Энергоснабжение сахского региона

 

Введение

электроснабжение потребитель энергорайон

Энергосистема Республики Саха (Якутия) состоит из трех не связанных между собой энергорайонов - Южно-Якутского, Центрального и Западного, а также зоны децентрализованного энергоснабжения - Северного энергорайона.

В энергосистеме республики представлены все виды генерации: гидрогенерация (Вилюйская ГЭС 1 и 2, Светлинская ГЭС), газовая генерация (Якутская ГРЭС, Якутская ТЭЦ), генерация на угле (Нерюнгринская ГРЭС, Чульманская ТЭЦ). Кроме того, по причине огромных малонаселенных территорий обслуживания, сильное развитие получила «малая» энергетика, представленная дизельными электростанциями.

Республика Саха (Якутия) является одним из самых богатых субъектов РФ по минерально-сырьевым ресурсам, на ее территории находятся месторождения алмазов, золота, каменного и бурого угля, железной руды, природного газа, олова, вольфрама, полиметаллических руд, сурьмы, пьезокварца, слюды, ртути, апатитов. Помимо этого есть каменная и поваренная соль, известняки, слюды, перспективны поиски месторождений нефти. В республике сосредоточены 22% гидроресурсов России. В связи с этим в период с 2012 года, будет производиться массовое освоение природных богатств Якутии, для осуществления этого в трех энергорайонах будут вводиться новые потребители, для их энергоснабжения будут производиться работы по строительству новых линий электропередач и модернизация (реконструкция старых).

Южный энергорайон (ЮЯЭР) обеспечивает электроэнергией Южно-Якутский территориально-промышленный комплекс, Нерюнгринский и Алданский промышленные и сельскохозяйственные узлы. ЮЯЭР имеет связь с ОЭС Востока посредством ВЛ 220 кВ Тында - НГРЭС.

Центральный энергорайон (ЦЭР) объединяет центральный промышленный узел и группу центральных улусов, в том числе заречных, связанных с левобережьем уникальным переходом через реку Лена - линия электропередачи в габаритах 220 кВ. Энергоснабжение района осуществляется от Якутской ГРЭС, которая выработала свой ресурс, в связи с этим наблюдаются неполадки в работе оборудования. Покрытие максимума нагрузки происходит, кроме основной электростанции, за счет работы множества ДЭС, обслуживание которых стоит огромных затрат. Западный энергорайон (ЗЭР) объединяет Айхало-Удачнинский, Мирнинский, Ленский промышленные узлы и группу Вилюйских сельскохозяйственных улусов, а также связь с Олекминским районом. На территории Западного энергорайона намечается строительство новых крупных электросетевых объектов, например нефтепровод Восточная Сибирь - Тихий Океан. В связи с этим ведется строительство линий 220 кВ, в направлении ОЭС Востока, для обеспечения надежного электроснабжения новых потребителей.

Целью дипломного проекта является оценка возможности параллельной работы энергорайонов Республики Саха (Якутия) с ОЭС Востока. Связь с Центральным энергорайоном предполагается осуществить со строительством линий 220 кВ Нижний Куранах - Томмот - Майя. Связь с Западным энергорайоном осуществиться со строительством линии 220 кВ Нижний Куранах - НПС15 - Олекминск. Такая связь необходима для повышения надежности электроснабжения потребителей и передачи электроэнергии в дефицитные области.

Расчётные сроки, принятые в проекте:

отчётный год - 2011 г.;

расчётный - 2015 г.;

перспективный - 2016 г. (наиболее энергодефицитный год).

В проекте выполнены расчеты электрических режимов на расчетный и перспективный сроки в ПК RastrWin. Расчет динамической устойчивости выполнен в ПК ДАКАР.

1. Анализ современного состояния якутской энергосистемы

.1 Краткая характеристика районов

электроснабжение потребитель энергорайон

Республика Саха (Якутия) расположена в северо-восточной части Евразийского материка и является самым большим регионом Российской Федерации. Общая площадь континентальной и островной территории Якутии составляет 3,1 млн. кв. км. Свыше 40% территории республики находится за Полярным кругом. Протяженность Якутии в широтном направлении - 2500 км, в меридиональном - 2000 км. Расстояние от Якутска до Москвы - 8468 км, до Хабаровска - 1590 км. Республика Саха (Якутия) вместе с Приморским, Хабаровским и Камчатским краями, Амурской, Магаданской, Сахалинской областями, Еврейской автономной областью и Чукотским автономным округом входит в состав Дальневосточного федерального округа. До настоящего времени Якутия является одним из самых изолированных и труднодоступных регионов мира в транспортном отношении: 90% территории не имеет круглогодичного транспортного сообщения. В среднем на территории Якутии продолжительность отопительного сезона составляет 8-9 месяцев в году, в то же время в арктической зоне - она круглогодична. По данным Всероссийской переписи 2002 г. общая численность населения Республики Саха (Якутия) составила 949 тыс. человек. Удельный вес городского населения - 64,2%, сельского - 35,8%.

На территории Республики работают следующие крупные компании: ОАО АК «Якутскэнерго»; ОАО «Дальневосточная генерирующая компания», филиал Нерюнгринская ГРЭС; ОАО «Дальневосточная распределительная компания», филиал «Южно-Якутские электрические сети»; ОАО «Федеральная сетевая компания»; ОАО «Вилюйская ГЭС-3». Энергосистема Республики Саха (Якутия) состоит из трех не связанных между собой энергорайонов - Южно-Якутского, Центрального и Западного, а также зоны децентрализованного энергоснабжения - Северного энергорайона и в настоящее время является энергоизбыточной.

Южно-Якутский энергорайон (ЮЯЭР) включает в себя Южно-Якутский территориально-промышленный комплекс, Нерюнгринский и Алданский промышленные и сельскохо-зяйственные узлы. На территории энергорайона расположены три города: Нерюнгри (население 62,3 тыс. человек), Алдан (население 23,4 тыс. человек) и Томмот (население 8,6 тыс. человек). Основным источником электроснабжения потребителей Южно-Якутского энергорайона является Нерюнгринская ГРЭС мощностью 570 МВт, обеспечивающая электроэнергией Южно-Якутский территориально-промышленный комплекс, Нерюнгринский и Алданский промышленные и сельскохозяйственные узлы. Нерюнгринская ГРЭС связана двумя цепями ВЛ 220 кВ с ПС Тында Амурской энергосистемы и передает избытки электроэнергии в Амурскую энергосистему. Дополнительными источниками электроснабжения потребителей, является Чульманская ТЭЦ мощностью 48 МВт, демонтируемая в 2015 году. Электроснабжение потребителей Нерюнгринского промышленного узла осуществляется от шин 110 кВ Нерюнгринской ГРЭС по одно- и двухцепным ВЛ 110 кВ.

Электроснабжение потребителей Алданского промышленного узла осуществляется по двум одноцепным ВЛ 220 кВ Нерюнгринская ГРЭС - Нижний Куранах и одноцепной ВЛ 110 кВ М. Нимныр - Б. Нимныр - Юхта - Лебединый - Н-Куранах. Электрические сети 6, 10, 35, 110 кВ ЮЯЭР (за исключением ведомственных подстанций) находятся на балансе филиала «Южно-Якутские электрические сети» ОАО «Дальневосточная распределительная сетевая компания», деятельность которого заключается в передаче и распределении электрической энергии, обслуживании и ремонте электрических сетей.

Основным промышленным потребителем Южного энергорайона является топливная промышленность, в частности, угольная, доля которой в 2010 году составила 20,07% от суммарного электропотребления ЮЯЭР. Схема электрических сетей ЮЯЭР приведена на рисунке Д 140205.021.001

Центральный энергорайон (ЦЭР) объединяет центральный промышленный узел и группу центральных улусов, в том числе заречных, связанных с левобережьем уникальным переходом через реку Лена - линия электропередачи в габаритах 220 кВ. Основным источником электроснабжения потребителей Центральногоого энергорайона является Якутская ГРЭС мощностью 320 МВт. Дополнительным источником электроэнергии являются Якутская ТЭЦ мощность 12 МВт и ДЭС, общей мощностью 91 МВт. Основная электрическая сеть ЦЭР Якутской ЭС сформирована на напряжении 35-110 кВ и имеет кольцевую структуру. Сети 110 кВ образуют кольцо из двух цепей в районе г. Якутска: Якутская ГРЭС - Табага - Хатын-Урях - Якутская ГРЭС, к которым ответвлениями присоединены 8 ПС 110 кВ. С шин 110 кВ этих подстанций отходят радиальные ВЛ 110 кВ в направлениях:

от ПС Хатын-Урях - на ПС Бердигестях (190 км), на ПС Радиоцентр и ПС Кангалассы (40 км), к которым подключены 5 ПС 110 кВ;

от ПС Табага - на ПС Хандыга (400 км), на ПС Мохсоголох и далее на ПС Улахан-Ан ( 100 км). ВЛ Табага - Чурапча - Хандыга, построенная в габаритах 220 кВ, работает на напряжение 110 кВ. К ВЛ подключены ПС 110 кВ: Временная (Майя), Борогонцы, Ытык-Кюель, Новый. От ПС Чурапча построена ВЛ 110 кВ Чурапча - Сулгачи - Усть-Майа - Эльдикан - Солнечный (410 км). К ПС Хандыга подключена ВЛ 110 кВ на ПС Джебарики-Хая длиной 54,6 км.

Схема электрических сетей ЦЭР приведена на рисунке Д 140205.021.001.

Западный энергорайон (ЗЭР) объединяет Айхало-Удачнинский, Мирнинский, Ленский промышленные узлы и группу Вилюйских сельскохозяйственных улусов, а также связь с Олекминским районом. Основным источником энергоснабжения является каскад Вилюйских ГЭС (№1,2,3 (Светлинская)), дополнительным источником является Мирнинская ГРЭС мощностью 72 МВт (в данный момент находится в холодном резерве). Основная электрическая сеть ЗЭР Якутской ЭС сформирована на напряжении 110-220 кВ и имеет протяженную радиальную структуру. Магистральные сети 220 кВ Западного энергорайона Якутской ЭС представлены следующими линиями электропередачи:

- две одноцепных ВЛ 220 кВ Светлинская ГЭС - Районая;

три одноцепных ВЛ 220 кВ Вилюйские ГЭС - Айхал;

три одноцепных ВЛ 220 кВ Айхал - ГПП-6;

двухцепная ВЛ 220 кВ Районная - Мирный;

две одноцепных ВЛ 220 кВ Вилюйские ГЭС - Чернышевск - Районная;

одноцепная ВЛ 220 кВ Районная - Сунтар;

одноцепная ВЛ 220 кВ Сунтар - Олёкминск;

одноцепная ВЛ 220 кВ Олёкминск - НПС 13;

две одноцепных ВЛ 220 кВ Олёкминск - НПС 14.

В настоящее время на территории Западного энергорайона функционируют существующие НПС-10 и НПС-14, НПС - 13 нефтепровода ВСТО. Электроснабжение НПС-10 осуществляется от Талаканской ГТЭС (Иркутская область) на напряжении 110 кВ по двум одноцепным линиям в габаритах 220 кВ. Электроснабжение района по направлению Ленск - Пеледуй - Витим осуществляется по двум одноцепным ВЛ 110 кВ Мирный - Ленск и одной ВЛ 110 кВ Ленск - Пеледуй.

Схема электрических сетей ЦЭР приведена на рисунке Д 140205.021.001.

Северный энергорайон (зона децентрализованной энергетики) включает в себя обширнейшую территорию с генерацией от большого количества децентрализованных дизельных электростанций, снабжающих локальные поселки.

Общая протяженность линий электропередачи всех уровней напряжения более 25063 км, в том числе находящихся на балансе ОАО «Якутскэнерго» - 20640 км, ОАО «Сахаэнерго» - 2812 км, ОАО «ДРСК» - 1611 км.

Установленная тепловая мощность источников республики составляет 2493 Гкал, в том числе ОАО АК «Якутскэнерго» - 1208,6 Гкал. Общая протяженность тепловых сетей электростанций - 1010,5 км., в т.ч. ОАО АК «Якутскэнерго» - 722,7 км. Площадь обслуживания - 3,2 млн. кв. км, 0,0078 км электрических сетей на 1 кв. км.

1.2 Состояние и основные проблемы схемы электрических сетей 110 кВ и выше

Южно-Якутский энергорайон

Формирование Южно-Якутской энергосистемы состоялось в шестидесятые годы прошлого столетия в Алданском районе. Наиболее активный процесс формирования энергосистемы состоялся в семидесятые - восьмидесятые годы. Начиная с 1990 г., в рассматриваемом районе практически не велось электросетевого строительства, сократился объём работ по реконструкции и техперевооружению линий и подстанций, что привело к старению электрических сетей. Постоянно растет доля сетей, срок службы которых приближается к нормативному сроку или превышает его. Объемы износа оборудования достигли размеров, угрожающих энергобезопасности района. Большая часть подстанций, питающихся по одной одноцепной ВЛ, не удовлетворяют требованиям надёжности электроснабжения потребителей. Не только аварийные отключения этих ВЛ, но и ремонтные работы на них требуют ограничения нагрузок потребителей.

Сложившаяся схема электрических сетей 220-110 кВ Южно-Якутского энергорайона не обеспечивает электроснабжение потребителей с требуемой степенью надежности по следующим причинам:

все ВЛ 110 кВ (кроме ВЛ Нерюнгринская ГРЭС - Чульманская ТЭЦ выполнены на деревянных опорах, нормативный срок их эксплуатации (15-20 лет) давно исчерпан, опоры имеют высокую степень загнивания древесины;

значительная часть ВЛ 110 кВ, протяженные трассы которых проходят частично по сложной гористой местности, находятся в неудовлетворительном физическом состоянии, а элементы деталей опор линий в настоящее время практически выработали свой ресурс.

Уровни напряжения на ПС, расположенных севернее ПС 110 кВ М. Нимныр, в послеаварийных режимах снижаются значительно ниже допустимых значений. Для предотвращения недопустимости снижения уровней напряжения и токовой загрузки одноцепной ВЛ 110 кВ М. Нимныр - Лебединый сверх допустимой по нагреву (85 МВт для провода АС-120 мм2) требуется ограничение нагрузки потребителей района на величину порядка 40 МВт. Установка дополнительных средств компенсации реактивной мощности не позволяет повысить уровни напряжения и снизить загрузку ВЛ 110 кВ до допустимых значений без ограничения нагрузки.

Центральный энергорайон

Сложившаяся на сегодня схема электрических сетей 220 - 110 кВ ЦЭР Якутской ЭС не позволяет обеспечить надежное электроснабжение потребителей энергорайона, так как электрические сети находятся в неудовлетворительном физическом состоянии.

Ненадежная схема выдачи мощности Якутской ГРЭС по трем двухцепным ВЛ 110 кВ на деревянных опорах. При отключении одной из ВЛ происходит отключение нагрузки потребителей ПС, подключенных ответвлениями к ВЛ.

Единственная ВЛ 110 кВ Табага - Хандыга в район Заречья также не обеспечивает надежность электроснабжение потребителей района из-за частых аварийных ситуаций и не позволяет осуществить присоединение изолированных районов Республики и новых потребителей (Нежданинский ГОК и др.) к системе централизованного электроснабжения.

В послеаварийных режимах при отключениях радиальных ВЛ 110 кВ в ЦЭР в направлениях на подстанции Чурапчу, Октемцы, Бердигестях, Борогонцы и др. участвуют в работе резервные ДЭС.

Западный энергорайон

В связи с большой территорией обслуживания потребителей, функционирование электроэнергетики в Западном районе Республики Саха (Якутия) характеризуется:

большими расстояниями между источниками электроэнергии и потребителями, что вызывает значительные потери электроэнергии при её транспортировке;

отсутствием резервирования электрических сетей, изолированностью и географической удаленностью энергорайонов;

большими расходами по содержанию электрических сетей, выполненными в основном в деревянном исполнении.

В неудовлетворительном техническом состоянии находятся линии электропередачи:

Л - 101,102 Мирный - Ленск;

Л-107 Ленск - Пеледуй;

Л-124 Заря - Таас-Юрях;

Л - 201,202 КВГЭС - Мирный;

Л-203, 204, 205, 206, 208 ВГЭС - Айхал;

Л-101 Дорожный - Мирный;

Л-104 Нюрба - Вилюйск - Верхневилюйск.

Неразвитость электросетевой инфраструктуры, изолированность энергорайонов не позволяет рационально использовать структуру существующего энергетического хозяйства Республики, повысить надежность энергоснабжения и создать конкурентную среду по производству электроэнергии на межсистемном уровне негативно сказывается на социально-экономическом развитии Республики Саха (Якутия) в целом.

