Энергоснабжение сахского региона

Вид работы:

Дипломная (ВКР)
Предмет:

Физика
Язык:

Русский
,
Формат файла:
MS Word

65,47 Кб
Опубликовано:

2015-04-04

Скачать дипломную работу Читать текст online Заказать дипломную
*Помощь в написании! Посмотреть все дипломные работы

Вы можете узнать стоимость помощи в написании студенческой работы.

Энергоснабжение сахского региона

Введение

электроснабжение потребитель энергорайон

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

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

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

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

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

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

Расчётные сроки, принятые в проекте:

отчётный год - 2011 г.;

расчётный - 2015 г.;

перспективный - 2016 г. (наиболее энергодефицитный год).

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

1. Анализ современного состояния якутской энергосистемы

.1 Краткая характеристика районов

электроснабжение потребитель энергорайон

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

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

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

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

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

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

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

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

Схема электрических сетей ЦЭР приведена на рисунке Д 140205.021.001.

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

- две одноцепных ВЛ 220 кВ Светлинская ГЭС - Районая;

три одноцепных ВЛ 220 кВ Вилюйские ГЭС - Айхал;

три одноцепных ВЛ 220 кВ Айхал - ГПП-6;

двухцепная ВЛ 220 кВ Районная - Мирный;

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

одноцепная ВЛ 220 кВ Районная - Сунтар;

одноцепная ВЛ 220 кВ Сунтар - Олёкминск;

одноцепная ВЛ 220 кВ Олёкминск - НПС 13;

две одноцепных ВЛ 220 кВ Олёкминск - НПС 14.

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

Схема электрических сетей ЦЭР приведена на рисунке Д 140205.021.001.

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

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

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

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

Южно-Якутский энергорайон

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

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

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

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

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

Центральный энергорайон

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

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

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

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

Западный энергорайон

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

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

отсутствием резервирования электрических сетей, изолированностью и географической удаленностью энергорайонов;

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

В неудовлетворительном техническом состоянии находятся линии электропередачи:

Л - 101,102 Мирный - Ленск;

Л-107 Ленск - Пеледуй;

Л-124 Заря - Таас-Юрях;

Л - 201,202 КВГЭС - Мирный;

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

Л-101 Дорожный - Мирный;

Л-104 Нюрба - Вилюйск - Верхневилюйск.

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

.3 Обоснование связи с ОЭС Востока

ОЭС Востока - ЦЭР

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

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

Таблица 1.1 - Наработка оборудования ЯГРЭС по состоянию на 01.07.2012 г

Наименование турбины	Тип турбины	Завод-изготовитель	Год ввода	Установ. электр. мощн. (МВт)	Установ. тепл. мощн. (Гкал/час)	Факт. наработка (часов)	Парковый ресурс (часов)	Разреш. ресурс (часов)
ГТУ ст. №1	ГТЭ-45-3	Турбо-атом	29.12.1990	45	87	130440	110000	150000
ГТУ ст. №2	ГТЭ-45-3	Турбо-атом	24.12.1997	45	87	97518	110000	110000
ГТУ ст. №3	ГТЭ-45-3М	Турбо-атом	15.11.2002	45	87	41168	110000	110000
ГТУ ст. №4	ГТЭ-45-3М	Турбо-атом	30.11.2004	45	87	29620	110000	110000
ГТУ ст. №5	ГТ-35-770-2	Турбо-атом	28.12.1976	35	50	186503	100000	190000
ГТУ ст. №6	ГТ-35-770-2	Турбо-атом	30.09.1977	35	50	181779	100000	185000
ГТУ ст. №7	ГТ-35-770-2	Турбо-атом	23.12.1981	35	50	130272	100000	150000
ГТУ ст. №8	ГТ-35-770-2	Турбо-атом	05.09.1985	35	50	132476	100000	150000

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

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

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

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

ОЭС Востока - ЗЭР

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

Строительство линий связывающих Западный энергорайон Якутии с ОЭС .Востока обосновывается, прежде всего, прокладкой нефтепровода восточная Сибирь - Тихий океан (ВСТО), для питания нефтеперекачивающих станций (НПС). Восточный нефтепровод (трубопроводная система «Восточная Сибирь <#"802623.files/image001.gif">, (5.1)

где K_вл- единовременные капитальные вложения в строительство ВЛ;

Э - экономическая эффективность;

С_тек - текущие расходы на содержание и обслуживание ВЛ.

