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

% от Sном

Окунево

2х250

180

292,6

резерв

58,5

307,7

120

БАЭС

240

120

86,8

68,8

36,2

57,3

158

159

65,8

130

БАЭС-2

3х167

195,1

38,9

Сирень

2х200

71,9

17,9

147,2

73,6

Травянская

2х200

108,5

54,3

74,5

37,3

Каменская

3х167

2х240

237,8

166,4

47,5

34,7

124,6

51,8

8.5 Талицко-Артемовский энергорайон

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

Таблица 8.7 - Загрузка автотрансформаторов Талицко-Артемовского энергорайона

Наименование ПС	Установленная мощность, МВА	Нормальный режим	Послеаварийный режим отключения одного автотрансформатора
		S, МВА	% от Sном	S, МВА	% от Sном
Ница	2х125	128	51,2	134,9	107
Тавда	125 63	61,1 резерв	48,9

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

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

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

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

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

9. АНАЛИЗ ПРОПУСКНОЙ СПОСОБНОСТИ СЕТЕЙ ВОСТОЧНОГО ЭНЕРГОРАЙОНА

9.1 Основные понятия, термины, определения

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

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

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

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

Исходя из требований к устойчивости схемы, энергосистемы подразделяются на:

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

ремонтные, отличающиеся от нормальных тем, что из-за отключенного состояния одного или нескольких элементов электрической сети (а при эксплуатации - также из-за отключенного состояния устройств противоаварийной автоматики) уменьшен максимально допустимый переток в каком-либо сечении.

Различают установившиеся и переходные режимы энергосистем:

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

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

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

нормальные (наибольший допустимый переток называется максимально допустимым);

вынужденные (наибольший допустимый переток называется аварийно допустимым).

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

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

нормальные (наибольший допустимый переток называется максимально допустимым);

утяжеленные.

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

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

а) короткое замыкание (КЗ) с отключением элемента (ов) сети. Распределение по группам возмущений приведено в таблице 9.1

Таблица 9.1 - Группы нормативных возмущений при КЗ

Возмущения	Группы нормативных возмущений в сетях с номинальным напряжением, кВ
	110-220	330-500	750	1150
КЗ на сетевом элементе, кроме системы (секции) шин
Отключение сетевого элемента основными*1 защитами при однофазном КЗ с успешным АПВ (для сетей 330 кВ и выше - ОАПВ, 110 - 220 кВ - ТАПВ)	I	I	I	I
То же, но с неуспешным АПВ	I	I	I,II	II
Отключение сетевого элемента основными защитами при трехфазном КЗ с успешным и неуспешным АПВ	II	-	-	-
Отключение сетевого элемента резервными защитами при однофазном КЗ с успешным и неуспешным АПВ	II	-	-	-
Отключение сетевого элемента основными защитами при двухфазном КЗ на землю с неуспешным АПВ	-	II	III	III
Отключение сетевого элемента действием УРОВ при однофазном КЗ с отказом одного выключателя	II	III	III	III
То же, но при двухфазном КЗ на землю	-	III	III	-
То же, но при трехфазном КЗ	III	-	-	-
КЗ на системе (секции) шин
Отключение СШ с однофазным КЗ, не связанное с разрывом связей между узлами сети	I	I	II	II
То же, но с разрывом связей	III	III	-	-

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

Распределение небалансов по группам возмущений приведено в таблице 9.2.

Таблица 9.2 - Группы нормативных возмущений при аварийном небалансе активной мощности

Значение аварийного небаланса мощности	Группа нормативных возмущений
1 Мощность генератора или блока генераторов, подключенных к сети общими выключателями мощность двух генераторов АЭС, подключенных к одному реакторному блоку	II
2 Мощность, подключенная к одной секции (системе) шин или распредустройства одного напряжения электростанции	III

Кроме того, в группу III включаются следующие возмущения:

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

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

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

(9.1)

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

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

?Рзап = Рпр - (Р + ?Рнк) (9.2)

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

(9.3)

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

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

9.2 Порядок расчета

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

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

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

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

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

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

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

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

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

(9.4)

где U - напряжение в узле в рассматриваемом режиме; Uкр - критическое напряжение в том же узле, соответствующее границе статической устойчивости электродвигателей.

