Анализ существующего состояния и развитие электрических сетей филиала ОАО 'ФСК ЕЭС' - МЭС Урала до 2015 года на территории Свердловской области

  • Вид работы:
    Дипломная (ВКР)
  • Предмет:
    Физика
  • Язык:
    Русский
    ,
    Формат файла:
    MS Word
    671,68 Кб
  • Опубликовано:
    2012-07-16
Вы можете узнать стоимость помощи в написании студенческой работы.
Помощь в написании работы, которую точно примут!

Анализ существующего состояния и развитие электрических сетей филиала ОАО 'ФСК ЕЭС' - МЭС Урала до 2015 года на территории Свердловской области












ДИПЛОМНАЯ РАБОТА

Анализ существующего состояния и развитие электрических сетей филиала ОАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Урала До 2015 года на территории Свердловской области


СОДЕРЖАНИЕ

РЕФЕРАТ

ПЕРЕЧЕНЬ ЛИСТОВ ГРАФИЧЕСКОЙ ДОКУМЕНТАЦИИ

ПЕРЕЧЕНЬ УСЛОВНЫХ ОБОЗНАЧЕНИЙ, СИМВОЛОВ, СОКРАЩЕНИЙ

ВВЕДЕНИЕ

1 ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РЕГИОНА

1.1 Географическое положение

1.2 Климатические условия

1.3 Население

1.4 Промышленное производство по основным отраслям

2 ИСТОРИЯ СВЕРДЛОВСКОЙ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ

3 АНАЛИЗ СУЩЕСТВУЮЩЕГО СОСТОЯНИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ

3.1 Характеристика электропотребления в 2008-2010 годах    

3.2 Существующее состояние генерирующих источников Свердловской энергосистемы

3.3 Развитие электростанций Свердловской энергосистемы в период до 2015 года

3.4 Структура топливного баланса электростанций и котельных      

4 ПРОГНОЗ ПЕРСПЕКТИВНЫХ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ НАГРУЗОК И БАЛАНС МОЩНОСТИ

5 АНАЛИЗ СУЩЕСТВУЮЩЕГО СОСТОЯНИЯ И РЕЖИМОВ РАБОТЫ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ 220 И 500 кВ

5.1 Серово-Богословский энергорайон

5.2 Нижнетагильский энергорайон

5.3 Западный энергорайон

5.4 Восточный энергорайон

5.5 Талицко-Артемовский энергорайон

6 РАЗРАБОТКА ВОЗМОЖНЫХ ВАРИАНТОВ РАЗВИТИЯ СЕТИ НА 2015 год

6.1 Основные принципы разработки схем развития электрических сетей

6.2 Главные схемы соединений электрических станций

6.3 Главные схемы электрических соединений подстанций

6.4 Разработка вариантов развития электрических сетей Свердловской области

6.5 Серово-Богословский энергорайон

6.6 Нижнетагильский энергорайон

6.7 Западный энергорайон

6.8 Восточный энергорайон

7 ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ СРАВНЕНИЕ ВАРИАНТОВ     

8 АНАЛИЗ РЕЖИМОВ РАБОТЫ ОПТИМАЛЬНОГО ВАРИАНТА

8.1 Серово-Богословский энергорайон

8.2 Нижнетагильский энергорайон

8.3 Западный энергорайон

8.4 Восточный энергорайон

8.5 Талицко-Артемовский энергорайон

9 АНАЛИЗ ПРОПУСКНОЙ СПОСОБНОСТИ СЕТЕЙ ВОСТОЧНОГО ЭНЕРГОРАЙОНА

9.1 Основные понятия, термины, определения        

9.2 Порядок расчета

9.3 Требования к устойчивости энергосистем

9.4 Определение допустимых режимов

9.5 Сравнение пропускной способности сетей 220, 500 кВ Восточного энергорайона на 2010 и 2015 гг.

10 ОКОНЧАТЕЛЬНЫЙ СМЕТНО-ФИНАНСОВЫЙ РАСЧЕТ

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

ПРИЛОЖЕНИЕ А

Баланс мощности на период до 2015 года по Восточному энергорайону

ПРИЛОЖЕНИЕ Б

Баланс мощности на период до 2015 года по Западному энергорайону

ПРИЛОЖЕНИЕ В

Баланс мощности на период до 2015 года по Нижнетагильскому энергорайону

ПРИЛОЖЕНИЕ Г

Баланс мощности на период до 2015 года по Серово-Богословскому энергорайону

ПРИЛОЖЕНИЕ Д

Баланс мощности на период до 2015 года по Талицко-Артемовскому энергорайону

ПРИЛОЖЕНИЕ Ж

Баланс мощности на период до 2015 года по Свердловской энергосистеме

РЕФЕРАТ

электрическая сеть мощность

Данная дипломная работа представлена в виде пояснительной записки и графической части.

Пояснительная записка выполнена на 83 страницах.

Графическая часть представлена на 6 листах.

Тема дипломной работы: «Анализ существующего состояния и развитие электрических сетей филиала ОАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Урала до 2015 года на территории Свердловской области».

Предметом рассмотрения дипломной работы является разработка схемы развития электрических сетей Свердловской области на этап 2015 года.

В работе представлена общая характеристика Свердловской области, а также история развития Свердловской энергосистемы. Анализ существующего состояния и режимов работы электрических сетей является необходимым для выбора рационального пути развития. При выборе схемы развития электрических сетей рассмотрены следующие вопросы: составление перспективного баланса активной мощности, разработка двух возможных вариантов для каждого энергорайона, а также проведены технико-экономическое сравнение вариантов и составление окончательного сметно-финансового расчета. Произведен анализ пропускной способности сетей 220, 500 кВ Восточного энергорайона.

Библиогр.: 9 назв. Рис.12. Табл. 23. Прил. 7. С. 83.

ПЕРЕЧЕНЬ ЛИСТОВ ГРАФИЧЕСКОЙ ДОКУМЕНТАЦИИ

Наименование документа

Обозначение документа

Формат

Карта-схема Свердловской энергосистемы по состоянию на 2010 год


А1

Прогноз перспективных нагрузок и баланс мощности по Свердловской энергосистеме


А1

Варианты развития сетей Свердловской области


А1

Варианты развития сетей Свердловской области


А1

Однолинейная схема электрических соединений оптимального варианта


А1

Анализ пропускной способности сетей Восточного энергорайона


А1



ПЕРЕЧЕНЬ УСЛОВНЫХ ОБОЗНАЧЕНИЙ, СИМВОЛОВ, СОКРАЩЕНИЙ

АСУ ТП - автоматизированная система управления технологическими процессами;

АТГ - автотрансформаторная группа;

АЭС - атомная электростанция;

ВЛ - воздушная линия;

ГРЭС - государственная районная электростанция;

кг.у.т. - килограмм условного топлива;

КЗ - короткое замыкание;

ЛЭП - линия электропередачи;

МО - муниципальное образование;

ОРУ - открытое распределительное устройство;

ОЭС - объединенная энергосистема;

ПА- противоаварийная автоматика;

ПП - переключательный пункт;

ПС - подстанция;

РДУ - региональное диспетчерское управление;

РПН - регулирование под напряжением;

РУ - распределительное устройство;

СН - собственные нужды;

т.у.т. - тонна условного топлива;

ТЭС - тепловая электростанция;

ТЭЦ - теплоэлектроцентраль;

ШР - шунтирующий реактор;

ЭЭC - электроэнергетическая система.

ВВЕДЕНИЕ

Целью дипломной работы является разработка рационального пути развития электроэнергетики Свердловской области, а также рекомендаций по развитию генерирующих мощностей и электрических сетей 220-500 кВ Свердловской энергосистемы с перспективой до 2015 года. За отчетный в данной работе принят 2010 год.

В данной работе выполнен анализ существующего состояния и функционирования электроэнергетики Свердловской области по основным показателям за период 2008-2010 гг. и рассмотрение возможных вариантов развития существующих сетей с учетом увеличения нагрузки и ввода/демонтажа генерирующих мощностей.

Основные разделы, которые были рассмотрены:

краткая характеристика Свердловской области;

история развития Свердловской энергосистемы;

характеристика электропотребления в 2008-2010 гг.;

существующее состояние генерирующих источников энергосистемы;

баланс мощности в целом по Свердловской энергосистеме и по отдельным районам;

анализ режимов работы электрических сетей 220, 500 кВ на 2010 год;

разработка вариантов развития электрических сетей по энергорайонам. Варианты прорабатываются на 2015 год;

технико-экономическое сравнение вариантов;

анализ режимов работы оптимального варианта;

анализ пропускной способности сетей Восточного энергорайона.

При выполнении работы использованы: нормальная схема электрических соединений объектов электроэнергетики, входящих в операционную зону Свердловского РДУ, по состоянию на 2010 год и данные контрольных замеров на 15.12.2010 г. Свердловского РДУ.

1. ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РЕГИОНА

1.1 Географическое положение

Территория Свердловской области составляет 195,0 тыс. км2.

Область расположена в центре России, на границе ее европейской и азиатской частей. На западе граничит с Пермской областью, на северо-западе - с Республикой Коми, на севере и северо-востоке - с Ханты-Мансийским автономным округом - Югрой, на востоке - c Тюменской областью, на юго-востоке - с Курганской областью, на юге - с Челябинской областью, на юго-западе - с Республикой Башкортостан.

.2 Климатические условия

Свердловская область находится в зоне с умеренно континентальным климатом. Средняя многолетняя температура воздуха в январе составляет от -20°C на севере до -15,5°C, в июле +16,9°C. Средняя величина осадков за год составляет 350 - 400 мм на юго-востоке и 500 мм на севере, а в горных районах юго-запада превышает 500 - 600 мм.

.3 Население

По итогам переписи 2010 г. численность населения Свердловской области составила 4297,7 тыс. чел.

Численность населения наиболее крупных городов Свердловской области по данным переписи населения 2010 г.: Екатеринбург - 1350,1 тыс.чел., Нижний Тагил - 361,9 тыс.чел., Каменск-Уральский - 174,7 тыс.чел., Первоуральск - 134,4 тыс.чел., при этом стоит отметить, что доля городского населения превышает 83 %, соответственно Свердловская область является крупным промышленным, а не сельскохозяйственным регионом.

Средняя плотность населения - 22,6 чел/км2. Экономически активное население составляет 2343,3 тыс. чел. В 2010 г. уровень зарегистрированной безработицы составил 1,8 %.

Возрастная структура населения: к трудоспособному относится 58 % населения, моложе трудоспособного возраста - 28 %, старше трудоспособного возраста - 14 %.

.4 Промышленное производство по основным отраслям

Промышленность Свердловской области представляет собой мощный многоотраслевой комплекс - один из крупнейших в России. По производственному потенциалу область занимает 5-е место среди 83 субъектов РФ.

Ведущими отраслями промышленности Свердловской области являются: черная и цветная металлургия, машиностроение и металлообработка, электроэнергетика. Их удельный вес в объеме промышленного производства составляет 83,3 %. Свердловская область производит почти 100 % титана, 40 % меди и 17 % стальных труб в стране.

Металлургический комплекс

Доминирующее положение в структуре промышленности занимает металлургический комплекс - черная и цветная металлургия. На долю предприятий чёрной и цветной металлургии приходится около половины промышленного производства Свердловской области. Наиболее крупные предприятия: ОАО «РУСАЛ - Богословский алюминиевый завод», ОАО «РУСАЛ - Уральский алюминиевый завод», ОАО «Нижнетагильский металлургический комбинат», ОАО «Первоуральский новотрубный завод», ОАО «Синарский трубный завод», ОАО «Северский трубный завод», ОАО «Уралэлектромедь».

Машиностроение и металлообработка.

На долю отрасли приходится 20,9 % промышленного производства.

В структуре машиностроительного комплекса Свердловской области наибольший удельный вес в объёме производства занимают:

тяжёлое, энергетическое и горное машиностроение;

электротехническая промышленность и приборостроение;

транспортное машиностроение;

нефтегазовое и химическое машиностроение.

Среди машиностроительных отраслей преобладает «тяжёлый ВПК» (производство бронетанковой техники и боеприпасов), а также тяжёлое индивидуальное машиностроение: грузовые автомобили, вагоны, магистральные, экскаваторы, кузнечно-прессовые машины, силовые трансформаторы, дизели и дизель-генераторы, паровые и газовые турбины, крупные электромашины, нефтепромысловое и буровое оборудование, электродвигатели. Среди крупных предприятий этого направления стоит отметить

Мировую известность имеют предприятия: ОАО «Уралмаш», ОАО «Уралэлектротяжмаш», ФГУП «Уралвагонзавод», ОАО «Уралхиммаш», ОАО «Пневмостроймашина», «Уральский химкомбинат», ФГУП «Комбинат «Электрохимприбор»». Уникальное высокотехнологическое оборудование с маркой уральских предприятий установлено на ведущих металлургических, нефтехимических и машиностроительных заводах страны.

Электроэнергетика

На долю отрасли приходится 11,4 % промышленного производства, при этом большая часть приходится на собственные нужды электростанций (порядка 8 %). На территории области находится 19 электростанций. Наиболее крупными электростанциями являются: Рефтинская ГРЭС - 3800 МВт, Верхнетагильская ГРЭС - 1497 МВт, Среднеуральская ГРЭС - 1181,5 МВт.

Производство и распределение электрической и тепловой энергии в Свердловской области осуществляют 78 крупных и средних предприятий, базовыми из которых являются акционерные общества «ТГК-9», «ОГК-5», «ОГК-2», «ОГК-1», ОАО «Свердловэнерго», «Екатеринбургская электросетевая компания ».

Внутреннее потребление региона полностью удовлетворяется за счёт собственных источников электроэнергии.

Отраслевая структура промышленного производства в 2010 году приведена на рисунке 1.1.

Рисунок 1.1 - Отраслевая структура промышленного производства в 2010 году

Примечание - В категорию прочая промышленность включены следующие категории: топливная; химическая и нефтехимия; лесная, деревообрабатывающая и целлюлозно-бумажная; легкая промышленность в силу их небольшой доли в структуре промышленного производства Свердловской области.

. ИСТОРИЯ СВЕРДЛОВСКОЙ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ

Свердловская энергосистема входит в состав ОЭС Урала, является крупнейшей после Тюменской энергосистемы по электропотреблению и электрическим нагрузкам.

Электрификация Екатеринбурга началась еще до октябрьской революции.

Приказом народного комиссара электростанций СССР № 55 от 15 июля 1942 года для улучшения руководства электростанциями Урала Уральская энергосистема Главвостокэнерго была разделена на три самостоятельные энергосистемы: Молотовскую (ныне Пермскую), Свердловскую, Челябинскую.

В административное подчинение Свердловэнерго вошли: Среднеуральская ГРЭС, Егоршинская, Кушвинская и Свердловская электростанции; также его диспетчеру были подчинены Красногорская теплоэлектроцентраль, ТЭЦ Уралмаша, Нижнетагильского металлургического, Турбомоторного и Уральского вагонного заводов.

год. Правительство приняло развернутую программу развития энергетики Урала. Это определило появление и развитие сетей напряжением 220 и 500 кВ.

октября 1948 года. Начато строительство Нижнетуринской ГРЭС.

год. Завершено строительство первой очереди Среднеуральской ГРЭС мощностью 234 МВт: 8 котлов и 5 турбоагрегатов (строительство станции было начато еще в 1931 году).

декабря 1950 года. Дала ток Нижнетуринская ГРЭС - первая на Урале станция высокого давления.

февраля 1952 года. Начато строительство Серовской ГРЭС.

июня 1954 года. Пущен первый блок мощностью 50 МВт на Серовской ГРЭС.

Декабрь 1954 года. Введена в строй первая на Урале ЛЭП-220 Нижнетуринская ГРЭС- подстанция «Южная».

год. Начато сжигание экибастузского угля.

Красногорская и Среднеуральская электростанции впервые в энергетике начали переходить с бурых углей Богословского и Челябинского месторождений на привозной экибастузский уголь.

Май 1956 года. Пущен первый турбогенератор мощностью 100 МВт на Серовской ГРЭС.

Май 1959 года. На подстанцию «Южная» впервые подано напряжение 500 кВ.

год. Принято решение о дальнейшем расширении Среднеуральской ГРЭС для обеспечения теплом Свердловска.

год. Введена теплотрасса Среднеуральская ГРЭС - Свердловск.

декабря 1963 года. Приказом Минэнерго № 163 от 6 декабря 1963 года в состав Свердловэнерго включены Тюменские электрические сети и сельские сети Свердловской области.

января 1964 года. Начато строительство Рефтинской ГРЭС.

декабря 1964 года. Достигла проектной мощности 1600 МВт Верхнетагильская ГРЭС. За год введено в строй три блока мощностью 200 МВт каждый.

год. Пущена Качканарская ТЭЦ.

Открытие Западно-Сургутского, Шаимского, Правдинского, Мамонтовского и других крупных месторождений нефти и газа дало мощный толчок к развитию электроэнергетики на Тюменской земле. Без электроэнергетики невозможно было бы осуществить добычу нефти и ее транспорт в тех громадных объемах, на которые указывали геологические открытия. Подстанции и линии электропередачи строили в крайне тяжелых условиях из-за полного отсутствия дорог и заболоченности местности.

Начало освоения Тюмени стало мощным толчком для развития электроэнергетики и поспособствовало строительству линий электропередач 220 кВ в Западную Сибирь.

декабря 1969 года. Достигла проектной мощности Первоуральская ТЭЦ.

Декабрь 1970 года. Пущен первый энергоблок мощностью 300 МВт на Рефтинской ГРЭС. Каждый последующий год вводится по блоку в 300-500 МВт вплоть до выхода станции на проектную мощность в 1980 году.

Декабрь 1972 года. Введены ВЛ-500 кВ Рефтинская ГРЭС - Тюмень и Рефтинская ГРЭС - подстанция «Южная».

декабря 1969 года. Достигла проектной мощности Первоуральская ТЭЦ.

мая 1979 года. Из состава Свердловэнерго выделена самостоятельная система «Тюменьэнерго».

год. Специалисты энергосистемы, одни из первых в стране, внедрили диагностику состояния электрооборудования без вывода его из работы.

Декабрь 1980 года. Рефтинская ГРЭС вышла на проектную мощность 3800 МВт.

Июль 1982 года. Выработан триллионный киловатт-час электроэнергии.

декабря 1982 года. Пущен первый турбогенератор Ново-Свердловской ТЭЦ.

год. Впервые в Западных электрических сетях проведена работа на ЛЭП-500 без снятия напряжения.

Июнь 1987 года. Ново-Свердловская ТЭЦ пущена на полную мощность.

февраля 1993 года. Зарегистрировано АО «Свердловэнерго». Переданы в собственность РАО «ЕЭС России» и взяты в аренду Свердловэнерго три электростанции: Рефтинская ГРЭС, Среднеуральская ГРЭС и Верхнетагильская ГРЭС.

год. Впервые в стране на блоке Рефтинской ГРЭС мощностью 500 МВт внедрена автоматизированная система управления технологическими процессами (АСУ ТП) на базе современных средств вычислительной техники.

3. АНАЛИЗ СУЩЕСТВУЮЩЕГО СОСТОЯНИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ

.1 Характеристика электропотребления в 2008-2010 годах

Свердловская энергосистема является второй по величине электрической нагрузки и генерации из энергосистем Уральского региона после Тюменской.

Электропотребление Свердловской области в 2010 году составило 44,714 млрд.кВт.ч.

Период 2008 - 2010 г.г. характеризуется разнонаправленной динамикой спроса на электроэнергию и электрическую мощность, а именно: снижением спроса в 2008 - 2009 г.г. и частичным его возвратом в 2010 г.

По итогам 2010 г. спрос на электроэнергию и электрическую мощность в Свердловской энергосистеме был ниже уровня 2008 года на 2,995 млрд.кВт.ч. или на 6,3 %, а максимум электрической нагрузки - на 394 МВТ или на 5,6 %, то есть докризисный уровень потребления электроэнергии достигнут не был.

В территориальном разрезе снижение спроса на электроэнергию и электрическую мощность в 2009 г. и его рост в 2010 г. определяли Серово - Богословский, Восточный и Нижнетагильский энергорайоны. За рассматриваемый отчетный период снижения спроса не наблюдалось только в МО «г. Екатеринбург».