.1 Определение стоимости строительства линии

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

Полная стоимость воздушной линии:

, (5.2)

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

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

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

Характеристика промежуточных опор	Провода сталеалюминиевые сечением, мм²	Количество цепей на опоре	Базисные показатели стоимости ВЛ, тыс. руб./км
Свободностоящие	240	1	1170
	300	1	1310

Полная стоимость воздушной линии:

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

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

млн. руб.

Общая стоимость двух линий, млн. руб.:

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

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

С учетом вышесказанного стоимость ВЛ составляет:

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

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

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

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

5.2 Расчет текущих расходов по эксплуатационному обслуживанию ВЛ

Текущие эксплуатационные расходы по содержанию и обслуживанию ВЛ (С_тек.)включают: расходы на оплату труда работников (С_зп); отчисления во внебюджетные фонды (С_вф); расход на материалы и запасные части (С_мз); амортизационные отчисления на вновь вводимое оборудование (С_а) и прочие расходы (С_пр):

. (5.3)

Рассчитаем показатели по труду.

На предприятиях систем электроснабжения контингент работников подразделяется на следующие группы.

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

. Непромышленный персонал, занятый во вспомогательном производстве.

. Аппарат управления предприятием в целом.

Списочный контингент определяется по формуле:

. (5.5)

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

Планирование промышленно-производственного персонала производится по нормативам численности.

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

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

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

Таблица 5.2 - Штатное расписание предприятия

Должности и профессии	Контингент, чел.
	Явный	Списочный
Промышленно-производственный штат РЭСов
1. Электромонтёры по ремонту и техническому обслуживанию ВЛ
220 кВ	1	2
2. Электромонтёры по ремонту РЗ	1	2
4. Специалисты по ремонту ВЛ
- старший мастер	1	1
- мастер	1	2
5. Специалисты прочих профессий и должностей РЭС
водитель автомобилей	1	1
электрогазосварщик	1	1
Итого по РЭСам	6	9
2. Производственный персонал эксплуатационно-ремонтных подразделений ПЭС
1. Служба электрических сетей (СЭС)
мастер	1	1
электромонтёр ЛЭП	1	1
Итого по производственному персоналу ПЭС	2	2
3. Вспомогательный производственный персонал
1. Ремонтно-строительный участок (УРЗ)
маляр	1	1
2. Служба механизации и транспорта (СМТ)
водитель автокрана	1	1
Итого по вспомогательному персоналу	2	2
Всего по ПЭС	4	4

Основной годовой фонд заработной платы работников предприятия определяется по формуле:

, (5.6)

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

Ч_раб - явочная численность работников предприятия;

Средняя месячная заработная плата может включать следующие группы выплат:

, (5.7)

где Т_ст- месячная тарифная ставка работников;

Д_ут - доплаты за условия труда;

Д_н - доплаты за работу в ночное время;

Д_пр- доплаты за работу в праздничные дни;

Д_р - доплаты за разъездной характер работы;

П - премия;

Н_в - надбавка за непрерывный стаж работы на предприятии;

Н_рк - надбавка по районному коэффициенту.

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

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

, (5.8)

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

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

К_тар- тарифный коэффициент, соответствующий конкретному разряду квалификации.