.3 Обоснование связи с ОЭС Востока

ОЭС Востока - ЦЭР

Ввод связи планируется по двум одноцепным линиям 220 кВ Нижний Куранах - Томмот Майя, по данным ТУ (Технические условия) в 2015 году.

На территории ЦЭР в данный момент функционирует ЯГРЭС, которая почти выработала свой ресурс.

Таблица 1.1 - Наработка оборудования ЯГРЭС по состоянию на 01.07.2012 г

Наименование турбиныТип турбиныЗавод-изготовительГод вводаУстанов. электр. мощн. (МВт)Установ. тепл. мощн. (Гкал/час)Факт. наработка (часов)Парковый ресурс (часов)Разреш. ресурс (часов)ГТУ ст. №1ГТЭ-45-3Турбо-атом29.12.19904587130440110000150000ГТУ ст. №2ГТЭ-45-3Турбо-атом24.12.1997458797518110000110000ГТУ ст. №3ГТЭ-45-3МТурбо-атом15.11.2002458741168110000110000ГТУ ст. №4ГТЭ-45-3МТурбо-атом30.11.2004458729620110000110000ГТУ ст. №5ГТ-35-770-2Турбо-атом28.12.19763550186503100000190000ГТУ ст. №6ГТ-35-770-2Турбо-атом30.09.19773550181779100000185000ГТУ ст. №7ГТ-35-770-2Турбо-атом23.12.19813550130272100000150000ГТУ ст. №8ГТ-35-770-2Турбо-атом05.09.19853550132476100000150000

Как видно из таблице большинство генераторов выработало свой парковый ресурс. Большую обеспокоенность вызывают аварийные ситуации на ГТУ-45 (ст №1, №2). Аварии произошли в 2008 году дважды. В случае выхода из строя любой ГТУ-45 с 2012 уровень ограничения потребления электроэнергии с учетом вывода из эксплуатации 2-х ГТУ-35 составит не менее 160 МВт. Или 40-42% на ремонтный период, который составит не менее 40 дней. Нарушение электроснабжения объектов теплоснабжения в отопительный период может привести к размораживанию целых районов г. Якутска. В связи с этим необходимо обеспечить переток мощности из ЮЯЭР для покрытия дефицита мощности ЦЭР для повышения надежности электроснабжения потребителей.

При анализе 2011 года выявлено участия ДЭС Центральных электрических сетей в покрытие максимума нагрузки размере 88, 4 МВт, в связи с большой стоимостью электроэнергии, малой мощностью и трудностями в эксплуатации, необходимо исключить использование ДЭС в зимнем максимуме. Применение ДЭС ограничить режимами ремонтов оборудования и линий.

В ЮЯЭР строительство ВЛ Нижний Куранах - Томмот - Майя повысит надежность электроснабжения Алданского, Томмотского и Куранахского районов и создаст возможности дальнейшего развития сети.

В Якутии идет развитие сети северных районов ЦЭР, это прежде всего связано с добычей полезных ископаемых (Нежданинское месторождение серебра и золота и и т.д.), в связи с этим ввод связи позволит не только повысить электроснабжения, но создаст площадку для дальнейшего развития сетей ЦЭР.

ОЭС Востока - ЗЭР

Анализируя балансовую ситуацию ЗЭР, делаем вывод, что энергорайон в период до 2016 года энергоизбыточен.

Строительство линий связывающих Западный энергорайон Якутии с ОЭС .Востока обосновывается, прежде всего, прокладкой нефтепровода восточная Сибирь - Тихий океан (ВСТО), для питания нефтеперекачивающих станций (НПС). Восточный нефтепровод (трубопроводная система «Восточная Сибирь <#"justify">2. Прогноз спроса на электрическую энергию и мощность

2.1 Прогноз уровня электропотребления

Прогноз уровня электропотребления на 2015-2016 год выполнен на основании Программы и Схемы развития электроэнергетики Республики Саха (Якутия) на 2012-2017 годы разработанной в соответствии с постановлением Правительства РФ от 17 октября 2009 г. №823 с учетом приоритетных направлений развития энергетической отрасли.

Разработка Программы и Схемы обусловлена необходимостью координации развития электроэнергетического комплекса Республики Саха (Якутия) с развитием Единой энергетической системой с учетом обеспечения электроэнергией потребителей и осуществляется в тесной взаимосвязи с разработкой схемы и программы развития ЕЭС и генеральной схемой размещения объектов электроэнергетики.

Ниже приведен прогноз перспективных нагрузок крупных потребителей электроэнергии Республики Саха (Якутия), планируемых к реализации в Республике Саха (Якутия) на основании перспективных документов развития Республики. В тоже время, в полном объеме по установленной форме заявки на технологическое подключение от данных крупных потребителей не поступали.

Западный энергорайон:

- ОАО АК «Транснефть» НПС №11, добыча полезных ископаемых, нагрузка 13,1 МВт;

ОАО АК «Транснефть» НПС №12, добыча полезных ископаемых, нагрузка 10,943 МВт;

ОАО АК «Транснефть» НПС №13, добыча полезных ископаемых, нагрузка 11,6 МВт;

ОАО АК «Транснефть» НПС №14, добыча полезных ископаемых, нагрузка 21,1МВт;

ОАО АК «Транснефть» НПС №15, добыча полезных ископаемых, нагрузка 16,2 МВт;

подземный рудник «Удачный», добыча полезных ископаемых, нагрузка 89,3 МВт;

освоение центр блока Средне-Ботуобинского НГКМ (ООО «Таас-Юрях нефтедобыча»), добыча полезных ископаемых, нагрузка 24,8 МВт;

освоение рудника «Мир», добыча полезных ископаемых (алмазы), нагрузка 32 МВт;

создание ЛПК (лесопромышленный комплекс) на юго-западе Якутии (ОАО «Алмазы Анабара»), производство, нагрузка 7,1 МВт;

Установка по переработке газоконденсата в п. Кысыл-Сыр Вилюйского улуса (ОАО «Якутская ТЭК), производство, нагрузка 42,9 МВт;

Среднетюнгское ГКМ (Газоконденсатное месторождение), добыча полезных ископаемых, нагрузка 0,1 МВт;

развитие п. Витим, социальная сфера, нагрузка 4,14 МВт;

нефтеперабатывающий завод в г. Ленск 11 МВт.

Центральный энергорайон:

ж.д. станция Н. Бестях, Транспорт и связь, нагрузка 7,7 МВт;

- строительство мостового перехода ч/з р. Лена в период с 2012-2017 гг., Транспорт и связь, нагрузка 15 МВт;

ОПУ (Опытно - промышленная установка) по переработке метанола в п. Н. Бестях, производство, нагрузка 2,1 МВт;

лесопромышленная компания ОАО «Табагинская компания», производство, нагрузка 1,1 МВт;

освоение Кючусского месторождения золота, добыча полезных ископаемых, нагрузка 37 МВт;

Свинцово-цинковое месторождение «Сардаана», добыча полезных ископаемых, нагрузка 27 МВт;

Освоение месторождения «Прогноз», добыча полезных ископаемых (серебро), нагрузка 11,4 МВт.

Южный энергорайон:

организация мини-металлургического производства по выпуску мелкосортного проката, производство, нагрузка 16,3 МВт;

Эльгинское месторождение угля, добыча полезных ископаемых, нагрузка 138 МВт;

Эльконский ГМК (горно-металлургический комбинат), добыча полезных ископаемых, нагрузка 42 МВт;

Таежный ГОК (горно-обогатительный комбинат), добыча полезных ископаемых, нагрузка 138 МВт;

эл. снабжение ж.д. Таежная - Таежный ГОК, транспорт и связь, нагрузка 2,8 МВт;

Инаглинский угольный комплекс, добыча полезных ископаемых, нагрузка 12 МВт;

эл. снабжение ж.д. Чульбас - Инаглинский УК, транспорт и связь, нагрузка 1,5 МВт;

шахта Денисовская, добыча полезных ископаемых, нагрузка 15,6 МВт;

ООО «Рябиновое» золотодобывающий участок «Рябиновый», нагрузка 10 МВт;

эл. снабжение строительства Канкунской ГЭС, строительство, нагрузка 60 МВт;

ОАО АК «Транснефть» НПС №16, добыча полезных ископаемых, нагрузка 11,8 МВт;

ОАО АК «Транснефть» НПС №18, добыча полезных ископаемых, нагрузка 70 МВт;

ОАО АК «Транснефть» НПС №19, добыча полезных ископаемых, нагрузка 17,4 МВт.

В связи с недостаточной определённостью в вопросе ввода, а также сроков реализации проектов и величины электрической нагрузки некоторых потребителей развитие энергоузла рассмотрено с учетом ввода предприятий, по которым выданы и запрошены ТУ (технические условия), полученные Филиалом «СО ЕЭС» ОДУ Востока 6.02.2012, на подключение к сетям энергосистемы. В таблице 2.1 приведена детализация поступивших энергопредприятиям заявок потребителей на присоединение к электрической сети. Данные по увеличению нагрузки на 2015-2016 год существующих НПС уточнены с использованием данных ЗАО Электросетьпроект «Техникоэкономическое обоснование строительства электросетевых объектов ЕНЭС в составе схемы внешнего электроснабжения трубопроводной системы «Восточная Сибирь - Тихий Океан - 1 (Расширение до 80 млн. тонн в год)».

Таблица 2.1 - Заявки потребителей на присоединение к электрической сети и увеличение нагрузки существующих потребителей на 2015-2016 год

НаименованиеТочки присоединенияtg цПолная мощность на 2015 гПолная мощность на 2016Южно-Якутский энергорайонОАО АК «Транснефть» НПС-16ПС Нижний Куранах0,7511,832+8,87j11,832+8,87jОАО АК «Транснефть» НПС-17Отпайки от ВЛ 220 кВ НПС 18 - Нижний Куранах0,7514,4+6,3j14,4+6,3jОАО АК «Транснефть» НПС-18Заходы двух ВЛ 220 кВ Нерюнгринская ГРЭС - Нижний Куранах0,6212,6+7,81j12,6+7,81jОАО АК «Транснефть» НПС-19Нерюнгринская ГРЭС0,7516,262+12,2j16,262+12,2jЗолотодобывающий участок «Рябиновый» (ООО «Рябиновое»)Отпайка ВЛ 110 кВ Лебединый - Нижний Куранах0,410+5j10+5jУвеличение нагрузки шахты «Дежневская» (ОАО «УК Нерюнгриуголь»)ПС 110 кВ Дежневская0,546+3,24j6+3,24jОАО «Алданзолото»две ВЛ 110 кВ Нижний Куранах - ЗИФ0,530+15j30+15jТаёжный ГОКПС 220кВ НПС 180,59100+59j100+59jТарыннахский ГОК с Железной Дорогой *ПС Хани0,5913+8j13+8jэлектроснабжение строительства Канкунской ГЭСПС 220кВ НПС 180,6260+37,260+37,2Продолжение таблицы 2.1НаименованиеТочки присоединенияtg цПолная мощность на 2015 гПолная мощность на 2016Инаглинский угольный комплекс с Ж.Д.отпайки Чульманская ТЭЦ - ПС Угольная (ПС М. Нимныр)0,544+2,2j4+2,2jЦентральный энергорайонЖ.Д. станция Н. БестяхПС 220 кВ Майя0,547,7+4,158j7,7+4,158jСтроительство мостового перехода ч/з р. Лена в период с 2012-2017 гг.район города Якутска (ПС Центральная 110 кВ)0,5415,0+8,1j15,0+8,1jЗападный энергорайонОАО АК «Транснефть» НПС №11Отпайки от ВЛ 220 кВ Ленск - Пеледуй0,5918+10,62j18+10,62jОАО АК «Транснефть» НПС №12ПС 220 кВ Ленск0,5922,2+13,1j22,2+13,1jОАО АК «Транснефть» НПС №13Заходы ВЛ 220 кВ НПС12 - Олекминск0,5922,7+13,4j22,7+13,4jОАО АК «Транснефть» НПС №14Отпайки от ВЛ 220 кВ НПС 12 - НПС 150,5921,1+12,4j21,1+12,4jОАО АК «Транснефть» НПС №15Заходы ВЛ 220 кВ НПС 12 - Нижний Куранах0,5921,7+12,8j21,7+12,8jПодземный рудник «Удачный»ПС 220 кВ ГПП 6 (ПС Удачная)0,5489,3+48,2j89,3+48,2jввод 1й очереди нефтеперерабатывающего завода г. ЛенскаПС 220 кВ Городская (Ленск)0,59-11+6,49jПримечание: Эльгинское угольное месторождение питается от ПС 220 кВ Призейская двумя ВЛ 220 кВ Призейская - Эльгауголь и входить в баланс электропотребления Амурской области

Реактивные составляющие максимальных нагрузок в расчетах принимаются на основе анализа отчетных и проектных данных; в случае их отсутствия допускается принимать коэффициенты реактивной мощности (tg ц) не выше значений, указанных в [5]. В таблице 2.2 приводится прогноз максимума нагрузки энергосистемы Республики Саха (Якутия) на период 2016 года.

Таблица 2.2 - Прогноз собственного максимума нагрузки энергосистемы Республики Саха (Якутия) на период до 2016 года

Показатель201120122013201420152016Западный энергорайонМаксимум нагрузки, МВт567575604634691739Среднегодовые темпы прироста, %0,51,44,84,78,26,5Центральный энергорайонМаксимум нагрузки, МВт312,2325332340360371Среднегодовые темпы прироста, %1,13,92,12,45,63,0Южно-Якутский энергорайонМаксимум нагрузки, МВт258,8285308343406443Среднегодовые темпы прироста, %1,19,27,510,215,58,4

В Западном энергорайоне Якутской энергосистемы оперирует крупнейший потребитель электроэнергии - АК «АЛРОСА» (ОАО), он является системообразующим потребителем ЗЭР, его доля от общего электропотребления составляет более 60%. Крупными потребителями так же является ООО «Востокнефтепровод», ВФ ОАО «Теплоэнергосервис», ГУП «ЖКХ РС (Я)» их доля составляет порядка 10% от общего электропотребления энергорайона.

Потребители Центрального энергорайона представлены нагрузкой промышленного, сельскохозяйственного, коммунального, транспортного, строительного секторов. К крупным потребителям ЦЭР с годовым потреблением более 10 млн. кВтч относятся: ОАО Водоканал г. Якутск; ОАО ПО Якутцемент; МУП «Теплоэнергия»; ГУ РБ №1 Национальный центр медицины; ОАО ДСК г. Якутск; ООО «Старательская Артель «Дражник».

Потребители Южно-Якутского энергорайона представлены нагрузкой Южно-Якутского территориально-промышленный комплекса (угольный, золотодобывающий и объекты ВСТО), Нерюнгринского и Алданского промышленного и сельскохозяйственного узлов. На данный момент около 30% от общего электропотребления энергорайона составляет переток электроэнергии в Амурскую энергосистему.

.2 Баланс активной мощности и электроэнергии республики Саха (Якутия)

Балансы мощности для региональных энергосистем составляются в целях:

определения общей потребности в мощности электростанций, необходимой для надежного покрытия нагрузок;

определения перетоков мощности между энергосистемами и требований к пропускной способности межсистемных сечений.

При формировании балансов электрической энергии и мощности до 2016 года учтена оценка достаточности мощностей существующих генерирующих источников, а так же перспективные прогнозы спроса потребителей.

Таблица 2.3 - Баланс мощности энергосистемы Республики Саха (Якутия) до 2016 года

ПоказателиЕдиницы измерения201120152016Центральный энергорайон:ПОТРЕБНОСТЬЭлектропотреблениемлн. кВт.ч160418611920Максимум нагрузкиМВт312,2360371Расчетный резерв мощностиМВт457981ИТОГО потребностьМВт357,2439452ПОКРЫТИЕРасполагаемая мощность на час максимума нагрузкиМВт413,7432272ГЭСМВтТЭСМВт413,7432272 Якутская ГРЭСМВт32025090Якутская ТЭЦМВт121212 Якутская ГРЭС-2МВт-170170 ДЭС Центральных электрических сетейМВт81,7--ИЗБЫТОК(+)/ДЕФИЦИТ(-)МВт56,5-7-180Западный энергорайонПОТРЕБНОСТЬЭлектропотреблениемлн. кВт.ч2689,2134853730Максимум нагрузкиМВт567691739Расчетный резерв мощностиМВт90152162ИТОГО потребностьМВт657843901ПОКРЫТИЕРасполагаемая мощность на час максимума нагрузкиМВт950950950ГЭСМВт950950950 Каскад Вилюйских ГЭС - 1,2МВт680680680 Светлинская ГЭСМВт270270270ИЗБЫТОК(+)/ДЕФИЦИТ(-)МВт311,310749Южно-Якутский энергорайон:ПОТРЕБНОСТЬЭлектропотреблениемлн. кВт.ч1592,121352361Максимум нагрузкиМВт262387417Расчетный резерв мощностиМВт57,68592ИТОГО потребностьМВт320472509ПОКРЫТИЕРасполагаемая мощность на час максимума нагрузкиМВт570570570ГЭСМВтТЭСМВт570570570НГРЭСМВт570570570ИЗБЫТОК(+)/ДЕФИЦИТ(-)МВт2509761

При формировании уровней электропотребления Центрального энергорайона учтен ввод следующих крупных потребителей:

- ввод в режиме постоянной эксплуатации объектов железнодорожной станции в п.Н. Бестях - 7,7 МВт;

строительство мостового перехода ч/з р. Лена в период с 2015-2017 г. - 15 МВт из них 6 МВт (сезонная нагрузка).