Снижение спроса в 2009 г. определяла группа крупных потребителей, что объясняется снижением объемов производства во время экономического кризиса, а рост спроса в 2010 г. - группа прочих потребителей

К числу крупных потребителей Свердловской области отнесены 65 предприятий.

В группе крупных потребителей изменения в спросе на электроэнергию определяли в основном предприятия цветной металлургии.

В цветной металлургии к наиболее крупным предприятиям относятся: ОАО «РУСАЛ-БАЗ», ОАО «РУСАЛ-УАЗ», ОАО «Корпорация ВСМПО-АВИСМА», ОАО «Среднеуральский медеплавильный завод», ОАО «Севуралбокситруда», ОАО «Уралэлектромедь», ОАО «Каменск - Уральский металлургический завод», ОАО «Святогор», в черной металлургии - десять предприятий: ОАО «Качканарский ГОК «Ванадий»», ОАО «Нижнетагильский металлургический комбинат», ЗАО «Ревдинский метизно-металлургический завод», ОАО «Серовский завод ферросплавов», ООО «ВИЗ-сталь», ОАО «Металлургический завод им. А.К.Серова», ОАО «Первоуральский новотрубный завод», ОАО «Северский трубный завод», ОАО «Высокогорский ГОК», ОАО «Синарский трубный завод».

Из 65 крупных потребителей семь предприятий определяли 84 %, а два из них - ОАО «РУСАЛ-БАЗ» и ОАО «РУСАЛ-УАЗ» - 62 % от величины снижения спроса на электроэнергию в целом по крупным предприятиям.

В таблице 3.1 приведен перечень предприятий, определивших снижение электропотребления в 2009 году.

Таблица 3.1 - Потребители, определившие снижение электропотребления Свердловской энергосистемы в 2009 году

Потребители

Электропотребление, млн.кВт.ч

Прирост (+), снижение (-) электропотребления, млн.кВт.ч


2008

2009

2010

2009

2010

Крупные потребители

24578

20525

21342

-4053

817

ОАО «РУСАЛ-БАЗ»

3731

2560

1821

-1171

-739

ОАО «Металлургический завод им. Серова»

485

380

465

-105

85

ОАО «Серовский ферросплавный завод»

1251

751

1352

-500

601

ОАО «СУАЛ-УАЗ»

2883

1540

1437

-1343

-103

ОАО «Нижнетагильский металлургический комбинат» (НТМК)

1552

1300

1300

-252

0

ОАО «Качканарский ГОК «Ванадий»»

1753

1850

1850

97

0

ОАО «Корпорация ВСМПО-АВИСМА»

678

567

597

-111

30

Итого

12333

8948

8822

-3385

-126


                В 2010 г. рост электропотребления определяли группа прочих потребителей и отдельные крупные предприятия черной металлургии.

Основные показатели работы Свердловской энергосистемы в составе ОЭС Урала представлены в таблице 3.2.

Таблица 3.2 - Основные показатели работы Свердловской энергосистемы

Наименование

Установленная мощность электростанций на 01.01.2011, МВт

Собственный максимум электрической нагрузки, МВт

Выработка электроэнергии, млн.кВТ.ч

Потребление электроэнергии, млн.кВт.ч

ОЭС Урала

43285,32

35927

250471

248730,5

Свердловская энергосистема:


в МВТ

9212,9

6367

52092

44713,9

в процентах от показателей ОЭС Урала

21,3

17,7

20,8

18


Таким образом, доля Свердловской энергосистемы в суммарном электропотреблении ОЭС Урала составляет в настоящее время 18 %.

Установленная мощность электрических станций энергосистемы составляет 9212,9 МВт. Электрическая нагрузка по данным контрольных замеров на 2010 год в минимальном режиме составила 6367 МВт, а рабочая мощность ЭС - 7478 МВт. Таким образом, Свердловская энергосистема относится к избыточным энергосистемам ОЭС Урала. Покрытие электрических нагрузок потребителей Свердловской энергосистемы практически полностью осуществляется от расположенных на ее территории электростанций по сетям 500, 220, 110 кВ. Она имеет развитые электрические связи с Курганской, Пермской, Тюменской и Челябинской энергосистемами ОЭС Урала:

с Тюменской энергосистемой: по ВЛ 500 кВ Рефтинская ГРЭС - Тюмень, по ВЛ 220 кВ Тавда - Тюмень и по шести ВЛ 110 кВ;

с Челябинской энергосистемой: по ВЛ 500кВ Рефтинская ГРЭС - Козырево, Южная - Шагол, по ВЛ 220 кВ Каменская - Кунашак, Белоярская АЭС - Мраморная и по двум ВЛ 110 кВ;

с Пермской энергосистемой: по ВЛ 500 кВ Емелино - Воткинская ГЭС, Тагил - Калино, Северная - БАЗ по ВЛ 220 кВ Красноуфимская - Ирень, Партизанская - Ирень, Качканар - Цемент и по пяти ВЛ 110 кВ;

с Курганской энергосистемой: по ВЛ 220 кВ Каменская- Высокая и по двум ВЛ 110 кВ.

По данным линиям осуществляются балансовые перетоки мощности и электроэнергии, в частности, в отчетном 2010 году из Свердловской энергосистемы в дефицитные энергорайоны Челябинской области было передано 1226,5 МВт и Курганской - 42,6 МВт. Также через избыточную Пермскую энергосистему осуществляется передача мощности и энергии в Центральную часть России. Из Тюмени осуществляется передача 192 МВт мощности.

Электроэнергетический комплекс Свердловской области характеризуется следующими особенностями:

наличие значительной доли электростанций, работающих в базовой части графика нагрузок (атомные и ТЭЦ);

избыточный баланс электрической энергии и мощности энергосистемы;

развитые межсистемные связи, обеспечивающие возможность выдачи избыточной мощности в соседние энергосистемы (Курганскую, Челябинскую);

системообразующая сеть и развитый сетевой комплекс, в основном обеспечивают устойчивые связи и надёжное электроснабжение потребителей;

наличие локальных дефицитных энергорайонов, а именно район г. Екатеринбург, Нижнетагильский и Серово-Богословский энергорайоны.

.2 Существующее состояние генерирующих источников Свердловской энергосистемы

Суммарная установленная мощность электростанций Свердловской энергосистемы на 01.01.2010 г. составила 9212,9 МВт, или 21,3 % от установленной мощности электростанций ОЭС Урала.

На территории Свердловской области действуют электростанции, принадлежащие следующим компаниям: ОАО «Росэнергоатом», ОАО «ОГК-1», ОАО «ОГК-2», ОАО «Энел ОГК-5», ОАО «ТГК-9», ОАО «ГТ-ТЭЦ Энерго». Данные по электростанциям Свердловской области представлены в таблице 3.3.

Таблица 3.3 - Установленная мощность электростанций Свердловской области

Наименование

Установленная мощность на 01.01.2010, МВт

Место расположения

Электростанции ОГК:



Верхнетагильская ГРЭС

1497

Г. Верхний Тагил

Серовская ГРЭС

538

г. Серов

Рефтинская ГРЭС

3800

пос.Рефтинский

Среднеуральская ГРЭС

1181,5

г.Среднеуральск

Всего

7016,5


Электростанции ТГК, всего

1219,5


в том числе:



ОАО "ТГК-9"(Свердловский филиал)

1219,5


Ново-Свердловская ТЭЦ

550

г. Екатеринбург

Нижнетуринская ГРЭС

284

г. Нижняя Тура

Богословская ТЭЦ

135,5

г. Краснотурьинск

Красногорская ТЭЦ

121

г. Каменск-Уральский

Качканарская ТЭЦ

50

Свердловская ТЭЦ

36

г. Екатеринбург

Первоуральская ТЭЦ

36

г. Первоуральск

Верхотурская ГЭС

7

Верхотурский район(р.Тура)

Блокстанции, всего

376,9


в том числе:



ТЭЦ ОАО "Нижнетагильский металлургический комбинат"

149,9

г. Нижний Тагил

ТЭЦ ВИЗ

75

г. Екатеринбург

ТЭЦ ФГУП "Уралвагонзавод"

128

г. Нижний Тагил

ТЭЦ Уральского завода тяжелого машиностроения

24

г. Екатеринбург

ОАО "Концерн Росэнергоатом"

600


Белоярская АЭС

600

пос. Заречный

Итого по Свердловской энергосистеме

9212,9



Основную долю в общей структуре генерирующих мощностей составляют тепловые электростанции - 89 % от установленной мощности. Структура генерирующих мощностей представлена на рисунке 3.1.

Рисунок 3.1 - Структура генерирующих мощностей

Основное генерирующее оборудование электростанций ОЭС Урала характеризуется значительным физическим и моральным износом (более 60 % основного оборудования отработало нормативный ресурс).

На электростанциях Свердловской энергосистемы около половины оборудования (41,5 % или 4182 МВт) было введено в период 1971 - 1980 гг., 28,5 % - в период 1961 - 1970 гг. и примерно 20 % (1817,5 МВт) - более пятидесяти лет назад (до 1960 года). В таблице 3.4 приведена возрастная структура оборудования электростанций Свердловской области.

Таблица 3.4 - Возрастная структура оборудования электростанций Свердловской области.

Наименование

Всего, МВт

до 1960 г.

1961-1970 гг.

1971-1980 гг.

1981-1990 гг.

1991-2000 гг.

2001 -2009 гг.

Верхотурская ГЭС








 гидроагрегат

7,0



7,0




Белоярская АЭС








 3 БН-600

600,0



600,0




Верхнетагильская ГРЭС








 1 Т-88-90

88,0

88,0






 2 Т-88-90

88,0

88,0






 3 Т-88-90

88,0

88,0






 4 Т-88-90

88,0

88,0






 5 К-100-90

100,0

100,0






 6 К-100-90

100,0

100,0






 7 К-165-130

165,0


165,0





 8 К-165-130

165,0


165,0





 9 К-205-130

205,0


205,0





 10 К-205-130

205,0


205,0





11 К-205-130

205,0


205,0





Всего по станции

1497,0

552,0

945,0





Рефтинская ГРЭС








 1 К-300-240

300,0


300,0





 2 К-300-240

300,0



300,0




 3 К-300-240

300,0



300,0




 4 К-300-240

300,0



300,0




 5 К-300-240

300,0



300,0




 6 К-300-240

300,0



300,0




 7 К-500-240

500,0



500,0




 8 К-500-240

500,0



500,0




 9 К-500-240

500,0



500,0




 10 К-500-240

500,0



500,0




Всего по станции

3800,0


300,0

3500,0




Серовская ГРЭС








 1 К-50-90

50,0

50,0






 2 К-50-90

50,0

50,0






 4 К-50-90

50,0

50,0






 5 Т-88-90

88,0

88,0






 6 К-100-90

100,0

100,0






 7 К-100-90

100,0

100,0






 8 К-100-90

100,0

100,0






Всего по станции

538,0

538,0






Среднеуральская ГРЭС








 1 Р-16-29

16,0

16,0






 2 ПР-46-29

46,0

46,0






 5 Р-16-29

16,0

16,0






 6 Т-100-130

100,0


100,0





 7 Т-100-130

100,0


100,0





 8 Р-38-130

38,0


38,0





 9 К-300-240

300,0


300,0





 10 Т-277-240

277,0


277,0





 11 Т-277-240

277,0


277,0





 13 ГТ-12

11,5






11,5

Всего по станции

1181,5

78,0

1092,0




11,5

Нижнетуринская ГРЭС








 4 Р-10-130

10,0

10,0






 5 Р-10-130

10,0

10,0






 8 Т-88-90

88,0

88,0






 9 Т-88-90

88,0

88,0






 10 Т-88-90

88,0

88,0






Всего по станции

284,0

284,0






Качканарская ТЭЦ








 1 ПР-25-90

25,0


25,0





 2 ПР-25-90

25,0


25,0





Всего по станции

50,0


50,0













Первоуральская ТЭЦ








 1 ПР-12-35

12,0

12,0






 2 Р-6-35

6,0


6,0





 3 Р-6-35

6,0


6,0





 4 Р-6-35

6,0


6,0





 5 ПР-6-29

6,0


6,0





Всего по станции

36,0

12,0

24,0





Свердловская ТЭЦ








 2 ПР-12-29

12,0





12,0


 3 ПР-12-29

12,0

12,0






 5 ПР-12-29

12,0

12,0






Всего по станции

36,0

24,0




12,0


Красногорская ТЭЦ








 1 Р-14-29

14,0

14,0






 2 Р-17-29

17,0

17,0






 4 Р-14-29

14,0

14,0






 5 Р-14-29

14,0

14,0






 6 Т-25-29

25,0

25,0






  9 Р-17-29

17,0

17,0






 10 Р-20-29

20,0

20,0






Всего по станции

121,0

121,0






Богословская ТЭЦ








 1 Р-20-29

20,0

20,0






 2 Р-20-29

20,0

20,0






 3 Р-10-29

10,0

10,0






 4 Р-21-29

21,0

21,0






 6 Т-33-29

33,0

33,0






 7 Р-20-29

20,0

20,0






 8 Р-6-29

6,0

6,0






 9 Р-6-29

5,5

5,5






Всего по станции

135,5

135,5






Ново-Свердловская ТЭЦ








 1 Т-110-130

110,0




110,0



 2 Т-110-130

110,0




110,0



 3 Т-110-130

110,0




110,0



 4 Т-110-130

110,0




110,0



 5 Т-110-130

110,0




110,0



Всего по станции

550,0




550,0



ТЭЦ Нижнетагильского металлургического комбината








 1 ПТ-29-29

29,0






29,0

 3 ПТ-30-29

30,0






30,0

 4 Р-12-29

11,5






11,5

 5 Р-12-90

12,0


12,0





 6П-30-90

30,0






30,0

7 ПТ-12-35

12,0






12,0

 21 Р-7-29

6,7






6,7

 22 Р-7-29

6,7






6,7

 23 Р-12-90

12,0






12,0

149,9


12,0




137,9

ТЭЦ Уралвагонзавода








 2 Т-17-29

17,0

17,0






 3 Т-20-29

20,0

20,0






 4 П-24-29

24,0

24,0






 5 Р-20-90

20,0


20,0





 6 Р-17-90

17,0




17,0



 7 ПТ-30-90

30,0




30,0



Всего по станции

128,0

61,0

20,0


47,0



ТЭЦ Уральского завода тяжелого машиностроения








 1 Т-12-35

12,0

12,0






 2 Р-6-35

6,0


6,0





  3 Р-6-35

6,0


6,0





Всего по станции

24,0

12,0

12,0





ТЭЦ ВИЗ








 1 ПТ-25-90

25,0



25,0




 2 ПР-25-90

25,0



25,0




 3 ПР-25-90

25,0



25,0




Всего по станции

75,0



75,0




ИТОГО:

Свердловская область

9212,9

1817,5

2455,0

4182,0

597,0

12,0

149,4

 АЭС

600,0



600,0




 ГЭС

7,0



7,0




 ТЭС

8605,9

1817,5

2455,0

3575,0

597,0

12,0

149,4

Доля, %

100 %

21,2 %

28,5 %

41,5 %

6,9 %

0,2 %

1,7 %


Основными проблемами генерации Свердловской энергосистемы в настоящее время являются:

высокий физический износ оборудования действующих электростанций и, как следствие, рост аварийных остановов энергоблоков и продолжительные простои оборудования в ремонте;

рост потребности в электрической мощности в районах с изношенными электростанциями;

наличие проблемных энергоузлов, таких как Серово-Богословский, Каменск-Уральский, г. Екатеринбург, Первоуральско-Ревдинский, электроснабжение которых остается напряженным на протяжении последних лет.

Из-за недостатка инвестиционных ресурсов для финансирования капитального строительства в электроэнергетике в Свердловской энергосистеме долгое время не вводились новые генерирующие мощности, не решались вопросы реконструкции и расширения действующих электростанций, особенно таких изношенных, как Богословская ТЭЦ, Красногорская ТЭЦ и Серовская ГРЭС.

Ниже приводится краткая характеристика электростанций Свердловской области.

Рефтинская ГРЭС

Рефтинская ГРЭС является самым крупным энергоисточником в Свердловской энергосистеме, установленная электрическая мощность - 3800 МВт. Энергоблоки Рефтинской ГРЭС вводились в эксплуатацию с 1970 по 1980 гг. Рефтинская ГРЭС работает на экибастузском угле из Республики Казахстан.

На рассматриваемый период до 2015 года ввода новых генерирующих мощностей не предусмотрено.

Среднеуральская ГРЭС

Среднеуральская ГРЭС строилась, начиная с 30-х годов, последний блок ст. № 11 К-300-240 введен в 1970 году. Среднеуральская ГРЭС является основным источником теплоснабжения г. Екатеринбурга. Основное оборудование первой очереди работает с 1936-1946 гг. и частично демонтировано.

С целью повышения выработки электроэнергии на тепловом потреблении за время эксплуатации электростанции две турбины конденсационного типа переведены в теплофикационный режим. В 2002 году введена ГТРС (газотурбинная расширительная станция), на которой установлена газовая утилизационная турбина ТГУ- 11.

В данной работе рассматривается ввод нового пылеугольного блока мощностью 410 МВт, который был произведен в 2011 году.

Серовская ГРЭС

Серовская ГРЭС сооружена в 1951-1966 гг. Установленная электрическая мощность 538 МВт. Серовская ГРЭС расположена в дефицитном Серово-Богословском энергорайоне. Из-за старения основного оборудования в настоящее время загрузка электростанции ниже располагаемой мощности.

В данной работе предусматривается расширение Серовской ГРЭС новым энергоблоком 420 МВТ в 2014 году и демонтаж существующих энергоблоков суммарной мощностью 150 МВт.

Нижнетуринская ГРЭС

Нижнетуринская ГРЭС является источником электроснабжения Нижнетуринского промузла и основным источником теплоснабжения г. Нижняя Тура и г. Лесного.

Электростанция введена в эксплуатацию в 1957 году. Установленная мощность на 2010 год составила 284 МВт.

На рассматриваемый период до 2015 года предусматривается ввод 10 МВт новой мощности.

Богословская ТЭЦ

Богословская ТЭЦ, установленной мощностью 135,5 МВт, расположена в г. Краснотурьинск и является источником централизованного тепло- и пароснабжения Богословского алюминиевого завода и теплофикационных нагрузок города. На Богословской ТЭЦ установлено оборудование выпуска сороковых и пятидесятых годов прошлого столетия. В данной работе предусмотрен демонтаж суммарным объемом 67 МВт.

Ввиду того, что Богословская ТЭЦ находится в дефицитном Серово - Богословском узле и, учитывая, что ОАО «РУСАЛ-БАЗ» планирует серьезное расширение производства, а соответственно и рост нагрузки, требуется решать задачу по сооружению новой электростанции. Ввод в работу Ново-Богословской ТЭЦ, установленной мощностью 230 МВт, планируется в 2015 году.

Белоярская АЭС

Белоярская атомная электростанция (БАЭС) расположена в 30 км от г. Екатеринбурга. На БАЭС эксплуатируется энергоблок № 3 с реактором на быстрых нейтронах (БН-600) мощностью 600 МВт, который введен в эксплуатацию в 1980 году, срок службы продлен до 2025 года.

В настоящее время ведется строительство энергоблока № 4 мощностью 880 МВт (БН-880), ввод которого по данным концерна «Росэнергоатом» намечается в 2014 году.

Развитие Белоярской АЭС достаточно актуально, так как она находится в топливодефицитной Свердловской области.

.3 Развитие электростанций Свердловской энергосистемы в период до 2015 года

В данной работе к рассмотрению принят расчетный вариант, предусматривающий минимальные объемы вводов генерирующих мощностей, так как практика показывает, что он в большинстве случаев является наиболее вероятным, и увеличение мощностей электростанций часто осуществляется с опозданием от указанных сроков.

Суммарный объем ввода мощности на электростанциях Свердловской энергосистемы оценивается величиной 2034 МВт, а демонтажа - 242 МВт.

Следует отметить, что реализация рассматриваемого объема ввода нового и вывода из эксплуатации существующего генерирующего оборудования не может обеспечить полного обновления мощности тепловых электростанций. В Свердловской энергосистеме имеется потенциал по дополнительному выводу из эксплуатации неэффективного оборудования, введенного более пятидесяти лет назад. Данное оборудование не может быть выведено из работы без замены, так как работает в основном в теплофикационном режиме и обеспечивает электроснабжение конкретных энергоузлов или крупных промышленных потребителей.

