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

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

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

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

В нормальном режиме загрузка автотрансформаторов подстанции составляет:

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

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

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

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

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

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

5.4 Восточный энергорайон

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

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

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

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

В Свердловской энергосистеме Восточный энергорайон электрически связан:

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

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

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

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

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

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

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

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

5.5 Талицко-Артемовский энергорайон

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

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

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

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

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

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

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

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

6 . РАЗРАБОТКА ВОЗМОЖНЫХ ВАРИАНТОВ РАЗВИТИЯ СЕТИ НА 2015 год

6.1 Основные принципы разработки схем развития электрических сетей

Выбор схемы развития электрических сетей заключается в определении:

схем выдачи мощности новых (расширяемых, реконструируемых) электростанций;

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

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

количества и мощности трансформаторов на ПС;

типа, мощности и размещения компенсирующих и регулирующих устройств;

сечений проводов линий электропередачи

экономических показателей развития и функционирования сети.

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

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

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

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

обеспечение комплексного надежного электроснабжения всех потребителей энергосистемы;

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

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

Различают два вида основных схем:

1) схемы электрических соединений первичных цепей;

2) схемы электрических соединений вторичных цепей.

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

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

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

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

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

6.2 Главные схемы соединений электрических станций

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

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

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

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

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

Выбор данной схемы во многом зависит от типа электрической станции.

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

6.3 Главные схемы электрических соединений подстанций

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

6.4 Разработка вариантов развития электрических сетей Свердловской области

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Согласно представленному выше балансу на этап 2015 года планируется:

Строительство Ново-Богословской ТЭЦ

Строительство Ревдинской ГТ-ТЭЦ мощностью 72 МВт

Строительство ТЭЦ ОАО «Синарский трубный завод»

Ввод блока БН-880 на Белоярской АЭС

Ввод нового блока на Серовской ГРЭС мощностью 420 МВт

Ввод нового блока на Среднеуральской ГРЭС мощностью 420 МВт

Разработка схемы электроснабжения Титановой долины

Разработка схемы электроснабжения Асбестовского магниевого завода

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

6.5 Серово-Богословский энергорайон

Вариант 1

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

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

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

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

Рисунок 6.1 - Развитие сетей Серово - Богословского энергорайона

Вариант 2

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

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

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

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

Рисунок 6.2 - Развитие сетей Серово-Богословского энергорайона

6.6 Нижнетагильский энергорайон

Вариант 1

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

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

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

Рисунок 6.3 - Развитие сетей Нижнетагильского энергорайона

Вариант 2

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

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

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

Рисунок 6.4 - Развитие сетей Нижнетагильского энергорайона

6.7 Западный энергорайон

Вариант 1

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

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

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

Предполагается строительство:

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

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

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

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

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

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

Рисунок 6.5 - Развитие сетей Западного энергорайона

Вариант 2

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Рисунок 6.6 - Развитие сетей Западного энергорайона

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

6.8 Восточный энергорайон

Вариант 1

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

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

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

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

Схема выдачи БАЭС-2 предполагает следующие мероприятия:

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

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

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

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

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

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

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

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

Рисунок 6.7 - Развитие сетей Восточного энергорайона

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

Вариант 2

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

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

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

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

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

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

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

Для повышения надежности электроснабжения потребителей Каменского энергоузла требуется:

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

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

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

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

Рисунок 6.8 - Развитие сетей Восточного энергорайона

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

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

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

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

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

7. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ СРАВНЕНИЕ ВАРИАНТОВ

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

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

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

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

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

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

, (7.1)

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

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

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

, (7.2)

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

; (7.3)

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

, (7.4)

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

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

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

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

, (7.5)

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

, (7.6)

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

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

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

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

, (7.7)

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

(7.8)

- потери энергии в линиях в виде тепла, кВт

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

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

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

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

(7.9)

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

Коэффициент вынужденного простоя определяется как:

(7.10)

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

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

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

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

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

вариант	Кл, тыс. руб, *	Кп, тыс. руб	К?,, тыс. руб	И ам, обсл, л, тыс. руб	И ам обсл, п, тыс. руб	?Pmax, МВт	И эн тыс. руб	И?, тыс. руб	З, тыс.руб
1	2263	7800	10063	63,4	655,2	4,8	242,9	961,5	2169,1
2	2700	7800	10500	75,6	655,2	4	202,0	932,8	2192,8
*- стоимость приведена в ценах 1991 года

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

Таблица 7.2 - Технико-экономическое сравнение вариантов развития Нижнетагильского энергорайона

