является ее граничное положение на границе Северной и Днепровской энергосистем и соответствующее наличие в области распределительных сетей как 110, так и 150 кВ, связь между ними отсутствует. На территории области размещены три ПС-330 кВ: Кременчуг, Полтава и Миргород. ПС 330/150 кВ "Кременчуг" построена в 1975 году. К подстанции присоединен ряд потребителей первой категории по надежности – горно- обогатительный комбинат и нефтеперерабатывающий завод. Увеличение нагрузки узла и повышение надежности электроснабжения обусловливают необходимость подключения на подстанции четвертого автотрансформатора и выполнение схемы первичных соединений по схеме «3/2 выключателя на одно присоединение». ПС 330/110 кВ «Полтава» построена в 1962 году. Из четырех автотрансформаторов, размещенных на подстанции два динамически нестойки и требуют замены. На подстанции ОРУ-330 кВ выполнено по схеме «трансформатор-шины с двумя выключателями на одно присоединение». При такой схеме в случае ремонтно-аварийной потери двух систем шин 330 кВ может иметь место перегрузка транзита 110 кВ Полтава – Миргород. ПС 330/110 кВ «Миргород» построена в 1962 году. В работе два автотрансформатора.

Транзит 330 кВ Кременчугская ГЭС – Кременчуг – Полтава – Змиевская ТЭС длинной 297 кВ эксплуатируется более 40 лет и требует реконструкции.

Транзит 150 кВ Кременчугская ГЭС – Кременчугская ТЭЦ отключен в схеме нормального режиа в связи с несоответствием отключающей способности выключателей токам короткого замыкания. Проводится работа по замене выключателей на элегазовые.

«Узкие места» в существующей схеме региона ОАО «Полтаваоблэнерго»:

1. Кременчугский энергоузел не резервируется по сети 150 кВ. При одновременном отключении двух СШ-330 кВ на ПС-330 кВ Кременчуг, полностью утрачивается питание потребителей сети 150 кВ, т.к. мощность КремТЭЦ недостаточно, а связи 150 кВ КремТЭЦ – КремГЭС разомкнуты из-за несоответствия выключателей на объектах Северной ЭС и ОАО «Полтаваоблэнерго», ПГОКа токам короткого замыкания в сети.

2. Схема питания Полтавского узла 110 кВ не обладает достаточной надежностью. Одновременное отключение двух СШ-330 кВ на ПС-330 кВ Полтава приведет к отключению части потребителей действием автоматики по снижению напряжения ниже допустимого. Резервирование потребителей Полтавского узла от ПС-330 кВ Миргород недостаточно по количеству связей и по сечению проводов.

В случае аварийного отключения 1 и 2СШ-330кВ на ПС-330 кВ Полтава, для поднятия напряжения на шинах 110кВ до уровня 99кВ, необходимо отключить потребителей на величину суммарно равной разнице между текущим потреблением и 110МВт (транзиты между пс Миргород и пс Полтава обеспечивают питание Полтавского узла на 110МВт с напряжением 99 кВ).

Информация по обеспечению надежного электроснабжения потребителей Сумской области

Информация про СМЭС

Сумские магистральные электрические сети образованы в 1998 году как структурное подразделение Северной ЭС.

Общая численность персонала 342 чел.

Работники Сумских МЭС обслуживают ПС-750 кВ Североукраинская, ПС-330 кВ Сумы, Сумы Северная, Шостка, Конотоп с общей установленной мощностью трансформаторов 2776 МВА, 1 ВЛ-750 кВ общей протяженностью 99,7 км, 9 ВЛ-330 кВ общей протяженностью 483,4 км, 4 ВЛ-110 кВ - 71,2 км.

По организационной структуре все 5 подстанций подчинены службе подстанций МЭС. В составе службы линий есть 2 линейных участков: Сумской и Шосткинский.

Информация по потреблению области.