В таблице 3.5 представлены вводы мощности на электростанциях Свердловской области в период с 2010 по 2015 год.

Таблица 3.5 - Вводы генерирующей мощности на электростанциях Свердловской энергосистемы на период до 2015 г.

Наименование электростанции

2010-2015 г


Год ввода

Мощность, МВт

Ревдинская ГТ-ТЭЦ-1

2011

36

Ревдинская ГТ-ТЭЦ-2

2012

36

ТЭЦ ОАО «Синарский трубный  завод»

2014

12

Серовская ГРЭС

2014

420

Среднеуральская ГРЭС

2011

410

Нижнетуринская ГРЭС

2010

10

Ново-Богословская ТЭЦ

2015

230

Белоярская АЭС

2014

880


На настоящий момент в ходе реализации инвестпрограммы ОАО «Энел ОГК-5» в 2011 году был осуществлен ввод парогазового энергоблока мощностью 410 МВт на Среднеуральской ГРЭС и 36 МВт на Ревдинской ГТ-ТЭЦ.

В таблице 3.6 представлен объем демонтируемой мощности на электростанциях Свердловской области в период с 2010 по 2015 год.

Таблица 3.6 - Демонтаж генерирующей мощности.


2010-2015 г


Год

Мощность, МВт

Богословская ТЭЦ

2010, 2015

21, 46

Серовская ГРЭС

2015

150

ОАО "Концерн Уралметпром ТЭЦ"

2010

25


.4 Структура топливного баланса электростанций и котельных

Достигнутый уровень производства электроэнергии на электростанциях Свердловской области - 52,1 млрд. кВтч (в том числе 4,1 млрд. кВтч на АЭС). Кроме того, на электростанциях вырабатывается более 56 % тепловой энергии, производимой в области (36 млн. Гкал). При этом производство тепла котельными составляет 28 млн. Гкал, для чего используется 3,9 млн. т.у.т. газа, 325,4 тыс. т.у.т. угля и 358,8 тыс. т.у.т. продуктов переработки нефти.

Достигнутый объем потребления органического топлива в Свердловской области составляет 47 млн. т.у.т., в том числе электростанциями области потребляется свыше 22 млн. т.у.т., топливный эквивалент энергоресурсов АЭС - 1,4 млн т.у.т., что составляет 6 % в топливном балансе электростанций области. На производство электроэнергии израсходовано 16,06 млн т.у.т. органического топлива.

Структура органического топлива, используемого при выработке электроэнергии тепловыми электростанциями Свердловской области, составляет: газ - 46 %, уголь - 53 %, мазут - 1 %.

Структура топлива, используемого на производство тепла тепловыми электростанциями Свердловской области, составляет: газ - 83 %, уголь - 12 %, продукты переработки нефти - 2 %, прочее - 3 %

Общая структура топливного баланса электростанций области с учетом топливного коэффициента АЭС составляет: газ - 50 %, уголь - 41 %, продукты переработки нефти - 0,5 %, ядерное топливо - 6 %, прочее - 2,5 %.

Структура топлива, потребляемого котельными, составляет: газ - 85 %, уголь - 7 %, продукты переработки нефти - 8 %

Удельный расход топлива на отпущенный кВтч составил 358,7 грамм условного топлива.

Удельный расход топлива на отпущенную Гкал электростанциями составляет 164,4 кг.у.т., котельными 168,1 кг.у.т.

Наименее экономичными являются:

Серовская ГРЭС - 463,6 г.у.т. на кВтч, 177,9 кг.у.т. на Гкал;

Нижнетуринская ГРЭС - 409,4 г.у.т. на кВтч, 165,1 кг.у.т. на Гкал;

Богословская ТЭЦ - 537,9 г.у.т. на кВтч, 153,3. кг.у.т. на Ккал;

Красногорская ТЭЦ - 505,1 г.у.т. на кВтч, 157,6 кг.у.т. на Гкал.

Основной угольной базой для электростанций Свердловской области является Экибастузский бассейн (Казахстан, Павлодарская область). Природный газ поступает из Западной Сибири.

4. ПРОГНОЗ ПЕРСПЕКТИВНЫХ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ НАГРУЗОК И БАЛАНС МОЩНОСТИ

Первым этапом разработки вариантов развития сетей является составление баланса активной мощности заданной энергосистемы. Назначение баланса - выявление типа проектируемой энергосистемы (дефицитная, сбалансированная, избыточная), а также определение прогнозных уровней нагрузки и генерации, знание которых необходимо для составления расчетной модели 2015 года.

При прогнозировании электрических нагрузок на 2011 - 2015 г.г. отдельно учитывался рост нагрузок по крупным предприятиям, согласно полученным заявкам, и отдельно с учетом коэффициента по прочим промышленным предприятиям и коммунально-бытовому хозяйству.

Использование коэффициента позволяет приблизительно учесть увеличение нагрузки коммунально-бытового сектора и ввод нового производства небольшой мощности в сети 6-10 кВ, который остается вне поля зрения ОАО «ФСК ЕЭС - МЭС Урала».

Несмотря на то, что, как известно, Свердловская энергосистема является в целом избыточной, в различных энергорайонах ситуация складывается по-разному. Начнем анализ с рассмотрения балансовой ситуации в каждом из пяти энергорайонов, находящихся на территории Свердловской области.

В приложениях А - Д приводятся балансы мощности и прогноз электрических нагрузок по каждому из энергорайонов на период до 2015 года.

Восточный энергорайон является избыточным, избытки мощности которого предаются в дефицитные районы Свердловской энергосистемы. На территории данного энергорайона находится самая крупная в Свердловской энергосистеме электростанция - Рефтинская ГРЭС установленной мощностью 3800 МВт, схема выдачи которой осуществляется на напряжении 220 и 500 кВ, а также Красногорская ТЭЦ установленной мощностью 121 МВт и единственная в области атомная электростанция - Белоярская АЭС (600 МВт). Кроме того, в 2014 году планируется расширение Белоярской АЭС на 880 МВт, которое является наиболее значительным вводом генерирующей мощности за рассматриваемый период.

В отчетном 2012 году баланс мощности по Восточному энергорайону в день контрольного замера при максимальной нагрузке потребителей 994 МВт и генерации электростанций 3832 МВт сложился с избытком 2838 МВт. К 2015 году избыток согласно прогнозу составит 3603,9 МВт. Увеличение избытка объясняется строительством и вводом в эксплуатацию Белоярской АЭС-2.

В состав Восточного энергорайона входит Каменск-Уральский энергоузел, который в настоящее время является дефицитным. Доля в покрытии электрической нагрузки Каменск-Уральского энергоузла от Красногорской ТЭЦ в день контрольного замера составила 17,8 %. Дефицит мощности энергоузла оценивается величиной 318 МВт. С учетом планируемого с 2013 года значительного расширения производства на Каменск-Уральском металлургическом заводе, вопрос об электроснабжении данного энергоузла встает достаточно остро.

Баланс мощности и прогноз перспективных нагрузок по Восточному энергорайону представлены в приложении А.

За исключением Восточного, все остальные энергорайоны Свердловской области дефицитны в разной степени.

Баланс мощности Западного энергоузла складывается с дефицитом мощности от 974 МВт в 2010 году до 852,3 МВт, то есть остается практически неизменным. Это объясняется тем, что, несмотря на ввод новых генерирующих мощностей на Среднеуральской ГРЭС, мощности электростанций недостаточно для покрытия больших потребностей в электроэнергии такого крупного и быстроразвивающегося города, как Екатеринбург. Для покрытия дефицита мощности в Западном энергорайоне необходимы вводы дополнительной генерации. Таким источником генерации может быть Академическая ТЭЦ и Демидовская ТЭС, вводы которых планируются в более поздние сроки и в данной работе не рассматривается.

Баланс мощности и прогноз перспективных нагрузок по Западному энергорайону представлены в приложении Б.

Нижнетагильский энергорайон Свердловской энергосистемы является крупным промышленным узлом, на территории которого располагаются такие крупные предприятия, как ФГУП «Уралвагонзавод», ОАО «Нижнетагильский металлургический комбинат», ОАО «Корпорация ВСМПО-АВИСМА», ОАО «Качканарский ГОК «Ванадий»».

В прогнозный период на данных предприятиях не намечается значительного роста электрических нагрузок. Однако, начиная с 2013 года, планируется ввод нового производства Титановая долина, нагрузка которой составляет от 11 МВт в 2013 году до 153 МВт в 2015. Ввод данного производства обуславливает значительный прирост электрической нагрузки в целом по Нижнетагильскому энергоузлу.

В течение рассматриваемого периода генерация остается на уровне отчетного 2010 года: ввода либо демонтажа генерирующей мощности не планируется.

Так как в период 2010 - 2015 г.г. электрическая нагрузка увеличивается при неизменной генерации, дефицит Нижнетагильского энергорайона изменяется от 82 МВт в 2010 году до 368 МВт в 2015.

Баланс мощности и прогноз перспективных нагрузок по Нижнетагильскому энергорайону представлены в приложении В.

Электрическая нагрузка Серово-Богословского энергорайона в отчетном 2010 году составила 1069 МВт. В период до 2015 года ожидается рост нагрузки до 1217,4 МВт. Основной рост потребности в электрической мощности определяется промышленными предприятиями, такими как ОАО « РУСАЛ-БАЗ» и ОАО « Металлургический завод им. А.К.Серова»

Вопрос по обеспечению надежного электроснабжения данного энергорайона, в котором сосредоточены промышленные предприятия, имеющие высокую концентрацию и значимость выпускаемой продукции, стоит особо остро.

В 2011 году был произведен ввод ВЛ 500 кВ Северная - БАЗ с установкой второй автотрансформаторной группы (АТГ 500/220 кВ) мощностью 501 МВА на ПС 500 кВ БАЗ, что позволило получить в дефицитный Серово-Богословский энергорайон дополнительную мощность и повысить надежность электроснабжения потребителей энергорайона. На Серовской ГРЭС предусматривается расширение угольным энергоблокам мощностью 420 МВТ, ввод которого намечается на 2014 год. В 2015 году планируется ввод в эксплуатацию Ново-Богословской ТЭЦ.

На отчетный 2010 год дефицит Серово-Богословского энергорайона составил 514 МВт, однако с вводом в 2015 году Ново-Богословской ТЭЦ дефицит уменьшается до значения 208,4 МВт. Такое уменьшение дефицита является благоприятным фактором для повышения надежности электроснабжения промышленного сектора.

Баланс мощности и прогноз перспективных нагрузок по Серово-Богословскому энергорайону представлены в приложении Г.

Балансовая ситуация в Талицко-Артемовском энергорайоне при отсутствии планов по вводам генерирующей мощности и незначительном росте электрических нагрузок сохраняется на уровне отчетного 2010 года.

Баланс мощности и прогноз перспективных нагрузок по Талицко-Артемовскому энергорайону представлены в приложении Д.

Прогнозный баланс мощности в целом по Свердловской энергосистеме представлен в приложении Ж. Он был составлен путем объединения данных, полученных по отдельным энергорайонам. Из анализа прогнозного баланса видно, что прирост электрической нагрузки на этапе 2015 года по сравнению с отчетным 2010 годом составил 941,6 МВт.

На рисунке 4.1 представлен график роста электрических нагрузок и генерирующих мощностей на период 2010 - 2015 г.г.

Рисунок 4.1 - График изменения нагрузки и генерации

Из рисунка 4.1 хорошо видно, что при принятых темпах роста нагрузки потребителей и осуществлении всех намечаемых вводов генерирующей мощности Свердловская энергосистема остается избыточной на всю рассматриваемую перспективу (генерация превышает нагрузку).

Избытки мощности на рассматриваемые годы оцениваются следующими цифрами: 2010 год - 1111 МВт; 2015 год - 1997,4 МВт. Характер изменения избытков приведен на рисунке 4.2.

Рисунок 4.2 - График изменения избыточности Свердловской энергосистемы

Снижение величины избытка с 2011 по 2013 год объясняется отсутствием ввода значительных генерирующих мощностей в условиях постоянного роста нагрузок. В 2014 году наблюдается резкое повышение избыточности до 2235,5 МВт (приблизительно в два раза по сравнению с отчетным 2010 годом), объясняющееся вводом нового мощного энергоблока на Белоярской АЭС. В 2015 году избыток вновь немного снижается, т.к. строительство новой электростанции Ново-Богословская ТЭЦ (установленной мощностью 230 МВт) в Серово-Богословском энергорайоне позволяет демонтировать отработавшие свой срок, давно устаревшие блоки на Богословской ТЭЦ и Серовской ГРЭС, суммарной мощностью 196 МВт - таким образом, уровень генерации остается практически неизменным при увеличении нагрузки.

Избытки мощности Свердловской энергосистемы используются для покрытия дефицита мощности в Челябинской и Курганской энергосистемах.

Наличие избытков мощности создает предпосылки для проведения реконструкции и технического перевооружения устаревшего и изношенного оборудования на электростанциях Свердловской области.

5. АНАЛИЗ СУЩЕСТВУЮЩЕГО СОСТОЯНИЯ И РЕЖИМОВ РАБОТЫ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ 220 И 500 кВ

Для анализа режимов работы электрических сетей была создана расчетная модель в программе Rastr, в которой представлены существующие подстанции и воздушные линии 220, 500 кВ. Сеть 110 кВ смоделирована нагрузкой на шинах 110. Сопротивления ВЛ рассчитывались исходя из данных нормальной схемы электрических соединений объектов электроэнергетики, входящих в операционную зону Свердловского РДУ (длина и марка провода). Удельные сопротивления линий, а также сопротивления трансформаторов взяты из [1]. Генерация на электростанциях и нагрузка всех подстанций выставлялись по данным контрольного замера 2010 года. Пределы генерации реактивной мощности на электрических станциях соответствуют значениям cosφ=0,85 и cosφ=0,95.

Анализ режимов работы существующих сетей 220 и 500 кВ проводился по отдельным энергорайонам.

.1 Серово-Богословский энергорайон

Серово-Богословский энергорайон характеризуется удаленностью от основных сетей энергосистемы и наличием на территории сетей крупных промышленных предприятий с плотным графиком нагрузки. Электрические связи данный энергорайон имеет только с Нижнетагильским энергорайоном.

Наличие одной питающей линии 500 кВ Тагил - БАЗ является основным недостатком схемы электроснабжения

Отключение линии 500 кВ Тагил - БАЗ приводит к недопустимому снижению напряжения на ПС БАЗ, Краснотурьинск, Белка и других прилегающих. Для сохранения устойчивой работы энергосистемы необходима работа автоматики ограничения нагрузки на ПС БАЗ и Краснотурьинск.

Для обеспечения надежного электроснабжения потребителей в 2011 году была введена в эксплуатацию линия Северная - БАЗ.

В нормальном режиме уровни напряжения и загрузка элементов сети находятся в допустимых пределах.

.2 Нижнетагильский энергорайон

Нижнетагильский энергорайон связан с Пермской энергосистемой линиями электропередачи 500 кВ Тагил - Калино и 220 кВ Качканар - Цемент. В Свердловской энергосистеме Нижнетагильский энергорайон имеет электрические связи:

по сети 500 кВ с Западным (ВЛ 500 кВ Тагил - Южная), Восточным (ВЛ 500 кВ Тагил - Рефтинская ГРЭС) и Серово-Богословским (ВЛ 500 кВ Тагил - БАЗ) энергорайонами;

по сети 220 кВ: с Западным (ВЛ 220 кВ ВТГРЭС - СУГРЭС) и Серово - Богословским (ВЛ 220 кВ: НТГРЭС - Серовская ГРЭС, НТГРЭС - Сопка, Кошай - Салда) энергорайонами.

Основными источниками электрической мощности для покрытия нагрузок потребителей энергорайона являются расположенные на его территории электрические станции: Нижнетуринская ГРЭС, Верхнетагильская ГРЭС, ТЭЦ «Уралвагонзавод» и ТЭЦ НТМК, а также подстанция 500/220/110 кВ Тагил, получающая питание от Рефтинской ГРЭС.

Для покрытия нагрузок Качканарского ГОКа из Пермской энергосистемы по ВЛ 220 кВ Качканар - Цемент осуществляется прием мощности в размере 161 МВт.

На ПС 500 кВ Тагил установлены две автотрансформаторные группы мощностью 501 МВА. При отключении одной АТГ нагрузка оставшейся в работе составляет 464,2 МВА или 92,6 % от номинальной мощности.

Необходимо отметить, что при наложении отключения одной АТГ 500/220 кВ на ПС 500 кВ Тагил на плановый ремонт одного из генерирующих блоков на шинах 220 кВ ВТГРЭС, загрузка автотрансформатора будет предельной. Например, при уменьшении генерации на 150 МВт загрузка АТГ 500/220 кВ составит 512,4 МВА или 102,3 %.

В нормальном режиме уровни напряжения и загрузка элементов сети находятся в допустимых пределах.

.3 Западный энергорайон

Западный энергорайон является самым крупным энергорайоном Свердловской энергосистемы, территориально включающим в себя г. Екатеринбург. Электрическая нагрузка Западного энергорайона на момент контрольного замера составила 2506 МВт (39,3 % от нагрузки Свердловской энергосистемы).

В Западный энергорайон входят такие крупные промышленные узлы как Свердловский (г.Екатеринбург с прилегающими городами), Первоуральский, Красноуфимский и Полевской.

Потребители электрической мощности Западного энергорайона представлены предприятиями тяжелого машиностроения, черной металлургии, строительной индустрии, пищевой и легкой промышленности, коммунально-бытовым сектором, имеющим тенденции к быстрому росту в таком мегаполисе, как г.Екатеринбург.

Западный энергорайон имеет электрические связи с соседними энергосистемами:

по сети 500 кВ с Челябинской энергосистемой (ВЛ 500 кВ Южная - Шагол) и Пермской энергосистемой (ВЛ 500 кВ Емелино - Воткинская ГЭС);

по сети 220 кВ с Пермской энергосистемой (ВЛ 220 кВ Партизанская - Ирень, Красноуфимская - Ирень).

В Свердловской энергосистеме Западный энергорайон связан по линиям 220, 500 кВ с Нижнетагильским и Восточным энергорайонами (ВЛ 500 кВ Южная - Рефтинская ГРЭС , Южная - Тагил, ВЛ 220 кВ Ново-Свердловская ТЭЦ - БАЭС).

Мощности электрических станций, расположенных на территории Западного энергорайона, недостаточно для покрытия нагрузок потребителей. Дефицит покрывается за счет приема электрической мощности от Рефтинской ГРЭС.

Город Екатеринбург окружен незавершенным кольцом линий Калининская - СУГРЭС - Южная - Новосвердловская ТЭЦ с опорой на ПС Южная, что в совокупности с развитой сетью 110 кВ обеспечивает надежность электроснабжения такого крупного промышленного центра.

Для покрытия потребностей Западного энергорайона имеются две ПС 500 кВ: Емелино и Южная. При этом высокий уровень загрузки автотрансформаторов на ПС Южная является основной проблемой в Западном энергорайоне.

В нормальном режиме загрузка автотрансформаторов подстанции составляет:

двух АТГ 500/220 кВ мощностью по 501 МВА - 462 МВА (46 % от номинальной мощности);

двух автотрансформаторов 220/110 кВ мощностью по 250 МВА - 365 МВА (73 % от номинальной мощности).

В послеаварийном режиме при отключении одного автотрансформатора загрузка оставшегося в работе составляет:

МВА (78 % от номинальной мощности) для АТГ 500/220 кВ;

МВА (на 22 % превышает номинальную мощность) для АТ 220/110 кВ.

В нормальном режиме уровни напряжения и загрузка элементов сети находятся в допустимых пределах.

5.4 Восточный энергорайон

Основными потребителями Восточного энергорайона являются промышленные предприятия, сельское хозяйство и коммунально-бытовой сектор. Наиболее ответственные и электроемкие промышленные потребители сконцентрированы в районе г.Каменск-Уральский.