Запланированы следующие сроки ввода и демонтажа энергетических мощностей:

ввод в декабре 2015 г. первой очереди ЯГРЭС-2 электрической мощностью 170 МВт (4?42,5 МВт), данные уточнены с использованием схемы развития «РАО ЕЭС» России;

в 2014 г. демонтаж на Якутской ТЭЦ паровой турбины АТ-6 ст. №2 - 6 МВт, выработавшей ресурс с вводом 6 МВт в 2015 г., а также замена и реконструкция паровых котлов ТС-35 ст. №3 и ГМ-60 ст. №2 в те же сроки;

консервация оборудования: Якутская ГРЭС - ГТ-35 ст. №5,6 - 2014 г. (70 МВт). ГТ-35 ст. №7,8 и ГТ-45 ст. №1,2 - 2016 г. (160 МВт).

При формировании уровней электропотребления Западного энергорайона учтен ввод следующих крупных потребителей:

- в IV квартале 2012 г. - ввод НПС №12 - 10,943 МВ;

увеличение нагрузки существующих НПС 14, НПС 13.

В 2014 году:

ввод НПС №15, первый этап - 16,2 МВт;

ввод НПС №11, первый этап - 13,1 МВт;

ввод подземного рудника «Удачный» 89 МВт. С 01.10.2012 г. ввод первой очереди объекта - 21,14 МВт.

Поскольку Южно-Якутский энергорайон включен в Объединенную Энергосистему Востока, то баланс мощности и электроэнергии был взят на основе «Формы предоставления данных потребление и балансы мощности 2011-2020».

Анализируя таблицу 2.3. делаем вывод, что в 2015 год в ЦЭР намечается дефицит активной мощности. Это связано с тем, что с период 2011-2016 годах намечается вывод агрегатов ЯГРЭС и рост нагрузки. а участие ДЭС в покрытие максимума нагрузки отсутствует из-за высокой стоимости электроэнергии и дорогого обслуживания. В связи с этим на период до 2015 года необходимо организовать переток в ЦЭР не менее 40 МВт (с учетом нерегулярных колебаний). В соответствии с Программой развития Якутии в 2016 году намечается вывод из работы ГТ-35 ст. №7,8 и ГТ-45 ст. №1,2 - 2016 г. (160 МВт) ЯГРЭС, поскольку новой генерации с 2015-2016 год не намечается, в дипломном проекте будет рассмотрен вопрос о возможности вывода генераторов ЯГРЭС и как это скажется на балансовой ситуации, с учетом организации параллельной работы с ОЭС Востока.

2.3 Развитие источников электроснабжения

В период до 2015 года ввод новых источников электроснабжения намечается только в Центральном энергорайоне Саха (Якутия).

Цель строительства - сооружение энергоисточника для компенсации выбывающих мощностей Якутской ГРЭС, обеспечение надежности теплоэлектроснабжения Центрального энергетического района с учетом перспективного роста тепловых и электрических нагрузок. Проект строительства нового источника энергообеспечения Центрального энергорайона республики Саха (Якутия) обусловлен следующими факторами:

значительным ростом электрических (на 70% с 300 МВт до 500 МВт) и тепловых (на 30% с 700 Гкал до 1000 Гкал) нагрузок на перспективу до 2020 года;

необходимостью повышения надежности энергообеспечения изолированного Центрального энергорайона и г. Якутска;

достижением предела (к 2011-2013 гг.) выработки ресурса газотурбинных агрегатов ГТ-35 и недостаточной надежностью ГТ-45 на существующей ЯГРЭС;

необходимостью увеличения доли комбинированной выработки электроэнергии и тепла с соответствующим ростом экономичности энергоисточников и сокращением расхода газообразного топлива;

необходимостью внедрения современного, надежного, экономичного и экологически чистого энергетического оборудования;

необходимостью улучшения экологической ситуации за счет вытеснения действующих котельных и расширения зоны централизованного теплоснабжения.

Площадка строительства расположена на границе города вблизи Вилюйского тракта (оформлен акт выбора лесного участка, утвержденный департаментом по лесным отношениям, получено ходатайство МО «г. Якутск»).Основания для выбора площадки:

расположение вне городской черты;

минимальное расстояние до кольцевой теплосети при загородном размещении станции - около 2,5 км;

относительно небольшое расстояние до магистрального газопровода высокого давления - 2 км;

близость магистральных ЛЭП и наличие места для расположения распределительной системы и подсоединения к ЛЭП на ПС Хатын-Урях, ПС Табага и ПС Бердигестях.

На Якутской ГРЭС-2 планируется смонтировать на первом этапе 4 турбоагрегата LM-6000 на втором этапе 3 турбоагрегата LM-6000.

Таблица 2.4 - Характеристика газотурбиной установки LM-6000

Наименование показателяединицы измеренияLM - 6000 General electricНоминальная мощностьМВт42,5Максимальная мощностьМВт48,5КПД электрический%41Давление газаМПа4,5Степень повышения давления в компресоре30Температура газов за турбиной0С458Расход рабочего тела на выходе из турбиныкг/с126Топливоприродный газ / дизельноеРасход топлива на номинальном режиме (Q = 8550 ккал/куб. м)куб. м/ч7405Тепловая мощность ГТУГкал/ч38 (при +0 0С)/28 (при -54 0С)Количество произведенных образцовшт.Серия LM - 888 шт.

Вложения на сооружение ЯГРЭС 2 и дополнительные проекты необходимые для ее функционирования составляют 27193,22 млн. руб.

3. Разработка схемы электроснабжения энергорайонов

3.1 Южно - Якутский энергорайон

В Южно - Якутском энергорайоне строительство новых линий связано прежде всего с вводом новых потребителей. В 2013 году начинается строительство Канкунской ГЭС, что повлечет за собой строительство двухцепной ЛЭП НПС 18 - Перевалочная - Производственная. Электроснабжение Таежного ГОКа, в данный момент, рассматривается филиалом «СО ЕЭС» ОДУ Востока, поэтому точных технических условий пока нет, в связи с этим в дипломе будет рассматриваться вариант предложенный ЗАО ЭнергоПроект в работе «Разработка схемы развития электрической сети для выдачи мощности Канкунской ГЭС и внешнего электроснабжения объектов промышленности Южной Якутии». В ней снабжение Таёжного ГОКа осуществляется посредством отпаек от линии НПС 18 - Производственная. Реконструкция линий 110 - 220 кВ в данный момент не рассматривается, поэтому в схеме электроснабжения рассматриваться не будет. В связи с организацией параллельной работы с Центральным энергорайоном в 2015 году будут построены линии 220 кВ Нижний Куранах - Томмот - Майя с подстанцией 220/110/35 кВ Томмот.

На данный момент в ЮЭР существует одна ВЛ Нижний Куранах - Томмотская ДЭС, построенная в габаритах 220 кВ, работающая на сеть 110 кВ. При организации связи происходит перезаводка этой лини на ОРУ 220 кВ ПС Томмот.

Таблица 3.1 - Перечень новых и расширяемых объектов электроэнергетики на территории ЮЭР Саха (Якутия)

Наименование объектаПроектные показателиГод вводаОбоснование необходимости строительстваВЛ, кмПС, МВАВЛ 220 кВ электроснабжение Таежного ГОКа и ПС 220 кВ Таежный ГОК2х11 км, 2хАС - 3002х632014Электроснабжение объектов для реализации проекта «Комплексное развитие Южной Якутии»Двухцепная ВЛ 220 Хани - Тарынахский ГОК (ввод ограничивается подвеской203,2 км, 2хАС - 3002х632015второй цепи Тында - Хани (434,1 км) в 2015 году) и ПС Тарынахский ГОКВЛ 110 кВ для электроснабженя Инаглинского угольного комплекса и подстанция 110 кВ2х6,9 км, 2хАС - 1202х252014Электроснабжение Инаглинского УКдве ВЛ 220 кВ Нижний Куранах - ПС 220 кВ НПС-16 с расширением ОРУ 220 кВ ПС Нижний Куранах2х128,5 км, 2хАС - 240 км2х25 МВА2012Внешнее электроснабжение НПС-16 ТС ВСТО-IПС 220 кВ НПС-18 с заходами двух ВЛ 220 кВ Нерюнгринская ГРЭС - Нижний Куранах236 км, АС - 3002х63 МВА2012Внешнее электроснабжение НПС-18 ТС ВСТО-IВЛ 220 кВ НПС-18 - Производственная с двумя отпайками на ПС 220 кВ Перевалочная с ПС 220 кВ Производственная и ПС 220 кВ Перевалочная2х115 км; АС - 2402х40; 1х102013Внешнее электроснабжение строительной площадки Канкунской ГЭСподвеска второй цепи ВЛ 220 кВ Нижний Куранах - Томмот; перезавод существующей на ОРУ 220 кВ47 км; АС - 300-2013Повышение надежности электроснабжения потребителей Алданского и Томмотского районов. Объединение Южного и Центрального энергорайонов Якутской энергосистемы. Электроснабжение НПС ВСТОдвухцепная ВЛ 220 кВ Томмот - Майя с ПС 220 кВ Томмот и ПС 220 кВ Майя2х427 км; АС - 3002х63; 2х1252014две ВЛ 220 кВ Нерюнгринская ГРЭС - НПС-19 с ПС 220 кВ НПС-192х15 км, АС - 3002х252014Внешнее электроснабжение НПС-19 ТС ВСТО-1 расширение до 80 млн. т нефти в год (строительство осуществляет ОАО «АК «Транснефть»)две ВЛ 110 кВ Нижний Куранах - ЗИФ2х1,3 км; АС - 120-2011-2013Электроснабжение объекта ОАО «Алданзолото»

.2 Центральный энергорайон

Схема развития Центрального энергорайона зависит от ввода Якутской ГРЭС 2, так как в связи с этим измениться расположение сетей. Предложения по модернизации систем централизованного теплоснабжения г. Якутска включают следующие мероприятия:

строительство нового теплоисточника - Якутская ГРЭС-2;

организация дополнительного кольца магистральных тепловых сетей, соединяющего тепловые сети Якутская ГРЭС-2, Якутская ГРЭС и Якутская ТЭЦ;

Организация параллельной работы с ЮЯЭР (ОЭС Востока).

Перспективное состояние сети с учетом ввода ЯГРЭС 2 и связи с ОЭС Востока по линии 220 кВ Томмот - Майя со строительством ПС 220/110/35 кВ Майя показана на рисунке Д 140205.021.002.

Таблица 3.2 - Перечень новых и расширяемых объектов электроэнергетики на территории ЦЭР Саха (Якутия)

Наименование объектаПроектные показателиГод вводаОбоснование необходимости строительстваВЛ, кмтрансформаторы ПС, МВАЯкутская ГРЭС-2I очередь170 МВт/160 Гкал/ч, II очередь - 127,5 МВт/120 Гкал/чI очередь - 2015 г., II очередь - 2017-2018 г.В связи с выработкой ресурса основного оборудования, а также повышенной аварийностью ЯГРЭСЗамена паровой турбины и паровых котлов ЯТЭЦ2х50 т/ч 6 МВт2014замена оборудования выработавшего нормативный моторесурс.Реконструкция центров питания в г. Якутске (ПС 110/6 кВ кВ «Набережная», ПС 110/6 кВ «Центральная», ПС 110/35/6 кВ «Хатынг-Юрях»)5,9 км, 32,15 МВА2012обеспечение электроснабжения объектов г. Якутска к Играм Дети Азии, подключение новых потребителей.ПС 110/10 Намыв с отпайками0.2 км АС - 1202х25 МВА,2013 г.обеспечение эл. снабжения г. Якутска, подключение новых потребителей.Реконструкция ВЛ 110 кВ ЯГРЭС - Табага на участке ОРУ ЯГРЭС - ПС Намыв3,7 км; 2х АС - 185-2012 г.заходы на ЯГРЭС 2 ВЛ 110 кВ ЯГРЭС 2 - Табага0,3 км; 2хАС-240-2015обеспечение выдачи мощности Якутской ГРЭС-2 Повышение надежности электроснабжения потребителейВЛ 110 кВ ЯГРЭС 2 - Табага28 км; АС - 2402015ПС 110 кВ Геолог-2х252015ВЛ 110 кВ ЯГРЭС2 - ПС 110 кВ Хатынг - Юрях6,6 км; 2хАС - 240-2015Реконструкция ВЛ 110 кВ ЯГРЭС-2-Бердигестях0,2 км; 2хАС-150-2015-2020заходы на ЯГРЭС 2 ВВЛ 110 кВ ЯГРЭС 2 - ЯГРЭС0,2 км; 2хАС-240-2015ВЛ 110 ЯГРЭС - ПС Хатынг - Юрях5,65 км; 2хАС - 240-2015ВЛ 110 кВ Майя-Н. Бестях55 км 2хАС - 240-2014перевод существующей ВЛ 110 кВ Табага - Временная (Майя) - Чурапча - Хандыга на 220 кВ со строительством второй линии 220 кВ24,1 км АС - 2402х1252014Обеспечения передачи мощности из ОЭС Востока, обеспечение надежное электроснабжение Нежданинского ГОКа и району Заречья.

.3 Западный энергорайон

Схема электроснабжения ЗЭР была уточнена с применением данных ФСК ЕЭС на ввод новых потребителей. В ЗЭР строительство новых линий связано, прежде всего, со строительством нефтепровода ВСТО. В соответствии с «технико-экономическое обоснование строительства электросетевых объектов ЕНЭС в составе схемы внешнего электроснабжения трубопроводной системы «Восточная Сибирь - Тихий Океан - 1 (расширение до 80 млн. т. в год)»» и оскольку неизвестно как будет проходить раздел в электроснабжении НПС, в дипломном проекте считаем, что на территории ЗЭР располагаются НПС с 10 по 15. НПС 16 питается от Южно - Якутского энергорайона. В 2015 году планируется строительство связи между НПС 15 и НПС 16, которая обеспечит связь с ОЭС Востока. На севере ЗЭР располагается крупнейшая алмазодобывающая компания страны АК «АЛРОСА», входящая в десятку наиболее эффективных предприятий Российской Федерации, почти вся генерация от Каскада Вилюйских ГЭС и Светлинской ГЭС идет на электроснабжения её потребителей. К 2015 году планируется ввод Удачнинского ГОКа, расположенного на алмазной трубке Айхал, в связи с этим планируется реконструкция линии 220 кВ ВГЭС - Айхал - Удачный.

На данный момент сеть 220 кВ ЗЭР такова, что все генерация от трех ГЭС приходит на одну ПС Районая и от нее отходят три линии на электроснабжения потребителей ПС Мирный, ПС Сунтар, отключение одной из этих линий вызовет перегруз остальных двух. В будущем это может привести к серьезным проблемам в снабжении нефтепровода Восточная Сибирь - Тихий Океан. Поэтому до 2015 года запланировано строительство двух одноцепных линий 220 кВ Чернышевская - Мирный, которая позволит решить эту проблему.

Перспективное состояние сети с учетом связи с ОЭС Востока показана на рисунке Д 140205.021.003. На данный момент НПС 10 питается от Иркутской энергосистемы, поэтому в дипломном проекте она не учитывается.

