Энергоснабжение сахского региона

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

Таблица 4.2 - Результаты расчетов

Участки ВЛ 220 кВ	I1, А	бi	бt	kм	Iр, А
Томмот - Майя	209	1,05	0,9	0,8	198

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

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

- расчетную мощность - 2х76 МВт;

- допустимый длительный ток - 2х610 А;

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

Проверка по термической устойчивости:

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

(4.3)

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

- допустимый длительный ток, А.

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

Опоры и фундаменты

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



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

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

4.2 ОЭС Востока - Западный энергорайон Якутии

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

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

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

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

Провода и тросы

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

- напряжение - 220 кВ;

- протяженность - 395 км;

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

- число часов использования максимума нагрузки Т_м = 3500 часов.

Таблица 4.2 - Результаты расчетов

Участки ВЛ 220 кВ	I1, А	бi	бt	kм	Iр, А
Нижний Куранах - Олекминск	182	1,05	1,1	0,6	210

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

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

- расчетную мощность - 2х76 МВт;

- допустимый длительный ток - 2х610 А;

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

Проверка по термической устойчивости:

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

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

- допустимый длительный ток, А.



5. Экономическое обоснование строительства участка электрической сети

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

Срок окупаемости определяется по формуле:

, (5.1)

где K_вл - единовременные капитальные вложения в строительство ВЛ;

Э - экономическая эффективность;

С_тек - текущие расходы на содержание и обслуживание ВЛ.

5.1 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:

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

2. 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.

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

2. Непромышленный персонал, занятый во вспомогательном производстве.

3. 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

Размещено на http://www.allbest.ru/

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	12600	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
Рмакс, 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

5.4 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 ± P_нк, то требованиям к устойчивости должен соответствовать переток Р_M + Р_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_М должен 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_М в нормальных и послеаварийных режимах должен не приводить к токовым перегрузкам, превышающим допустимые значения.

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

- Нижний Куранах - Томмот №1;

- Нижний Куранах - Томмот №2.

В сечение ОЭС Востока - ЗЭР входят следующие линии:

- Нижний Куранах - НПС 15 №1;

- Нижний Куранах - НПС 15 №2.

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

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

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

Для сечения ОЭС Востока - ЗЭР:

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

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

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

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

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

- должна быть реалистичной.

Следует рассматривать увеличение перетока в сечении для ряда траекторий утяжеления, которые характерны для данной энергосистемы и различаются перераспределением мощности между узлами, находящимися по разные стороны рассматриваемого сечения. Значение 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	Рисх, МВт	Рпред, МВт	Р20%, МВт	Р8%, МВт	Рдоп по току, МВт	Рдоп по напряжен, МВт
Нормальная схема
Нормальный режим	3541)	516	474	-	4312)	>474
Послеаварийный режим
Откл. ТГ3 НГРЭС	3541)	471	-	433	>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



Анализируя таблицу 6.4 можно сделать следующие выводы:

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

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

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

(6.8)

где номинальная мощность трансформатора, МВА [5];

номинальная мощность обмоток, кВ [5].

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

Таблица 6.5 - Расчетные токи АТ на НГРЭС

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	Рисх, МВт	Рпред, МВт	Р20%, МВт	Р8%, 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	Рисх, МВт	Рпред, МВт	Р20%, МВт	Р8%, 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	Рпред, МВт	Р20%, МВт	Р8%, МВт	Р по току, МВт	Р по напряжен, МВт	РМДП, 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	Рпред, МВт	Р20%, МВт	Р8%, МВт	Р по току, МВт	Р по напряжен, МВт	РМДП, 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.