Восточный энергорайон имеет связь с Тюменской, Курганской и Челябинской энергосистемами:

по сети 500 кВ по линиям Рефтинская ГРЭС - Тюмень, Рефтинская ГРЭС - Козырево;

по сети 220 кВ по линиям Белоярская АЭС - Мраморная, Каменская - Кунашак, Каменская - Высокая.

В Свердловской энергосистеме Восточный энергорайон электрически связан:

по сети 500 кВ с Нижнетагильским (ВЛ 500 кВ Рефтинская ГРЭС - Тагил) и Западным (ВЛ 500 кВ Рефтинская ГРЭС - Южная) энергорайонами;

по сети 220 кВ с Западным (ВЛ 220 кВ Ново-Свердловская ТЭЦ - Белоярская АЭС), а также Талицко-Артемовским энергорайоном (ВЛ 220 кВ Рефтинская ГРЭС - Ница).

Электроснабжение потребителей самого крупного промышленного узла Восточного энергорайона - Каменского - осуществляется от подстанций 220 кВ Каменская, Травянская, Электролизная и Красногорской ТЭЦ.

Для других потребителей Восточного энергорайона основными питающими центрами являются подстанции 220 кВ Окунево, Сирень и БАЭС.

В Восточном энергорайоне выявлена недопустимая загрузка линий Рефтинская ГРЭС - Окунево, Окунево - БАЭС в режимах наложения ремонта блока БН-600 БАЭС на аварийное отключение одной цепи ВЛ 220 кВ Рефтинская ГРЭС - Окунево и недостаточная надежность электроснабжения потребителей Каменск-Уральского энергоузла.

ПС 220 кВ Сирень, являющаяся основным питающим центром для Камышловского и Сухоложского районов, получает электрическую мощность по одноцепной ВЛ 220 кВ Рефтинская ГРЭС - Сирень. Отключение этой линии приводит к значительному ограничению питания потребителей и недопустимому снижению напряжения.

Таким образом, можно сделать вывод о наличии в Восточном энергорайоне двух проблемных дефицитных энергоузлов, таких как: Камышловский и Каменский.

В нормальном режиме уровни напряжения и загрузка элементов сети находятся в допустимых пределах.

.5 Талицко-Артемовский энергорайон

Данный энергорайон характеризуется небольшой величиной электрической нагрузки, потребители которой находятся на достаточно большой территории.

В Талицко-Артемовском энергорайоне находятся две подстанции 220 кВ, одна из которых по сети 220 кВ связана только с Тюменской энергосистемой:

ПС 220/110 кВ Тавда с ВЛ 220 кВ Тавда - Тюмень (Тюменская энергосистема);

ПС 220/110 кВ Ница с ВЛ 220 кВ Рефтинская ГРЭС - Ница (Восточные сети).

На территории Талицко-Артемовского энергорайона нет собственных источников генерации. Основное поступление мощности в энергорайон - по ВЛ 220 кВ Рефтинская ГРЭС - Ница - около 100 МВт. Связь энергорайона с источниками питания слабая.

Ремонт или короткое замыкание на линии Рефтинская ГРЭС - Ница приводит к отключению потребителей от основного питающего центра и снижению напряжения в сети 110 кВ.

Необходимость электроснабжения значительного числа сельских и некрупных городских потребителей, находящихся на значительном расстоянии друг от друга, привела к наличию на территории энергорайона линий 110 кВ большой протяженности.

В нормальном режиме уровни напряжения и загрузка элементов сети находятся в допустимых пределах.

6 . РАЗРАБОТКА ВОЗМОЖНЫХ ВАРИАНТОВ РАЗВИТИЯ СЕТИ НА 2015 год

.1 Основные принципы разработки схем развития электрических сетей

Выбор схемы развития электрических сетей заключается в определении:

схем выдачи мощности новых (расширяемых, реконструируемых) электростанций;

пунктов размещения новых ПС, связей между ними (граф сети) и схем присоединения ПС к существующим и вновь сооружаемым сетям;

объема реконструкции существующих линий и ПС, достигших физического и морального износа;

количества и мощности трансформаторов на ПС;

типа, мощности и размещения компенсирующих и регулирующих устройств;

сечений проводов линий электропередачи

экономических показателей развития и функционирования сети.

Топология электрических сетей развивается в соответствии с географическими условиями, распределением нагрузок и размещением энергоисточников. Многообразие и несхожесть этих условий приводят к большому количеству конфигураций и схем электрической сети, обладающих разными свойствами и технико-экономическими показателями. Оптимальное решение может быть выбрано путем технико-экономического сравнения вариантов

Проектирование развития электрических сетей энергосистемы, обеспечивающих передачу электроэнергии от электростанций и подстанций основной сети к потребителям электроэнергии, должно основываться на следующем:

схема развития сети энергосистемы должна обладать достаточной гибкостью, позволяющей осуществлять её поэтапное развитие с учетом рационального сочетания вновь сооружаемых электрических сетей с действующими и вновь сооружаемыми сетями других классов напряжения;

покрытие в полном объеме электрических нагрузок всех потребителей в нормальных и послеаварийных режимах;

обеспечение комплексного надежного электроснабжения всех потребителей энергосистемы;

уровни напряжения в нормальных режимах и отклонения напряжения от номинального в сети должны соответствовать требованиям ГОСТ 13109-97.

Одним из этапов разработки схемы развития сети является выбор главных схем электрических соединений электрических станций и подстанций.

Различают два вида основных схем:

) схемы электрических соединений первичных цепей;

) схемы электрических соединений вторичных цепей.

По форме изображения схемы первичных цепей подразделяют на однолинейные и трехлинейные.

Однолинейная схема является основной схемой электроустановки; проектирование последней начинают с разработки ее однолинейной схемы. Однолинейную схему используют при расчете токов короткого замыкания в электроустановке, при выборе ее электрооборудования, при разработке принципиальных схем релейной защиты, управления, сигнализации и их монтажных схем, а также при разработке конструкций распредустройств. Для подстанций, а также электростанций небольшой мощности обычно составляют однолинейную схему для всей установки в целом.

На однолинейных схемах в целях облегчения их чтения указывают только основные элементы установки, например генераторы, трансформаторы, выключатели, разъединители, реакторы и т. д. и соединения между ними. Довольно часто указывают тип и каталожные данные оборудования. Подобным образом выполненные схемы называют полными или, иначе, рабочими однолинейными схемами.

Для правильного выбора схемы вновь сооружаемой установки необходимо учитывать целый ряд факторов, в той или иной степени влияющей на схему. Схемы районных подстанций разрабатывают с учетом схемы электрической системы. Схемы установок промышленных предприятий выбирают совместно со схемой питания потребителей. Такое комплексное решение вопроса несколько осложняет разработку схемы вновь сооружаемой подстанции (см. п. 6.2-6.3).

Также разработка вариантов развития сети предполагает строительство новых ВЛ, позволяющих решить существующие проблемы энергосистемы (устранение узких мест).

.2 Главные схемы соединений электрических станций

Согласно [2] надежность станции и маневренные свойства во многом определяются ее главной схемой, и поэтому выбор схемы при проектировании электростанции принадлежит к числу важнейших проектных задач.

Главная схема должна обеспечивать безотказную выдачу мощности электростанции, другими словами, быть надежной. Надежность является одним из основных требований, предъявляемых к схемам электрических соединений. Согласно [3] под надежностью электрической станции или подстанции следует понимать свойство (способность) выдавать мощность в сеть в соответствии с запланированным графиком, снабжать электроэнергией потребителей, сохраняя качество электроэнергии в пределах, установленных действующими нормативами.

Вторым важным требованием, предъявляемым к главным схемам, является их экономичность, т.е. требование минимальных затрат материальных ресурсов и времени при сооружении распределительного устройства в соответствии с выбранной электрической схемой электростанции и минимальных ежегодных расходов на его эксплуатацию.

Наконец, весьма существенным является требование маневренности главной схемы, под которой понимают возможность легкого приспособления схемы к изменяющимся условиям работы, как в эксплуатации, так и при расширении станции, а также возможность ремонтов оборудования РУ без нарушения нормальной работы присоединений (ремонтопригодность)

Отдельно стоит важное требование безопасности обслуживания РУ; в числе прочих факторов, от которых она зависит - простота и наглядность главной схемы. Наглядность схемы и ее хорошая обзорность в натуре значительно повышают оперативную надежность, уменьшая вероятность ошибочных действий персонала.

Выбор данной схемы во многом зависит от типа электрической станции.

Как правило, в качестве схем электрических соединений электрических станций с целью повышения надежности применяются схемы с полутора или двумя выключателями на присоединение на напряжении 500 кВ и с системами сборных шин на напряжении 220 кВ.

.3 Главные схемы электрических соединений подстанций

К главным схемам подстанций предъявляются те же основные требования надежности, безопасности обслуживания, экономичности и маневренности, что и к главным схемам электрических станций.

Обычно подстанции по положению их в системе делят на 4 категории:

тупиковые ПС - ПС, получающие питание по одной или нескольким линиям, идущим от одной питающей (головной) ПС, причем эти линии питают только эту ПС;

ответвительные ПС - ПС, получающие питание по одной или нескольким линиям, идущим от одной питающей (головной) ПС, причем эти линии питают и другие ПС;

проходные ПС - ПС, получающие питание по двум или более линиям, идущим от одной двух других ПС;

узловые ПС - ПС, получающие питание (имеющие связь) от более чем с двух узлов ЭЭС.

Масштабы и сложность проектирования и сооружения ПС (ПС - наиболее распространенный элемент ЭЭС) привели к необходимости классифицировать их с целью выделения похожих, для того чтобы разработать типовые схемы, рабочие чертежи и прочую необходимую документацию. При наличии типовых схем процесс проектирования превращается в процесс выбора типовой схемы, подходящей по условиям сооружения проектируемой ПС.

Проанализировав требования [4], для РУ ПС 35-750 кВ разработаны типовые схемы, которые в общем случае классифицируются следующим образом:

блочные схемы - упрощенные схемы, в которых число выключателей меньше числа присоединений или выключатели отсутствуют совсем. Блочные схемы применяются для тупиковых и ответвительных ПС;

мостиковые схемы - упрощенные схемы, в которых число выключателей меньше числа присоединений. Мостиковые схемы применяются для числа линий не более трех;

схемы многоугольника - схемы применяются для проходных и узловых ПС (только четырехугольник или расширенный четырехугольник) при числе линий 2 или 4.

схемы со сборными шинами и одним выключателем на присоединение - применяются для узловых ПС с напряжением 35-220 кВ, при числе присоединений 4 и более (в зависимости от класса напряжения и числа и важности присоединений применяются все модификации схем с однократным принципом подключения присоединений, начиная от схемы “одна секционированная система шин” до схемы “две секционированные выключателями системы сборных шин с двумя обходными и шиносоединительными выключателями”);

схемы со сборными шинами и полутора или двумя выключателями на присоединение - применяются для узловых ПС с напряжением 330 кВ и выше, а именно:

схема «трансформатор - шины с полуторным присоединением линий» применяется при 5-ти и 6-ти линиях. При необходимости присоединения дополнительно 1-ой - 2-х линий допускается добавление 4-й цепочки с выключателями (увеличение количества линий до 8). Данная схема на первом этапе развития, когда присоединяются 3 или 4 линии, выполняется с тремя междушинными цепочками с уменьшенным количеством выключателей в цепочке;

полуторная схема применяется при числе присоединений 8 и более при повышенных требованиях к надежности подключения присоединений.

Парные линии и трансформаторы должны подключаться со стороны разных систем шин и не в одну цепочку.

схема «трансформатор - шины с присоединением линий через два выключателя» применяется при трех и четырех линиях, когда не предполагается увеличения количества линейных присоединений, т.к. сохранение в работе ВЛ повышенного напряжения во много раз превышает экономию на стоимости ячеек РУ. Одно из указанных выше присоединений может быть заменено на трансформаторное (третий трансформатор).

6.4 Разработка вариантов развития электрических сетей Свердловской области

Согласно [5] при обосновании и выборе схемы развития рассматриваются нормальный и послеаварийный режимы работы и ремонтные схемы.

В нормальном режиме все элементы схемы находятся в работе и ПС должна обеспечить передачу всей получаемой мощности в систему (за вычетом расходов на СН) и полное электроснабжение потребителей.

Ремонтные схемы (ремонтные режимы) - один (или более - при соответствующем обосновании) из элементов схемы отключен для проведения планового ремонта. При этом пропускная способность элементов ремонтных схем должна, как правило, исключать ограничение транзитов мощности, электроснабжение потребителей, запирание генерирующей мощности.

Допускается, при соответствующем обосновании и согласовании, временное отключение потребителей и снижение или даже перерыв транзитных перетоков мощности.

Послеаварийные режимы - это режимы работы схемы после отказа (аварии) одного из элементов схемы.

В качестве расчетных аварий учету подлежат: единичный отказ элемента схемы при исходном нормальном режиме схемы, ремонтный режим, а также отказ одного элемента во время ремонта другого для ремонтной схемы (для ремонтного режима).

При разработке схемы развития Свердловской энергосистемы учитывалось существующее и перспективное состояние генерирующих источников и центров питания энергосистемы- подстанции 500 и 220 кВ.

В качестве расчетного варианта, как было указано выше, в настоящей работе для разработки рекомендаций по развитию электрических сетей принят вариант, предполагающий минимальное развитие электроэнергетики Свердловской области.

Выбор этого варианта объясняется, помимо минимальных объемов ввода генерирующих мощностей, и тем, что значительная часть дополнительной потребности в электрической мощности по опросным данным не обеспечена необходимыми проработками, часто продиктована поиском стратегии развития предприятий в меняющихся экономических условиях и потому не является гарантией реализации заявленной потребности в электрической мощности.

Для выбора оптимальной схемы развития сети на 2015 год были рассмотрены два возможных варианта.

Согласно представленному выше балансу на этап 2015 года планируется:

Строительство Ново-Богословской ТЭЦ

Строительство Ревдинской ГТ-ТЭЦ мощностью 72 МВт

Строительство ТЭЦ ОАО «Синарский трубный завод»

Ввод блока БН-880 на Белоярской АЭС

Ввод нового блока на Серовской ГРЭС мощностью 420 МВт

Ввод нового блока на Среднеуральской ГРЭС мощностью 420 МВт

Разработка схемы электроснабжения Титановой долины

Разработка схемы электроснабжения Асбестовского магниевого завода

Схемы электрических соединений выбираются на основе методических указаний [6]. Допустимость загрузки линий проверялась в соответствии с данными, приведенными в [1].

.5 Серово-Богословский энергорайон

Вариант 1

На Серовской ГРЭС в 2014 году планируется ввод нового блока мощностью 420 МВт, что требует установки блочного трансформатора ТЦ-630000/220 (трансформатор блочный выбирается без РПН) и дополнительного строительства для выдачи мощности. При отключении линии Серовская ГРЭС - БАЗ нагрузка линии Серовская ГРЭС - Сосьва составляет 282,1 МВт, что больше предельно допустимой на 13 % (Рдоп = 249 МВт), поэтому планируется строительство дополнительной линии Серовская ГРЭС - Сосьва и расширение Серовской ГРЭС на три ячейки с выключателями 220 кВ, а ПП Сосьва на одну ячейку.

Выдача мощности Ново-Богословской ТЭЦ предполагается по двум линиям Ново-Богословская ТЭЦ - БАЗ и Ново-Богословская ТЭЦ - Краснотурьинск, выполненным проводом АС-300, длиной 10 км каждая. Выбор сечения объясняется необходимостью выдачи полной мощности ЭС в случае обрыва или ремонта на одной из линий.

Строительство линии Ново-Богословская ТЭЦ - Краснотурьинск требует реконструкции ПС Краснотурьинск, схема электрических соединений которой не предполагает подключения третьей линии. Вместо мостиковой схемы была выбрана схема две рабочие и обходная системы шин - применение данной схемы, а не схемы одна рабочая секционированная выключателем и обходная системы шин при достаточно небольшом числе присоединений объясняется наличием более одной одиночной ЛЭП на секцию.

Карта-схема развития сетей согласно первому варианту Серово-Богословского энергорайона представлена на рисунке 6.1.


Вариант 2

Во втором варианте во избежание перегрузки линии Серовская ГРЭС - Сосьва в режиме отключения линии Серовская ГРЭС - БАЗ предполагается сооружение шлейфового захода ВЛ 220 кВ Краснотурьинск - Сосьва на Серовскую ГРЭС с образованием ВЛ 220 кВ Краснотурьинск - Серовская ГРЭС и Серовская ГРЭС - Сосьва. Сооружение захода предполагает расширение Серовской ГРЭС на четыре ячейки с выключателями 220 кВ.

Выдача мощности Ново-Богословской ТЭЦ предполагается по двум линиям Ново-Богословская ТЭЦ - Краснотурьинск, длиной 10 км каждая, выполненным проводом АС-300. Выбор сечения объясняется необходимостью выдачи полной мощности ЭС в случае обрыва или ремонта на одной из линий.

Строительство линии Ново-Богословская ТЭЦ - Краснотурьинск требует реконструкции ПС Краснотурьинск, схема электрических соединений которой не предполагает подключения дополнительных линий. Вместо мостиковой схемы была выбрана схема одна рабочая секционированная выключателем и обходная системы шин, т.к. число одиночных ЛЭП на секцию не больше одной.

Карта-схема развития сетей Серово-Богословского энергорайона согласно второму варианту представлена на рисунке 6.2.

Рисунок 6.2 - Развитие сетей Серово-Богословского энергорайона

.6 Нижнетагильский энергорайон

Вариант 1

Ввод нового производства Титановая долина рядом с ПС Салда подразумевает строительство новой ПС Титановая долина, т.к. подключение нагрузки 153 МВТ по сети 110 кВ к ПС Салда невозможно. Питание данная ПС согласно первому варианту получает по двум ВЛ 220 кВ Салда - Титановая долина длиной 5 км проводом АС-300.

ПС Титановая долина является тупиковой двухтрансформаторной подстанцией, соответственно к применению рекомендуется мостиковая схема 4Н с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линий. На ПС устанавливаются два автотрансформатора АТДЦТН-200000/220/110, номинальная мощность которых была выбрана с учетом перспективного увеличения нагрузки.

Карта-схема развития сетей Нижнетагильского энергорайона согласно первому варианту представлена на рисунке 6.3.

Рисунок 6.3 - Развитие сетей Нижнетагильского энергорайона

Вариант 2

Подключение ПС Титановая долина согласно второму варианту осуществляется путем сооружения заходов линии 220 кВ Салда - Вязовская длиной 5 км сечением АС-300.

ПС Титановая долина является тупиковой двухтрансформаторной подстанцией, соответственно к применению рекомендуется мостиковая схема 4Н с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линий. На ПС устанавливаются два автотрансформатора АТДЦТН-200000/220/110, номинальная мощность которых была выбрана с учетом перспективного увеличения нагрузки.

Карта-схема развития сетей Нижнетагильского энергорайона согласно второму варианту представлена на рисунке 6.4.

Рисунок 6.4 - Развитие сетей Нижнетагильского энергорайона

.7 Западный энергорайон

Вариант 1

Для присоединения нагрузок Первоуральского новотрубного завода в период до 2015 года в первом варианте предусматривается сооружение ПС 220/110 кВ Трубная (2х250 МВА) по схеме 4Н. Автотрансформаторы большей мощности были выбраны на перспективу, т.к. планируется достаточно активное развитие и увеличение нагрузки согласно имеющимся заявкам к 2020 году до 287 МВт. Так как к 2015 г. на Среднеуральской ГРЭС планируется ввод блока 410 МВт, целесообразно подключение ПС Трубная по двум ВЛ 220 кВ (провод АС-400) непосредственно от СУГРЭС. Таким образом, на Среднеуральской ГРЭС необходима установка трех дополнительных ячеек с выключателями 220 кВ. Ввод нового блока также предполагает установку блочного трансформатора ТЦ-630000/220. К 2015 году предусматривается переподключение по сети 110 кВ Первоуральской ТЭЦ на ПС Трубная.

В Западном энергорайоне наиболее быстро увеличивается нагрузка города Екатеринбурга. Загрузка автотрансформаторов подстанций, обеспечивающих электроснабжение города Екатеринбург, близка к предельной, особенно в послеаварийных режимах, что было выявлено при анализе режимов работы на 2010 год. Для решения данной проблемы на этапе 2015 года планируется строительство ПС Надежда и ПП Винокуровский, наличие которого обосновывается необходимостью замыкания кольца вокруг г.Екатеринбург без строительства новых линий большой протяженности. Нагрузка ПС Южная по сети 110 кВ частично переподключается на ПС Надежда, для этого на ПС Надежда требуется установка двух автотрансформаторов АТДЦТН-125 000/220/110.