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

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

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

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

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

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

электромонтеры по ремонту и эксплуатации распредсетей;

по испытаниям и измерениям;

по ремонту аппаратуры релейной защиты;

по ремонту диспетчерского оборудования;

электромонтеры-кабельщики;

электрогазосварщики;

водители спецавтомашин;

- электромонтеры по эксплуатации электросчетчиков: контролеры энергосбыта;

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

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

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

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

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


Должности и профессии	Контингент	Тарифный коэффициент	Средняя месячная заработная плата, руб.										Годовой фонд заработной платы, руб.
			Тарифная ставка	Доплаты за				Премия	Надбавки		Всего
				условия труда	работу в ночное время	праздничные дни	разъездной характер работы		за стаж работы	Районный коэффициент
1. Промышленно-производственный штат РЭСов
1.1. Эл.монтеры по обсл. и рем. п/ст
IX	1	2,92	17520	700,8			2452,8	2452,8	5781,6	6937,92	35845,92		430151,04
1.2. Эл.монтеры по обслуж. и рем. ВЛС, КЛС и защиты
X	1	3,34	20040	801,6			2805,6	2805,6	6613,2	7935,84	41001,84		492022,08
1.3. Специалисты по обслуживанию устройств эл. снабжения:
VI	1	2,1	504			1764	1764	4158	4989,60	25779,6		309355,20
VII	1	2,36	14160	566,4			1982,4	1982,4	4672,8	5607,36	28971,36		347656,32
1.4. Работники прочих профессий и должностей РЭС:
водитель автомобилей	1	2,48	14880				1488		4092	4910,40	25370,4		304444,8
электросварщик	1	2,14	12840						3210	3852,00	19902		238824
2. Производственный персонал эксплуатационно-ремонтных подразделений ПЭС
2.1. Служба СЭС:
мастер	1	-	17182				1718,2		4725,05	5670,06	29295,31		351543,72
электромонтеры ЛЭП	1	2,38	14280	571,2			1999,2	1999,2	4712,4	5654,88	29216,88		350602,56
3. Вспомогательный производственный персонал
3.1. Ремонтно-строительный участок:
маляр	1	1,71	10260						2565	3078,00	15903		190836
3.2. Служба механизации и транспорта:
водитель автокрана	1	2,21	13260						3646,5	4375,80	22608,3	271299,6
Всего работников	10											3286735,32

Отчисления во внебюджетные фонды:

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

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

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

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

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

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

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

Прочие затраты принимаются в размере 10% от С_зп:

Общая сумма текущих затрат составит:

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

5.3 Расчет экономического эффекта от реконструкции участка сети

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

млн. руб./год, (5.10)

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

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

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

Таблица 5.4 - Поступления от передачи

Показатели	2015
Р_макс, МВт 1.ВЛ 220 кВ Нижний Куранах - Томмот - Майя 2. Нижний Куранах - Олекминск	198 194
Доход от передачи электроэнергии по сетям ЕНЭС, Э, млн. руб./год 1. ВЛ 220 кВ Нижний Куранах - Томмот - Майя 2. Нижний Куранах - Олекминск	2682,2 2628
Итого:	5310,2

.4 Расчет срока окупаемости

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

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

6. Электрические расчеты

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

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

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

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

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

Основные расчетные модули:

исследование статической и динамической устойчивости;

анализ длительных переходных процессов;

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

Расчет динамической устойчивости производим после расчета статической устойчивости.

6.1 Расчет параметров схемы замещения ЛЭП

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

(6.1)

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

- длинна ЛЭП, км.

Реактивное сопротивление:

(6.2)

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

Емкостная проводимость:

(6.3)

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

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

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

6.2 Шунтирующие реакторы и конденсаторные батареи

Проводимость шунтирующего реактора, определим по выражению:

(6.4)

где - номинальная реактивная мощность ШР, Мвар;

Проводимость реакторов на шинах 35 кВ ПС Нижний Куранах:

6.3 Статическая устойчивость

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

Различают установившиеся и переходные режимы энергосистем.

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

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

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

нормальные (наибольший допустимый переток называется максимально допустимым);

вынужденные (наибольший допустимый переток называется аварийно допустимым).

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

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

нормальные (наибольший допустимый переток называется максимально допустимым),

утяжеленные.

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

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

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

Таблица 6.1 - Распределение по группам возмущений

Возмущения	Группы нормативных возмущений в сетях с ном. напряжением, кВ
	110-220	330-500	750	1150
КЗ на сетевом элементе, кроме системы (секции) шин
Отключение сетевого элемента основными 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.