Критическое напряжение в узлах нагрузки 110 кВ и выше при отсутствии более точных данных следует принимать равным большей из двух величин: 0,7 Uном и 0,75 Uнорм, где Uнорм - напряжение в рассматриваемом узле нагрузки при нормальном режиме энергосистемы.

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

9.3 Требования к устойчивости энергосистем

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

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

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

Показатели устойчивости должны быть не ниже указанных в таблице 9.3.

Таблица 9.3 - Нормируемые показатели устойчивости

Режим, переток в сечении	Минимальные коэффициенты запаса по активной мощности	Минимальные коэффициенты запаса по напряжению	Группы возмущений, при которых должна обеспечиваться устойчивость энергосистемы
			в нормальной схеме	в ремонтной схеме
Нормальный	0,20	0,15	I, II, III	I, II
Утяжеленный	0,20	0,15	I, II	I
Вынужденный	0,08	0,10	-	-

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

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

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

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

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

Послеаварийный режим после нормативных возмущений должен удовлетворять следующим требованиям:

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

коэффициенты запаса по напряжению - не менее 0,1;

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

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

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

Устойчивость может не сохраняться в следующих случаях:

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

9.4 Определение допустимых режимов

Расчеты устойчивости выполняются для:

выбора основной схемы энергосистемы и уточнения размещения основного оборудования;

определения допустимых режимов энергосистемы;

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

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

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

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

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

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

(9.5)

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

при (9.6)

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

Переток РМ должен быть таким, чтобы во всех послеаварийных схемно-режимных условиях, которые могут возникнуть в результате нормативных возмущений (ослабление сечения и/или аварийный небаланс мощности) с учетом действия ПА и/или первичного регулирования частоты, выполнялось:

, при , (9.7)

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

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

, при (9.8)

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

(9.9)

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

, при , (9.10)

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Величина нерегулярных колебаний по (9.3.) составляет:

Во всех послеаварийных режимах обеспечивается требуемый уровень напряжения.

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

Название линии	Рисх, МВт	Рпред, МВт	Рдоп, МВт	Ограничение генерации/нагрузки
НОРМАЛЬНЫЙ РЕЖИМ РАБОТЫ
Белоярская АЭС - Каменская 1ц	107	192	138	Не требуется, т.к. значение коэффициента запаса статической устойчивости соответствует нормативному (20 %).
Белоярская АЭС - Каменская 2ц	107	192	138
Рефтинская ГРЭС - Травянская	134	251	178
Анна - Травянская	90	167	119
Итого по сечению	438	802	573
ПОСЛЕАВАРИЙНЫЕ РЕЖИМЫ РАБОТЫ
ОТКЛЮЧЕНИЕ ЛИНИИ РЕФТИНСКАЯ ГРЭС - ТРАВЯНСКАЯ
	Рисх, МВт	Рпред, МВт	Рдоп, МВт	Не требуется, т.к. значение коэффициента запаса статической устойчивости соответствует нормативному (8 %).
Белоярская АЭС - Каменская 1ц	148	269	199
Белоярская АЭС - Каменская 2ц	148	269	199
Рефтинская ГРЭС - Травянская	------	--------	-------------
Анна - Травянская	138	258	181
Итого по сечению	434	796	579
ОТКЛЮЧЕНИЕ ЛИНИИ АННА - ТРАВЯНСКАЯ
Белоярская АЭС - Каменская 1ц	131	237	175	Не требуется, т.к. значение коэффициента запаса статической устойчивости соответствует нормативному (8 %).
Белоярская АЭС - Каменская 2ц	131	237	175
Рефтинская ГРЭС - Травянская	176	332	233
Анна - Травянская	-----	------	------------
Итого по сечению	438	806	583
ОТКЛЮЧЕНИЕ ОДНОЙ ЦЕПИ ВЛ БЕЛОЯРСКАЯ АЭС - КАМЕНСКАЯ
Белоярская АЭС - Каменская 1ц	---	-----	------	Не требуется, т.к. значение коэффициента запаса статической устойчивости соответствует нормативному (8 %).
Белоярская АЭС - Каменская 2ц	170	300	223
Рефтинская ГРЭС - Травянская	171	324	227
Анна - Травянская	115	213	151
Итого по сечению	456	837	601