Схема электрических соединений ПС Надежда - одна рабочая секционированная выключателем и обходная системы шин (число одиночных ЛЭП на секцию не более одной) на 6 ячеек с выключателями 220 кВ, ПП Винокуровский - две рабочие и обходная системы шин на 8 ячеек.

Предполагается строительство:

заходов ВЛ Калининская - СУГРЭС на ПП Винокуровский (2х7,5 км) проводом марки АС-400 с образованием ВЛ 220 кВ Калининская - Винокуровский и Винокуровский - Среднеуральская ГРЭС;

заходов ВЛ Ново-Свердловская ТЭЦ - БАЭС на ПП Винокуровский (2х9,5 км) проводом марки АС-400 с образованием ВЛ 220 кВ Ново-Свердловская ТЭЦ - Винокуровский и Винокуровский - Белоярская АЭС;

ВЛ 220 кВ Надежда - Винокуровский протяженностью 18 км проводом марки АС-400;

заходов ВЛ Ново-Свердловская ТЭЦ - Южная на ПС Надежда (2х15км) проводом марки АС-400 с образованием ВЛ 220 кВ Ново-Свердловская ТЭЦ - Надежда и Надежда - Южная.

Ревдинская ГТ-ТЭЦ подключается путем сооружения заходов одной цепи ВЛ 220 кВ Первоуральская - Метиз.

Карта-схема развития сетей Западного энергорайона согласно первому варианту представлена на рисунке 6.5.

Рисунок 6.5 - Развитие сетей Западного энергорайона

Вариант 2

Для присоединения нагрузок Первоуральского новотрубного завода в период до 2015 года во втором варианте также предусматривается сооружение ПС 220/110 кВ Трубная (2х250) по схеме 4Н. Автотрансформаторы большей мощности, как и в первом варианте, были выбраны на перспективу, с учетом увеличения нагрузки к 2020 году до 287 МВт. Подключение ПС Трубная осуществляется путем сооружения захода одной линии Среднеуральская ГРЭС - Первоуральская. Данный вариант не подразумевает расширения ПС Первоуральская и Среднеуральская ГРЭС и установки дополнительных ячеек с выключателями. Однако необходимо отметить, что при этом загрузка линий Среднеуральская ГРЭС - Первоуральская близка к предельной в аварийном режиме и дальнейший рост нагрузки потребует дополнительного строительства ( например, при наличии соответствующего технико-экономического обоснования может рассматриваться возможность строительства ВЛ 220 кВ Емелино - Трубная). Ввод нового блока мощностью 410 МВт на СУГРЭС предполагает установку блочного трансформатора ТЦ-630000/220 и дополнительной ячейки с выключателем. Также предусматривается переподключение по сети 110 кВ Первоуральской ТЭЦ на ПС Трубная.

В районе г. Екатеринбург по указанным выше соображениям предполагается также строительство ПС Надежда по схеме две рабочие и обходная система сборных шин на 8 ячеек с выключателями 220 кВ и ПП Винокуровский по схеме две рабочие и обходная система сборных шин на 9 ячеек с выключателями 220 кВ.

Для подключения данных ПС в сеть предлагается сооружение и замыкания кольца вокруг г.Екатеринбург:

заходов ВЛ Калининская - СУГРЭС на ПП Винокуровский (2х7,5 км) проводом марки АС-400 с образованием ВЛ 220 кВ Калининская - Винокуровский и Винокуровский - Среднеуральская ГРЭС;

заходов ВЛ Ново-Свердловская ТЭЦ - БАЭС на ПП Винокуровский (2х9,5 км) проводом марки АС-400 с образованием ВЛ 220 кВ Ново-Свердловская ТЭЦ - Винокуровский и Винокуровский - Белоярская АЭС;

ВЛ 220 кВ Надежда - Винокуровский протяженностью 18 км проводом марки АС-400;

заходов ВЛ Ново-Свердловская ТЭЦ - Южная на ПС Надежда (2х15 км) проводом марки АС-400 с образованием ВЛ 220 кВ Ново-Свердловская ТЭЦ - Надежда и Надежда - Южная;

ВЛ 220 кВ БАЭС-2 - Винокуровский длиной 35 км проводом АС-300.

Ревдинская ГТ-ТЭЦ подключается отпайками к ВЛ Первоуральская - Метиз.

Рисунок 6.6 - Развитие сетей Западного энергорайона

Карта-схема развития сетей Западного энергорайона согласно второму варианту представлена на рисунке 6.6.

.8 Восточный энергорайон

Вариант 1

Ввод нового энергоблока БН-880 на Белоярской АЭС требует строительства новой АЭС (БАЭС-2), площадка под которую предусматривается непосредственно вблизи существующей.

Схема присоединения АЭС на всех этапах ввода мощности должна обеспечивать выдачу всей располагаемой мощности в любой период суток или года, как при полной схеме сети, так и при отключении любой линии или трансформатора связи без воздействия автоматики на разгрузку АЭС.

В данной работе в качестве схемы электрических соединений БАЭС-2 в обоих вариантах принята полуторная схема, которая предполагает возможность увеличения числа подключаемых присоединений.

Обычно стремятся выдать всю мощность АЭС на одном напряжении, поэтому в первом варианте предполагается сооружение БАЭС-2 на напряжении 500 кВ (без РУ 220 кВ).

Схема выдачи БАЭС-2 предполагает следующие мероприятия:

надстройка ОРУ 500 кВ на Каменской ПС с установкой выключателей по схеме «трансформатор - шины с присоединением линий через два выключателя». Сооружение захода ВЛ 500 кВ Рефтинская ГРЭС - Козырево (2х25 км) в ОРУ 500 кВ подстанции Каменская с образованием двух ВЛ 500 кВ Рефтинская ГРЭС - Каменская и Каменская - Козырево;

установка одной АТГ 500/220 кВ на ПС Каменская мощностью 501 МВА;

расширение ОРУ 220 кВ ПС Каменская на один выключатель для подключения устанавливаемой АТГ 500/220 кВ;

сооружение ВЛ 500 кВ БАЭС-2 - Каменская протяженностью 90 км проводом АС-300х3;

строительство заходов ВЛ 500 кВ Южная - Шагол на БАЭС-2 длиной 75 км с образованием двух ВЛ 500 кВ Южная - БАЭС-2 и БАЭС-2 - Шагол;

строительство ВЛ 500 кВ Емелино - БАЭС-2 протяженностью 180 км проводом АС-300х3 и расширение ОРУ 500 кВ подстанции Емелино на две ячейки с выключателями 500 кВ;

для компенсации реактивной мощности предусмотрен шунтирующий реактор, присоединенный к линии через выключатель.

Строительство ОРУ 500 кВ ПС Каменской позволит получить дополнительную мощность в дефицитный Каменский энергоузел, который с учетом увеличения нагрузки на таких предприятиях как, например, «Каменск-Уральский металлургический завод», и старения оборудования Красногорской ТЭЦ является достаточно проблемным, а также осуществить резервирование питающих источников. В дальнейшем не исключается возможность демонтажа существующей мощности Красногорской ТЭЦ с целью обновления оборудования.

Рисунок 6.7 - Развитие сетей Восточного энергорайона

Карта-схема развития сетей Восточного энергорайона согласно первому варианту представлена на рисунке 6.7.

Вариант 2

Во втором варианте развития сетей Восточного энергорайона схема выдачи БАЭС-2 предполагает осуществление следующих мероприятий:

строительство ОРУ 220 кВ Белоярская АЭС-2 по схеме две рабочие и обходная система шин на восемь ячеек с выключателями;

строительство заходов ВЛ 500 кВ Южная - Шагол на БАЭС-2 длиной 75 км с образованием двух ВЛ 500 кВ Южная - БАЭС-2 и БАЭС-2 - Шагол;

строительство ВЛ 500 кВ Емелино - БАЭС-2 протяженностью 180 км проводом АС-300х3 и расширение ОРУ 500 кВ подстанции Емелино на две ячейки с выключателями 500 кВ;

сооружение шлейфового захода ВЛ 220 кВ БАЭС - Окунево в новое ОРУ 220 кВ БАЭС-2 длиной 4 км проводом марки АС-400 с образованием ВЛ 220 кВ БАЭС-2 - Окунево и ВЛ 220 кВ БАЭС-2 - БАЭС;

сооружение шлейфового захода одной цепи ВЛ 220 кВ БАЭС - Каменская в новое ОРУ 220 кВ БАЭС-2 длиной 5 км проводом марки АС-400 с образованием ВЛ 220 кВ БАЭС-2 - Каменская и ВЛ 220 кВ БАЭС-2 - БАЭС;

для компенсации реактивной мощности предусмотрен шунтирующий реактор, присоединенный к линии через выключатель.

Для повышения надежности электроснабжения потребителей Каменского энергоузла требуется:

надстройка ОРУ 500 кВ на Каменской ПС с установкой выключателей по схеме «трансформатор - шины с присоединением линий через два выключателя». Сооружение захода ВЛ 500 кВ Рефтинская ГРЭС - Козырево (2х25 км) в ОРУ 500 кВ подстанции Каменская с образованием двух ВЛ 500 кВ Рефтинская ГРЭС - Каменская и Каменская - Козырево;

установка одной АТГ 500/220 кВ на ПС Каменская мощностью 501 МВА;

расширение ОРУ 220 кВ ПС 220 кВ Каменская на один выключатель для подключения устанавливаемой АТГ 500/220 кВ.

Во втором варианте рассматривается возможность отказа от строительства линии 500 кВ Белоярская АЭС-2 - Каменская, здесь проблема дефицитного Каменского энергоузла решается путем сооружения только захода ВЛ 500 кВ Рефтинская ГРЭС - Козырево в ОРУ 500 кВ подстанции Каменская, однако появляется связь ПС Каменская с БАЭС-2 по сети 220 кВ. Данный вариант целесообразен, так как требует меньших затрат на строительство и вследствие большой мощности Рефтинской ГРЭС позволяет обеспечить надежное электроснабжение.

Рисунок 6.8 - Развитие сетей Восточного энергорайона

Карта-схема развития сетей Восточного энергорайона согласно второму варианту представлена на рисунке 6.8.

Развитие сетей 220 кВ Талицко-Артемовского энергорайона за рассматриваемый период не планируется, т.к. величины нагрузок невелики и электроснабжение потребителей обеспечивается развитием сеть 110 кВ.

В обоих вариантах предусматривается строительство линии Северная - БАЗ и расширение ПС БАЗ на две ячейки с выключателями 500 кВ и одну - с выключателем 220 кВ (установка второй АТГ).

Также в обоих вариантах требуется отключение автотрансформаторов связи 500 - 220 кВ на Рефтинской ГРЭС, так как большая мощность Рефтинской ГРЭС не позволяет обеспечить выдачу мощности вводимой Белоярской АЭС-2 по сети 220 кВ в сторону ПС Окунево, при этом перегружаются линии 220 кВ Рефтинская ГРЭС - Окунево в послеаварийном режиме отключения одной из цепей. Отключение автотрансформаторов связи позволяет организовать выдачу большей мощности Рефтинской ГРЭС по сети 500 кВ.

Целью данной работы является разработка схемы развития сетей 220, 500 кВ Свердловской энергосистемы, принадлежащих филиалу ОАО «ФСК ЕЭС - МЭС Урала», поэтому объекты нового строительства, вводимые на напряжении 110 кВ, а именно: Асбестовский магниевый завод и ТЭЦ ОАО «СТЗ», учтены в расчетах, но в обоих вариантах подключены в сеть 110 кВ одинаково. Асбестовский магниевый завод получает питание по двум ВЛ 110 кВ Окунево - Асбест, а ТЭЦ ОАО «Синарский трубный завод» - по двум ВЛ Травянская - ТЭЦ ОАО «СТЗ».

7. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ СРАВНЕНИЕ ВАРИАНТОВ

Основной целью расчетов эффективности развития электрических сетей является выбор оптимальной схемы сети при заданных нагрузках, электропотреблении, размещении источников и потребителей. В практике проектирования электрических сетей и энергосистем для выбора предпочтительного варианта развития сети используется критерий приведенных дисконтированных затрат при условии, что сравниваемые варианты обеспечивают одинаковый энергетический эффект. Таким образом, при технико-экономическом сравнении сопоставляются только допустимые по техническим требованиям варианты, т.е. те, в которых потребитель получает нужную электроэнергию заданного качества при заданной степени надежности.

При проектировании электрических сетей приходится решать различные задачи: выбор оптимального плана строительства, реконструкции и расширения объекта, выбор типа, мощности, параметров и режимов работы элементов электрических сетей.

Почти во всех случаях приходится иметь дело с дискретно меняющимися величинами: числом линии и схемой их соединения, сечением провода и т.д. Варианты, подлежащие технико-экономическому сравнению, должны быть технически и экономически сопоставимы, т.е. обеспечивать одинаковую передаваемую мощность и качество электроэнергии в нормальных и послеаварийных режимах работы сети. При сопоставлении схем с разной степенью надежности должна учитываться величина ущерба потребителям от вероятного нарушения электроснабжения.

Технико-экономическое сравнение вариантов произведено на основе методики, изложенной в [7], в ценах 1991 года и с учетом коэффициентов, соответствующих этому году.

На первом этапе технико-экономического сравнения выбирают допустимые по техническим требованиям варианты, а на втором этапе из них выбирают оптимальный по технико-экономическим показателям.

Сопоставление вариантов схемы сети осуществляют в результате расчетов сравнительной экономической эффективности капитальных вложений. Экономическим критерием, по которому определяют наивыгоднейший вариант, является минимум приведенных затрат, вычисляемых по следующей формуле:

,                             (7.1)

где Ен - нормативный коэффициент окупаемости (Ен = 0,12); К - единовременные капитальные вложения в сооружаемые объекты, тыс.руб. ; И - ежегодные эксплуатационные издержки , тыс.руб.; У - ущерб из-за аварийного прекращения электроснабжения , тыс.руб.

Важнейший технико-экономический показатель - это капитальные вложения, т.е. расходы, необходимые для сооружения сетей, станций, энергетических объектов.

Для электрической сети единовременные капитальные вложения в сооружаемые объекты вычисляются по формуле:

,                                    (7.2)

где КП - капитальные вложения в трансформаторы и выключатели, тыс.руб.:

;                              (7.3)

КЛ - капитальные вложения в сооружение линий, тыс.руб.:     

,             (7.4)

где C - стоимость сооружения 1 км линии, тыс.руб/км.; L - длина линии, км; n - число параллельных цепей.

Капитальные вложения при сооружении линий состоят из затрат на изыскательские работы и подготовку трассы, затрат на приобретение опор, проводов, изоляторов и прочего оборудования, на их транспортировку, монтажные и другие работы. Капитальные затраты при сооружении подстанций состоят из затрат на подготовку территории, приобретение трансформаторов, выключателей и прочего оборудования, затрат на монтажные работы и т.д. Капитальные затраты определяются по укрупненным показателям стоимости отдельных элементов сети или по специально составленным сметам.

Вторым важным технико-экономическим показателем является эксплуатационные расходы (издержки), необходимые для эксплуатации энергетического оборудования и сетей в течение одного года. Они включают в себя отчисления на амортизацию, эксплуатационные расходы на текущий ремонт сети, отчисления на обслуживание, т.е. на заработную плату персонала, а также стоимость потерь в сети.

Если объединить отчисления на амортизацию, эксплуатационные расходы на текущий ремонт сети и отчисления на обслуживание, то ежегодные эксплуатационные издержки будут определяться по формуле:

,                             (7.5)

где  - издержки на амортизацию и обслуживание, тыс.руб.:

,                (7.6)

где aл и aп - ежегодные издержки на амортизацию и обслуживание элементов электрических систем, в %-ах от капитальных затратсоставляют:

aл = 2,8 % = 0,028 ( ВЛ 35 кВ и выше на стальных и железобетонных опорах);

aп = 8,4 % = 0,084 ( силовое электрооборудование и распределительные устройства 220 кВ и выше (кроме ГЭС) ).

 - ежегодные эксплуатационные издержки на потери энергии в ЛЭП, тыс.руб.:

, (7.7)

где t - время максимальных потерь, ч.; β - удельные затраты на возмещение потерь в электрических сетях коп/кВт*ч (β = 1,75 коп/кВт*ч = 0,0175 руб/кВт*ч);

 (7.8)

 - потери энергии в линиях в виде тепла, кВт

Отчисления на амортизацию включают издержки на капитальный ремонт и на накопление средств, необходимых для замены (реновации) изношенного и морально устаревшего оборудования. Отчисления на амортизацию тем выше, чем меньше срок службы оборудования. Отчисления на текущий ремонт предназначены для поддержания оборудования в рабочем состоянии. Во время текущего ремонта меняют изоляторы, окрашивают опоры и кожухи оборудования подстанций, исправляют небольшие повреждения. Для предотвращения повреждений все элементы сети подвергаются периодическим осмотрам и профилактическим испытаниям. Эти мероприятия финансируются из отчислений на текущий ремонт. Отчисления на обслуживание расходуют непосредственно на зарплату эксплуатационного персонала, а также на транспортные средства, жилые дома для персонала и т.д.

Также при технико-экономическом сравнении вариантов рекомендуется производить учет фактора надежности электроснабжения. Надежность участка сети определяется надежностью и параметрами входящих в ее состав элементов (трансформаторов, коммутационной аппаратуры, линий электропередачи и др.) и схемой их соединения.

Нарушение работоспособности объекта называется отказом. В случае отказа отдельных элементов сети может произойти (в зависимости от схемы соединений) отказ участка сети, приводящий к нарушению электроснабжения потребителей: полному прекращению питанию, частичному ограничению нагрузки, отклонению напряжения от допустимых нормами пределов.

Ущерб от возможных перерывов электроснабжения (аварийных отключений) рассчитывается согласно (7.9) и включается в состав приведенных затрат по вариантам наравне с ежегодными издержками.

 (7.9)

где Pmax - нормальная максимальная нагрузка потребителей, кВт; εв - коэффициент ограничения электроснабжения (отношение нагрузки, вынужденно отключаемой в данном режиме, к суммарной нагрузке нормального режима), о.е.;  - коэффициент вынужденного простоя, о.е.; α - удельный ущерб от вынужденного единичного ограничения мощности, тыс.руб/кВт.

Коэффициент вынужденного простоя определяется как:

 (7.10)

где Твi - среднее время восстановления i-ого элемента, лет/отказ; ωвi - параметр потока отказов i-ого элемента, отказ/год.

Для расчетов ожидаемого народнохозяйственного ущерба от перерывов в электроснабжении составляется упрощенная схема замещения, в которой в качестве элементов учитываются только линии электропередачи, трансформаторы и выключатели, входящие в рассматриваемый участок. При этом последовательно соединяются элементы, отказ любого из которых вызывает простой всех остальных элементов данной ветви.

Технико-экономическое сравнение производилось отдельно по энергорайонам. Результаты сравнения вариантов приведены в таблицах 7.1 - 7.4. Укрупненные показатели стоимости взяты из справочных данных [1].

При сравнении вариантов учитываются только электросетевые объекты, обуславливающие разницу в объемах капиталовложений по вариантам.

Таблица 7.1 - Технико-экономическое сравнение вариантов развития Серово - Богословского энергорайона

вариант

Кл, тыс. руб, *

Кп, тыс. руб

К∑,, тыс. руб

И ам, обсл, л, тыс. руб

И ам обсл, п, тыс. руб

∆Pmax, МВт

И эн тыс. руб

И∑, тыс. руб

З, тыс.руб

1

2263

7800

10063

63,4

655,2

4,8

242,9

961,5

2169,1

2

2700

7800

10500

75,6

655,2

4

202,0

932,8

2192,8

*- стоимость приведена в ценах 1991 года


Рассмотренные варианты развития Серово - Богословского энергорайона являются равноэкономичными (разница составляет менее 5 %), однако, второй вариант обеспечивает меньшие потери в сети. Соответственно, по совокупности показателей этот вариант является оптимальным и принимается к дальнейшему рассмотрению.