Таблица 3.3 - Перечень новых и расширяемых объектов электроэнергетики на территории ЗЭР Саха (Якутия)

Наименование объектаМощность объектаГод вводаОбоснование необходимости строительстваВЛ, кмтрансформаторы и УШР, МВАРеконструкция ВЛ 220 кВ ВГЭС - Айхал - Удачный (3; 4 этапы)195 км; АС - 300; АС - 400-2015 г.обеспечение надежности эл. снабжения Айхало-Удачнинского энергоузлаВЛ 220 кВ Чернышевская - Мирный102 км; 2хАС - 240-2011-2013обеспечение эл. снабжения Ленского энергорайона, подключение новых потребителей, подключение объектов нефтепроводной системы ВСТО, в перспективе создание связи с Южно-Якутским энергорайоном.ВЛ 220 кВ Мирный - Ленск234 км; 2хАС - 240-2011-2013ВЛ 220 кВ Ленск - Пеледуй с отпайкой до НПС 11217 км; 2хАС - 400УШР (Пеледуй) 100 МВАр2011-2013ПС 220/35/10 НПС 11 с отпайками1 км; 2хАС - 4002х63ВЛ 220 кВ Ленск - НПС 1227,5 км; 2хАС - 400УШР (Ленск) 100 МВАр2011-2013ПС 220/35/10 НПС 12-2х25;2014ПС НПС 12 - Олекминск, с отпайкой на НПС 13324 км; АС - 400-ВЛ 220 кВ Мирный - Сунтар240 км; АС - 240-2014повышение надежности Вилюйской группы районов Республики Саха (Якутия)ВЛ 220 кВ Сунтар - Нюрба160 км; АС - 240-2014ВЛ Олекминск - НПС 15, с отп. на НПС 14141 км; 2хАС - 240-2015увеличение надежности ВСТО, организация параллельной работы с Южно - Якутским энергорайоновВЛ НПС 15 - Нижний Куранах, с ПС 220/35/10 НПС 15389,5 км; 2хАС - 2402х25

4. Основные технические решения по линиям межрайоных связей

4.1 Центральный энергорайон - ОЭС Востока

Характеристика трассы

Связь осуществляется по двум одноцепным линиям Нижний Куранах - Томмот - Майя. Основным критерием выбора направления трассы ВЛ является наименьшая её протяженность с учётом минимизации нежелательных экологических и связанных с ними социально - экономических последствий при строительстве.

В административном отношении трасса проектируемой ВЛ 220 кВ Нижний Куранах - Томмот - Майя расположена на территории Алданского, Хангаласского и Мегино - Кангаласского районов Республики Саха (Якутия). На участке ПС Нижний Куранах - ПС Томмот выполняется перезаводка существующей ВЛ Нижний Куранах - Томмот, построенной в габаритах 220 кВ и работающей на напряжении 110 кВ с ОРУ 110 кВ в расширяемое ОРУ 220 кВ подстанции 220/110/35/6 кВ нижний Куранах.

Для перезаводки вышеуказанной ВЛ из ячейки 110 кВ Томмотской дизельной электростанции на ОРУ 220 кВ проектируемой ПС 220/110/35 кВ Томмот предлагается выполнить «заход - выход» двухцепной ВЛ длиной ? 2 км.

Конечной точкой проектируемой ВЛ 220кВ Нижний Куранах - Томмот - Майя является ОРУ 220 кВ с проектируемой подстанции Майя.

Общее направление трассы проектируемой ВЛ 220 кВ - северное.

Протяженность трассы от ПС Нижний Куранах до ПС Томмот составляет 47,5 км, от ПС Томмот до ПС Майя - 431 км.

Трасса проектируемой ВЛ проложена в одном коридоре с федеральной автодорогой М - 56 «Лена» Большой Невер - Якутск.

Трасса проектируемой ВЛ 220 кВ неоднократно пересекает железную дорогу, федеральную автодорогу М - 56 «Лена», другие автодороги.

Кроме того проектируемая ВЛ 220 кВ пересекает реки Алдан, Амга, Лютенге, многочисленные притоки реки Лена. Река Алдан на участке перехода судоходна.

В районе прохождения трассы проектируемой ВЛ 220 кВ опасных гидрометеорологических условий (сели, лавины) не наблюдается.

Местность района прохождения трассы слабо залесена; рельеф - горный, с участками всхолмленного и равнинного; пониженные места заболочены.

Населённые пункты - поселки Нижний Куранах, Томмот, Верхняя Амга, Улу, Качикатцы, Нижний Бестях, Майя.

Дорожная сеть района строительства представлена железной дорогой Тында - Беркакит - Томмот, федеральной автодорогой М - 56 «Лена», автодорогой Томмот - Беркакит - Томмот.

Климатические условия

Нормативные климатические условия повторяемостью 1 раз в 25 лет в соответствии с ПУЭ [7] рекомендуется принять:

Толщина стенки гололеда:

ПС Нижний Куранах - ПС Майя - 15 мм.

Скорость ветра с 10 - минутным интервалом осреднения:

ПС Нижний Куранах - ПС Майя - 30 м/с;

Скорость ветра при гололеде - 16 м/с.

Таблица 4.1 - Температура воздуха на участке прохождения трассы

Температура воздухаПС Нижний Куранах - ТоммотМаксимальная+380СМинимальная- 620ССреднегодовая- 100СПри гололеде- 100СНаиболее холодной пятидневки- 520С

Провода и тросы

На участке ВЛ 220 кВ Нижний Куранах - Томмот, работающей на напряжении 110 кВ, подвешен провод сечением АС - 300 мм2 .

При переводе ВЛ Нижний Куранах - Томмот на напряжение 220 кВ замена провода сечением 2хАС - 300 мм2 не требуется.

Выбор сечения провода на участке проектируемой ВЛ 220 кВ Томмот - Майя выполнен по экономической плотности тока с учётом динамики изменения нагрузки во времени в нормальных режимах.

При выполнении расчетов использованы следующие исходные данные по ВЛ 220 кВ Томмот - Майя:

напряжение - 220 кВ;

протяженность - 431 км;

нагрузка на первый год эксплуатации в нормальном режиме 145 МВт - 209 А;

число часов использования максимума нагрузки Тм = 3500 часов.

Суммарное сечение проводов фазы проектируемой ВЛ составляет:

(4.1)

где - расчетный ток, А;

- нормированная плотность тока, А/мм2 (равная 1,1 [7] для ВЛ при числе часов использования максимума нагрузки Тм - 3500 ч.).

Значение расчетного тока (Ip) ВЛ в соответствии с методикой, изложенной в Справочнике по проектированию электрических сетей [5] определено по формуле:

А,(4.2)

где - ток линии в 1-ый год её эксплуатации в доаварийном эксплуатационном режиме (определяется расчётом потокораспределения при прохождении максимума нагрузки энергосистемы), А;

коэффициент, учитывающий изменение нагрузки по годам эксплуатации линии;

- коэффициент, учитывающий число часов использования максимальной нагрузки линии (Тм) и коэффициент её попадания в максимум энергосистемы (kм).

На основании расчетов электрических режимов получены следующие значения рассматриваемых показателей (таблица 4.2).

Таблица 4.2 - Результаты расчетов

Участки ВЛ 220 кВI1, АбiбtkмIр, АТоммот - Майя2091,050,90,8198

Суммарное сечение проводов фазы проектируемой ВЛ 220 кВ Томмот - Майя составит:

Исходя из результатов выполненных расчётов по экономической плотности тока, на участке проектируемой ВЛ 220 кВ Томмот - Майя достаточно подвески провода с минимальным сечением 2хАС - 240 мм2 , имеющего:

расчетную мощность - 2х76 МВт;

допустимый длительный ток - 2х610 А;

допустимую длительную мощность 2х218 МВт (при tвоздуха = +250С).

Проверка по термической устойчивости:

Выбранное сечение провода проверяется по допустимой длительной мощности по нагреву при условии отключения одной цепи ВЛ 220 кВ Томмот - Майя:

(4.3)

где - расчетный ток для проверки проводов по нагреву в послеаварийном режиме отключения одной цепи ВЛ 220 кВ и передаче максимальной мощности 141 МВт по условиям СУ, А;

- допустимый длительный ток, А.

Согласно Протоколу технического совещания №96 от 25.11.2010, с учетом дальнейшего развития Якутского ЭР и ВЛ 220 кВ Нерюнгринская ГРЭС - Нижний Куранах - Томмот сечением АС - 300 мм2 , на ВЛ 220 кВ Томмот - Майя принят провод АС - 300 мм2.

Опоры и фундаменты

Согласно Согласно Протоколу технического совещания №96 от 25.11.2010 в качестве анкерно - угловых опор применяются типовые решетчатые опоры типа У - 220 - 1.

В качестве промежуточных опор выбраны типовые типа ПС -220-5.

Закрепления решетчатых опор принято на забивных сваях. Закрепление многогранных опор - на фундаментах из стальной трубы.

4.2 ОЭС Востока - Западный энергорайон Якутии

На основании Технического задания на выполнение работы «Технико-экономическое обоснование строительства электросетевых объектов ЕНЭС в составе схемы внешнего электроснабжения трубопроводной системы «Восточная Сибирь - Тихий океан - I (расширение до 80 млн. т в год)» разработаны принципиальные схемы распределительных устройств подстанций, которые необходимы для электроснабжения ТС ВСТО-I, и которые сооружаются по инвестиционным программам ОАО «ФСК ЕЭС», ОАО «АК «Транснефть» и ОАО «ИЭСК».

НПС 11. Схема ОРУ 220 кВ НПС-11 принята №220-4Н «Два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линий». На подстанции устанавливаются два трансформатора напряжением 220/10 кВ, мощностью по 25 МВА. НПС-11 присоединяется двумя одноцепными отпайками к двум одноцепным линиями ВЛ 220 кВ Городская (Ленск) - Пеледуй, которые сооружаются по инвестиционной программе ОАО «ДВЭУК».

Схема ОРУ-220 кВ ПС 220 кВ Олекминск принята по схеме №220-12 «Одна рабочая секционированная выключателем и обходная системы шин».

НПС 15. Схема ОРУ 220 кВ НПС-15 принята №220-13 «Две рабочие системы шин». На подстанции устанавливаются два трансформатора напряжением 220/10 кВ, мощностью по 25 МВА. На подстанцию при НПС-15 заводятся две одноцепных линии ВЛ 220 кВ с ПС 220 кВ Олекминск и две одноцепных линии ВЛ 220 кВ с ПС 220 кВ Нижний Куранах.

Провода и тросы

При выполнении расчетов использованы следующие исходные данные по ВЛ 220 кВ Н Куранах Олекминск:

напряжение - 220 кВ;

протяженность - 395 км;

поскольку связь ОЭС Востока - ЗЭР вводится для возможности питания НПС при авариях в ЗЭР, будем рассматривать переток необходимый для питания объектов ВСТО от НПС 16 до НПС 12 Переток на первый год эксплуатации 126МВт, ток при этом 182 А;

число часов использования максимума нагрузки Тм = 3500 часов.

Таблица 4.2 - Результаты расчетов

Участки ВЛ 220 кВI1, АбiбtkмIр, АНижний Куранах - Олекминск1821,051,10,6210

Суммарное сечение проводов фазы проектируемой ВЛ 220 кВ Томмот - Майя составит:

Исходя из результатов выполненных расчётов по экономической плотности тока, на участке проектируемой ВЛ 220 кВ Нижний Куранах Олекминск достаточно подвески провода с минимальным сечением 2хАС - 240 мм2 , имеющего:

расчетную мощность - 2х76 МВт;

допустимый длительный ток - 2х610 А;

допустимую длительную мощность 2х218 МВт (при tвоздуха = +250С).

Проверка по термической устойчивости:

Выбранное сечение провода проверяется по допустимой длительной мощности по нагреву при условии отключения одной цепи ВЛ 220 кВ Томмот - Майя:

где - расчетный ток для проверки проводов по нагреву в послеаварийном режиме отключения одной цепи ВЛ 220 кВ и передаче максимальной мощности 126 МВт по условиям СУ, А;

- допустимый длительный ток, А.

5. Экономическое обоснование строительства участка электрической сети

Организация параллельной работы Центрального и Западного энергорайонов Саха (Якутия) предусматривает расчет срока окупаемости работ по строительству ВЛ, которые осуществляются в течение года одноэтапным вложением средств.

Срок окупаемости определяется по формуле:

, (5.1)

где Kвл - единовременные капитальные вложения в строительство ВЛ;

Э - экономическая эффективность;

Стек - текущие расходы на содержание и обслуживание ВЛ.

.1 Определение стоимости строительства линии

Определение стоимости строительства ВЛ 220 кВ Нижний Куранах - Томмот - Майя и ВЛ 220 кВ Нижний Куранах - Олекминск производится по укрупненным показателям стоимости строительства воздушных линий (УППС).

Полная стоимость воздушной линии:

, (5.2)

где С - стоимость строительных работ, монтажа и оборудования в ценах 2000 г.;

К - коэффициент, учитывающий район строительства, 1,9.

Таблица 5.1 - Базисные показатели стоимости ВЛ 220 кВ переменного тока на стальных опорах (цены 2000 г.)

Характеристика промежуточных опорПровода сталеалюминиевые сечением, мм2Количество цепей на опореБазисные показатели стоимости ВЛ, тыс. руб./кмСвободностоящие2401117030011310

Полная стоимость воздушной линии:

. Участок ВЛ 220 кВ Нижний Куранах - Томмот - Майя (протяженность 478 км:

. ВЛ 220 Нижний Куранах - Олекминск кВ (протяженность 402 км).:

млн. руб.

Общая стоимость двух линий, млн. руб.:

Так как линии проходят на 99% по залесенной местности, то рассчитаем стоимость вырубки просеки, млн. руб.:

В соответствии с письмом замминистра регионального развития Российской Федерации от 28.01.2012 г. №4122-КК/08 индекс изменения сметной стоимости оборудования на I квартал 2012 года к уровню цен по состоянию на 2001 г. для электроэнергетики составляет 3,58, индекс изменения сметной стоимости строительно-монтажных работ на I квартал 2012 года к уровню цен по состоянию на 2001 (с учетом коэффициента для Крайнего Севера 1,02) г. для Республики Саха (Якутия) составляет 8,65 и индекс изменения прочих затрат - 9,5.

С учетом вышесказанного стоимость ВЛ составляет:

СМР: (2083+183,92)·106·0,82·8,65 = 16079,3 млн. руб.

оборудование: 2083·106·0,06·3,58 = 447,43 млн. руб.

прочие затраты: 2083·106·0,12·9,5 = 2374,62 млн. руб.

= 16079,3+447,43+2374,62 = 18901,35 млн. руб.

5.2 Расчет текущих расходов по эксплуатационному обслуживанию ВЛ

Текущие эксплуатационные расходы по содержанию и обслуживанию ВЛ (Стек.) включают: расходы на оплату труда работников (Сзп); отчисления во внебюджетные фонды (Свф); расход на материалы и запасные части (Смз); амортизационные отчисления на вновь вводимое оборудование (Са) и прочие расходы (Спр):

. (5.3)

Рассчитаем показатели по труду.

На предприятиях систем электроснабжения контингент работников подразделяется на следующие группы.

. Промышленно-производственный персонал. В его состав входит эксплуатационный персонал, ремонтный штат, аппарат управления производственными участками предприятия.

. Непромышленный персонал, занятый во вспомогательном производстве.

. Аппарат управления предприятием в целом.

Списочный контингент определяется по формуле:

. (5.5)

Для ПЭС величина Кзам равна 0.15. Коэффициент замещения учитывается только при расчете рабочих профессий. Численность руководителей и специалистов ПЭС и РЭС планируется в явочном составе.

Планирование промышленно-производственного персонала производится по нормативам численности.

К этой группе относятся работники, занятые обслуживанием технических устройств по передаче электроэнергии в районах электрических сетей.

Планирование промышленно-производственного персонала производится по нормативам численности, установленным на объект обслуживания или его протяженность.

В связи с вводом новых линий, необходимо расширить штат работников.

Таблица 5.2 - Штатное расписание предприятия

Должности и профессииКонтингент, чел.ЯвныйСписочныйПромышленно-производственный штат РЭСов1. Электромонтёры по ремонту и техническому обслуживанию ВЛ220 кВ122. Электромонтёры по ремонту РЗ124. Специалисты по ремонту ВЛ- старший мастер11- мастер125. Специалисты прочих профессий и должностей РЭСводитель автомобилей11электрогазосварщик11Итого по РЭСам692. Производственный персонал эксплуатационно-ремонтных подразделений ПЭС1. Служба электрических сетей (СЭС)мастер11электромонтёр ЛЭП11Итого по производственному персоналу ПЭС223. Вспомогательный производственный персонал1. Ремонтно-строительный участок (УРЗ)маляр112. Служба механизации и транспорта (СМТ)водитель автокрана11Итого по вспомогательному персоналу22Всего по ПЭС44

Основной годовой фонд заработной платы работников предприятия определяется по формуле:

, (5.6)

где Зср.м - средняя месячная заработная плата одного работника:

Чраб - явочная численность работников предприятия;

Средняя месячная заработная плата может включать следующие группы выплат:

, (5.7)

где Тст - месячная тарифная ставка работников;

Дут - доплаты за условия труда;

Дн - доплаты за работу в ночное время;

Дпр - доплаты за работу в праздничные дни;

Др - доплаты за разъездной характер работы;

П - премия;

Нв - надбавка за непрерывный стаж работы на предприятии;

Нрк - надбавка по районному коэффициенту.