вариант	Кл, тыс. руб, *	Кп, тыс. руб	К?, тыс. руб	И ам обсл, л, тыс.руб	И ам обсл, п,тыс.руб	?Pmax, МВт	И эн тыс.руб	И?, тыс.руб	З, тыс.руб
1	590	1200	1790	16,5	100,8	33,8	1708,1	1825,4	2040,2
2	590	0	590	16,5	0	32,6	1648,5	1665,0	1735,8
*- стоимость приведена в ценах 1991 года

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

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

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

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

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

Затраты с учетом ущерба составляют:

вариант 1:

вариант 2:

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

Таблица 7.3 - Технико-экономическое вариантов развития Западного энергорайона

вариант	Кл, тыс. руб, *	Кп, тыс.руб	К?, Тыс .руб	И ам обсл, л, тыс.руб	И ам обсл, п,тыс.руб	?Pmax, МВт	И эн тыс.руб	И?, тыс.руб	З, тыс.руб
1	9322	11480	20802	261,0	964,3	37,8	1909,6	3135,0	5631,3
2	7554	10880	18434	211,5	913,9	38,5	1945,9	3071,3	5283,4
*- стоимость приведена в ценах 1991 года

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

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

Таблица 7.4 - Технико-экономическое сравнение вариантов развития Восточного энергорайона

вариант	Кл, тыс. руб, *	Кп, тыс. руб	К?, тыс. руб	И ам обсл, л, тыс.руб	И ам обсл, п,тыс.руб	?Pmax, МВт	И эн тыс.руб	И?, тыс.руб	З, тыс.руб
1	61800	15640	77440	1730,4	1313,8	35,4	1785,4	4829,6	14122,4
2	52602	20760	73362	1472,9	1559,0	36,2	1826,8	4858,7	13662,1
*- стоимость приведена в ценах 1991 года

Примечание - Во всех вариантах к установке принимаются элегазовые выключатели.

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

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

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

Однолинейная схема электрических соединений приведена в приложении З.

8. АНАЛИЗ РЕЖИМОВ РАБОТЫ ОПТИМАЛЬНОГО ВАРИАНТА

8.1 Серово-Богословский энергорайон

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

Таблица 8.1 - Загрузка автотрансформаторов Серово-Богословского энергорайона

Наименование ПС	Установленная мощность, МВА	Нормальный режим	Послеаварийный режим отключения одного автотрансформатора
		S, МВА	% от Sном	S, МВА	% от Sном
БАЗ	2х501 2х200	209,4 241,9	60,5	201,6 250,9	125,5
Краснотурьинск	2х240	348,8	73,3	350	145,8
Белка	1х125	27,3	21,8
Кошай	2х125	66,9	26,7	68,3	54,6
Серовская ГРЭС	2х240	253,3	52,8	244,6	101,9

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

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

Таблица 8.2 - Корректировка с учетом замены автотрансформаторов ПС Краснотурьинск

Наименование ПС	Установленная мощность, МВА	Нормальный режим	Послеаварийный режим отключения одного автотрансформатора
		S, МВА	% от Sном	S, МВА	% от Sном
Краснотурьинск	2х250	346,8	69,4	349	139,6

8.2 Нижнетагильский энергорайон

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

Таблица 8.3 - Загрузка автотрансформаторов Нижнетагильского энергорайона

Наименование ПС	Установленная мощность, МВА	Нормальный режим	Послеаварийный режим отключения одного автотрансформатора
		S, МВА	% от Sном	S, МВА	% от Sном
Янтарь	2х63	53,9	42,8	54,2	85,9
Качканар	1х120 150	231,1 откл	96,3	258,6	215,5
НТГРЭС	2х240	156,4	32,6	154,8	64,5
Тагил	2х501 2х250 250	734,1 311 резерв	73,3 62,2	676,8 254,1	135 101,7
Титановая долина	2х200	167,6	41,9	171,9	85,9
Вязовская	2х240	151,7	63,2	116,5	48,5
Салда	2х240	318,1	66,3	332,7	138

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

8.3 Западный энергорайон

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

Таблица 8.4 - Загрузка автотрансформаторов Западного энергорайона

Наименование ПС	Установленная мощность, МВА	Нормальный режим	Послеаварийный режим отключения одного автотрансформатора
		S, МВА	% от Sном	S, МВА	% от Sном
Красноуфимская	2х125	131,9	52,8	137,5	109
Емелино	2х501	356,3	35,5	321,2	64,1
Дружинино	63	55,9	88,8
Первоуральская	250 240	144,5 128,7	57,8 53,6	213,4 201,8	85,4 84,1
Метиз	2х160	212,7	66,5	223	139
Трубная	2х200	181,7	45,4	186,2	93,1
Малахит	200	198	99
Южная	2х501 2х250	541,9 277,6	54,1 55,5	462,3 235	92,2 94
Сварочная	2х125	61,6	24,6	62,7	50,2
Искра	2х240	171,8	35,8	152,4	63,5
Надежда	2х125	168,2	67,3	178,5	142,8
Калининская	250 240	138,9 132,5	55,5 55,2	218,6 214,5	87,4 89,4