Таблица 7.2 - Технико-экономическое сравнение вариантов развития Нижнетагильского энергорайона

вариант

Кл, тыс. руб, *

Кп, тыс. руб

К∑, тыс. руб

И ам обсл, л, тыс.руб

И ам обсл, п,тыс.руб

∆Pmax, МВт

И эн тыс.руб

И∑, тыс.руб

З, тыс.руб

1

590

1200

1790

16,5

100,8

33,8

1708,1

1825,4

2040,2

2

590

0

590

16,5

0

32,6

1648,5

1665,0

1735,8

*- стоимость приведена в ценах 1991 года


Согласно [8] ущерб при одновременном простое двух ветвей учитывается в случае сопоставления вариантов схем с полным резервированием каждой ветви (т.е. для случаев, когда при простое любой ветви в отдельности ε=0). В остальных случаях ущербов, вызванным одновременным простоем двух ветвей, можно пренебречь.

В каждом из представленных вариантов развития ПС Титановая долина является тупиковой подстанцией и получает питание по двум полностью резервирующим одна другую линиям электропередачи, соответственно необходимо учесть ущерб от ограничения электроснабжения потребителей в случае наложения плановых и вынужденных отключений (аварийная ситуация ремонт + отказ).

В первом варианте ущерб от ограничения электроснабжения в случае отказа одной из питающих линий при ремонте другой будет одинаковым, т.к. ПС Титановая долина получает питание по двум ВЛ Салда - Титановая долина одинаковой длины.

Во втором варианте питающими являются линии: Тагил - Титановая долина (42,3 км) и Титановая долина - Салда (10 км). Согласно формулам (7.9) - (7.10) ущерб имеет прямую зависимость от длины линии, соответственно наибольшее значение будет получено при наложении отказа линии Тагил - Салда на ремонт ВЛ Титановая долина - Салда.

Удельный ущерб от единичного ограничения мощности принимается по кривым, представленным в [8], в зависимости от структурного состава потребителей и степени их ограничения. Т.к. ПС Титановая долина несет в основном промышленную нагрузку, в качестве расчетной принимается кривая 2. Коэффициент ограничения электроснабжения εв=1 (полная потеря питания).

        

Затраты с учетом ущерба составляют:

вариант 1:

вариант 2:

Несмотря на то, что во втором варианте вопрос обеспечения электроснабжения нового производства Титановая долина решается путем сооружения заходов существующих ВЛ Салда - Вязовская, без установки дополнительных выключателей на ПС Салда, с учетом ущерба от ограничения электроснабжения второй вариант значительно проигрывает по приведенным затратам.

Таблица 7.3 - Технико-экономическое вариантов развития Западного энергорайона

вариант

Кл, тыс. руб, *

Кп, тыс.руб

К∑, Тыс .руб

И ам обсл, л, тыс.руб

И ам обсл, п,тыс.руб

∆Pmax, МВт

И эн тыс.руб

И∑, тыс.руб

З, тыс.руб

1

9322

11480

20802

261,0

964,3

37,8

1909,6

3135,0

5631,3

2

7554

10880

18434

211,5

913,9

38,5

1945,9

3071,3

5283,4

*- стоимость приведена в ценах 1991 года


В Западном энергорайоне также имеется тупиковая ПС Трубная, которая получает питание по двум полностью резервирующим одна другую линиям электропередачи, поэтому необходимо учесть ущерб от ограничения электроснабжения потребителей в случае наложения плановых и вынужденных отключений (аварийная ситуация ремонт + отказ).

В первом варианте ущерб от ограничения электроснабжения в случае отказа одной из питающих линий при ремонте другой будет одинаковым, т.к. ПС Трубная получает питание по двум ВЛ Среднеуральская ГРЭС - Трубная одинаковой длины. Во втором варианте питающими являются линии: Первоуральская - Трубная (26,1 км) и Среднеуральская ГРЭС - Трубная (38 км). Согласно формулам (7.9) - (7.10) ущерб имеет прямую зависимость от длины линии, соответственно будет иметь наибольшее значении в ситуации наложения отказа ВЛ Среднеуральская ГРЭС - Трубная на ремонт ВЛ Первоуральская - Трубная. Таким образом, величина ущерба в первом и втором варианте будет иметь одинаковое значение и не повлияет на результат технико-экономического сравнения, а значит, может не рассчитываться.

Таблица 7.4 - Технико-экономическое сравнение вариантов развития Восточного энергорайона

вариант

Кл, тыс. руб, *

Кп, тыс. руб

К∑, тыс. руб

И ам обсл, л, тыс.руб

И ам обсл, п,тыс.руб

∆Pmax, МВт

И эн тыс.руб

И∑, тыс.руб

З, тыс.руб

1

61800

15640

77440

1730,4

1313,8

35,4

1785,4

4829,6

14122,4

2

52602

20760

73362

1472,9

1559,0

36,2

1826,8

4858,7

13662,1

*- стоимость приведена в ценах 1991 года

Примечание - Во всех вариантах к установке принимаются элегазовые выключатели.

Технико-экономическое сравнение вариантов развития Восточного и Западного энергорайонов позволяет однозначно сделать выбор в каждом случае в пользу второго из предложенных вариантов (разница в приведенных затратах превышает 5 %).

По результатам технико-экономического сравнения к дальнейшей разработке и анализу для всех рассмотренных энергорайонов за исключением Нижнетагильского принимается второй из предложенных вариантов развития сети как наиболее оптимальный. При этом оба варианта в каждом случае обеспечивают требуемые показатели качества электроэнергии и не предполагают ограничения электроснабжения потребителей в нормальном и послеаварийном N-1 режимах..

Оптимальный вариант, принятый к дальнейшему рассмотрению, получен как совокупность наиболее выгодных вариантов для каждого из энергорайонов.

Однолинейная схема электрических соединений приведена в приложении З.

8. АНАЛИЗ РЕЖИМОВ РАБОТЫ ОПТИМАЛЬНОГО ВАРИАНТА

.1 Серово-Богословский энергорайон

Результаты расчетов режимов работы электрических сетей 220, 500 кВ Серово-Богословского энергорайона на этап 2015 года представлены в таблице 8.1.

Таблица 8.1 - Загрузка автотрансформаторов Серово-Богословского энергорайона

Наименование ПС

Установленная мощность, МВА

Нормальный режим

Послеаварийный режим отключения одного автотрансформатора



S, МВА

% от Sном

S, МВА

% от Sном

БАЗ

2х501 2х200

209,4 241,9

 60,5

201,6 250,9

 125,5

Краснотурьинск

2х240

348,8

73,3

350

145,8

Белка

1х125

27,3

21,8



Кошай

2х125

66,9

26,7

68,3

54,6

Серовская ГРЭС

2х240

253,3

52,8

244,6

101,9


Анализ расчетов показал, что в связи с увеличением нагрузки на крупном металлургическом предприятии ОАО «РУСАЛ-БАЗ», мощность установленных на ПС Краснотурьинск трансформаторов становится недостаточной. При аварийном отключении одного трансформатора второй перегружается на 46 % (при принятой допустимой перегрузке в 40 %). Соответственно на этапе 2015 года при реконструкции ПС Краснотурьинск, связанной с необходимостью изменения ее схемы электрических соединений, требуется также замена автотрансформаторов мощностью 240 МВА на автотрансформаторы АТДЦТН - 250 000/220/110, мощности которого будет достаточно, чтобы обеспечить надежное электроснабжение потребителей с допустимой перегрузкой в 40 %.

Результаты расчета режима после замены автотрансформаторов представлены в таблице 8.2. Из таблицы видно, что перегрузка одного автотрансформатора в режиме отключения второго практически равна предельной. Следовательно, при дальнейшем росте нагрузок, необходимо либо устанавливать дополнительный резервный трансформатор либо при наличии технико-экономического обоснования предлагать варианты по строительству новых подстанций.

Таблица 8.2 - Корректировка с учетом замены автотрансформаторов ПС Краснотурьинск

Наименование ПС

Установленная мощность, МВА

Нормальный режим

Послеаварийный режим отключения одного автотрансформатора



S, МВА

% от Sном

S, МВА

% от Sном

Краснотурьинск

2х250

346,8

69,4

349

139,6


.2 Нижнетагильский энергорайон

Результаты расчетов режимов работы электрических сетей 220, 500 кВ Нижнетагильского энергорайона на этап 2015 года представлены в таблице 8.3.

Таблица 8.3 - Загрузка автотрансформаторов Нижнетагильского энергорайона

Наименование ПС

Установленная мощность, МВА

Нормальный режим

Послеаварийный режим отключения одного автотрансформатора



S, МВА

% от Sном

S, МВА

% от Sном

Янтарь

2х63

53,9

42,8

54,2

85,9

1х120 150

231,1 откл

96,3

258,6

215,5

НТГРЭС

2х240

156,4

32,6

154,8

64,5

Тагил

2х501 2х250 250

734,1 311 резерв

73,3 62,2

676,8 254,1

135 101,7

Титановая долина

2х200

167,6

41,9

171,9

85,9

Вязовская

2х240

151,7

63,2

116,5

48,5

Салда

2х240

318,1

66,3

332,7

138


Перегрузка автотрансформаторов сверх допустимой на ПС Качканар в послеаварийном режиме отключения одного автотрансформатора не требует дополнительного строительства или замены, т.к. уже на сегодняшний день там установлен резервный автотрансформатор мощностью 150 МВА.

.3 Западный энергорайон

Результаты расчетов режимов работы электрических сетей 220, 500 кВ Западного энергорайона на этап 2015 года представлены в таблице 8.4.

Таблица 8.4 - Загрузка автотрансформаторов Западного энергорайона

Наименование ПС

Установленная мощность, МВА

Нормальный режим

Послеаварийный режим отключения одного автотрансформатора



S, МВА

% от Sном

S, МВА

% от Sном

Красноуфимская

2х125

131,9

52,8

137,5

109

Емелино

2х501

356,3

35,5

321,2

64,1

Дружинино

63

55,9

88,8



Первоуральская

250 240

144,5 128,7

57,8 53,6

213,4 201,8

85,4 84,1

Метиз

2х160

212,7

66,5

223

139

Трубная

2х200

181,7

45,4

186,2

93,1

Малахит

200

198

99



Южная

2х501 2х250

541,9 277,6

54,1 55,5

462,3 235

92,2 94

Сварочная

2х125

61,6

24,6

62,7

50,2

Искра

2х240

171,8

35,8

152,4

63,5

Надежда

2х125

168,2

67,3

178,5

142,8

Калининская

250 240

138,9 132,5

55,5 55,2

218,6 214,5

87,4 89,4


Анализ результатов расчета режимов Западного энергорайона показал, что намеченные к установке на ПС Надежда автотрансформаторы АТДЦТН-125 000/220/110 не обладают достаточной пропускной способностью в послеаварийном режиме. Таким образом, окончательно к установке принимаются автотрансформаторы большей мощности, а именно - АТДЦТН - 200 000/220/110

Таблица 8.5 - Корректировка с учетом замены автотрансформаторов ПС Надежда

Наименование ПС

Установленная мощность, МВА

Нормальный режим

Послеаварийный режим отключения одного автотрансформатора



S, МВА

% от Sном

S, МВА

% от Sном

Надежда

2х200

164,8

41,2

168,6

84,3


.4 Восточный энергорайон

Результаты расчетов режимов работы электрических сетей 220, 500 кВ Восточного энергорайона на этап 2015 года представлены в таблице 8.6.

Таблица 8.6 - Загрузка автотрансформаторов Восточного энергорайона

Наименование ПС

Установленная мощность, МВА

Нормальный режим

Послеаварийный режим отключения одного автотрансформатора



S, МВА

% от Sном

S, МВА

% от Sном

Окунево

2х250 180

292,6 резерв

58,5

307,7

120

БАЭС

240 120

86,8 68,8

36,2 57,3

158 159

65,8 130

БАЭС-2

3х167

195,1

38,9



Сирень

2х200

71,9

17,9

147,2

73,6

Травянская

2х200

108,5

54,3

74,5

37,3

Каменская

3х167 2х240

237,8 166,4

47,5 34,7

 124,6

 51,8


8.5 Талицко-Артемовский энергорайон

Результаты расчетов режимов работы электрических сетей 220, 500 кВ Талицко-Артемовского энергорайона на этап 2015 года представлены в таблице 8.7.

Таблица 8.7 - Загрузка автотрансформаторов Талицко-Артемовского энергорайона

Наименование ПС

Установленная мощность, МВА

Нормальный режим

Послеаварийный режим отключения одного автотрансформатора



S, МВА

% от Sном

S, МВА

% от Sном

Ница

2х125

128

51,2

134,9

107

Тавда

125 63

61,1 резерв

48,9




В результате анализа режимов работы Восточного и Талицко-Артемовского энергорайонов не было выявлено перегрузки автотрансформаторов ни в нормальных, ни в послеаварийных режимах.

Если говорить о дальнейшей перспективе развития сетей Свердловской энергосистемы то уже на данном этапе можно сделать вывод о необходимости строительства новых питающих подстанций в дефицитном Серово - Богословском энергорайоне и Первоуральском энергоузле, что необходимо для повышения надежности электроснабжения потребителей указанных выше энергоузлов и увеличения пропускной способности сети. Решить эту проблему можно путем:

сооружения надстройки 500 кВ на ПП Сосьва с сооружением захода ВЛ 500 кВ Тагил-БАЗ

строительства новой ПС 500 кВ в Первоуральском энергоузле с сооружением захода ВЛ 500 кВ Южная- Тагил.

Также существует проблема перегрузки автотрансформаторов ПС Тагил, поэтому необходимо рассматривать возможность сооружения новой ПС 500 кВ вблизи Тагила с сооружением захода ВЛ 500 кВ Тагил - Калино.

9. АНАЛИЗ ПРОПУСКНОЙ СПОСОБНОСТИ СЕТЕЙ ВОСТОЧНОГО ЭНЕРГОРАЙОНА

.1 Основные понятия, термины, определения

Устойчивость энергосистемы - способность сохранять синхронизм между электростанциями, или, другими словами, возвращаться к установившемуся режиму после различного рода возмущений.

Связь - последовательность элементов, соединяющих две части энергосистемы. Данная последовательность может включать в себя кроме линий электропередачи трансформаторы, системы (секции) шин, коммутационные аппараты, рассматриваемые как сетевые элементы.

Сечение - совокупность таких сетевых элементов одной или нескольких связей, отключение которых приводит к полному разделению энергосистемы на две изолированные части.

Применяется также понятие «частичное сечение» как совокупность сетевых элементов (часть сечения), отключение которых к делению энергосистемы на две изолированные части не приводит.

Исходя из требований к устойчивости схемы, энергосистемы подразделяются на:

нормальные, когда все сетевые элементы, определяющие устойчивость, находятся в работе;

ремонтные, отличающиеся от нормальных 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. Распределение по группам возмущений приведено в таблице 9.1

Таблица 9.1 - Группы нормативных возмущений при КЗ

Возмущения

Группы нормативных возмущений в сетях с номинальным напряжением, кВ


110-220

330-500

750

1150

КЗ на сетевом элементе, кроме системы (секции) шин

Отключение сетевого элемента основными*1 защитами при однофазном КЗ с успешным АПВ (для сетей 330 кВ и выше - ОАПВ, 110 - 220 кВ - ТАПВ)

I

I

I

I

То же, но с неуспешным АПВ

I

I

I,II

II

Отключение сетевого элемента основными защитами при трехфазном КЗ с успешным и неуспешным АПВ

II

-

-

-

Отключение сетевого элемента резервными защитами при однофазном КЗ с успешным и неуспешным АПВ

II

-

-

-

Отключение сетевого элемента основными защитами при двухфазном КЗ на землю с неуспешным АПВ

-

II

III

III

Отключение сетевого элемента действием УРОВ при однофазном КЗ с отказом одного выключателя

II

III

III

III

То же, но при двухфазном КЗ на землю

-

III

III

-

То же, но при трехфазном КЗ

III

-

-

-

КЗ на системе (секции) шин

Отключение СШ с однофазным КЗ, не связанное с разрывом связей между узлами сети

I

I

II

II

То же, но с разрывом связей

III

III

-

-


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.

Распределение небалансов по группам возмущений приведено в таблице 9.2.

Таблица 9.2 - Группы нормативных возмущений при аварийном небалансе активной мощности

Значение аварийного небаланса мощности

Группа нормативных возмущений

1 Мощность генератора или блока генераторов, подключенных к сети общими выключателями мощность двух генераторов АЭС, подключенных к одному реакторному блоку

II

2 Мощность, подключенная к одной секции (системе) шин или распредустройства одного напряжения электростанции

III


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;

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.

Коэффициент запаса статической (апериодической) устойчивости по активной мощности в сечении Кр вычисляется по формуле:

  (9.1)

где Рпр - предельный по апериодической статической устойчивости переток активной мощности в рассматриваемом сечении; Р - переток в сечении в рассматриваемом режиме, Р > 0; ∆Рнк - амплитуда нерегулярных колебании активной мощности в этом сечении (принимается, что под действием нерегулярных колебаний переток изменяется в диапазоне Р ± ∆Р).

Запас устойчивости по активной мощности может быть задан также в именованных единицах

∆Рзап = Рпр - (Р + ∆Рнк) (9.2)

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:

 (9.3)

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.

Амплитуда нерегулярных колебаний, найденная для сечения, может быть распределена по частичным сечениям в соответствии с коэффициентами распределения мощности в этом сечении.

.2 Порядок расчета

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.

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.

Рассматриваются, как правило, сбалансированные по мощности способы утяжеления режима, т.е. такие, при которых частота остается практически неизменной.

Перетоки, предельные по статической устойчивости, и перетоки, допустимые в послеаварийных режимах, определяются с учетом перегрузки оборудования (в частности по току ротора генераторов), допустимой в течение 20 минут.

Большую перегрузку, допустимую в течение меньшего времени, можно учитывать, если она обеспечивается соответствующим оборудованием и если эта перегрузка оперативно или автоматически ликвидируется за допустимое время благодаря снижению перетока в сечении (автоматический пуск гидрогенераторов, перевод их из компенсаторного режима в активный и т.п.).

В эксплуатации для контроля соблюдения нормативных запасов устойчивости следует, как правило, использовать значения перетоков активной мощности.

При необходимости максимально допустимые и аварийно допустимые перетоки задаются как функции от режимных параметров (загрузки отдельных электростанций и/или числа работающих генераторов, перетоков в других сечениях, напряжений в узловых точках и др.). Такие параметры включаются в число контролируемых.

В зависимости от конкретных условий, в качестве контролируемых могут использоваться и другие параметры режима энергосистемы, в частности, значения углов между векторами напряжений по концам электропередачи. Допустимые значения контролируемых параметров устанавливаются на основе расчетов.

Значения коэффициента запаса по напряжению КU относятся к узлам нагрузки и вычисляются по формуле:

 (9.4)

где U - напряжение в узле в рассматриваемом режиме; Uкр - 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 большей из двух величин: 0,7 Uном и 0,75 Uнорм, где Uнорм - напряжение в рассматриваемом узле нагрузки при нормальном режиме энергосистемы.

Для контроля за соблюдением нормативных запасов по напряжению в узле нагрузки в эксплуатационной практике могут использоваться напряжения в любых узлах сети энергосистемы. Допустимые значения напряжений в контролируемых узлах устанавливаются расчетами режимов энергосистемы.

.3 Требования к устойчивости энергосистем

По условиям устойчивости энергосистем нормируются минимальные коэффициенты запаса статической апериодической устойчивости по активной мощности в сечениях и по напряжению в узлах нагрузки. Кроме того, устанавливаются группы возмущений, при которых должны обеспечиваться как динамическая устойчивость, так и нормируемые коэффициенты запаса статической устойчивости в послеаварийных режимах.

В области допустимых режимов должно быть обеспечено отсутствие самораскачивания. Если самораскачивание проявляется, то должны приниматься меры по устранению его причин, а оперативно должно быть дополнительно разгружено сечение, в котором наблюдаются колебания, до исключения этих колебаний.

Допустимые перетоки определяются также допустимыми токовыми нагрузками (перегрузками с учетом их длительности) оборудования в заданном и в нормативных послеаварийных режимах и другими имеющимися ограничениями.