Все группы работников получают три вида выплат: тарифную ставку, надбавку за стаж работы и надбавку по районному коэффициенту. Остальные выплаты планируются в зависимости от режима и условий труда конкретных групп работников.

Месячная тарифная ставка рабочих и служащих определяется по 10-ти разрядной тарифной сетке:

, (5.8)

где - месячная тарифная ставка оплаты труда работника конкретного разряда квалификации;

Зmin - минимальная отраслевая месячная заработная плата (рабочего 1 разряда). На II квартал 2011 г. Зmin = 4367 руб.;

Ктар - тарифный коэффициент, соответствующий конкретному разряду квалификации.

Следует учесть, что при расчете заработной платы руководителей и специалистов месячная тарифная ставка не рассчитывается, в основе расчета заработной платы этих категорий работников лежит оклад.

Доплаты за условия труда устанавливаются в размере 4-8% от тарифной ставки следующим работникам: электромонтерам по ремонту и обслуживанию распредсетей, по ремонту ВЛ, электромонтерам - кабельщикам, аккумуляторщикам, слесарям-сантехникам.

Доплаты за работу в ночное время при круглосуточном дежурстве производятся в размере 40% за каждый час работы. При расчете плановой заработной месячной заработной платы этой группы работников с учетом среднемесячного количества дежурств, доплата за работу в ночное время принимается в размере 20% от месячной тарифной ставки с учетом доплаты за условия труда.

Доплата за работу в праздничные дни: устанавливается в размере 2,2% от тарифной ставки с учетом доплаты за условия труда. Доплату за ночное время и работу в праздничные дни получают дежурные электромонтеры подстанций при круглосуточном обслуживании и диспетчеры.

В курсовой работе принять, что 30% электромонтеров по текущему содержанию и обслуживанию подстанций работают в режиме круглосуточного обслуживания.

Доплата за разъездной характер работы составляет 10% от тарифной ставки с учетом выплаты за условия труда. Эту доплату получают следующие категории работников:

электромонтеры по ремонту и эксплуатации распредсетей;

по испытаниям и измерениям;

по ремонту аппаратуры релейной защиты;

по ремонту диспетчерского оборудования;

электромонтеры-кабельщики;

электрогазосварщики;

водители спецавтомашин;

- электромонтеры по эксплуатации электросчетчиков: контролеры энергосбыта;

- начальники производственных служб ПЭС, начальники и главные инженеры РЭС;

старшие мастера, мастера, инженеры и техники производственных служб ПЭС и районов электрических сетей.

Премии устанавливаются в размере 10-15% от тарифной ставки с учетом доплаты за условия труда и доплаты за работу в ночное время только рабочим и служащим.

Надбавка за непрерывный стаж работы на производстве устанавливаются дифференцировано по каждому работнику в зависимости от его стажа работы. Для упрощения расчетов примем для всех категорий работников надбавку в размере 25%.

Надбавка по районному коэффициенту устанавливается в размере 30%. Каждая из этих надбавок определяется в размере установленного процента от суммы ранее перечисленных выплат: тарифной ставки, доплат за условия труда, работы в ночное время и праздничные дни, премий, доплаты за разъездной характер работы и прочих доплат.Таблица 5.3 - Расчет годового фонда заработной платы работников ПЭС

Должности и профессииКонтингентТарифный коэффициентСредняя месячная заработная плата, руб.Годовой фонд заработной платы, руб.Тарифная ставкаДоплаты заПремияНадбавкиВсегоусловия трудаработу в ночное времяпраздничные дниразъездной характер работыза стаж работыРайонный коэффициент1. Промышленно-производственный штат РЭСов1.1. Эл.монтеры по обсл. и рем. п/стIX12,9217520700,82452,82452,85781,66937,9235845,92430151,041.2. Эл.монтеры по обслуж. и рем. ВЛС, КЛС и защитыX13,3420040801,62805,62805,66613,27935,8441001,84492022,081.3. Специалисты по обслуживанию устройств эл. снабжения:VI12,1126005041764176441584989,6025779,6309355,20VII12,3614160566,41982,41982,44672,85607,3628971,36347656,321.4. Работники прочих профессий и должностей РЭС:водитель автомобилей12,4814880148840924910,4025370,4304444,8электросварщик12,141284032103852,00199022388242. Производственный персонал эксплуатационно-ремонтных подразделений ПЭС2.1. Служба СЭС:мастер1-171821718,24725,055670,0629295,31351543,72электромонтеры ЛЭП12,3814280571,21999,21999,24712,45654,8829216,88350602,563. Вспомогательный производственный персонал3.1. Ремонтно-строительный участок:маляр11,711026025653078,00159031908363.2. Служба механизации и транспорта:водитель автокрана12,21132603646,54375,8022608,3271299,6Всего работников103286735,32

Отчисления во внебюджетные фонды:

При расчете материальных затрат на обслуживание ВЛ используются следующие нормативы расходов на 1 км сети:

На материалы и запасные части Нмат=6000 руб./км;

На топливо для производственных целей Нт=12750 руб./км;

На электроэнергию для производства Нэ=6100 руб./км;

На прочие материальные затраты Нпр= 12000 руб./км.

Смз= (6000+12750+6100+12000) · 56 = 2063 тыс. руб.

При определении амортизационных отчислений учитывался нормативный срок службы ВЛ: tсл= 40 лет. В соответствии с этим, среднегодовая величина амортизационных отчислений:

Прочие затраты принимаются в размере 10% от Сзп:

Общая сумма текущих затрат составит:

Стек = 3286,74 + 1117 + 2063,00 + 592,75 + 328,67 = 7388,16 тыс. руб.

5.3 Расчет экономического эффекта от реконструкции участка сети

В результате строительства линий существенно повыситься надежность электроснабжения потребителей электроэнергии. Кроме основных потребителей энергорайонов, строительство линий также предназначается для электроснабжения новых крупных потребителей, таких как Нежданинский ГОК (Центральный район) и объектов ВСТО (Западный энергорайон).

млн. руб./год, (5.10)

где Рmax - максимальный переток мощности в режиме зимнего максимума электрической нагрузки, МВт;

Тmax - число часов использования максимума нагрузки в год расчетом принимается равным 3500 ч;

Ц - цена на электрическую энергию и мощность устанавливается на основании действующего Постановления от 16 декабря 2011 г. №160 «Об установлении тарифов на электрическую энергию, поставляемую потребителям ОАО АК «Якутскэнерго», ставка тарифа на услуги утверждена в размере 3870,4 руб./МВт?ч

Таблица 5.4 - Поступления от передачи

Показатели2015Рмакс, МВт 1.ВЛ 220 кВ Нижний Куранах - Томмот - Майя 2. Нижний Куранах - Олекминск 198 194Доход от передачи электроэнергии по сетям ЕНЭС, Э, млн. руб./год 1. ВЛ 220 кВ Нижний Куранах - Томмот - Майя 2. Нижний Куранах - Олекминск 2682,2 2628Итого:5310,2

.4 Расчет срока окупаемости

Таким образом, срок окупаемости строительства меж районных связей составит (формула 5.1):

В данном разделе мы рассчитали экономическую эффективность межсистемных связей между энергорайонами республики Саха (Якутия). Эти линии позволят объединить работающие изолированно районы, а так же существенно повысит надежность электроснабжения существующих и новых потребителей. Расчет экономической части показал, что срок окупаемости строительства связей составит 4 года, тем самым считаем, что междурайоная связь экономически эффективна.

6. Электрические расчеты

Расчеты потокораспределения мощности, уровней напряжения и потерь мощности выполнены при нормальной схеме сети, а также при ремонтном отключении одного из элементов сети. Расчеты статической устойчивости выполнены с целью определения возможности параллельной работы ОЭС Востока с ЦЭР и ЗЭР Якутии. Расчет режимов сети выполнен с использованием ПК RASTR Win.

Программный комплекс RastrWin предназначен для решения задач по расчету, анализу и оптимизации режимов электрических сетей и систем. RastrWin используется более чем в 150 организациях на территории России, Казахстана, Киргизии, Беларуси, Молдовы, Монголии, Югославии. В России основными пользователями являются: Системный Оператор Единой Энергетической Системы и его филиалы, Федеральная Сетевая Компания и ее подразделения, территориальные АО-Энерго, проектные и научно-исследовательские институты (Энергосетьпроект, ВНИИЭ, НИИПТ и т.д.).

ПК позволяет производить расчет установившихся режимов, эквивалентирование схемы и утяжеление режима, обеспечивает возможности экранного ввода и коррекции исходных данных, быстрого отключения узлов и ветвей схемы, имеет возможности районирования сети, также предусмотрено графическое представление схемы или отдельных ее фрагментов вместе с фактически любыми расчетами и исходными параметрами. В комплекс включена оптимизация режима по реактивной мощности.

Перед проведением расчетов в программе необходимо подготовить исходные данные, а именно параметры схем замещения элементов сети. Для ЛЭП в Rastr используется П-образная схема замещения. Трансформаторы и автотрансформаторы задаются стандартной Г-образной схемой замещения, все сопротивления приводятся к высокой стороне, коэффициент трансформации определяется как отношение напряжений низкой стороны к высокой. Для шунтирующих реакторов и батарей статических конденсаторов необходимо определить проводимость шунта на землю.

Динамическую устойчивость рассчитываем программным комплексом ДАКАР (Диалоговый Автоматизированный Комплекс программ Анализа Режимов работы энергосистем). ДАКАР предназначен для расчета и анализа установившихся режимов и переходных процессов электроэнергетических систем.

Основные расчетные модули:

исследование статической и динамической устойчивости;

анализ длительных переходных процессов;

комплекс обеспечивает расчет электромеханических переходных процессов с моделированием действий любых устройств противоаварийной автоматики (ПА).

Расчет динамической устойчивости производим после расчета статической устойчивости.

6.1 Расчет параметров схемы замещения ЛЭП

Для ЛЭП входящих в организацию электрических связей между районами активное сопротивление, определяется по следующей формуле:

(6.1)

где - удельное активное сопротивление ЛЭП [5], Ом/км;

- длинна ЛЭП, км.

Реактивное сопротивление:

(6.2)

где - удельное активное сопротивление ЛЭП [5], Ом/км.

Емкостная проводимость:

(6.3)

где - удельное активное сопротивление ЛЭП [5], См/км.

Расчет параметров ВЛ 220 кВ Томмот - Майя протяженностью 427 км, марка провода - АС-300:

Аналогично рассчитываются параметры всех ВЛ, результаты расчетов сведены в Приложение А, таблица А1, таблица А2.

6.2 Шунтирующие реакторы и конденсаторные батареи

Проводимость шунтирующего реактора, определим по выражению:

(6.4)

где - номинальная реактивная мощность ШР, Мвар;

Проводимость реакторов на шинах 35 кВ ПС Нижний Куранах:

6.3 Статическая устойчивость

Исходя из требований к устойчивости, схемы энергосистемы подразделяются на нормальные, когда все сетевые элементы, определяющие устойчивость, находятся в работе, и ремонтные, отличающиеся от нормальной тем, что из-за отключенного состояния одного или нескольких элементов электрической сети (а при эксплуатации - также из-за отключенного состояния устройств противоаварийной автоматики) уменьшен максимально допустимый переток в каком-либо сечении.

Различают установившиеся и переходные режимы энергосистем.

К установившимся относятся режимы, которые характеризуются неизменными параметрами. Медленные изменения режима, связанные с внутрисуточными изменениями электропотребления и генерации, нерегулярными колебаниями мощностей, передаваемых по связям, работой устройств регулирования частоты и активной мощности и т.п., рассматриваются как последовательность установившихся режимов.

К переходным относятся режимы от начального возмущения до окончания вызванных им электромеханических процессов (с учетом первичного регулирования частоты энергосистемы).

При эксплуатации исходя из требований к устойчивости энергосистем перетоки мощности в сечениях в установившихся режимах подразделяются следующим образом:

нормальные (наибольший допустимый переток называется максимально допустимым);

вынужденные (наибольший допустимый переток называется аварийно допустимым).

Вынужденные перетоки допускаются для предотвращения или уменьшения ограничений потребителей, потери гидроресурсов, при необходимости строгой экономии отдельных видов энергоресурсов, неблагоприятном наложении плановых и аварийных ремонтов основного оборудования электростанций и сети, а также в режимах минимума нагрузки при невозможности уменьшения перетока из-за недостаточной маневренности АЭС.

При проектировании перетоки мощности в сечениях при установившихся режимах подразделяются следующим образом:

нормальные (наибольший допустимый переток называется максимально допустимым),

утяжеленные.

Утяжеленным считается переток, характеризующийся неблагоприятным наложением ремонтов основного оборудования электростанций в режимах максимальных и минимальных нагрузок, если общая продолжительность существования таких режимов в течение года не превышает 10%.

Наиболее тяжелые возмущения, которые учитываются в требованиях к устойчивости энергосистем, называемые нормативными возмущениями, подразделены на три группы: I, II и III. В состав групп входят следующие возмущения:

а) короткое замыкание (КЗ) с отключением элемента(ов) сети.

Таблица 6.1 - Распределение по группам возмущений

ВозмущенияГруппы нормативных возмущений в сетях с ном. напряжением, кВ110-220330-5007501150КЗ на сетевом элементе, кроме системы (секции) шинОтключение сетевого элемента основными защитами при однофазном КЗ с успешным АПВ (для сетей 330 кВ и выше - ОАПВ, 110-220 кВ - ТАПВ)IIIIТо же, но с неуспешным АПВIII, IIIIОтключение сетевого элемента основными защитами при трехфазном КЗ с успешным и неуспешным АПВII---Отключение сетевого элемента резервными защитами при однофазном КЗ с успешным и неуспешным АПВII---Отключение сетевого элемента основными защитами при двухфазном КЗ на землю с неуспешным АПВ-IIIIIIIIОтключение сетевого элемента действием УРОВ при однофазном КЗ с отказом одного выключателяIIIIIIIIIIIТо же, но при двухфазном КЗ на землю-IIIIII-То же, но при трехфазном КЗIII---КЗ на системе (секции) шинОтключение СШ с однофазным КЗ, не связанное с разрывом связей между узлами сетиIIIIIIТо же, но с разрывом связейIIIIII--

б) скачкообразный аварийный небаланс активной мощности по любым причинам: отключение генератора или блока генераторов с общим выключателем, крупной подстанции, вставки постоянного тока (ВПТ) или крупного потребителя и др.

Кроме того, в группу III включаются следующие возмущения:

в) одновременное отключение двух ВЛ, расположенных в общем коридоре более чем на половине длины более короткой линии, в результате возмущения группы I;

г) возмущения групп I и II с отключением элемента сети или генератора, которые вследствие ремонта одного из выключателей приводят к отключению другого элемента сети или генератора, подключенных к тому же распредустройству.

Значения коэффициента запаса по напряжению (KU) относятся к узлам нагрузки и вычисляются по формуле:

(6.5)

где критическое напряжение в том же узле, соответствующее границе статической устойчивости электродвигателей. Критическое напряжение в узлах нагрузки 110 кВ и выше при отсутствии более точных данных следует принимать равным 0,7·Uном.;

напряжение в узле в рассматриваемом режиме.

Значение амплитуды нерегулярных колебаний активной мощности устанавливается для каждого сечения энергосистемы (в том числе частичного) по данным измерений. При отсутствии таких данных расчетная амплитуда нерегулярных колебаний активной мощности сечения может быть определена по выражению:

(6.6)

где Рн1, Рн2 - суммарные мощности нагрузки с каждой из сторон рассматриваемого сечения, МВт; коэффициент К принимается равным 1,5 при ручном регулировании и 0,75 при автоматическом регулировании (ограничении) перетока мощности в сечении, .

Так как принимается, что переток в сечении под действием нерегулярных колебаний мощности меняется в диапазоне Р ± DPнк, то требованиям к устойчивости должен соответствовать переток РM + DРнк, где РM - максимально допустимый переток.

Максимально допустимым перетоком является максимальный переток PM, удовлетворяющий всем далее перечисленным условиям. При этом принимается, что имеется достаточный оперативный резерв активной мощности для перехода к нормальному режиму.

а) Переток РМ должен соответствовать коэффициенту запаса устойчивости по активной мощности КР, не меньшему 20%.