Кроме того, в группу III включаются следующие возмущения:

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

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

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

(6.5)

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

напряжение в узле в рассматриваемом режиме.

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

(6.6)

где Р_н1, Р_н2 - суммарные мощности нагрузки с каждой из сторон рассматриваемого сечения, МВт; коэффициент К принимается равным 1,5 при ручном регулировании и 0,75 при автоматическом регулировании (ограничении) перетока мощности в сечении, .

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Нижний Куранах - Томмот №1;

Нижний Куранах - Томмот №2.

В сечение ОЭС Востока - ЗЭР входят следующие линии:

Нижний Куранах - НПС 15 №1;

Нижний Куранах - НПС 15 №2.

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

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

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

Для сечения ОЭС Востока - ЗЭР:

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

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

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

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

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

должна быть реалистичной.

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

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

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

(6.7)

Для напряжения 220 кВ в нормальном режиме:

Составим таблицу допустимых диапазонов напряжений:

Таблица 6.2 - Таблица допустимых диапазонов напряжений

Номинальное напряжение, кВ	Нормальный режим	Послеаварийный режим
220
110
35

В районах установлены следующие устройства компенсации реактивной мощности:

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

Название ПС и место подключения КУ	Тип и мощность КУ, МВАр
	Существующие на 1.01.2012	Устанавливаемые к 2015 году
Южно - Якутский энергорайон:
Нерюнгринская ГРЭС шины 35 кВ	2хШР - 20
ПС Нижний Куранах Шины 35 кВ	2хШР - 20
ПС Томмот шины 220 кВ шины 10 кВ		УШР - 100 СТК 20^*
Центральный энергорайон:
ПС Майя шины 220 кВ шины 10 кВ		УШР - 100 СТК 20^*
Западный энергорайон:
ПС Олекминск шины 35 кВ	2хШР - 25
ПС Сунтар шины 35 кВ	2хШР - 25
ПС Айхал шины 10 кВ	СК - 3х25
ПС Городская (Ленск) шины 220 кВ		УШР - 100
ПС Пеледуй шины 220 кВ		УШР - 100

Примечание: * - вводится на время ремонта УШР

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

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

ВЛ 220 кВ НГРЭС - НПС18 №1;

ВЛ 220 кВ НГРЭС - НПС18 №2;

ВЛ 110 кВ НГРЭС - Чульманская ТЭЦ №1;

ВЛ 110 кВ НГРЭС - Чульманская ТЭЦ №2.

Сечение показано на рисунке Д 140205.021.004

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

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

Схема

Р_исх, МВт

Р_пред, МВт

Р_20%, МВт

Р_8%, МВт

Р_доп _{по току}, МВт

Р_доп _{по напряжен}, МВт

Нормальная схема

Нормальный режим

354¹⁾

516

474

431²⁾

>474

Послеаварийный режим

Откл. ТГ3 НГРЭС

354¹⁾

471

433

>433

Откл. ВЛ 220 кВ НПС18 - Н. Куранах №1

354¹⁾

472

435

409³⁾

>435

Откл. ВЛ 220 кВ НГРЭС - НПС18 №1

354¹⁾

268⁴⁾

>354

Отключен АТ1 НГРЭС

354¹⁾

483

444

>444⁵⁾

>444

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

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

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

(6.8)

где номинальная мощность трансформатора, МВА [5];

номинальная мощность обмоток, кВ [5].