Показатели устойчивости должны быть не ниже указанных в таблице 9.3.

Таблица 9.3 - Нормируемые показатели устойчивости

Режим, переток в сечении

 Минимальные коэффициенты запаса по активной мощности

Минимальные коэффициенты запаса по напряжению

Группы возмущений, при которых должна обеспечиваться устойчивость энергосистемы




в нормальной схеме

в ремонтной схеме

Нормальный

0,20

0,15

I, II, III

I, II

Утяжеленный

0,20

0,15

I, II

I

Вынужденный

0,08

0,10

-

-


При проектировании энергосистем в нормальной схеме и при нормальном перетоке устойчивость при возмущении группы I в сети 500 кВ и ниже должна обеспечиваться без применения ПА.

При эксплуатации энергосистем в нормальной схеме и при нормальном перетоке в случае возмущения группы I устойчивость должна обеспечиваться без применения ПА, за исключенном тех случаев, когда:

выполнение требования приводит к необходимости ограничения потребителей, потери гидроресурсов или к ограничению загрузки (запиранию мощности) отдельных электростанций, в том числе АЭС;

в результате возмущения предел статической устойчивости в сечении уменьшается более чем на 25 %.

В указанных случаях устойчивость должна обеспечиваться без воздействия ПА на разгрузку АЭС, если возможны другие управляющие воздействия.

коэффициенты запаса по активной мощности - не менее 0,08;

коэффициенты запаса по напряжению - не менее 0,1;

токовые перегрузки сетевых элементов и генераторов не превышают значений, допустимых в течение послеаварийного режима.

Длительность послеаварийного режима определяется временем, необходимым диспетчеру для восстановления условий нормального режима, не большим 20 минут.

В течение этого времени возникновение дополнительных возмущений (т.е. наложение аварии на аварию) не учитывается.

Устойчивость может не сохраняться в следующих случаях:

при возмущениях более тяжелых, чем нормативные в данных схемно-режимных условиях;

если при возмущении, приводящем к ослаблению сечения, предел статической апериодической устойчивости в рассматриваемом сечении не превышает утроенной амплитуды нерегулярных колебаний мощности или уменьшается более чем на 70 %;

если аварийный небаланс мощности приводит к приращению мощности в сечении, превышающем 50 % предела статической апериодической устойчивости в рассматриваемом сечении.

При несохранении устойчивости деление по сечению должно не приводить к каскадному развитию аварии при правильной работе ПА или к погашению дефицитной по мощности подсистемы из-за недостаточности объема АЧР.

В эксплуатации любое отступление от требований, относящихся к нормальному перетоку или к длительности послеаварийного режима (20 минут), означает переход к вынужденному перетоку и должно быть разрешено высшей оперативной инстанцией, в ведении или управлении которой находятся связи этого сечения.

Такое решение, как правило, принимается при планировании режимов исходя из располагаемых оперативных резервов активной мощности.

Переход к вынужденному перетоку в сечении на время прохождения максимума нагрузки, но не более 40 мин (дополнительно к 20 минутам, 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.

При планировании режимов энергосистем должна быть исключена работа сечений, обеспечивающих выдачу мощности АЭС, с вынужденными перетоками.

На связях, по которым возможны асинхронные режимы, предусматриваются устройства ликвидации асинхронных режимов, действующих, в том числе, на деление энергосистем. Ресинхронизация, как с применением автоматических устройств, так и самопроизвольная, должна резервироваться делением.

Допустимая длительность асинхронного режима и способ его прекращения устанавливаются для каждого сечения с учетом необходимости предотвращения повреждений оборудования энергосистемы, дополнительных нарушений синхронизма и нарушений электроснабжения потребителей. При этом особое внимание следует уделять устойчивости электростанций и крупных узлов нагрузки, вблизи которых может оказаться центр качаний.

9.4 Определение допустимых режимов

Расчеты устойчивости выполняются для:

выбора основной схемы энергосистемы и уточнения размещения основного оборудования;

определения допустимых режимов энергосистемы;

выбора мероприятий по повышению устойчивости энергосистемы, включая средства ПА и параметры их настройки;

определения параметров настройки систем регулирования и управления, релейной защиты, АПВ и т.д.

Кроме того, расчеты устойчивости проводятся при разработке и уточнении требований к основному оборудованию энергосистемы, релейной защите, автоматике и системам регулирования по условиям устойчивости энергосистем.

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

Максимально допустимым перетоком является максимальный переток РМ, удовлетворяющий всем далее перечисленным условиям (9.5 - 9.10). При этом принимается, что имеется достаточный оперативный резерв активной мощности для перехода к нормальному режиму от послеаварийного. Методика расчета максимально допустимых перетоков представлена в [8].

Переток РМ должен соответствовать коэффициенту запаса устойчивости по активной мощности Кр, не меньшему 20 % (см. табл. 9.3):

 (9.5)

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

 при  (9.6)

Зависимость перетока от наименьшего напряжения строится на основе численного моделирования при различных перетоках мощности в рассматриваемом сечении. Это требование означает, что при исчерпании других возможностей регулирования напряжения необходимый запас по напряжению обеспечивается за счет снижения перетока мощности в сечении.

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, выполнялось:

, при , (9.7)

где Рд.ав - переток активной мощности в рассматриваемом сечении в доаварийном режиме; Рп.ав - переток активной мощности в сечении в послеаварийном установившемся режиме, в том числе после аварийного небаланса мощности, приводящего к увеличению перетока в сечении; - предельная мощность в сечении по апериодической статической устойчивости в послеаварийной схеме, которая, в частности, в случае аварийного небаланса мощности может совпадать с исходной (рассматриваемой) схемой или измениться в случае ослабления сечения при аварийном отключении сетевых элементов или его усиления за счет отключения шунтирующих реакторов и т.п.; ∆РПА - приращение допустимого перетока мощности в сечении за счет управляющих воздействий ПА долговременного действия на изменение мощности.

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

, при  (9.8)

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

 (9.9)

Переток РМ в послеаварийных режимах не должен приводить к токовым перегрузкам, превышающим допустимые значения:

, при , (9.10)

где Iп.ав - ток в наиболее загруженном сетевом элементе в послеаварийном установившемся режиме;  - допустимый ток с перегрузкой, разрешенной в течение 20-ти минут при заданной температуре окружающей среды в том же элементе.

Если несохранение устойчивости допускается, то вместо соблюдения условий (9.7) - (9.10) максимально допустимый переток определяют как максимальный переток, при котором деление энергосистемы не приводит к каскадному развитию аварии после соответствующих нормативных возмущений.

Допустимый переток в вынужденном режиме (аварийно допустимый переток) определяется неравенствами (9.5) - (9.6) при Кр = 0,08 и КU = 0,1, и условием недопущения каскадного развития аварий при нормативных возмущениях

.5 Сравнение пропускной способности сетей 220, 500 кВ Восточного энергорайона на 2010 и 2015 г.г.

В качестве сечения были выбраны линии, по которым получает питание Каменск-Уральский энергоузел, а именно: Белоярская АЭС - Каменская 1 и 2 цепь, Рефтинская ГРЭС - Травянская и Анна - Травянская.

Суммарная нагрузка на 2010 год Каменского энергоузла составляет 387 МВт, а Восточного энергорайона - 994 МВт.

Условно говоря, рассматриваются две энергосистемы: ЭС-1 (с суммарным потреблением 387 МВт) и ЭС-2 (с суммарным потреблением 607 МВт). Исходя из требований устойчивости, необходимо рассматривать два режима работы: нормальный и ремонтный (режим отключения одного из элементов сечения).

Для определения предельного перетока необходимо выполнить утяжеление режима. Утяжеление режима или увеличение перетока осуществляется посредством увеличения нагрузки и снижения генерации в дефицитной части района.

В данном случае, ввиду отсутствия крупных источников генерирующей мощности в дефицитном Каменском энергорайоне, утяжеление режима производилось путем последовательного увеличения нагрузки в его узлах (подстанции Травянская, Электролизная, Каменская). При выборе траектории утяжеления наибольший прирост нагрузки был задан на ПС Каменская, т.к. от нее получают питание наиболее крупные промышленные потребители (ОАО «Каменск-Уральский металлургический завод»). Также данной траектории соответствует наименьшая предельная мощность.

В качестве контролируемых параметров выбраны: токовая загрузка линий и напряжения в узлах.

Для того чтобы ввести предельный режим в допустимую по загрузке элементов область, необходимо снижать переток, уменьшая число производимых итераций расчета.

Помимо допустимости загрузки элементов необходимо также контролировать значение коэффициента запаса и уровень напряжения в сети.

Согласно требованиям [9] величина максимально-допустимого перетока в нормальной схеме должна обеспечиваться нормативным коэффициентом запаса по статической устойчивости, минимальная величина которого для нормального режима работы составляет 20 %, а для послеаварийного режима - 8 %.

При этом не стоит забывать, что величина перетока мощности в каждом сечении постоянно изменяется вследствие так называемых нерегулярных колебаний, происходящих в энергосистемах (включение и отключение двигателей, работающих в повторно-кратковременном режиме работы, коммутации оборудования в низковольтной сети и т.д.).

Величина нерегулярных колебаний по (9.3.) составляет:

Во всех послеаварийных режимах обеспечивается требуемый уровень напряжения.

Таблица 9.4 - Анализ пропускной способности линий Восточного энергорайона на этап 2010 года

Название линии

Рисх, МВт

Рпред, МВт

Рдоп, МВт

Ограничение генерации/нагрузки

НОРМАЛЬНЫЙ РЕЖИМ РАБОТЫ

Белоярская АЭС - Каменская 1ц

107

192

138

Не требуется, т.к. значение коэффициента запаса статической устойчивости соответствует нормативному (20 %).

Белоярская АЭС - Каменская 2ц

107

192

138


Рефтинская ГРЭС - Травянская

134

251

178


Анна - Травянская

90

167

119


Итого по сечению

438

802

573


ПОСЛЕАВАРИЙНЫЕ РЕЖИМЫ РАБОТЫ

ОТКЛЮЧЕНИЕ ЛИНИИ РЕФТИНСКАЯ ГРЭС - ТРАВЯНСКАЯ


Рисх, МВт

Рпред, МВт

 Рдоп, МВт

Не требуется, т.к. значение коэффициента запаса статической устойчивости соответствует нормативному (8 %).

Белоярская АЭС - Каменская 1ц

148

269

199


Белоярская АЭС - Каменская 2ц

148

269

199


Рефтинская ГРЭС - Травянская

------

--------

-------------


Анна - Травянская

138

258

181


Итого по сечению

434

796

579


ОТКЛЮЧЕНИЕ ЛИНИИ АННА - ТРАВЯНСКАЯ

Белоярская АЭС - Каменская 1ц

131

237

 175

Не требуется, т.к. значение коэффициента запаса статической устойчивости соответствует нормативному (8 %).

Белоярская АЭС - Каменская 2ц

131

237

175


Рефтинская ГРЭС - Травянская

176

332

233


Анна - Травянская

-----

------

------------


Итого по сечению

438

806

583


ОТКЛЮЧЕНИЕ ОДНОЙ ЦЕПИ ВЛ БЕЛОЯРСКАЯ АЭС - КАМЕНСКАЯ

 Белоярская АЭС - Каменская 1ц

---

-----

------

Не требуется, т.к. значение коэффициента запаса статической устойчивости соответствует нормативному (8 %).

Белоярская АЭС - Каменская 2ц

170

300

223


 Рефтинская ГРЭС - Травянская

171

324

227


Анна - Травянская

115

213

151


Итого по сечению

456

837

601



При анализе устойчивости в 2015 году в качестве сечения были выбраны следующие элементы: ВЛ 220 кВ Белоярская АЭС - Каменская, Белоярская АЭС-2 - Каменская, Рефтинская ГРЭС - Травянская и Анна - Травянская, а также автотрансформатор связи 500/220 кВ, установленный на проектируемой ПС 500 кВ Каменская.

Утяжеление производилось по той же траектории, что и в 2010 году.

В качестве контролируемых параметров выбраны: токовая загрузка линий и напряжения в узлах, а также загрузка автотрансформатора (полная мощность).

Суммарная нагрузка на 2015 год Каменского энергоузла составляет 414,6 МВт, а Восточного энергорайона - 1113 МВт.

Величина нерегулярных колебаний по (9.3.) составляет:


Таблица 9.5.- Анализ пропускной способности линий Восточного энергорайона на этап 2015 года

 Название линии

Рисх, МВт

Рпред, МВт

Рдоп, МВт

Ограничение генерации/нагрузки

НОРМАЛЬНЫЙ РЕЖИМ РАБОТЫ

БАЭС - Каменская

87

149

127

Не требуется, т.к. значение коэффициента запаса статической устойчивости соответствует нормативному (20 %).

БАЭС-2 - Каменская

71

135

111


Рефтинская ГРЭС - Травянская

55

100

85


Анна - Травянская

28

56

46


АТГ 500/220 кВ ПС Каменская

217

522

411


Итого по сечению

458

962

780


ОТКЛЮЧЕНИЕ ЛИНИИ РЕФТИНСКАЯ ГРЭС - ТРАВЯНСКАЯ


Рисх, МВт

Рпред, МВт

Рдоп, МВт

Не требуется, т.к. значение коэффициента запаса статической устойчивости соответствует нормативному (8 %).

БАЭС - Каменская

97

166

143


 БАЭС-2 - Каменская

81

152

126


Рефтинская ГРЭС - Травянская

------

--------

-------------


 

Анна - Травянская

45

85

71


 

 АТГ 500/220 кВ ПС Каменская

239

559

442


 

Итого по сечению

462

962

782


 

ОТКЛЮЧЕНИЕ ЛИНИИ АННА - ТРАВЯНСКАЯ

 

БАЭС - Каменская

91

158

133

Не требуется, т.к. значение коэффициента запаса статической устойчивости соответствует нормативному (8 %).

 

БАЭС-2 - Каменская

75

144

118


 

Рефтинская ГРЭС - Травянская

69

122

102


 

Анна - Травянская

-----

------

------------


 

АТГ 500/220 кВ ПС Каменская

226

540

426


 

Итого по сечению

461

964

779


 

ОТКЛЮЧЕНИЕ ЛИНИИ БЕЛОЯРСКАЯ АЭС - КАМЕНСКАЯ

 

БАЭС - Каменская

---

-----

------

45

 

БАЭС-2 - Каменская

93

173

136


 

Рефтинская ГРЭС - Травянская

70

120

97


 

Анна - Травянская

36

69

54


 

АТГ 500/220 кВ ПС Каменская

264

602

449


 

Итого по сечению

463

964

736


 

ОТКЛЮЧЕНИЕ ЛИНИИ БЕЛОЯРСКАЯ АЭС-2 - КАМЕНСКАЯ

 

БАЭС - Каменская

104

182

150

45

 

БАЭС-2 - Каменская

---

-----

--------


 

Рефтинская ГРЭС - Травянская

68

118

95


 

Анна - Травянская

34

68

53


 

АТГ 500/220 кВ ПС Каменская

255

592

439


 

Итого по сечению

461

960

734


 

ОТКЛЮЧЕНИЕ АВТОТРАНСФОРМАТОРА СВЯЗИ 500/220 на ПС КАМЕНСКАЯ

 

БАЭС - Каменская

163

332

269

Не требуется, т.к. значение коэффициента запаса статической устойчивости соответствует нормативному (8 %).

 

БАЭС-2 - Каменская

149

339

262


 

Рефтинская ГРЭС - Травянская

99

204

164


 

 Анна - Травянская

55

124

98


 

АТГ 500/220 кВ ПС Каменская

---

----

------


 

Итого по сечению

466

999

793



Проанализировав результаты расчетов пропускной способности сетей Восточного энергорйона, можно сделать вывод, что развитие, предполагающее строительство захода одной цепи ВЛ 220 кВ Белоярская АЭС - Каменская и надстройки 500 кВ на ПС Каменская, способствует повышению устойчивости и увеличению значений максимально допустимого и аварийно допустимого перетоков.

Расчеты устойчивости, предполагающие анализ пропускной способности опасных сечений, имеют большое значение и необходимы для рационального и надежного функционирования энергосистем, а именно для:

корректного и оперативного диспетчерского управления. Знание максимально- и аварийно-допустимых перетоков позволяет своевременно принимать меры по разгрузке сечения в случае их превышения, что позволяет предотвратить опасную перегрузку элементов сети.

По результатам проведенных в данной работе расчетов можно сделать вывод, что в рассматриваемом сечении Восточного энергорайона допустимо выдерживать следующие перетоки:

год: предельный переток, предполагающий кратковременную перегрузку элементов сети, не должен превышать в нормальном режиме 802 МВт, а максимально-допустимый (без перегрузки) - 573 МВт;

год: предельный переток не должен превышать в нормальном режиме 962 МВт, а максимально-допустимый - 782 МВт.

правильной настройки противоаварийной автоматики. Задача обеспечения устойчивости ЭЭC возлагается на подсистему АПНУ.

Отключение элементов ЭЭC обычно сопровождается нарушением баланса активной мощности, перегрузкой элементов сети, оставшихся в работе. При этом чтобы устранить опасную перегрузку элементов сети и предотвратить нарушение устойчивости параллельной работы, в действие вступают устройства автоматики, предотвращающей нарушение устойчивости (АПНУ), включающие автоматику разгрузки (АРС) и загрузки (АЗГ) генераторов электростанции и специальную автоматику ограничения нагрузки (САОН).

При анализе в качестве управляющих воздействий рассматривалась только возможность ограничения нагрузки, т.к. Красногорская ТЭЦ, находящаяся в дефицитном Каменск-Уральском энергоузле, имеет небольшую мощность и, в силу того, что она обеспечивает теплоснабжение г. Каменск-Уральский, не может привлекаться к регулированию.

На основании расчетов устойчивости определяется перечень аварийных возмущений, при которых должна действовать автоматика. Таким образом:

в 2010 году - действие автоматики ни в одном из послеаварийных режимов N-1 не потребуется, если в нормальном режиме выдерживать суммарный переток по сечению не более 573 МВт;

в 2015 году проявляется характерная для сети, передающей направленные потоки активной мощности из избыточной в дефицитную часть ЭЭC, проблема обеспечения устойчивости при отключении сильно загруженных ЛЭП (Белоярская АЭС - Каменская и Белоярская АЭС-2 - Каменская). В этих случаях требуется ограничение нагрузки на 45 МВт, что позволит разгрузить транзит с целью обеспечения запаса статической устойчивости не ниже нормативного (в послеаварийном режиме коэффициент запаса должен быть не менее 8 %).

10. ОКОНЧАТЕЛЬНЫЙ СМЕТНО-ФИНАНСОВЫЙ РАСЧЕТ

В таблице 10.1. представлен перечень электросетевых объектов, предложенных в данной работе согласно оптимальному варианту, и их стоимость в ценах 1991 года.

Таблица 10.1 - Капитальные вложения в строительство электросетевых объектов

Наименование объекта

Проектная мощность (МВА, км)

Ориентировочная сметная стоимость, тыс. руб., без НДС*

Объем работ

Объекты для выдачи мощности электростанций: АЭС и ТЭС

1 Заходы ВЛ 500 кВ Южная - Шагол на Белоярскую АЭС-2

 150 км

22900

Строительство заходов ВЛ 500 кВ длиной 75 км и установка ШР 180 МВар

2 Сооружение ОРУ 500 кВ Каменская

9400

Строительство ПС 500 кВ Исеть с установкой трех однофазных автотрансформаторов мощностью по 167 МВА каждый и одного ШР 180 МВар (надстройка ОРУ 500 кВ на ПС 220 кВ Каменская)

3 Заходы ВЛ 500 кВ Рефтинская ГРЭС - Козырево на ПС 500 кВ Каменская

30 км

4350

Строительство заходов ВЛ 500 кВ длиной 15 км

4 ВЛ 500 кВ Емелино - БАЭС-2

180 км

24300

Строительство ВЛ 500 кВ длиной 180 км.