б) Переток РМ должен соответствовать коэффициенту запаса по напряжению, не меньшему 15% во всех узлах нагрузки.

в) Переток РМ должен быть таким, чтобы во всех послеаварийных схемно-режимных условиях, которые могут возникнуть в результате нормативных возмущений (ослабление сечения и / или аварийный небаланс мощности) с учетом действия ПА и / или первичного регулирования частоты коэффициент запаса по активной мощности не менее 0,08.

г) В каждом из нормативных послеаварийных режимов во всех узлах нагрузки коэффициент запаса по напряжению должен быть не менее 10%:

д) Максимально допустимый переток мощности в любом сечении в рассматриваемом режиме не должен превышать предельного по динамической устойчивости перетока в том же сечении при всех нормативных возмущениях с учетом действия ПА

е) Переток РМ в нормальных и послеаварийных режимах должен не приводить к токовым перегрузкам, превышающим допустимые значения.

Произведем расчет Максимально допустимого перетока поочередно для сечения (совокупность таких сетевых элементов одной или нескольких связей, отключение которых приводит к полному разделению энергосистемы на две изолированные части) ОЭС Востока - ЦЭР и ОЭС Востока - ЗЭР. В сечение ОЭС Востока - ЦЭР входят следующие линии:

Нижний Куранах - Томмот №1;

Нижний Куранах - Томмот №2.

В сечение ОЭС Востока - ЗЭР входят следующие линии:

Нижний Куранах - НПС 15 №1;

Нижний Куранах - НПС 15 №2.

В зимний максимум 2015 года в соответствии с таблицей 2.3 балансовый переток мощности в ЦЭР составит 40 МВт, с учетом нерегулярных колебаний.

Переток в Западный энергорайон рассматривается с точки зрения обеспечения энергией объектов ВСТО от НПС 16 до НПС 12, в исходном режиме переток составит 11 МВт, которые идут на покрытие нагрузки НПС 16, питающейся от ЮЯЭР, НПС 15 питается от Западного района.

Определим значения нерегулярных колебаний для Зимнего максимума 2015 года в сечении ОЭС Востока - ЦЭР, согласно формуле (6.6):

Для сечения ОЭС Востока - ЗЭР:

Для выполнения условия допустимой токовой загрузки оборудования, необходимо соблюдать предельные токовые нагрузки линий с учетом допустимой перегрузки в течении 20 минут, заявленные собственниками электрооборудования (Приложение Б).

Расчёты потока распределения мощности, уровней напряжения и потерь мощности выполнены при нормальной схеме сети, а также при отключении отдельных элементов схемы.

Для проверки соответствия рекомендуемой схемы сети энергоузла требованиям надёжности электроснабжения помимо расчётов нормальных установившихся режимов выполнены расчёты послеаварийных и ремонтных режимов.

Вычисление предельного по статической устойчивости перетока в сечении осуществляется утяжелением режима (увеличением перетока). При этом рассматриваются траектории утяжеления режима, представляющие собой последовательности установившихся режимов, которые при изменении некоторой группы параметров позволяют достичь границы области статической устойчивости. Траектория утяжеления, должна удовлетворять следующим правилам:

должна быть сбалансированной (т.е. такая, при которой частота остается практически неизменной);

должна быть реалистичной.

Следует рассматривать увеличение перетока в сечении для ряда траекторий утяжеления, которые характерны для данной энергосистемы и различаются перераспределением мощности между узлами, находящимися по разные стороны рассматриваемого сечения. Значение Рпр определяется по траектории, которой соответствует наименьшая предельная мощность.

Исходя из этих требований, выбираем следующую траекторию утяжеление для ОЭС Востока - ЦЭР: загружаем Нерюнгринскую ГРЭС, разгружаем станции ЦЭР (Якутская ГРЭС, Якутская ГРЭС2). Для ОЭС Востока - ЗЭР: Загружаем Нерюнгринскую ГРЭС, разгружаем гидростанции ЗЭР (Вилюйские ГЭС №1,2, Светлинская ГЭС). При достижении максимума активной мощности генератора на Нерюнгринской ГРЭС, утяжеление продолжать загрузкой гидрогенераторов Зейской ГЭС и Бурейской ГЭС. В обоих случаях балансирующий узел находится на Зейской ГЭС.

В соответствии с [1] МДП должен соответствовать коэффициенту запаса по напряжению в нормальном и послеаварийном режиме. Минимальное напряжение в узле можно найти из формулы (6.5):

(6.7)

Для напряжения 220 кВ в нормальном режиме:

Составим таблицу допустимых диапазонов напряжений:

Таблица 6.2 - Таблица допустимых диапазонов напряжений

Номинальное напряжение, кВНормальный режимПослеаварийный режим22011035

В районах установлены следующие устройства компенсации реактивной мощности:

Таблица 6.3 - Перечень существующих и устанавливаемых средств компенсации реактивной мощности при организации связи между районами

Название ПС и место подключения КУТип и мощность КУ, МВАрСуществующие на 1.01.2012Устанавливаемые к 2015 годуЮжно - Якутский энергорайон:Нерюнгринская ГРЭС шины 35 кВ2хШР - 20ПС Нижний Куранах Шины 35 кВ2хШР - 20ПС Томмот шины 220 кВ шины 10 кВ УШР - 100 СТК 20*Центральный энергорайон:ПС Майя шины 220 кВ шины 10 кВ УШР - 100 СТК 20*Западный энергорайон:ПС Олекминск шины 35 кВ2хШР - 25ПС Сунтар шины 35 кВ2хШР - 25ПС Айхал шины 10 кВСК - 3х25ПС Городская (Ленск) шины 220 кВУШР - 100ПС Пеледуй шины 220 кВУШР - 100Примечание: * - вводится на время ремонта УШР

При задании нагрузок на 2015 год в ПК RASTR Win, было выявлено недопустимость исходного режима по токовой нагрузке оборудования, в частности трансформатора тока, на участке ВЛ 110 кВ Малый Нимныр - Большой Нимныр - Юхта. Ток, протекающий по этой линии в нормальном режиме 2015 года, равняется 252 А, допустимый ток на этом участке, в соответствии с данными собственников оборудования, соответствует 200 А, перегруз его невозможен по требованиям собственников оборудования. Так как при этом нельзя увеличить переток мощности ни в Центральный, ни в Западный энергорайоны республики Саха (Якутия), делаем нормальный разрыв в схеме на участке 110 кВ Б. Нимныр - Юхта, это решение позволит избавиться от перегруза оборудования по току, но ухудшит надежность потребителей Алданского района, которые будут питаться только от ПС 220/110/35 кВ Н. Куранах.

Для анализа возможности передачи мощности в Центральный и Западный энергорайон республики Саха Якутия, необходимо рассмотреть линии 110 - 220 кВ Южно - Якутского энергорайона, обеспечивающие выдачу мощности Нерюнгринской ГРЭС на север Южно-Якутской энергосистемы. Для этого введем сечение «Нерюнгринской ГРЭС - Север». Состав сечения:

ВЛ 220 кВ НГРЭС - НПС18 №1;

ВЛ 220 кВ НГРЭС - НПС18 №2;

ВЛ 110 кВ НГРЭС - Чульманская ТЭЦ №1;

ВЛ 110 кВ НГРЭС - Чульманская ТЭЦ №2.

Сечение показано на рисунке Д 140205.021.004

Траекторию утяжеления используем такую же, как и при передаче в Центральны энергорайон республики Саха (Якутия).

Таблица 6.4 - Результаты расчета статической устойчивости зимнего максимума 2015 года в сечении Нерюнгринская ГРЭС - Север при передаче мощности в ЦЭР

СхемаРисх, МВтРпред, МВтР20%, МВтР8%, МВтРдоп по току, МВтРдоп по напряжен, МВтНормальная схемаНормальный режим3541)516474-4312)>474Послеаварийный режимОткл. ТГ3 НГРЭС3541)471-433>433>433Откл. ВЛ 220 кВ НПС18 - Н. Куранах №13541)472-4354093)>435Откл. ВЛ 220 кВ НГРЭС - НПС18 №13541)---2684)>354Отключен АТ1 НГРЭС3541)483-444>4445)>444

Анализируя таблицу 6.4 можно сделать следующие выводы:

При отключении ВЛ 220 кВ НПС18 - Нижний Куранах оставшаяся в работе линия перегружается по трансформатору тока. Перегрузка по ТТ которая возможна, по данным собственников оборудования, в течении 20 минут для этой линии составляет 480 А. С выводом в ремонт одной линии 220 кВ НПС18 - Нижний Куранах переток снижается до 378 МВт. Для повышения перетока необходима замена трансформаторов тока на Нижнем Куранахе, для всех присоединений, на 600 А.

В послеаварийном режиме при отключении ВЛ 220 кВ НГРЭС - НПС18, переток по оставшейся линии превысит 600 А (20 минутный разрешенный переток) для снижения перетока до допустимого значения необходимо отключить 84,5МВт нагрузки, это соответствует отключению нагрузки всего Алданского района, и потребителей ПС 220 кВ Нижний Куранах. При выводе ее в ремонт ограничение по нагрузке составит 119 МВт. Анализируя режим при котором переток в ЦЭР равен 0, делаем вывод что в при отключении ВЛ 220 кВ НГРЭС - НПС 18, переток по оставшейся также превысит 600 А, требуется ограничение 46,5 МВт Алданского района для снижения перетока.

На данный момент на НГРЭС установлены два АТ 220/110 мощностью 125 МВА, номинальный ток автотрансформатора при известных параметрах [5] находится по формуле:

(6.8)

где номинальная мощность трансформатора, МВА [5];

номинальная мощность обмоток, кВ [5].

Составим таблицу допустимых токов и токов допустимых в течении 20 мин, указанных в [2].

Таблица 6.5 - Расчетные токи АТ на НГРЭС

ТокНоминальный, Ас 20 минутной перегрузкой по току, Аток ВН313532ток СН5961013

При отключении одного АТ на НГРЭС оставшийся в работе перегружается по току на 250% (ток на стороне ВН 776 А). Это происходит из-за того что введен разрыв на участке 110 кВ Большой Нимныр - Юхта, мощность передоваемая по линиям 110 кВ для питания нагрузок Алданского района протекает через АТ перегружая его. По [2] работа трансформатора в таком режиме невозможна, для снижения перетока через трансформатор необходимо отключение одного из генераторов на шинах 110 кВ НГРЭС, при утяжелении режима переток из Амурской энергосистемы составит 2х (70 - 24J).

Вывод: Исходя из расчетов в зимний максимум 2015 года передача энергии ни в ЦЭР ни в ЗЭР невозможна. Прежде всего это связано с большой мощностью строительства Канкунской ГЭС и Таежного ГОКа (общая заявления мощность на 2015 год 160 МВт). В связи с этим при отключении одной линии НГРЭС - НПС18, питающих этих потребителей, оставшаяся линия будет перегружена по ТТ НГРЭС, т.к. она будет питать потребителей почти всего Южно-Якутского энергорайона. При выводе в ремонт НГРЭС - НПС18 для нормального электроснабжения Алданского района необходимо длительное ограничение нагрузки ЮЯЭР на 110 МВт, что может нарушить нормальное функционирование объектов энергорайона.

Таблица 6.6 - Результаты расчета статической устойчивости зимнего максимума 2015 года в сечении НГРЭС - Север со строительством ВЛ 220 кВ НГРЭС - ПС Таёжная и применением проектных решений

СхемаРисх, МВтРпред, МВтР20%, МВтР8%, МВтР доп. по току, МВтР доп. по напряжен, МВтНормальная схемаНормальный режим3541)627576->576>576Послеаварийный режимОткл. ВЛ 220 кВ НГРЭС - НПС183541)600-552>552>552Откл. ВЛ 220 кВ НПС18 - Н. Куранах3541)592-544>544>544Отключен ТГ3 НГРЭС3541)588-540>540>540Откл. ВЛ 220 кВ НГРЭС - Таежная3541)599-551>551>551Отключен АТ1 на НГРЭС3541)610-5615612)>561

Таблица 6.7 - Результаты расчета статической устойчивости зимнего максимума 2015 года в ремонтных схемах сечения НГРЭС - Север в связи со строительством ВЛ 220 кВ НГРЭС - ПС Таёжная и применением проектных решений

СхемаРисх, МВтРпред, МВтР20%, МВтР8%, МВтР доп. по току, МВтР доп. по напряжен, МВтРемонт НГРЭС - НПС 18Нормальный режим3541)581464->494>494откл. ВЛ 220 кВ НПС 18 - Н. Куранах №13541)558-513>513>513откл. ВЛ 220 кВ НГРЭС - НПС 18 №13541)389-3583582)>358откл. ВЛ 220 кВ НГРЭС - Таёжная3541)389-3583583)>358откл. ТГ3 НГРЭС3541)389-497>487>487Ремонт НГРЭС - ТаежнаяНормальный режим3541)580464->464>464откл. ВЛ 220 кВ НПС 18 - Н. Куранах №13541)567-521>521>521откл. ВЛ 220 кВ НГРЭС - НПС 18 №13541)388-3583583)>358откл. ТГ3 НГРЭС3541)542-497>497>497Ремонт НПС 18 - Нижний КуранахНормальный режим3541)591543->543>543откл. ВЛ 220 кВ НГРЭС - НПС 18№13541)558-513>513>513откл. ВЛ 220 кВ НГРЭС - Таёжная3541)567-521>521>521откл. ВЛ 110 кВ НПС 18 - Лебединый3541)595-547>5474)>547откл. ТГ3 НГРЭС3541)566-517>517>517

Анализируя таблицу 6.6, применение проектных решений позволяет повысить переток в сечении «НГРЭС - Север», а так же обеспечивает возможность передачи мощности в Центральный и Западный энергорайоны республики Саха (Якутия). В таблице указаны мощности рассчитанные при включенной в сечение «НГРЭС - Север» линии 220 кВ НГРЭС - Таёжная.

Усиление выдачи мощности НГРЭС линией 220 кВ НГРЭС - Таежная приведет к повышению надежности электроснабжения Таёжного ГОКа и строительства Канкунской ГЭС. С вводом этой линии перегрузка по току при отключении одной из ВЛ 220 кВ НГРЭС - НПС 18 не возникнет.

Как видно из таблицы 6.7 реконструкция ВЛ 110 кВ ЧТЭЦ - Нижний Куранах не изменит ситуацию при отключении одного АТ на НГРЭС, по второму АТ будет протекать ток 553 А на стороне ВН, что превышает допустимую в течении 20 мин перегрузку по току. Для нормализации работы необходимо отключить один ТГ на шинах 110 кВ НГРЭС. В связи с тем что это визовет дефицит активной и реактивной мощности, предлагается замена 2хАТ 220/110 125 МВА на 2хАТ 220/110 мощностью 200 МВА.

Анализируя таблицу 6.7 проблемы возникают в ремонтных схемах при отключении двух из трех ВЛ 220 кВ выдачи мощности НГРЭС в сеть 220 кВ. Как видно из таблицы, переток с 8% запасом по активной мощности превышает мощность в исходном режиме, поэтому в 2015 году возможна передача необходимой мощности в ЦЭР Якутии. В ЗЭР переток составит 11 МВт, идущих на питание НПС 16. Поскольку ЗЭР не является энергодефицитным, питание от НПС 12 до НПС 15 может осуществляется от ЗЭР.

При ремонте ВЛ 220 кВ НПС 18 - Нижний Куранах и отключении одной из ВЛ 110 кВ НГРЭС - Чульманская ТЭЦ, вторая линия перегружается по току. Для решения этой проблемы, возможно отключение М. Нимныр - НПС 18. Это возможно при наличии на НПС 18 средств ПА. Иначе придется ограничить переток указанный в таблице 6.7 на 122 МВт.