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

Таблица 6.5 - Расчетные токи АТ на НГРЭС

Ток	Номинальный, А	с 20 минутной перегрузкой по току, А
ток ВН	313	532
ток СН	596	1013

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

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

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

Схема	Р_исх, МВт	Р_пред, МВт	Р_20%, МВт	Р_8%, МВт	Р _доп. _{по току}, МВт	Р _{доп. по напряжен}, МВт
Нормальная схема
Нормальный режим	354¹⁾	627	576	-	>576	>576
Послеаварийный режим
Откл. ВЛ 220 кВ НГРЭС - НПС18	354¹⁾	600	-	552	>552	>552
Откл. ВЛ 220 кВ НПС18 - Н. Куранах	354¹⁾	592	-	544	>544	>544
Отключен ТГ3 НГРЭС	354¹⁾	588	-	540	>540	>540
Откл. ВЛ 220 кВ НГРЭС - Таежная	354¹⁾	599	-	551	>551	>551
Отключен АТ1 на НГРЭС	354¹⁾	610	-	561	561²⁾	>561

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

Схема	Р_исх, МВт	Р_пред, МВт	Р_20%, МВт	Р_8%, МВт	Р _доп. _{по току}, МВт	Р _{доп. по напряжен}, МВт
Ремонт НГРЭС - НПС 18
Нормальный режим	354¹⁾	581	464	-	>494	>494
откл. ВЛ 220 кВ НПС 18 - Н. Куранах №1	354¹⁾	558	-	513	>513	>513
откл. ВЛ 220 кВ НГРЭС - НПС 18 №1	354¹⁾	389	-	358	358²⁾	>358
откл. ВЛ 220 кВ НГРЭС - Таёжная	354¹⁾	389	-	358	358³⁾	>358
откл. ТГ3 НГРЭС	354¹⁾	389	-	497	>487	>487
Ремонт НГРЭС - Таежная
Нормальный режим	354¹⁾	580	464	-	>464	>464
откл. ВЛ 220 кВ НПС 18 - Н. Куранах №1	354¹⁾	567	-	521	>521	>521
откл. ВЛ 220 кВ НГРЭС - НПС 18 №1	354¹⁾	388	-	358	358³⁾	>358
откл. ТГ3 НГРЭС	354¹⁾	542	-	497	>497	>497
Ремонт НПС 18 - Нижний Куранах
Нормальный режим	354¹⁾	591	543	-	>543	>543
откл. ВЛ 220 кВ НГРЭС - НПС 18№1	354¹⁾	558	-	513	>513	>513
откл. ВЛ 220 кВ НГРЭС - Таёжная	354¹⁾	567	-	521	>521	>521
откл. ВЛ 110 кВ НПС 18 - Лебединый	354¹⁾	595	-	547	>547⁴⁾	>547
откл. ТГ3 НГРЭС	354¹⁾	566	-	517	>517	>517

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

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

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

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

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

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

Схема	Р_пред, МВт	Р_20%, МВт	Р_8%, МВт	Р _{по току}, МВт	Р _{по напряжен}, МВт	Р_МДП, МВт
Нормальная схема
Нормальный режим	279	223	-	>223	>223	142²⁾
Послеаварийный режим
Отключена Нижний Куранах - Томмот	251	-	230	227¹⁾	>230
Отключена Томмот - Майя	188	-	172	>172	>172
Ремонт Томмот - Майя
Нормальный режим	188	150	-	>150	>150	123²⁾
Послеаварийный режим
Отключена Нижний Куранах - Томмот	174	-	172	>160	>160

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

Схема	Р_пред, МВт	Р_20%, МВт	Р_8%, МВт	Р _{по току}, МВт	Р _{по напряжен}, МВт	Р_МДП, МВт
Нормальная схема
Нормальный режим	255	204	-	>204	>204	147¹⁾
Послеаварийный режим
Отключена Н. Куранах - НПС15	200	-	184	>184	>184
Ремонт Н. Куранах - НПС 15
Нормальный режим	200	160	-	>160	>160	123¹⁾
Послеаварийный режим
Отключена НПС15 - Олекминск	180	-	165	>165	>165

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

Анализ таблицы 6.9 показал следующее:

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

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

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

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

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

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

6.5 Динамическая устойчивость

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

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

При расчете динамической устойчивости исследовали следующие нормативные возмущения:

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

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

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

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

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

Таблица 6.13 - Результат расчета динамической устойчивости при связи с ЦЭР

Схема сети	Сезон года		с ПА		Наиболее тяжелое возмущение
		МДП без ПА	МДП с ПА	объем САОН, МВт
Нормальная схема	зима	100	150	90	Отключение одной из системы шин ПС 220 кВ Томмот с присоединениями, действием УРОВ при трехфазном к.з. на линии 220 кВ Томмот - Майя с отказом выключателя у ПС 220 кВ Томмот.
Ремонт Томмот-Майя	зима	110	123	10	Отключение ВЛ 220 кВ НГРЭС - НПС18 основными защитами при трехфазном К.З. с неуспешным ТАПВ

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

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

Таблица 6.14 - Результат расчета динамической устойчивости при связи с ЗЭР

Сезон года

ДУ

Наиболее тяжелое возмущение

МДП без ПА

МДП с ПА

Нормальная схема

зима

204

Устойчивость при рассматриваемых возмущениях не нарушается. Ограничение по статической устойчивости.

Ремонт Нижний Куранах - НПС 15

зима

160

Устойчивость при рассматриваемых возмущениях не нарушается. Ограничение по статической устойчивости.

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

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

Требования к АДП:

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

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

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

возникновение нормативных аварийных возмущений не приводит к каскадному развитию аварий.

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

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

Схема сети	Сезон года	СУ		ДУ		МДП	АДП
		МДП	МДП без ПА		МДП с ПА
Нормальная схема	зима	142	100		170	100	256
Ремонтная схема
Ремонт Томмот - Майя	зима	123	110		123	110	172

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

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

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

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

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

Схема сети	Сезон года	СУ		ДУ		МДП	АДП
		МДП	МДП без ПА		МДП с ПА
Нормальная схема	зима	147	204		-	147	234
Ремонтная схема
Ремонт Нижний Куранах - НПС 15	зима	123	160		-	123	184

Анализирую возможность передачи энергии для электроснабжения объектов ВСТО:

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

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

6.5 Минимум нагрузки

Для анализа минимума нагрузки рассмотрим летний минимум.

ОЭС Востока - ЦЭР

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

ОЭС Востока - ЗЭР

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

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

6.6 Расчет перетока на 2016 год

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

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

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

Схема	Р_пред, МВт	Р_20%, МВт	Р_8%, МВт	Р _{по току}, МВт	Р _{по напряжен}, МВт	Р_МДП, МВт
Нормальная схема
Нормальный режим	252	201	-	>201	>201	135¹⁾
Послеаварийный режим
Отключена Нижний Куранах - Томмот	241	-	221	>221	>221
Отключена Томмот - Майя	180	-	165	>165	>165
Ремонт Томмот - Майя
Нормальный режим	180	144	-	>144	>144	114¹⁾
Послеаварийный режим
Отключена Н. Куранах - Томмот	167	-	153	>153	>153

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

Схема сети	Сезон года	СУ		ДУ		МДП	АДП
		МДП	МДП без ПА		МДП с ПА
Нормальная схема	зима	135	100¹⁾		140²⁾	100	231
Ремонт Нижний Куранах Томмот	зима	114	115¹⁾		-	114	165

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

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

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

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

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

Схема	Р_пред, МВт	Р_20%, МВт	Р_8%, МВт	Р _{по току}, МВт	Р _{по напряжен}, МВт	Р_МДП, МВт
Нормальная схема
Нормальный режим	193	154	-	>154	>154	115¹⁾
Послеаварийный режим
Отключена Н. Куранах - НПС15	167	-	153	>153	>153
Ремонт Н. Куранах - НПС 15
Нормальный режим	167	133	-	>133	>133	95¹⁾
Послеаварийный режим
Отключена НПС15 - Олекминск	154	-	141	>141	>141

Схема сети	Сезон года	ОЭС Востока - ЦЭР Якутии			МДП	АДП
		МДП (СУ)	МДП без ПА	МДП с ПА
Нормальная схема	зима	115	154	-	115	177
Ремонт Нижний Куранах Томмот	зима	95	133	-	95	153

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

Заключение

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

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

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

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

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

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

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

Список использованных источников

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Энергоснабжение сахского региона

Энергоснабжение сахского региона

Похожие работы на - Энергоснабжение сахского региона