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

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

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

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

Величина нерегулярных колебаний по (9.3.) составляет:

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

Название линии	Рисх, МВт	Рпред, МВт	Рдоп, МВт	Ограничение генерации/нагрузки
НОРМАЛЬНЫЙ РЕЖИМ РАБОТЫ
БАЭС - Каменская	87	149	127	Не требуется, т.к. значение коэффициента запаса статической устойчивости соответствует нормативному (20 %).
БАЭС-2 - Каменская	71	135	111
Рефтинская ГРЭС - Травянская	55	100	85
Анна - Травянская	28	56	46
АТГ 500/220 кВ ПС Каменская	217	522	411
Итого по сечению	458	962	780
ОТКЛЮЧЕНИЕ ЛИНИИ РЕФТИНСКАЯ ГРЭС - ТРАВЯНСКАЯ
	Рисх, МВт	Рпред, МВт	Рдоп, МВт	Не требуется, т.к. значение коэффициента запаса статической устойчивости соответствует нормативному (8 %).
БАЭС - Каменская	97	166	143
БАЭС-2 - Каменская	81	152	126
Рефтинская ГРЭС - Травянская	------	--------	-------------
Анна - Травянская	45	85	71
АТГ 500/220 кВ ПС Каменская	239	559	442
Итого по сечению	462	962	782
ОТКЛЮЧЕНИЕ ЛИНИИ АННА - ТРАВЯНСКАЯ
БАЭС - Каменская	91	158	133	Не требуется, т.к. значение коэффициента запаса статической устойчивости соответствует нормативному (8 %).
БАЭС-2 - Каменская	75	144	118
Рефтинская ГРЭС - Травянская	69	122	102
Анна - Травянская	-----	------	------------
АТГ 500/220 кВ ПС Каменская	226	540	426
Итого по сечению	461	964	779
ОТКЛЮЧЕНИЕ ЛИНИИ БЕЛОЯРСКАЯ АЭС - КАМЕНСКАЯ
БАЭС - Каменская	---	-----	------	45
БАЭС-2 - Каменская	93	173	136
Рефтинская ГРЭС - Травянская	70	120	97
Анна - Травянская	36	69	54
АТГ 500/220 кВ ПС Каменская	264	602	449
Итого по сечению	463	964	736
ОТКЛЮЧЕНИЕ ЛИНИИ БЕЛОЯРСКАЯ АЭС-2 - КАМЕНСКАЯ
БАЭС - Каменская	104	182	150	45
БАЭС-2 - Каменская	---	-----	--------
Рефтинская ГРЭС - Травянская	68	118	95
Анна - Травянская	34	68	53
АТГ 500/220 кВ ПС Каменская	255	592	439
Итого по сечению	461	960	734
ОТКЛЮЧЕНИЕ АВТОТРАНСФОРМАТОРА СВЯЗИ 500/220 на ПС КАМЕНСКАЯ
БАЭС - Каменская	163	332	269	Не требуется, т.к. значение коэффициента запаса статической устойчивости соответствует нормативному (8 %).
БАЭС-2 - Каменская	149	339	262
Рефтинская ГРЭС - Травянская	99	204	164
Анна - Травянская	55	124	98
АТГ 500/220 кВ ПС Каменская	---	----	------
Итого по сечению	466	999	793

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

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

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

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

2010 год: предельный переток, предполагающий кратковременную перегрузку элементов сети, не должен превышать в нормальном режиме 802 МВт, а максимально-допустимый (без перегрузки) - 573 МВт;

2015 год: предельный переток не должен превышать в нормальном режиме 962 МВт, а максимально-допустимый - 782 МВт.

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

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

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

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

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

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

10. ОКОНЧАТЕЛЬНЫЙ СМЕТНО-ФИНАНСОВЫЙ РАСЧЕТ

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

Таблица 10.1 - Капитальные вложения в строительство электросетевых объектов

Наименование объекта	Проектная мощность (МВА, км)	Ориентировочная сметная стоимость, тыс. руб., без НДС*	Объем работ
Объекты для выдачи мощности электростанций: АЭС и ТЭС
1 Заходы ВЛ 500 кВ Южная - Шагол на Белоярскую АЭС-2	150 км	22900	Строительство заходов ВЛ 500 кВ длиной 75 км и установка ШР 180 МВар
2 Сооружение ОРУ 500 кВ Каменская	501 МВА	9400	Строительство ПС 500 кВ Исеть с установкой трех однофазных автотрансформаторов мощностью по 167 МВА каждый и одного ШР 180 МВар (надстройка ОРУ 500 кВ на ПС 220 кВ Каменская)
3 Заходы ВЛ 500 кВ Рефтинская ГРЭС - Козырево на ПС 500 кВ Каменская	30 км	4350	Строительство заходов ВЛ 500 кВ длиной 15 км
4 ВЛ 500 кВ Емелино - БАЭС-2	180 км	24300	Строительство ВЛ 500 кВ длиной 180 км.
5 Заходы ВЛ 220 кВ Окунево - БАЭС на Белоярскую АЭС-2	8 км	472	Строительство заходов ВЛ 220 кВ длиной 4 км
6 Заходы одной цепи ВЛ 220 кВ БАЭС - Каменская на Белоярскую АЭС-2	10 км	590	Строительство заходов ВЛ 220 кВ длиной 5 км
7 ОРУ 500 кВ и ОРУ 220 кВ БАЭС-2	501 МВА	15800	Установка в ОРУ 500 кВ трех однофазных автотрансформаторов мощностью 167 МВА каждый
8 ВЛ 220 кВ БАЭС-2 - Винокуровский	35 км	1890	Строительство одной ВЛ 220 кВ длиной 35 км
9 Заходы ВЛ 220 кВ Краснотурьинск - Сосьва на Серовскую ГРЭС	30 км	1620	Строительство заходов ВЛ 220 кВ длиной 15 км
10 ВЛ 220 кВ Ново-Богословская ТЭЦ - Краснотурьинск	20 км	1080	Строительство двух ВЛ 220 кВ длиной 10 км
11 отпайки от ВЛ 220 кВ Первоуральская - Метиз на Ревдинскую ГТ-ТЭЦ
Итого по объектам выдачи мощности электростанций:	463 км; 1002 МВА	82402
Объекты нового строительства
500 кВ
12 ВЛ 500 кВ Северная - БАЗ с расширением ПС БАЗ	199 км	31545	Строительство ВЛ 500 кВ длиной 199 км. Установка трех однофазных автотрансформаторов мощностью 167 МВА каждый (АТГ мощностью 501 МВА)
	501 МВА
220 кВ
13 Заход одной цепи ВЛ 220 кВ СУГРЭС - Первоуральская на ПС Трубная	14 км	826	Строительство заходов ВЛ 220 кВ длиной по 7 км
14 ПС 220 кВ Титановая долина	400 МВА	2954	Установка в ОРУ 220 кВ двух автотрансформаторов мощностью 200 МВА
15 ВЛ 220 кВ Салда - Титановая долина	10 км	1790	Строительство двух ВЛ 220 кВ длиной по 5 км и установка двух дополнительных выключателей на ПС Салда
16 ПС 220 кВ Надежда	400 МВА	6554	Установка в ОРУ 220 кВ двух автотрансформаторов мощностью 200 МВА
17 Заход ВЛ 220 кВ Ново-Свердловская ТЭЦ - Южная на ПС 220 кВ Надежда	12 км	708	Строительство заходов ВЛ 220 кВ длиной по 6 км
18 ПП 220 кВ Винокуровский	-	5400	Сооружение ПП на 9 ячеек с выключателями 220 кВ
19 ВЛ 220 кВ Винокуровский - Надежда	36 км	1944	Строительство двух ВЛ 220 кВ длиной по 18 км
20 Заход ВЛ 220 кВ СУГРЭС - Калининская на ПП 220 кВ Винокуровский	15 км	885	Строительство заходов ВЛ 220 кВ длиной по 7,5 км
21 Заход ВЛ 220 кВ Ново-Свердловская ТЭЦ - Белоярская АЭС на ПП Винокуровский	19 км	1121	Строительство заходов ВЛ 220 кВ длиной по 9,5 км
22 ПС 220 кВ Трубная	400 МВА	2954	Установка в ОРУ 220 кВ двух автотрансформаторов 200 МВА
Итого по объектам нового строительства:	305 км; 1701 МВА	56 681
Объекты реновации
220 кВ
23 ПС 220 кВ Краснотурьинск	500 МВА	6840	Реконструкция подстанции будет произведена с заменой установленных автотрансформаторов мощностью 240 МВА на 2х250 МВА с РПН.
Итого по объектам после комплексной реконструкции:	500 МВА	6840
Итого, по МЭС Урала:	768 км; 3203 МВА	145 923
*- стоимость электросетевых объектов приведена в ценах 1991 года

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

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

на этап 2010 года - 573 МВт;

на этап 2010 года - 780 МВт.

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

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

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

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

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

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

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

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

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

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

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

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

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

ПРИЛОЖЕНИЕ А

Баланс мощности на период до 2015 года по Восточному энергорайону

Наименование	2010 г.	2011 г.	2012 г.	2013 г.	2014 г.	2015 г.
Потребность
Электрическая нагрузка, всего	994	1006,2	1024,7	1083,3	1096,1	1120,1
ОАО "Каменск-Уральский металлургический завод"	50	50	50	70	70	70
ОАО "СУАЛ-УАЗ" Уральский АЗ	180	180	180	180	180	180
Асбестовский магниевый завод	0	0	0	0	0	10
Комбинат "Сухоложскцемент"	34	34	34	61	61	61
Коммунально-бытовое хозяйство и прочие промышленные потребители, в том числе:	730,0	742,2	760,7	772,3	785,1	799,1
ОАО "Синарский трубный завод"	51	53	54	54	54	54
ОАО "Богдановический огнеупорный завод"	12	12	12	13	13	13
ОАО "Свердловская железная дорога"	88	88	95	95	97	100
ОАО "Сухоложский завод вторичных цветных металлов"	10	10	10	10	10	10
Покрытие
Нагрузка электростанций:
Красногорская ТЭЦ	121	121	121	121	121	121
Рефтинская ГРЭС	3800	3800	3800	3800	3800	3800
Белоярская АЭС	600	600	600	600	1480	1480
ТЭЦ ОАО "Синарский трубный завод"	0	0	0	0	12	12
Всего	4521	4521	4521	4521	5413	5413
Располагаемая мощность	3832,0	3832,0	3832,0	3832,0	4724,0	4724,0
Дефицит (-), избыток (+)	2838,0	2825,8	2807,3	2748,7	3627,9	3603,9

ПРИЛОЖЕНИЕ Б

Баланс мощности на период до 2015 года по Западному энергорайону

Наименование	2010 г.	2011 г.	2012 г.	2013 г.	2014 г.	2015 г.
Потребность
Электрическая нагрузка, всего	2506,0	2565,3	2650,2	2730,7	2764,7	2869,3
ЗАО "Нижнесергинский метизно-металлургический завод"	26	26	26	26	26	40
ОАО "Северский трубный завод"	140	140	140	150	150	180
ОАО "Уралэлектромедь" (Верхняя Пышма)	49	49	49	49	49	49
ОАО "Первоуральский новотрубный завод"	106	156	207	207	207	207
ОАО "Первоуральский динасовый завод "(ОАО "Динур")	16	16	16	16	16	16
ОАО "Среднеуральский медеплавильный завод" (ОАО "СУМЗ")	57	57	57	57	57	57
ЗАО "Нижнесергинский метизно-металлургический завод" ОАО "Ревдинский метизно-металлургический завод" (г. Ревда)	178	178	178	178	178	178
Коммунально-бытовое хозяйство и прочие промышленные потребители, в том числе:	1934,0	1943,3	1977,2	2047,7	2081,7	2142,3
ОАО "Свердловская железная дорога"	94	94	94	101	103	106
ОАО "Березовское рудоуправление"	9	9	13	13	13	13
ЗАО СП "Катур-Инвест"	3	3	3	3	3	3
ООО "ВИЗ-сталь"	68	47	46	50	50	65
ОАО "Уральский завод тяжелого машиностроения"	26	26	26	50	50	58
ОАО "Уральский завод резиновых технических изделий"	9	9	9	11	11	11
ОАО "Уралэлектротяжмаш"	7	7	7	9	9	9
ОАО "Свердловский шинный завод" (Уралшина)	7	7	7	7	7	9
ЗАО "Уралпластик"	4	4	4	4	4	4
ЗАО "Уральский завод прецизионных сплавов"	7	7	7	7	7	7
ОАО "Уральская фольга"	14	14	14	14	14	14
Покрытие
Нагрузка электростанций:
Среднеуральская ГРЭС	1181,5	1591,5	1591,5	1591,5	1591,5	1591,5
Ново-Свердловская ТЭЦ	550	550	550	550	550	550
Первоуральская ТЭЦ	36	36	36	36	36	36
Свердловская ТЭЦ	36	36	36	36	36	36
ТЭЦ ВИЗ	75	75	75	75	75	75
ТЭЦ ТМЗ	24	24	24	24	24	24
Ревдинская ГТ-ТЭЦ-1	0	36	36	36	36	36
Ревдинская ГТ-ТЭЦ-2	0	0	36	36	36	36
Всего	1902,5	2348,5	2384,5	2384,5	2384,5	2384,5
Располагаемая мощность	1532,0	1978,0	2014,0	2014,0	2014,0	2014,0
Дефицит (-), избыток (+)	-974,0	-587,3	-636,2	-716,7	-750,7	-855,3

ПРИЛОЖЕНИЕ В

Баланс мощности на период до 2015 года по Нижнетагильскому энергорайону

Наименование	2010 г.	2011 г.	2012 г.	2013 г.	2014 г.	2015 г.
Потребность
Электрическая нагрузка, всего	1641,0	1637,8	1679,9	1750,3	1809,9	1926,9
Титановая долина	0	0	0	11	53	153
ОАО "Нижнетагильский металлургический комбинат" (НТМК)	230	230	230	230	230	230
ОАО "Высокогорский ГОК"	47	47	47	47	47	47
ОАО "Качканарский ГОК "Ванадий""	250	230	255	255	255	255
ОАО "Корпорация ВСМПО-АВИСМА"	91	91	91	120	120	120
ООО "Кировградский завод твердых сплавов"	9	10	10	10	11	11
ОАО"Уралэлектромедь"(филиалы г.Кировград иг.Верх-Нейвинск)	20	20	20	20	20	20
ФГУП "Уралвагонзавод"	75	75	75	89	89	89
ОАО "Святогор ОАО" (ранее Красноуральский медеплавильный комбинат в г. Красноуральске)	32	32	33	33	33	33
ООО "Невьянский машиностроительный завод"	9	9	9	9	9	9
Коммунально-бытовое хозяйство и прочие промышленные потребители	878,0	893,8	909,9	926,3	942,9	959,9
Покрытие
Нагрузка электростанций:
Верхнетагильская ГРЭС	1497	1497	1497	1497	1497	1497
Нижнетуринская ГРЭС	284	284	284	284	284	284
ТЭЦ ФГУП "Уралвагонзавод"	128	128	128	128	128	128
ТЭЦ ОАО "НТМК"	149,9	149,9	149,9	149,9	149,9	149,9
Качканарская ТЭЦ	50	50	50	50	50	50
Всего	2108,9	2108,9	2108,9	2108,9	2108,9	2108,9
Располагаемая мощность	1559,0	1559,0	1559,0	1559,0	1559,0	1559,0
Дефицит (-), избыток (+)	-82,0	-78,8	-120,9	-191,3	-250,9	-367,9

ПРИЛОЖЕНИЕ Г

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

Наименование	2010 г.	2011 г.	2012 г.	2013 г.	2014 г.	2015 г.
Потребность
Электрическая нагрузка, всего	1069,0	1151,0	1159,1	1174,4	1193,9	1217,4
ОАО "РУСАЛ-БАЗ"	290	370	370	370	370	370
ОАО "Севуралбокситруда"(СУБР)	62	62	62	62	62	68
ОАО "Металлургический завод им. Серова" (вместе с Турьинским рудником)	79	76	76	83	83	83
ОАО "Серовский завод ферросплавов"	169	169	169	169	180	189
ОАО "Богословское рудоуправление"	14	11	11	11	11	11
ООО "Серовский завод малой металлургии"	7	7	7	7	7	7
ООО "Валенторский медный карьер"	3,8	3,8	3,8	3,8	3,8	3,8
Коммунально-бытовое хозяйство и прочие промышленные потребители	444,2	452,2	460,3	468,6	477,1	485,6
Покрытие
Нагрузка электростанций:
Богословская ТЭЦ	135,5	135,5	135,5	135,5	135,5	89,5
Верхотурская ГЭС	7	7	7	7	7	7
Серовская ГРЭС	538	538	538	538	958	808
Ново-Богословская ТЭЦ	0	0	0	0	0	230
Всего	680,5	680,5	680,5	680,5	1100,5	1134,5
Располагаемая мощность	555,0	555,0	555,0	555,0	975,0	1009,0
Дефицит (-), избыток (+)	-514,0	-596,0	-604,1	-619,4	-218,9	-208,4

ПРИЛОЖЕНИЕ Д

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

	2010 г.	2011 г.	2012 г.	2013 г.	2014 г.	2015 г.
Потребность
Электрическая нагрузка, всего	157,0	159,7	162,4	165,1	171,9	174,8
ОАО "Режникель"	7	7	7	7	7	7
ОАО "Уралэлектромедь" филиал "Сафьяновская медь" (г. Реж)	2	2	2	2	6	6
Коммунально-бытовое хозяйство и прочие промышленные потребители	148,0	150,7	153,4	156,1	158,9	161,8
Покрытие
Объекты генерации в данном энергорайоне отсутствуют
Дефицит (-), избыток (+)	-157,0	-159,7	-162,4	-165,1	-171,9	-174,8

ПРИЛОЖЕНИЕ Ж

Баланс мощности на период до 2015 года по Свердловской энергосистеме

Наименование	2010 г. отчет	2011 г	2012 г	2013 г	2014 г	2015 г
Потребность
Серово-Богословский энергорайон	1069,0	1151,0	1159,1	1174,4	1193,9	1217,4
Нижнетагильский энергорайон	1641,0	1637,8	1679,9	1750,3	1809,9	1926,9
Западный энергорайон	2506,0	2565,3	2650,2	2730,7	2764,7	2869,3
Восточный энергорайон	994	1006,2	1024,7	1083,3	1096,1	1120,1
Талицко-Артемовский энергорайон	157,0	159,7	162,4	165,1	171,9	174,8
Собственный максимум нагрузки	6367	6520,1	6676,3	6903,8	7036,5	7308,6
Покрытие
Установленная мощность электростанций	9212,9	9658,9	9694,9	9694,9	11006,9	11040,9
Вводы мощности
Ново-Богословская ТЭЦ	0	0	0	0	0	230
Серовская ГРЭС	0	0	0	0	420	0
Белоярская АЭС	0	0	0	0	880	0
Среднеуральская ГРЭС	0	410	0	0	0	0
Нижнетуринская ГРЭС	10	0	0	0	0	0
Ревдинская ГТ-ТЭЦ-1	0	36	0	0	0	0
Ревдинская ГТ-ТЭЦ-2	0	0	36	0	0	0
ТЭЦ ОАО "Синарский трубный завод"	0	0	0	0	12	0
ВСЕГО	10	446	36	0	1312	230
Демонтаж мощности
Богословская ТЭЦ	21	0	0	0	0	46
Серовская ГРЭС	0	0	0	0	0	150
ТЭЦ ВИЗ	25	0	0	0	0	0
ВСЕГО	46	0	0	0	0	196
Располагаемая мощность электростанций	7478,0	7924,0	7960,0	7960,0	9272,0	9306,0
Дефицит (-), избыток(+)	1111,0	1403,9	1283,7	1056,2	2235,5	1997,4

1. Размещено на www.allbest.ru