Таблица 6.9 - Результаты расчета статической устойчивости зимнего максимума 2015 года в сечении ОЭС Востока-ЦЭР Якутии со строительством ВЛ 220 кВ НГРЭС - ПС Таёжная и применением проектных решений

СхемаРпред, МВтР20%, МВтР8%, МВтР по току, МВтР по напряжен, МВтРМДП, МВтНормальная схемаНормальный режим279223->223>2231422)Послеаварийный режимОтключена Нижний Куранах - Томмот251-2302271)>230Отключена Томмот - Майя188-172>172>172Ремонт Томмот - МайяНормальный режим188150->150>1501232)Послеаварийный режимОтключена Нижний Куранах - Томмот174-172>160>160

Таблица 6.10 - Результаты расчета статической устойчивости зимнего максимума 2015 года в сечении ОЭС Востока-ЗЭР Якутии со строительством ВЛ 220 кВ НГРЭС - ПС Таёжная и применением проектных решений

СхемаРпред, МВтР20%, МВтР8%, МВтР по току, МВтР по напряжен, МВтРМДП, МВтНормальная схемаНормальный режим255204->204>2041471)Послеаварийный режимОтключена Н. Куранах - НПС15200-184>184>184Ремонт Н. Куранах - НПС 15Нормальный режим200160->160>1601231)Послеаварийный режимОтключена НПС15 - Олекминск180-165>165>165

В соответствии с [1], ремонтной схемой называют схему в которой из-за отключенного состояния одного или нескольких элементов электрической сети (а при эксплуатации - также из - за отключенного состояния устройств противоаварийной автоматики) уменьшен максимально допустимый переток в каком-либо сечении. Расчеты показали что при выводе одной линии сечения ОЭС Востока - ЗЭР в ремонт, переток остается таким же как и в нормальной схеме. Поэтому за ремонтный режим принимаем ремонт ВЛ 220 кВ Томмот - Майя.

Анализ таблицы 6.9 показал следующее:

В послеаварийном при отключении ВЛ 220 кВ Нижний Куранах - Томмот №1 оставшаяся в работе перегружается по току.

Анализируя состояния баланса мощности в ЦЭР таблица 2.3, делаем вывод что в 2015 году переток в ЦЭР должен составлять не менее 40 МВт. В соответствии с данными таблицы 6.9, ОЭС Востока способна обеспечить такой переток необходимый для покрытия мощности в ЦЭР.

Организация параллельной работы ОЭС Востока с Западным энергорайоном Якутии связана, прежде всего, с обеспечением надежного электроснабжения объектов нефтепровода Восточная Сибирь - Тихий океан. Так как НПС относятся к первой категории потребителей, для повышения надежности они должны быть обеспечены электроэнергией от двух независимых источников. Гидростанции ЗЭР могут полностью покрыть нагрузку до НПС 16, однако если в системе ЗЭР произойдет авария необходимо убедиться что ОЭС Востока смог взять на себя нагрузку потребителей до НПС12. НПС 10 и НПС 11 в данном случае будут питаться от Иркутской энергосистемы.

Анализируя передачу мощности в ЗЭР, можно сделать вывод что при перетоках мощности указанных в таблице 6.10 в нормальной и ремонтной схеме обеспечивается электроснабжение объектов ВСТО до НПС 12. Поэтому при аварии в ЗЭР ОЭС Востока сможет питать НПС, на время устранения аварии, тем самым нефтепровод обеспечивается бесперебойным снабжением электроэнергией.

При отключении при отключении ВЛ 220 кВ НПС 13 - Олекминск и ВЛ 220 кВ Сунтар - Олекминск (рисунок Д 140205.021.003). ПС Олекминск становится тупиковой. При связи с ОЭС Востока возможно питание нагрузок ВСТО от ПС Нижний Куранах до ПС Олекминск, при этом напряжения на ПС Олекминск не понизится до критических значений.

При анализе перетока в ЗЭР делаем вывод что ОЭС Востока обеспечивает энергией все НПС от НПС 16 до НПС 12, дополнительно идет покрытие части нагрузки ПС 220 кВ Сунтар. Переток в ЗЭР составит 157 МВт. Напряжения находятся в допустимых пределах

6.5 Динамическая устойчивость

Согласно методических указаний по устойчивости энергосистем, требования предъявляемым к МДП: максимально допустимый переток мощности в любом сечении в рассматриваемом режиме не должен превышать предельного по динамической устойчивости перетока в том же сечении при всех нормативных возмущениях с учетом действия ПА [1].

Динамическая устойчивость должна быть обеспечена для максимально допустимых перетоков в сечении, увеличенных на ДРнк. Расчет производим в ПК ДАКАР.

При расчете динамической устойчивости исследовали следующие нормативные возмущения:

Таблица 6.11 - Нормативные возмущения в нормальной и ремонтной схемах при передаче мощности в ЦЭР Якутии

Аварийное возмущениеМесто аварийного возмущенияНормальная схемаОтключение сетевого элемента действием УРОВ при трехфазном К.З. с отказом одного выключателя (возмущение III группы)КЗ на линии 220 кВ Томмот - Майя у шин ПС 220 кВ Томмот, с последующим погашением секции шин 220 кВ ПС ТоммотКЗ на линии 220 кВ Нижний Куранах - Томмот у шин ПС 220 кВ Томмот, с последующим погашением секции шин 220 кВ ПС ТоммотКЗ на линии 220 кВ Нижний Куранах - Томмот у шин ПС 220 кВ Нижний Куранах, с последующим погашением секции шин 220 кВ ПС Нижний КуранахКЗ на линии 220 кВ НПС 18 - Нижний Куранах у шин ПС 220 кВ НПС 18, с последующим погашением системы шин 220 кВ ПС НПС 18КЗ на линии НГРЭС - НПС 18 у шин ПС НПС 18, с последующим погашением системы шин ПС НПС 18Отключение системы шин с однофазным К.З., связанное с разрывом связей между узлами (возмущение III группы)Погашение секции шин на ПС 220 кВ ТоммотПогашение секции шин на ПС 220 кВ Нижний КуранахПогашение системы шин на ПС 220 кВ НПС 18Ремонтная схемаОтключение сетевого элемента действием УРОВ при однофазном К.З. с отказом одного выключателя (возмущение II группы)КЗ на линии 220 кВ Нижний Куранах - Томмот у шин ПС 220 кВ Томмот, споследующим погашением секции шин 220 кВ ПС ТоммотКЗ на линии НГРЭС - НПС 18 у шин ПС НПС 18, с последующим погашением системы шин ПС НПС 18Отключение сетевого элемента основными защитами при трехфазном К.З. с неуспешным ТАПВ (возмущение II группы)КЗ на одной из ВЛ 220 кВ Нижний Куранах - Томмот у шин ПС 220 кВ Томмотна одной из ВЛ 220 кВ НГРЭС - НПС 18 у шин ПС 220 кВ НПС 18Отключение сетевого элемента резервными защитами при однофазном К.З. с неуспешным ТАПВ (возмущение II группы)КЗ на одной из ВЛ 220 кВ Томмот - Майя у шин ПС 220 кВ ТоммотКЗ на одной из ВЛ 220 кВ НГРЭС - НПС 18 у шин ПС 220 кВ НПС 18

Таблица 6.12 - Нормативные возмущения в нормальной и ремонтной схемах при передаче мощности в ЗЭР Якутии

Аварийное возмущениеМесто аварийного возмущенияНормальная схемаОтключение сетевого элемента действием УРОВ при трехфазном К.З. с отказом одного выключателя (возмущение III группы)КЗ на линии 220 кВ Нижний Куранах - НПС 15 у шин ПС 220 кВ Нижний Куранах, с последующим погашением секции шин 220 кВ ПС Нижний КуранахКЗ на линии 220 кВ НПС 18 - Нижний Куранах у шин ПС 220 кВ НПС 18, с последующим погашением системы шин 220 кВ ПС НПС 18КЗ на линии 220 кВ НГРЭС - НПС 18 у шин ПС НПС 18, с последующим погашением системы шин ПС 220 кВ НПС 18Отключение системы шин с однофазным К.З., связанное с разрывом связей между узлами (возмущение III группы)Погашение секции шин на ПС 220 кВ Нижний КуранахПогашение системы шин на ПС 220 кВ НПС 18Ремонтная схемаОтключение сетевого элемента действием УРОВ при однофазном К.З. с отказом одного выключателя (возмущение II группы)КЗ на линии 220 кВ НПС 15 - Олекминск у шин ПС 220 кВ НПС 15т, с последующим погашением системы шин 220 кВ ПС НПС 151)КЗ на линии НГРЭС - НПС 18 у шин ПС НПС 18, с последующим погашением системы шин ПС НПС 18Отключение сетевого элемента основными защитами при трехфазном К.З. с неуспешным ТАПВ (возмущение II группы)КЗ на одной из ВЛ 220 кВ НПС 15 - Олекминск у шин ПС 220 кВ НПС 15КЗ на одной из ВЛ 220 кВ НГРЭС - НПС 18 у шин ПС 220 кВ НПС 18Отключение сетевого элемента резервными защитами при однофазном К.З. с неуспешным ТАПВ (возмущение II группы)КЗ на одной из ВЛ 220 кВ НПС 15 - Олекминск у шин ПС 220 кВ НПС 15КЗ на одной из ВЛ 220 кВ НГРЭС - НПС 18 у шин ПС 220 кВ НПС 18

Расчет динамической устойчивости производили в схеме с применением технических решений, поскольку только в ней возможна передача электроэнергии в ЦЭР и ЗЭР Якутии. Таблица результата расчетов ДУ приведена в таблицах 6.13 и 6.14, значения указаны с вычетом нерегулярных колебаний.

Таблица 6.13 - Результат расчета динамической устойчивости при связи с ЦЭР

Схема сетиСезон годас ПАНаиболее тяжелое возмущениеМДП без ПАМДП с ПАобъем САОН, МВтНормальная схемазима10015090Отключение одной из системы шин ПС 220 кВ Томмот с присоединениями, действием УРОВ при трехфазном к.з. на линии 220 кВ Томмот - Майя с отказом выключателя у ПС 220 кВ Томмот.Ремонт Томмот-Майязима11012310Отключение ВЛ 220 кВ НГРЭС - НПС18 основными защитами при трехфазном К.З. с неуспешным ТАПВ

Анализируя таблицу 6.13 делаем вывод, что при перетоке в Центральный энергорайон присутствует ограничение по динамической устойчивости. Для повышения перетока в нормальной схеме до 20% необходимо задействовать автоматику отключения нагрузки ЦЭР в размере 90 МВт. Расчеты показали что эффективность автоматики составляет 70%. В ремонтной схеме для повышения перетока до 20% необходимо ОН в размере 10 МВт, эффективность автоматики составит 100%. Устройство локальной дозировки управляющего воздействия (ЛАДВ), которое при отключении одной из ВЛ 220 кВ Томмот - Майя выдает управляющие воздействия на ограничение нагрузки в энергорайоне, устанавливается на ПС 220 кВ Н. Куранах. Для реализации управляющих воздействий на этих подстанциях устанавливаются устройства отключения нагрузки, которые по сигналам, пришедшим по каналам ПА отключают часть нагрузки.

На ПС Томмот, Майя и Нижний Куранах устанавливаются новые баковые элегазовые трехфазные выключатели с одним приводом, который отключает три сразу три фазы одновременно, при этом вероятность перехода трехфазного короткого замыкания в однофазное очень мала. При отказе выключателя трехфазное короткое замыкание действует до того, пока под действием УРОВ не отключатся система шин питающая эту линию и все присоединения отходящие от этой системы шин. Поэтому переток мощности в ремонтной схеме получился больше перетока в нормальной схеме, так как длительность трехфазного КЗ в нормальной схеме больше длительности КЗ в ремонтной схеме.

Таблица 6.14 - Результат расчета динамической устойчивости при связи с ЗЭР

Схема сетиСезон годаДУНаиболее тяжелое возмущениеМДП без ПАМДП с ПАНормальная схемазима204-Устойчивость при рассматриваемых возмущениях не нарушается. Ограничение по статической устойчивости.Ремонт Нижний Куранах - НПС 15зима160-Устойчивость при рассматриваемых возмущениях не нарушается. Ограничение по статической устойчивости.

Анализируя таблицу 6.14 делаем вывод, что при передачи мощности в ЗЭР ограничение по динамической устойчивости не происходит и переток ограничен только статической устойчивостью. Несмотря на это необходимо установить комплекс АПНУ на ПС Нижний Куранах, с функциями контроля состояния сети и аварийных отключений в районе от Нижнего Куранаха до Вилюйских ГЭС. Координацией действия АПНУ осуществляется комплексом ЦСПА ОДУ Востока.

В эксплуатации любое отступление от требований, относящихся к нормальному перетоку или к длительности послеаварийного режима (20 мин), означает переход к вынужденному перетоку (наибольший допустимый переток называется аварийно допустимым) и должно быть разрешено высшей оперативной инстанцией, в ведении или управлении которой находятся связи этого сечения [14].

Требования к АДП:

коэффициенту запаса статической апериодической устойчивости по активной мощности в контролируемом сечении в нормальной (ремонтной) схеме - не менее 0,08;

коэффициент запаса статической устойчивости по напряжению в узлах нагрузки в нормальной (ремонтной) схеме - не менее 0,1;

токовые нагрузки сетевого и генерирующего оборудования не превышают длительно допустимых значений;

возникновение нормативных аварийных возмущений не приводит к каскадному развитию аварий.

Переход к вынужденному перетоку в сечении на время прохождения максимума нагрузки, но не более 40 мин (дополнительно к 20 мин, разрешенных для послеаварийного режима), или на время, необходимое для ввода ограничений потребителей и / или мобилизации резерва, может быть выполнен оперативно по разрешению дежурного диспетчера указанной высшей оперативной инстанции.

Таблица - 6.15 Сводная таблица результатов расчета статической и динамической устойчивости при передачи в ЦЭР Якутии

Схема сетиСезон годаСУДУМДПАДПМДПМДП без ПАМДП с ПАНормальная схемазима142100170100256Ремонтная схемаРемонт Томмот - Майязима123110123110172

Анализирую возможность передачи энергии для покрытия зимнего максимума нагрузки в ЦЭР, делаем следующие выводы:

Передача возможна только при усилении сети 220 кВ выдачи мощности НГРЭС.

Ограничение передачи происходит из - за динамической устойчивости, прежде всего это связано с длительностью отключения 3х фазного К.З., поэтому для повышения пропускной способности необходимо разработка и применение новой быстро действующей автоматики, релейной защиты, уменьшение время отключения выключателей.

Анализируя балансовую ситуацию в ЦЭР, таблица 2.3, делаем вывод, что в 2015 год возможно осуществление покрытия зимнего максимума нагрузки ЦЭР. Нормальный и ремонтный режим показаны на рисунках Д 140205.021. 006 и Д 140205.021. 007.

Таблица - 6.16 Сводная таблица результатов расчета статической и динамической устойчивости при передачи в ЗЭР Якутии

Схема сетиСезон годаСУДУМДПАДПМДПМДП без ПАМДП с ПАНормальная схемазима147204-147234Ремонтная схемаРемонт Нижний Куранах - НПС 15зима123160-123184

Анализирую возможность передачи энергии для электроснабжения объектов ВСТО:

Переток возможно осуществить только при усилении сети 220 кВ выдачи мощности НГРЭС;

Поскольку неясно как будет происходить деление в снабжении НПС, входящих в связь между ОЭС Востока и ЗЭР Якутии, ориентировочно будем считать что до НПС 15 электроэнергией снабжает ЗЭР, а НПС 16 снабжает ОЭС Востока. В 2015 году ОЭС Востока может снабжать объекты ВСТО с НПС 16 до НПС 12, тем самым нефтепровод сможет обеспечиваться энергией во время серьезных аварий в Западном энергорайоне. Нормальный и ремонтный режим показаны на рисунках Д 140205.021. 008 и Д 140205.021. 009.

6.5 Минимум нагрузки

Для анализа минимума нагрузки рассмотрим летний минимум.

ОЭС Востока - ЦЭР

Летом Нерюнгринская ГРЭС работает двумя блоками общей мощностью 360 МВт. Участие Якутской ГРЭС 2 принято двумя агрегатами общей мощностью 85 МВт, Якутская ТЭЦ и Якутская ГРЭС выведены в ремонт. Потребление ЦЭР в летний минимум составит 160 МВт. Переток в исходной схеме составит 75 МВт. Расчет статической устойчивости в нормальной и ремонтных схемах показал, что для нормальной работы ЦЭР и ОЭС Востока в работе должен оставаться один генератор ЯГРЭС 2. При увеличении мощности на ЯГРЭС 2 генератор работает в режиме недовозбуждения (потребления реактивной мощности). Поскольку работа СД в таком режиме возможна, то применение средств компенсации реактивной мощности не требуется. На Нерюнгринской ГРЭС один из генераторов так же работает в режиме недовозбуждения .Согласно «Корректировки схемы развития ОЭС Востока и энергосистемы Якутии на период до 2020 года» кроме ПС 220 кВ Майя, УШР ставится на ПС 220 кВ Хандыга. Однако в силу его удаленности, он не будет влиять на компенсацию реактивной мощности Якутского района.

ОЭС Востока - ЗЭР

В ЗЭР в связи с развитием сети 220 кВ идет генерирование реактивной мощности новыми линиями большой протяженностью. На ПС 220 кВ Городская (Ленск) и ПС 220 кВ Пеледуй, по инвестиционной программе ОАО «ДВЭУК», предусматривается установка двух управляемых шунтирующих реакторов 220 кВ 100 МВА (по одному на подстанцию) для компенсации реактивной мощности в сети.