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

Таблица 8.5 - Корректировка с учетом замены автотрансформаторов ПС Надежда

Наименование ПС	Установленная мощность, МВА	Нормальный режим	Послеаварийный режим отключения одного автотрансформатора
		S, МВА	% от Sном	S, МВА	% от Sном
Надежда	2х200	164,8	41,2	168,6	84,3

8.4 Восточный энергорайон

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

Таблица 8.6 - Загрузка автотрансформаторов Восточного энергорайона

Наименование ПС	Установленная мощность, МВА	Нормальный режим	Послеаварийный режим отключения одного автотрансформатора
		S, МВА	% от Sном	S, МВА

Подобные документы

• Развитие электрической сети энергорайона

  Особенности развития электрических сетей района энергосистемы. Анализ технико-экономического расчета первого и второго вариантов развития сети, их схемы. Характеристика и основные признаки статической устойчивости. Расчет послеаварийного режима сети.
  
  дипломная работа [3,2 M], добавлен 15.04.2012
  

• Внешнее электроснабжение промышленного района

  Составление вариантов схем соединения электрических сетей. Расчет баланса активной и реактивной мощности, приближенного потокораспределения, токов короткого замыкания. Выбор жестких шин, опорных изоляторов, высоковольтных выключателей и разъединителей.
  
  дипломная работа [1,3 M], добавлен 24.09.2014
  

• Электрические системы и сети

  Расчет баланса мощности и выбор компенсирующих устройств. Потери активной мощности в линиях и трансформаторах. Баланс реактивной мощности. Составление вариантов конфигурации сети с анализом каждого варианта. Потеря напряжения до точки потокораздела.
  
  контрольная работа [4,3 M], добавлен 01.12.2010
  

• Проэкт электрической сети на территории Амурской области

  Климатическая и географическая характеристика энергорайона. Разработка конкурентоспособных вариантов электрической сети. Расчет упрощенного потокораспределения активной мощности и выбор номинального напряжения. Выбор мощности силовых трансформаторов.
  
  курсовая работа [300,8 K], добавлен 19.01.2016
  

• Электроснабжение промышленных предприятий

  Составление и обоснование схемы и вариантов номинальных напряжений сети. Баланс реактивной мощности и выбор компенсирующих устройств. Выбор типа и мощности трансформаторов понижающих подстанций. Технико-экономический расчет вариантов электрических схем.
  
  контрольная работа [157,6 K], добавлен 19.10.2013
  

• Проектирование электрических сетей

  Развитие электрических сетей энергорайона "В". Проектирование подстанции 110/10 кВ П25. Экономическое обоснование строительства новой подстанции. Охрана окружающей среды, безопасность жизнедеятельности и возможные чрезвычайные ситуации на подстанциях.
  
  дипломная работа [1009,5 K], добавлен 01.03.2011
  

• Выбор схем питающих и распределительных сетей

  Выбор ориентировочных значений номинального напряжения и вариантов конфигурации электрической сети. Расчет потерь мощности в трансформаторах подстанций. Определение технико-экономических показателей радиальной, радиально-магистральной и кольцевой сетей.
  
  курсовая работа [527,3 K], добавлен 14.03.2015
  

• Проектирование электрической сети

  Разработка вариантов схем электрических сетей. Требования к ним с точки зрения надежности. Отбор конкурентоспособного варианта, его технико-экономические характеристики, анализ установившихся режимов. Расчет вероятностных характеристик потребителей.
  
  курсовая работа [748,3 K], добавлен 28.08.2009
  

• Технико-экономический расчет системы электроснабжения автозавода

  Сравнительный анализ вариантов схем внешнего электроснабжения на основе технико-экономического расчета. Составление сметы капитальных затрат. Калькуляция себестоимости электроэнергии, мероприятия по ее экономии. Управление энергохозяйством предприятия.
  
  курсовая работа [973,7 K], добавлен 12.11.2013
  

• Электрические сети и их построение

  Анализ и теоретическое обоснование принципов выбора систем напряжений распределительных электрических сетей. Статистический анализ загрузки линий напряжением. Формирование существующей схемы сетей. Выбор критерия оптимальности различных вариантов.
  
  дипломная работа [1,2 M], добавлен 14.02.2015
  

• главная
• рубрики
• по алфавиту
• вернуться в начало страницы
• вернуться к началу текста
• вернуться к подобным работам