Модернизация объектов электроэнергетики обеспечит рост энергопотребления в Нижегородской области

До 2028 года в энергосистеме Нижегородской области прогнозируется среднегодовой темп прироста потребления электрической энергии на 2,42 % в год.

Минэнерго России утвердило Схему и программу развития электроэнергетических систем России на 2023-2028 годы (далее – СиПР), в которую включены прогнозы и основные технические решения по развитию энергосистемы Нижегородской области. Согласно СиПР, разработанной при участии Нижегородского РДУ, к 2028 году в энергосистеме Нижегородской области планируется увеличение потребления электрической энергии до 23173 млн кВт·ч со среднегодовым темпом прироста – 2,42 %, а также увеличение максимального потребления электрической мощности до 3570 МВт со среднегодовым темпом прироста – 2,07 %. По данным Филиала Системного оператора – Нижегородское РДУ, в 2022 году эти значения составили: потребление электрической энергии - 20075,0 млн кВт·ч, потребление электрической мощности – 3156,5 МВт. Планируемый рост потребления электрической энергии в первую очередь связан с увеличением потребления крупных промышленных предприятий региона.

В рамках СиПР в энергосистеме Нижегородской области планируются проекты, связанные с вводом в эксплуатацию и реконструкцией объектов по производству электрической энергии. Наиболее крупные из них связаны с Нижегородской ГЭС: модернизация гидроагрегата №1 с увеличением его максимальной мощности на 7,5 МВт до 72,5 МВт (срок реализации – 2024 год); модернизация гидроагрегата №4 с увеличением его максимальной мощности на 7,5 МВт до 72,5 МВт (2025 год); модернизация гидроагрегата №7 с увеличением его максимальной мощности гидроагрегата на 7,5 МВт до 72,5 МВт (2026 год); модернизация гидроагрегата №5 с увеличением его максимальной мощности на 7,5 МВт до 72,5 МВт (2027 год); модернизация гидроагрегата №3 с увеличением его максимальной мощности на 7,5 МВт до 72,5 МВт (2028 год). Существующие гидроагрегаты отработали нормативный срок службы и достигли высокой степени износа. Новые гидроагрегаты обладают улучшенными техническими характеристиками и отвечают современным требованиям экологической безопасности.

В СиПР также определены решения по перспективному развитию электрических сетей энергосистемы Нижегородской области.

Для исключения рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений предусмотрены:

- реконструкция ПС 110 кВ Приокская с заменой трансформаторов Т-1 110/6 кВ и Т-2 110/6 кВ мощностью 31,5 МВА каждый на два трансформатора 110/6 кВ мощностью 40 МВА каждый (планируемый год реализации – 2025 год);

- реконструкция ПС 110 кВ Богородская с заменой трансформаторов Т-1 110/6 кВ и Т-2 110/6 кВ мощностью 15 МВА каждый на два трансформатора 110/6 кВ мощностью 25 МВА каждый (планируемый год реализации – 2024, 2025 годы);

- реконструкция ПС 110 кВ Павлово с заменой трансформатора Т-1 110/35/6 кВ мощностью 20 МВА на трансформатор 110/35/6 кВ мощностью 32 МВА, что также позволит обеспечить нахождение параметров электроэнергетического режима в области допустимых значений (планируемый год реализации – 2024 год). Выполнение данных мероприятий позволит повысить надежность электроснабжения потребителей и обеспечить дополнительные возможности для технологического присоединения к электрическим сетям.

Напомним, новая модель планирования перспективного развития отрасли введена с 1 января 2023 года в соответствии с принятыми в июне 2022 года поправками в Федеральный закон № 35-ФЗ «Об электроэнергетике». В соответствии с документом, центром ответственности за перспективное планирование электроэнергетики стал Системный оператор. В спектр задач компании включена разработка двух программных документов – Генеральной схемы размещения объектов электроэнергетики на 18 лет и Схемы и программы развития электроэнергетических систем России на 6 лет с включением в последнюю планов по развитию региональных энергосистем в части системообразующей сети 110 кВ и выше. Внедрение новой системы направлено на повышение качества и прозрачности документов перспективного планирования, а также увеличение экономической эффективности принимаемых технических решений по формированию будущего облика энергосистемы при соблюдении установленных параметров ее надежности.