5 Заходы ВЛ 220 кВ Окунево - БАЭС на Белоярскую АЭС-2

8 км

472

Строительство заходов ВЛ 220 кВ длиной 4 км

6 Заходы одной цепи ВЛ 220 кВ БАЭС - Каменская на Белоярскую АЭС-2

10 км

590

Строительство заходов ВЛ 220 кВ длиной 5 км

7 ОРУ 500 кВ и ОРУ 220 кВ БАЭС-2

501 МВА

15800

Установка в ОРУ 500 кВ трех однофазных автотрансформаторов мощностью 167 МВА каждый

8 ВЛ 220 кВ БАЭС-2 - Винокуровский

35 км

1890

Строительство одной ВЛ 220 кВ длиной 35 км

9 Заходы ВЛ 220 кВ Краснотурьинск - Сосьва на Серовскую ГРЭС

30 км

1620

Строительство заходов ВЛ 220 кВ длиной 15 км

10 ВЛ 220 кВ Ново-Богословская ТЭЦ - Краснотурьинск

20 км

1080

Строительство двух ВЛ 220 кВ длиной 10 км

11 отпайки от ВЛ 220 кВ Первоуральская - Метиз на Ревдинскую ГТ-ТЭЦ




Итого по объектам выдачи мощности электростанций:

463 км; 1002 МВА

82402


Объекты нового строительства

500 кВ

12 ВЛ 500 кВ Северная - БАЗ с расширением ПС БАЗ

199 км

31545

Строительство ВЛ 500 кВ длиной 199 км. Установка трех однофазных автотрансформаторов мощностью 167 МВА каждый (АТГ мощностью 501 МВА)


501 МВА



220 кВ

13 Заход одной цепи ВЛ 220 кВ СУГРЭС - Первоуральская на ПС Трубная

14 км

826

Строительство заходов ВЛ 220 кВ длиной по 7 км

14 ПС 220 кВ Титановая долина

400 МВА

2954

Установка в ОРУ 220 кВ двух автотрансформаторов мощностью 200 МВА

15 ВЛ 220 кВ Салда - Титановая долина

10 км

1790

Строительство двух ВЛ 220 кВ длиной по 5 км и установка двух дополнительных выключателей на ПС Салда

16 ПС 220 кВ Надежда

400 МВА

6554

Установка в ОРУ 220 кВ двух автотрансформаторов мощностью 200 МВА

17 Заход ВЛ 220 кВ Ново-Свердловская ТЭЦ - Южная на ПС 220 кВ Надежда

12 км

708

Строительство заходов ВЛ 220 кВ длиной по 6 км

18 ПП 220 кВ Винокуровский

-

5400

Сооружение ПП на 9 ячеек с выключателями 220 кВ

19 ВЛ 220 кВ Винокуровский - Надежда

36 км

1944

Строительство двух ВЛ 220 кВ длиной по 18 км

20 Заход ВЛ 220 кВ СУГРЭС - Калининская на ПП 220 кВ Винокуровский

15 км

885

Строительство заходов ВЛ 220 кВ длиной по 7,5 км

21 Заход ВЛ 220 кВ Ново-Свердловская ТЭЦ - Белоярская АЭС на ПП Винокуровский

19 км

1121

Строительство заходов ВЛ 220 кВ длиной по 9,5 км

22 ПС 220 кВ Трубная

400 МВА

2954

Установка в ОРУ 220 кВ двух автотрансформаторов 200 МВА

Итого по объектам нового строительства:

305 км; 1701 МВА

56 681


Объекты реновации

220 кВ

23 ПС 220 кВ Краснотурьинск

500 МВА

6840

Реконструкция подстанции будет произведена с заменой установленных автотрансформаторов мощностью 240 МВА на 2х250 МВА с РПН.

Итого по объектам после комплексной реконструкции:

500 МВА

6840


Итого, по МЭС Урала:

768 км;  3203 МВА

145 923


*- стоимость электросетевых объектов приведена в ценах 1991 года


Примечание - При проведении окончательного сметно-финансового расчета к установке принимаются элегазовые выключатели 220 и 500 кВ.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

При выполнении дипломной работы на тему «Анализ существующего состояния и развитие электрических сетей филиала ОАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Урала до 2015 года на территории Свердловской области» на первом этапе был произведен анализ существующего состояния генерирующих источников Свердловской области и характера электропотребления за отчетный период.

Также был составлен баланс электрической мощности по Свердловской энергосистеме в целом и отдельно по ее энергорайонам на 2010-2015г.г.. Проанализировав полученный результат, можно сделать вывод, что на всю рассматриваемую перспективу Свердловская энергосистема остается избыточной.

На основе составленного баланса были созданы две расчетные модели в программе Rastr на 2010 и 2015 годы.

Анализ режимов работы существующих сетей 220 и 500 кВ на 2010 год позволил выявить следующие узкие места:

при наложении отключения одной АТГ 500/220 кВ на ПС 500 кВ Тагил на плановый ремонт одного из генерирующих блоков на шинах 220 кВ ВТГРЭС предельная загрузка автотрансформаторной группы;

отключение линии 500 кВ Тагил - БАЗ приводит к недопустимому снижению напряжения на ПС БАЗ, Краснотурьинск, Белка;

предельная загрузка оставшегося в работе автотрансформатора мощностью 250 МВА на ПС Южная при отключении другого;

недопустимая загрузка линий Рефтинская ГРЭС - Окунево, Окунево - БАЭС в режимах наложения ремонта блока БН-600 БАЭС на аварийное отключение одной цепи ВЛ 220 кВ Рефтинская ГРЭС - Окунево.

При разработке вариантов развития сетей Свердловской энергосистемы необходимо было решить выявленные проблемы, а также обеспечить подключение новых вводимых нагрузок и генерирующих мощностей. В данной работе были предложены и рассмотрены по два возможных варианта развития для всех энергорайонов, и на основании технико-экономического сравнения для каждого был выбран и принят к дальнейшему анализу наиболее выгодный. Оптимальный вариант был сформирован как требующий минимального объема капиталовложений. Более подробный анализ оптимального варианта показал, что он позволяет обеспечивать требуемое значение напряжения и полное электроснабжение потребителей без перегрузки воздушных линий и трансформаторов в нормальных и послеаварийных режимах.

Проведенный при написании дипломной работы анализ позволяет сделать вывод, что значительная часть электросетевого строительства обусловлена вводом новых генерирующих мощностей, т.е. необходимостью построения новых схем выдачи мощности и передачи имеющихся избытков в дефицитные энергорайоны Свердловской и других областей.

Анализ пропускной способности сетей Восточного энергорайона показал, что развитие, предложенное для него в данной работе и предполагающее строительство захода одной цепи ВЛ 220 кВ Белоярская АЭС - Каменская и надстройки 500 кВ на ПС Каменская, способствует повышению устойчивости и увеличению значений максимально допустимого и аварийно допустимого перетоков. Величины максимально-допустимых перетоков по рассматриваемому сечению составили:

на этап 2010 года - 573 МВт;

на этап 2010 года - 780 МВт.

Общая сумма капиталовложений, необходимая для реализации данного варианта, составила в ценах 1991 года 145 923 тыс.руб. Оптимальный вариант предполагает строительство линий общей протяженностью 768 км и ввод 3203 МВА трансформаторной мощности.

При выполнении работы использованы: нормальная схема электрических соединений объектов электроэнергетики, входящих в операционную зону Свердловского РДУ по состоянию на 2010 год и данные контрольных замеров на 15.12.2010 г. Свердловского РДУ.

Все расчеты в дипломной работе велись на основе нормативно-технической литературы.

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

1 Справочник по проектированию электрических сетей/ под ред. Д.Л.Файбисовича. - М.: Издательство НЦ ЭНАС, 2005. - 320 с.

Околович, М.Н. Проектирование электрических станций: учеб. для вузов / М.Н. Околович. - М.: Энергоатомиздат, 1982. - 400 с.

Васильев, А. А. Электрическая часть станций и подстанций / А. А. Васильев [и др.]; под ред. А. А. Васильева.- М.: Энергия, 1980. - 608 с.

Нормы технологического проектирования подстанций переменного тока с высшим напряжением 35-750 кВ (НТП ПС) утверждены приказом ФСК ЕЭС № 136 от 13.04.2009. - М.: Стандарт организации, 2004. - 97 с.

Схемы принципиальные электрические распределительных устройств подстанций 35-750 кВ. Типовые решения. ОАО «ФСК ЕЭС». - М.: 2007. - 144 с.

Кокин, С.Е. Выбор схем электрических соединений подстанций: методические указания / С.Е. Кокин. Екатеринбург, 2005. - 43 с.

Идельчик, В.И. Электрические системы и сети: учеб. для вузов/ В.И. Идельчик. - М.:Энергоатомиздат, 1989. - 592 с.

Справочник по проектированию электроэнергетических систем/ под ред. С.С. Рокотяна и И.М. Шапиро; 3-е изд., перерераб. и доп. - М.: Энергоатомиздат, 1985. - 353 с.

Методические указания по устойчивости энергосистем - М.: Издательство НЦ ЭНАС, 2004. Утверждены приказом Минэнерго России от 30 июня 2003 г. № 277.

ПРИЛОЖЕНИЕ А

Баланс мощности на период до 2015 года по Восточному энергорайону

Наименование

2010 г.

2011 г.

2012 г.

2013 г.

2014 г.

2015 г.

Потребность

Электрическая нагрузка, всего

994

1006,2

1024,7

1083,3

1096,1

1120,1

ОАО "Каменск-Уральский металлургический завод"

50

50

50

70

70

70

ОАО "СУАЛ-УАЗ" Уральский АЗ

180

180

180

180

180

180

Асбестовский магниевый завод

0

0

0

0

0

10

Комбинат "Сухоложскцемент"

34

34

34

61

61

61

Коммунально-бытовое хозяйство и прочие промышленные потребители, в том числе:

730,0

742,2

760,7

772,3

785,1

799,1

ОАО "Синарский трубный завод"

51

53

54

54

54

54

ОАО "Богдановический огнеупорный завод"

12

12

12

13

13

13

ОАО "Свердловская железная дорога"

88

88

95

95

97

100

ОАО "Сухоложский завод вторичных цветных металлов"

10

10

10

10

10

10

Покрытие

Нагрузка электростанций:

 

 

 

 

 

 

Красногорская ТЭЦ

121

121

121

121

121

121

Рефтинская ГРЭС

3800

3800

3800

3800

3800

3800

Белоярская АЭС

600

600

600

600

1480

1480

ТЭЦ ОАО "Синарский трубный завод"

0

0

0

0

12

12

Всего

4521

4521

4521

4521

5413

5413

Располагаемая мощность

3832,0

3832,0

3832,0

3832,0

4724,0

4724,0

Дефицит (-), избыток (+)

2838,0

2825,8

2807,3

2748,7

3627,9

3603,9




ПРИЛОЖЕНИЕ Б

Баланс мощности на период до 2015 года по Западному энергорайону

Наименование

2010 г.

2011 г.

2012 г.

2013 г.

2014 г.

2015 г.

Потребность

Электрическая нагрузка, всего

2506,0

2565,3

2650,2

2730,7

2764,7

2869,3

ЗАО "Нижнесергинский метизно-металлургический завод"

26

26

26

26

26

40

ОАО "Северский трубный завод"

140

140

140

150

150

180

ОАО "Уралэлектромедь" (Верхняя Пышма)

49

49

49

49

49

49

ОАО "Первоуральский новотрубный завод"

106

156

207

207

207

207

ОАО "Первоуральский динасовый завод "(ОАО "Динур")

16

16

16

16

16

16

ОАО "Среднеуральский медеплавильный завод" (ОАО "СУМЗ")

57

57

57

57

57

57

ЗАО "Нижнесергинский метизно-металлургический завод" ОАО "Ревдинский метизно-металлургический завод" (г. Ревда)

178

178

178

178

178

178

Коммунально-бытовое хозяйство и прочие промышленные потребители, в том числе:

1934,0

1943,3

1977,2

2047,7

2081,7

2142,3

ОАО "Свердловская железная дорога"

94

94

94

101

103

106

ОАО "Березовское рудоуправление"

9

9

13

13

13

ЗАО СП "Катур-Инвест"

3

3

3

3

3

3

ООО "ВИЗ-сталь"

68

47

46

50

50

65

ОАО "Уральский завод тяжелого машиностроения"

26

26

26

50

50

58

ОАО "Уральский завод резиновых технических изделий"

9

9

9

11

11

11

ОАО "Уралэлектротяжмаш"

7

7

7

9

9

9

ОАО "Свердловский шинный завод" (Уралшина)

7

7

7

7

7

9

ЗАО "Уралпластик"

4

4

4

4

4

4

ЗАО "Уральский завод прецизионных сплавов"

7

7

7

7

7

7

ОАО "Уральская фольга"

14

14

14

14

14

14

Покрытие

Нагрузка электростанций:

 

 

 

 

 

 

Среднеуральская ГРЭС

1181,5

1591,5

1591,5

1591,5

1591,5

1591,5

Ново-Свердловская ТЭЦ

550

550

550

550

550

550

Первоуральская ТЭЦ

36

36

36

36

36

36

Свердловская ТЭЦ

36

36

36

36

36

36

ТЭЦ ВИЗ

75

75

75

75

75

75

ТЭЦ ТМЗ

24

24

24

24

24

24

Ревдинская ГТ-ТЭЦ-1

0

36

36

36

36

36

Ревдинская ГТ-ТЭЦ-2

0

0

36

36

36

36

Всего

1902,5

2348,5

2384,5

2384,5

2384,5

2384,5

Располагаемая мощность

1532,0

1978,0

2014,0

2014,0

2014,0

2014,0

Дефицит (-), избыток (+)

-974,0

-587,3

-636,2

-716,7

-750,7

-855,3


ПРИЛОЖЕНИЕ В

Баланс мощности на период до 2015 года по Нижнетагильскому энергорайону

Наименование

2010 г.

2011 г.

2012 г.

2013 г.

2014 г.

2015 г.

Потребность

Электрическая нагрузка, всего

1641,0

1637,8

1679,9

1750,3

1809,9

1926,9

Титановая долина

0

0

0

11

53

153

ОАО "Нижнетагильский металлургический комбинат" (НТМК)

230

230

230

230

230

230

ОАО "Высокогорский ГОК"

47

47

47

47

47

47

ОАО "Качканарский ГОК "Ванадий""

250

230

255

255

255

255

ОАО "Корпорация ВСМПО-АВИСМА"

91

91

91

120

120

120

ООО "Кировградский завод твердых сплавов"

9

10

10

10

11

11

ОАО"Уралэлектромедь"(филиалы г.Кировград иг.Верх-Нейвинск)

20

20

20

20

20

20

ФГУП "Уралвагонзавод"

75

75

75

89

89

89

ОАО "Святогор ОАО" (ранее Красноуральский медеплавильный комбинат в г. Красноуральске)

32

32

33

33

33

33

ООО "Невьянский машиностроительный завод"

9

9

9

9

9

9

Коммунально-бытовое хозяйство и прочие промышленные потребители

878,0

893,8

909,9

926,3

942,9

959,9

Покрытие

Нагрузка электростанций:

 

 

 

 

 

 

Верхнетагильская ГРЭС

1497

1497

1497

1497

1497

1497

Нижнетуринская ГРЭС

284

284

284

284

284

284

ТЭЦ ФГУП "Уралвагонзавод"

128

128

128

128

128

128

ТЭЦ ОАО "НТМК"

149,9

149,9

149,9

149,9

149,9

149,9

Качканарская ТЭЦ

50

50

50

50

50

50

Всего

2108,9

2108,9

2108,9

2108,9

2108,9

2108,9

Располагаемая мощность

1559,0

1559,0

1559,0

1559,0

1559,0

1559,0

Дефицит (-), избыток (+)

-82,0

-78,8

-120,9

-191,3

-250,9

-367,9

ПРИЛОЖЕНИЕ Г

Баланс мощности на период до 2015 года по Серово-Богословскому энергорайону

Наименование

2010 г.

2011 г.

2012 г.

2013 г.

2014 г.

2015 г.

Потребность

Электрическая нагрузка, всего

1069,0

1151,0

1159,1

1174,4

1193,9

1217,4

ОАО "РУСАЛ-БАЗ"

290

370

370

370

370

370

ОАО "Севуралбокситруда"(СУБР)

62

62

62

62

62

68

ОАО "Металлургический завод им. Серова" (вместе с Турьинским рудником)

79

76

76

83

83

83

ОАО "Серовский завод ферросплавов"

169

169

169

180

189

ОАО "Богословское рудоуправление"

14

11

11

11

11

11

ООО "Серовский завод малой металлургии"

7

7

7

7

7

7

ООО "Валенторский медный карьер"

3,8

3,8

3,8

3,8

3,8

3,8

Коммунально-бытовое хозяйство и прочие промышленные потребители

444,2

452,2

460,3

468,6

477,1

485,6

Покрытие

Нагрузка электростанций:

 

 

 

 

 

 

Богословская ТЭЦ

135,5

135,5

135,5

135,5

135,5

89,5

Верхотурская ГЭС

7

7

7

7

7

7

Серовская ГРЭС

538

538

538

538

958

808

Ново-Богословская ТЭЦ

0

0

0

0

0

230

Всего

680,5

680,5

680,5

680,5

1100,5

1134,5

Располагаемая мощность

555,0

555,0

555,0

555,0

975,0

1009,0

Дефицит (-), избыток (+)

-514,0

-596,0

-604,1

-619,4

-218,9

-208,4



ПРИЛОЖЕНИЕ Д

Баланс мощности на период до 2015 года по Талицко-Артемовскому энергорайону


2010 г.

2011 г.

2012 г.

2013 г.

2014 г.

2015 г.

Потребность

Электрическая нагрузка, всего

157,0

159,7

162,4

165,1

171,9

174,8

ОАО "Режникель"

7

7

7

7

7

7

ОАО "Уралэлектромедь" филиал "Сафьяновская медь" (г. Реж)

2

2

2

2

6

6

Коммунально-бытовое хозяйство и прочие промышленные потребители

148,0

150,7

153,4

156,1

158,9

161,8

Покрытие

 Объекты генерации в данном энергорайоне отсутствуют

Дефицит (-), избыток (+)

-157,0

-159,7

-162,4

-165,1

-171,9

-174,8


ПРИЛОЖЕНИЕ Ж

Баланс мощности на период до 2015 года по Свердловской энергосистеме

Наименование

2010 г. отчет

2011 г

2012 г

2013 г

2014 г

2015 г

Потребность

Серово-Богословский энергорайон

1069,0

1151,0

1159,1

1174,4

1193,9

1217,4

Нижнетагильский энергорайон

1641,0

1637,8

1679,9

1750,3

1809,9

1926,9

Западный энергорайон

2506,0

2565,3

2650,2

2730,7

2764,7

2869,3

Восточный энергорайон

994

1006,2

1024,7

1083,3

1096,1

1120,1

Талицко-Артемовский энергорайон

157,0

159,7

162,4

165,1

171,9

174,8

Собственный максимум нагрузки

6367

6520,1

6676,3

6903,8

7036,5

7308,6

Покрытие

Установленная мощность электростанций

9212,9

9658,9

9694,9

9694,9

11006,9

11040,9

Вводы мощности

Ново-Богословская ТЭЦ

0

0

0

0

0

230

Серовская ГРЭС

0

0

0

0

420

0

Белоярская АЭС

0

0

0

0

880

0

Среднеуральская ГРЭС

0

410

0

0

0

0

Нижнетуринская ГРЭС

10

0

0

0

0

0

Ревдинская ГТ-ТЭЦ-1

0

36

0

0

0

0

Ревдинская ГТ-ТЭЦ-2

0

0

36

0

0

0

ТЭЦ ОАО "Синарский трубный завод"

0

0

0

0

12

0

ВСЕГО

10

446

36

0

1312

230

Демонтаж мощности

Богословская ТЭЦ

21

0

0

0

0

46

Серовская ГРЭС

0

0

0

0

0

150

ТЭЦ ВИЗ

25

0

0

0

0

0

ВСЕГО

46

0

0

0

0

196

Располагаемая мощность электростанций

7478,0

7924,0

7960,0

7960,0

9272,0

9306,0

Дефицит (-), избыток(+)

1111,0

1403,9

1283,7

1056,2

2235,5

1997,4

1.     

Похожие работы на - Анализ существующего состояния и развитие электрических сетей филиала ОАО 'ФСК ЕЭС' - МЭС Урала до 2015 года на территории Свердловской области

 

Не нашел материал для своей работы?
Поможем написать качественную работу
Без плагиата!