	Максимум потребления зимний замер, МВт	Потребление эл. энергии за год, млрд кВт*ч, с учетом ТРЭ
	СевЭС	СОЭ	%% от СевЭС	СевЭС	СОЭ	%% от СевЭС
1988	4790			28
1998	2787	432	15,5	16,8	2,64	15,7
1999	2098	301	14,3	15,97	2,47	15,5
2000	2627	426	16,2	15,18	2,26	14,9
2001	2830	416	14,7	15,47	2,27	14,7
2002	3024	425	14,1	15,84	2,11 / 2,31	13,3
2003	2626	403	15,3	16,23	2,11 / 2,38	13,0
2004	2789	398	14,3	16,04	2,12 / 2,38	13,2
2005	2700	392	14,5	16,21	2,14 / 2,41	13,2
2006	2688	403	15,0	16,64	2,19 / 2,46	13,2
2007	2799	393	14,8	17,15	1,99 / 2,28	11,6
2008	2597	397	15,3	17,37	2,29 / 2,60	13,2
2009	3096	452	14,6	16,26	2,10 / 2,39	12,9
2010	2828	454	16,1	17,68	2,33 / 2,64	13,2

Анализ текущих и перспективных режимов работы Северной ЭС показывает на ежегодный рост потребления Сумской области с пределах около 1%. Суммарное потребление потребителей области в период осенне-зимних максимумов 2009-2010 гг достигло 454 МВт (15.12.2010 г.).

В соответствии с прогнозом прироста потребления мощности, электрическая нагрузка Сумской области в период максимума 2010 года составит 460 МВт.

Сумская область в целом имеет дефицитный баланс как по электроэнергии, так и по мощности. Основными источниками электроснабжения потребителей области являются магистральные электрические сети 330-750 кВ, которые эксплуатируются Северной ЭС НЭК «Укрэнерго». На территории области размещен ряд мелких ТЭЦ – Сумская (28 МВт), Ахтырская ТЭЦ (12,75 МВт), Шосткинская ТЭЦ (115 МВт), ТЭЦ завода «Звезда» (18 МВт), ПГУ з-да им. Фрунзе (38 МВт). Наиболее мощная из них Шосткинская ТЭЦ, но так как в данное время Шосткинский химкомбинат фактически не функционирует, то ТЭЦ работает в тепловом режиме с незначительной электрической нагрузкой.

Особенностью электрических сетей области является наличие межгосударственных связей с ОДУ «Центр» по линиям ВЛ-330 кВ Курская АЭС – Шостка, Курская АЭС – Сумы Северная и ВЛ-750 кВ Курская АЭС – Североукраинская. ВЛ-750 кВ Курская АЭС – Североукраинская построена в 1988 году, как часть запланированного транзита 750 кВ Курская АЭС – Североукраинская – Чернобыльская АЭС. Общая длина ВЛ – 186 км, из которых 99,7 км проходит по украинской территории. Линия выполнена проводом АС-300/39 с пятью проводами в фазе.

Схема сети Сумской области сформирована на классе напряжения 110 – 300 – 750 кВ. На территории области размещены четыре подстанции 330/110 кВ: «Шостка» (введена в эксплуатацию в 1989 году), «Конотоп» (1964 год), «Сумы Северная» (1988 год), «Сумы» (1961 год), а также ПС-750/330 кВ «Североукраинская» (1988).

В целом состояние подстанций удовлетворительный, однако ПС-330 кВ «Сумы» требует замены второго автотрансформатора в связи с его физическим зносом. ПС-30 кВ «Конотоп» требует замены третього автотрансформатора по причине его динамической нестойкости. ВЛ-330 кВ Нежин – Конотоп и Сумы – Конотоп эксплуатируются болем 40 лет и тпребуют реконструкции.

Кроме того, нахождение на балансе завода имени Фрунзе ВЛ-330 кВ Сумы Северная – Североукраинская усложняют эксплуатацию прилегающей сети 330 кВ региона, поскольку НЭК «Укрэнерго» не имеет возможности контролировать физическое состояние этой линии. На сегодня проходит процесс передачи линии на баланс НЭК «Укрэнерго».

Для повышения надежности электроснабжения потребителей Сумской области и Северного региона ОЭС Украины в целом, предусматривается в период посте 2010 года строительство ВЛ-750 кВ Киевская – Североукраинская с реконструкцией ПС-750/330 кВ Североукраинская. Данная линия будет частью северного транзита 750 кВ РАЭС – Киевская – Североукраинская – Харьковская – Донбасская, строительство которого предусмотрено Энергетической стратегией Украины на период до 2030 года. Реализация этого проекта позволит значительно увеличить надежность электроснабжения потребителей Центральных, Северных и Восточных областей Украины, в том числе Сумской области, и обеспечат передачу излишков мощности с Западного региона в дефицитный Восточный.

/по состоянию на 01.01.2011г./

Авторы: Полюх С.М. Волков С.В.