В Летний минимум Светлинская ГЭС работает одним блоком 90 МВт, ВГЭС 1,2 тремя блоками общей мощностью 255 МВт. Расчет статической устойчивости показал, что в летний минимум возможно осуществление питания нагрузки ВСТО от НПС16 до НПС 12. Генераторы СГЭС и ВГЭС №1,2 работают в режиме недовозбуждения (потребления реактивной мощности). На Нерюнгринской ГРЭС один из генераторов так же работает в режиме недовозбуждения. Проведённый анализ режимов работы электрической сети в 2015 году Западного энергорайона Республики Саха (Якутия) показал, что дополнительные средства компенсации реактивной мощности в сети не требуются. В связи с организацией связи с Южно-Якутским энергорайоном предлагается установка УШР 100 МВАр на ПС Олекминск. Установка реактора позволит повысить надежность электроснабжения. Для этих целей в работе: «технико-экономическое обоснование строительства электросетевых объектов ЕНЭС в составе схемы внешнего электроснабжения трубопроводной системы «восточная сибирь-тихий океан - 1 (расширение до 80 млн. т. в год)» разработанную ОАО «ЭЛЕКТРОСЕТЬПРОЕКТ» предусматривается ячейка на ОРУ 220 кВ ПС Олекминск.

6.6 Расчет перетока на 2016 год

Согласно таблице 2.3 в 2016 году в связи с выводом мощности на ЯГРЭС в размере 160 МВт, в ЦЭР необходимо передавать 180 МВт мощности. Поскольку необходимо учитывать нерегулярные колебания, переток в ЦЭР составит 210 МВт. В исходном режиме переток в ЦЭР составит 100 МВт, которых хватает на покрытие нагрузок зимнего максимума.

В ЗЭР переток в исходном режиме составит 11 МВт для питание нагрузки НПС 16.

На период с 2015 по 2016 год строительство и ввод новых линий электропередач не велось. Ввод новых источников генерации не запланирован. Таблица 6.17 - Результаты расчета статической устойчивости зимнего максимума 2016 года в сечении ОЭС Востока - ЦЭР Якутии со строительством ВЛ 220 кВ НГРЭС - ПС Таёжная и применением проектных решений

СхемаРпред, МВтР20%, МВтР8%, МВтР по току, МВтР по напряжен, МВтРМДП, МВтНормальная схемаНормальный режим252201->201>2011351)Послеаварийный режимОтключена Нижний Куранах - Томмот241-221>221>221Отключена Томмот - Майя180-165>165>165Ремонт Томмот - МайяНормальный режим180144->144>1441141)Послеаварийный режимОтключена Н. Куранах - Томмот167-153>153>153

Таблица - 6.18 Сводная таблица результатов расчета статической и динамической устойчивости при передачи в ЦЭР Якутии на 2016 год

Схема сетиСезон годаСУДУМДПАДПМДПМДП без ПАМДП с ПАНормальная схемазима1351001)1402)100231Ремонт Нижний Куранах Томмотзима1141151)-114165

Анализирую таблицы 6.17 и 6.18 делаем вывод что перетоки мощности по сравнению с 2015 годом уменьшились, потому что в период с 2015-2016 года не намечается строительство линий Поэтому предлагаются следующие меры по решению проблемы:

. Ввод второй очереди ЯГРЭС 2 мощностью 127,5 МВт в 2016 году, это позволит покрыть необходимую мощность энергорайона без применения ДЭС, при этом переток из ОЭС Востока в ЦЭР составит 50 МВт. Это наиболее перспективный вариант.

. Запрет на вывод мощности ЯГРЭС. Поскольку в 2016 году из работы выводятся из работы ГТ - 45 мощностью 2х45 МВт и ГТ - 35 мощностью 2х35. Поскольку повышенной аварийностью характеризуется ГТ - 45, предлагается его вывод в 2016 году. ГТ - 35 предлагается оставить в работе до ввода второй очереди ЯГРЭС 2. Однако поскольку эти агрегаты уже превысили свой ресурс использование, такое решение необходимо принимать только после тщательного рассмотрения.

. Если применение двух первых вариантов не представляется возможным, предлагается в зимний максимум использовать ДЭС в размере 90 МВт. При этом резерв мощности в случае необходимости будет передаваться из ОЭС Востока. Такой вариант экономически невыгоден.

Таблица 6.19 - Результаты расчета статической устойчивости зимнего максимума 2016 года в сечении ОЭС Востока-ЗЭР Якутии со строительством ВЛ 220 кВ НГРЭС - ПС Таёжная и применением проектных решений

СхемаРпред, МВтР20%, МВтР8%, МВтР по току, МВтР по напряжен, МВтРМДП, МВтНормальная схемаНормальный режим193154->154>1541151)Послеаварийный режимОтключена Н. Куранах - НПС15167-153>153>153Ремонт Н. Куранах - НПС 15Нормальный режим167133->133>133951)Послеаварийный режимОтключена НПС15 - Олекминск154-141>141>141

Схема сетиСезон годаОЭС Востока - ЦЭР ЯкутииМДПАДПМДП (СУ)МДП без ПАМДП с ПАНормальная схемазима115154-115177Ремонт Нижний Куранах Томмотзима95133-95153

Анализирую таблицы 6.19 и 6.20 делаем вывод, что перетоки в ЗЭР ограничены только статической устойчивостью, при таких перетоках в нормальной и ремонтной схемах ЗЭР позволяет покрыть нагрузку от НПС 16 до НПС 12.

Заключение

В дипломном проекте выполнен анализ и определены основные проблемы существующей схемы электрических сетей Якутской энергосистемы, на основании чего было проведено обоснования сооружения электрических связей.

Составлен баланс электропотребления, для определения возможности покрытия нагрузки существующими станциями. В дипломном проекте рассмотрен 2015 год, как год ввода линий, а также 2016 год, год в котором наблюдается наибольший дефицит мощности в связи с выводом оборудования ЯГРЭС. Во всех расчетных периодах не учитывалось участие ДЭС центральных сетей. В 2015 год переток мощности в ЦЭР должен составлять 40 МВт. В 2016 году переток мощности должен составлять 210 МВт. Расчеты потокораспределения мощности, уровней напряжения и потерь мощности выполнялись в нормальной схеме сети, а также при отключении отдельных элементов схемы для длительных режимов работы электростанций и условий годового максимума и минимума нагрузки.

Для проверки соответствия разработанной схемы сети требованиям надежности электроснабжения помимо расчетов нормальных установившихся режимов выполнены расчеты послеаварийных и ремонтных режимов.

Исходными условиями в послеаварийных режимах для сети региональной энергосистемы являлись отключение одного наиболее загруженного элемента энергосистемы в период максимальных нагрузок.

Анализ результатов расчетов показал, что передача мощности ни в ЦЭР ни в ЗЭР невозможна в связи с оборудованием линий НГРЭС - Нижний Куранах, а также состоянием сетей 110 кВ Южно - Якутского энергорайона. Были предложены ряд решений для осуществления передачи мощности в энергорайоны. Данные решения основаны на реальных проектах, которые на данный момент рассматриваются в ОДУ Востока.

Величина допустимых перетоков определялась с 20% запасом по мощности и 15% запасом по напряжению в нормальной и ремонтных схемах; с 8% запасом мощности и с 10% запасом по напряжению - в послеаварийных, согласно [1].

Расчеты показали, что переток в ЦЭР ограничивается динамической устойчивостью, максимально допустимый переток в 2015 году в нормальной равняется 100 МВт, такой переток позволит осуществить передачу необходимой мощности в ЦЭР для покрытия зимнего максимума без использования ДЭС.В ремонтной схеме переток составит 110 МВт, в связи с тем что в соответствии с [1] нормативные возмущения в ремонтной схеме «легче» чем в нормальной. Анализирую 2016 год можно сделать вывод, что передача необходимой мощности в ЦЭР невозможна по статической и динамической устойчивости, а также что при таком перетоке при отключении одной из линий НПС 18 - Нижний Куранах, вторая перегружается по мощности. Поэтому необходимо четко указать сроки вывода мощностей ЯГРЭС, чтобы они совпадали с вводом генерации ЯГРЭС 2. Анализ параллельной работы с Западным энергорайоном республики Саха (Якутия) произведен с целью рассмотрения возможности питания от ОЭС Востока нефтеперекачивающих станций от НПС 16 до НПС 12, при серьезных авариях в ЗЭР. Поскольку нефтепровод представляет собой систему связанных между собой нефтенасосных станций, отключение одной приведет к выходу всего ВСТО из строя на длительный срок. Расчеты показали, что ограничение мощности происходит только по статической устойчивости в 2015 году переток составит в нормальной схеме 147 МВт в ремонтной 123 МВт. В 2016 году переток составит в нормальной схеме 115МВт, в ремонтной 95 МВт. В период с 2015-2016 год ОЭС Востока способна питать нагрузку нефтепровода, тем самым обеспечивая надежность электроснабжения НПС.

Список использованных источников

1. Методические указания по устойчивости энергосистем [Текст]: СО 153-34.20.576-2003: утв. Минэнерго России от 30 июня 2003 г. №277 - М.: Издательство НЦ ЭНАС, 2004 - 16 с.

2. Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации. - М.: Изд-во НЦ ЭНАС, 2006. - 264 с.

. Гуревич, Ю.Е., Либова Л.Е., Окин А.А. Расчет устойчивости и противоаварийной автоматики в энергосистемах [Текст] / Ю.Е. Гуревич, Л.Е. Либова, А.А. Окин - М.: Энергоатомиздат, 1990. - 390 с.: ил.

. Вайнштейн, Р.А. Программные комплексы в учебном проектировании электрической части электростанций: учебное пособие / Р.А. Вайнштейн, В.В. Шестакова, Н.В. Коломиец. - Томск: Изд-воТомского политехнического университета, 2009. - 123 с.

. Справочник по проектированию электрических сетей [Текст] / Под ред. Д.Л. Файбисовича. - М. : НЦ ЭНАС, 2005. - 320 с.

. Жданов, П.С. Вопросы устойчивости электрических систем [Текст] / Под ред. Л.А. Жукова. - М., Энергия, 1979. - 456 с., ил.

. Правила устройства электроустановок./ Издательство - СПб.: ДЕАН, 2003. - 928 с.

. Степанов, И.М. Исследование электромагнитных полей в электроустановках высокого напряжения и разработка мер по снижению их интенсивности [Текст]: дис. канд. техн. наук: 05.14.12: защищена 26.02.09: утв. 01.03.09 / Степанов Илья Михайлович. - Новосибирск., 2009. - 234 с.

. Методические рекомендации по проектированию развития энергосистем [Текст]: СО 153-34.20.118-2003: утв. М-вом энергетики Рос. Федерации 30.06.03 : ввод. в действие с 30.06.03. - М.: ФГУП НТЦ, 2006. - 22 с.

. Веников, В.А. Переходные электромеханические процессы в электрических системах: Учеб. Для электроэнергет. спец. вузов. - 4-е изд., перераб. и доп. [Текст]/В.А. Веников - М.: Высш. шк., 1985 - 536 с., ил.

. Электрическая часть станций и подстанций [Текст]/ А.А. Васильев [и др.] - М.: - Энергоатомиздат, 1990. - 576 с.

. Неклепаев, Б.Н. Электрическая часть электростанций и подстанций. Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования [Текст]/ Б.Н. Неклепаев, И.П. Крючков Учеб. пособие для вузов. -4-е изд., перераб. и доп. - М.: Энергоатомиздат, 1989. - 608 с.

13. ГОСТ 5616 - 89. Генераторы и генераторы-двигатели электрические гидротурбинные. Общие технические условия. [Текст]. - введ. 01.07.90. - М. : Изд-во стандартов, 2003. - 37 с.

. Правила перехода на работу в вынужденном режиме в контролируемых сечениях диспетчерского центра филиала ОАО «СО ЕЭС» [Текст]: СО 59012820.27010.003 - 2011: утв. ОАО «СО ЕЭС» от 18 мая 2011 г. №130 - М.: Издательство НЦ ЭНАС, 2004 - 18 с.

. Гусарова, Е.В. Экономическое обоснование эффективности проектных решений и внедрения новой техники на железнодорожном транспорте [Текст]/ Е.В. Гусарова - Хабаровск: изд-во ДВГУПС, 2008. - 157 с.

. Укрупненные показатели стоимости сооружения (реконструкции) подстанций 35-750 кВ и линий электропередачи напряжением 6,10-750 кВ [Текст] : СТО 56947007-29.240.014-2008: утв. ОАО «ФСК ЕЭС» 05.03.08 : ввод. в действие с 18.04.08. - М. : ОАО «ФСК ЕЭС», 2008. - 12 с.

. Государственный стандарт. Электрическая энергия. Совместимость технических средств электромагнитная. Нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения [Текст]: ГОСТ 13109-97: утв. постановлением Гос. Ком. РФ по стандартизации, метрологии и сертификации от 28 августа 1998 г. №338: ввод в действие с 01.01.99. - М. : Издательство стандартов, 1999 - 35 с.

. Бадер, М.П. Электромагнитная совместимость [Текст]: учебник для вузов железнодорожного транспорта. - М.: УМК МПС, 2002. - 638 с.

. Укрупненные стоимостные показатели электрических сетей [Текст] : СО 00.03.03-2007: утв. ОАО Институт «Энергосетьпроект» 20.07.07 : ввод. в действие с 01.09.07. - М. : ОАО Институт «Энергосетьпроект», 2007. - 44 с.

. Справочник по строительству и реконструкции линий электропередачи напряжением 0,4-750 кВ [Текст]. / Под ред. Е.Г. Гологорского. - М. : ЭНАС, 2007. - 560 с.

. Межотраслевые правила по охране труда при эксплуатации электроустановок [Текст] : ПОТ РМ-016-2001 : утв. Мин. Труда и соц. развития 5.01.01 : ввод в действие с 01.07.01. - М. : Издательство стандартов, 2001. - 106 с.

. Ульянов, С.А. Электромагнитные переходные процессы [Текст]/ С.А. Ульянов - М.: Энергоатомиздат, 1968. - 519 с.

. Винославский, В.Н. Переходные процессы в системах электроснабжения [Текст]/ В.Н. Винославский, Г.Г. Пивняк и др. Под ред В.Н. Винославского. - К.: Вышая шк. Головное изд-во, 1989. - 422 с ил.

. Семенов, В.А. Противоаварийная автоматика в ЕЭС России [Текст]/В.А. Семенов. - М.: НТФ «Энергопрогресс», 2004. - 104 с. ил.

. Мелешкин, Г.А. Устойчивость энергосистем [Текст]/Г.А. Мелешкин, Г.В. Меркурьев. - СПб.:НОУ «Центр подготовки кадров энергетики», 2006 - 369 с.

. Меркурьев, Г.В. Устойчивость энергосистем [Текст]/Г.В. Меркурьев, Ю.М. Шаргин. - СПб.: НОУ «Центр подготовки кадров энергетики», 2006 - 369 с.

. Усов, С.В. Электрическая часть электростанций [Текст]/ Под ред. С.В. Усова. - Л.: Энергоатомиздат., Ленингр. Отд-ие, 1987.- 616 с.

. Справочник по строительству и реконструкции линий электропередачи напряжением 0,4-750 кВ [Текст]. / Под ред. Е.Г. Гологорского. - М. : ЭНАС, 2007. - 560 с.

. Санитарно-эпидемиологические правила и нормативы. Электромагнитные поля в производственных условиях [Текст] : СанПиН 2.2.4.1191-03. - Введ. 2003-05-01. - М. : Изд-во стандартов, 2003. - 17 с.

. Барыбин, Ю.Г. Справочник по проектированию электроснабжения [Текст] / Под ред. Ю.Г. Барыбина и др. - М.: Энергоатомиздат, 1990. - 576 с.

. Нерюнгринская ГРЭС [Электронный ресурс] : неофиц. сайт - Режим доступа: http://www.nergres.narod.ru/characteristic.htm.

. ОАО Вилюйская ГЭС 3 [Электронный ресурс] : офиц. сайт Вилюйской ГЭС - Режим доступа: http://www.shpp.ru/about/History.aspx.

. Каскад Вилюйских ГЭС им. Е.Н. Батенчука 3 [Электронный ресурс] : офиц. сайт Вилюйской ГЭС - Режим доступа: http://kvges.ru/index.html.

Введение электроснабжение потребитель энергорайон Энергосистема Республики Саха (Якутия) состоит из трех не связанных между собой энергорайонов - Южно-Яку

Больше работ по теме: