Постановление Правительства Свердловской области от 30.04.2013 N 540-ПП

Об утверждении схемы и программы развития электроэнергетики Свердловской области на 2014 — 2018 годы и на перспективу до 2023 года

Текст документа по состоянию на январь 2014 года

Стр. 7 из 11

Замыкание транзита 110 кВ Искра — Свердловская в послеаварийной схеме не используется, так как это приведет к необходимости увеличения объема ГВО в рассматриваемом режиме. При замкнутом транзите 110 кВ Искра — Свердловская в режиме отключенных ВЛ 220 кВ Искра — СУГРЭС 1 и 2 наиболее тяжелым аварийным возмущением становится отключение ВЛ 110 кВ Свердловская — Свердловская ТЭЦ. Для исключения перегруза ВЛ 110 кВ Звезда — Свердловская в указанном режиме требуется увеличение объемов ГВО на 40 МВт.

Возможные схемно-режимные мероприятия, выполняемые в оперативном порядке: замыкание транзита 110 кВ Южная — Академическая — Петрищевская (для исключения возможности выделения района при аварийном отключении ВЛ 110 кВ Петрищевская — Рябина 1(2) с учетом работы АОПО на ПС 110 кВ Петрищевская по ВЛ 110 кВ Петрищевская — Рябина 2(1) на ее отключение). Транзит замыкается: в ремонтных схемах (непосредственно перед выводом сетевого элемента в ремонт), в нормальной схеме (сразу после аварийного отключения одного из сетевых элементов в сечении «Свердловская — Искра — ВИЗ — Петрищевская»).

Необходимый объем ГВО с учетом нагрузки, отключенной действием ДАР (50 МВт) и мероприятий, составляет до 70 МВт;

7) ограничивающими элементами в энергорайоне, ограниченном сечением «Свердловская — Искра — ВИЗ — Петрищевская», являются:

на ПС 110 кВ ВИЗ — выключатели 110 кВ, ВЧ заградители ВЛ 110 кВ ВИЗ — Петрищевская 1, 2;

на ПС 110 кВ Свердловская — выключатели 110 кВ, трансформаторы тока ВЛ 110 кВ Звезда — Свердловская, ВЛ 110 кВ Свердловская — СвТЭЦ;

8) перечень мероприятий, рекомендуемых для ликвидации «узких мест» в сечении «Искра — ВИЗ — Петрищевская», приведен в таблице 7. В приложении 7 на рисунке 9 показан режим аварийного одновременного отключения ВЛ 220 кВ Искра — СУГРЭС 1, 2 после мероприятий. Для подготовки к отключению ВЛ 110 кВ ВИЗ — Петрищевская 1(2) (режим показан на рисунке) ввод ГВО не требуется, таким образом предложенных мероприятий достаточно.

ПЕРЕЧЕНЬ МЕРОПРИЯТИЙ, ВЫПОЛНЯЕМЫХ В ПЕРСПЕКТИВЕ ДЛЯ ЛИКВИДАЦИИ «УЗКИХ МЕСТ» В ЭНЕРГОРАЙОНЕ, ОГРАНИЧЕННОМ СЕЧЕНИЕМ «СВЕРДЛОВСКАЯ — ИСКРА — ВИЗ — ПЕТРИЩЕВСКАЯ»

Таблица 7

------------------------------------------------------------+--------------¦ Мероприятие ¦Эффективность¦¦ ¦ мероприятия ¦¦ ¦ (МВт) ¦+-----------------------------------------------------------+-------------+¦Комплексная реконструкция ПС 110 кВ ВИЗ с заменой ¦15 МВт ¦¦выключателей и ВЧ-заградителей 110 кВ номинальным током ¦ ¦¦600 А, на выключатели и ВЧ-заградители номинальным током ¦ ¦¦1000 А ¦ ¦+-----------------------------------------------------------+-------------+¦Комплексная реконструкция ПС 110 кВ Свердловская ¦15 МВт ¦+-----------------------------------------------------------+-------------+¦Установка АОПО на ПС 110 кВ Петрищевская по ВЛ 110 кВ ВИЗ -¦55 МВт ¦¦Петрищевская 1(2) с действием на ОН до 55 МВт на ПС 110 кВ ¦ ¦¦ВИЗ, ПС 220 кВ Искра ¦ ¦------------------------------------------------------------+--------------

Свод описания «узкого места» с анализом результативности указанных мероприятий приведен в приложении 8.

4. СЕЧЕНИЕ «ЮЖНАЯ — СИБИРСКАЯ — НСТЭЦ»

1) Наименование «узкого места»: сечение «Южная — Сибирская — НСТЭЦ»;

2) причины отнесения к «узкому месту»: ввод ГВО на величину до 20 процентов (93 МВт) от максимального потребления энергорайона, ограниченного сечением «Южная — Сибирская — НСТЭЦ» (характерно для зимнего и летнего (весенне-осеннего) периода);

3) характеристика энергорайона:

Энергорайон, ограниченный сечением «Южная — Сибирская — НСТЭЦ», включает в себя основные энергообъекты: ПС 500 кВ Южная, ПС 220 кВ Калининская, НСТЭЦ, ПС 110 кВ Сибирская, ПС 110 кВ Весна, ПС 110 кВ Чкаловская, ПС 110 кВ Нижнеисетская.

Границы контролируемого сечения «Южная — Сибирская — НСТЭЦ» (далее — КС «Южная — Сибирская — НСТЭЦ») определяют следующие элементы сети:

В 110 кВ Весна на НСТЭЦ;

В 110 кВ Сибирская на НСТЭЦ;

В 110 кВ Сибирская 1, 2 на ПС 220 кВ Калининская;

В 110 кВ Нижнеисетская 1,2 на ПС 500 кВ Южная;

В 110 кВ Сибирская 1, 2, 3 на ПС 500 кВ Южная;

В 110 кВ Чкаловская на ПС 500 кВ Южная;

СВ 110 кВ на ПС 110 кВ Арена;

СВ 110 кВ на ПС 110 кВ Октябрьская.

Графическое изображение КС «Южная — Сибирская — НСТЭЦ» приведено на рисунке 4;

Рис. 4. СЕЧЕНИЕ «ЮЖНАЯ — СИБИРСКАЯ — НСТЭЦ»

Рисунок не приводится.

4) баланс мощности энергорайона, ограниченного сечением «Южная — Сибирская — НСТЭЦ» на основании фактических замеров за 2011 — 2012 годы, и максимально допустимые перетоки мощности в нормальной и ремонтной схемах представлены в таблице 8;

БАЛАНС МОЩНОСТИ ЭНЕРГОРАЙОНА, ОГРАНИЧЕННОГО СЕЧЕНИЕМ «ЮЖНАЯ — СИБИРСКАЯ — НСТЭЦ»

Таблица 8

------------------------+-----------------------+--------------------------¦ Составляющие баланса ¦ Летний ¦ Зимний режим, ¦¦ ¦ (весенне-осенний) ¦ с 15 ноября 2011 года ¦¦ ¦ режим, ¦ по 15 марта 2012 года ¦¦ ¦ с 16 марта 2012 года ¦ ¦¦ ¦по 14 ноября 2012 года ¦ ¦+-----------------------+-----------------------+-------------------------+¦Потребление ¦Максимум - 464 МВт ¦Максимум - 478 МВт ¦¦ ¦(зафиксирован ¦(зафиксирован 27.12.2011)¦¦ ¦19.04.2012) ¦По зимнему контрольному ¦¦ ¦По летнему контрольному¦замеру - 426 МВт ¦¦ ¦замеру - 325 МВт ¦ ¦+-----------------------+-----------------------+-------------------------+¦Генерация ¦Нет ¦Нет ¦+-----------------------+-----------------------+-------------------------+¦Дефицит ¦464 МВт (на момент ¦478 МВт (на момент ¦¦ ¦максимума потребления) ¦максимума потребления) ¦¦ ¦325 МВт (на момент ¦426 МВт (на момент ¦¦ ¦летнего контрольного ¦зимнего контрольного ¦¦ ¦замера) ¦замера) ¦+-----------------------+-----------------------+-------------------------+¦Переток в КС ¦до 464 МВт ¦до 478 МВт ¦¦в нормальной схеме ¦ ¦ ¦+-----------------------+-----------------------+-------------------------+¦МДП в КС в нормальной ¦490 МВт ¦560 МВт ¦¦схеме ¦ ¦ ¦+-----------------------+-----------------------+-------------------------+¦МДП в КС в наиболее ¦320 МВт ¦ - ¦¦тяжелой <*> ремонтной ¦ ¦ ¦¦схеме (ремонт 1(2) СШ ¦ ¦ ¦¦110 кВ ПС 500 кВ Южная)¦ ¦ ¦+-----------------------+-----------------------+-------------------------+¦Примечание: <*> в качестве наиболее тяжелой ремонтной схемы ¦¦рассматривается единичный ремонт электросетевого оборудования или единицы¦¦генерирующего оборудования, приводящий к наибольшему снижению МДП в КС ¦¦или к наибольшему увеличению перетока мощности в КС ¦---------------------------------------------------------------------------

5) электрических станций в энергорайоне, ограниченном сечением «Южная — Сибирская — НСТЭЦ», нет;

6) анализ схемно-режимных ситуаций (СРС), приводящих к нарушению допустимых параметров режима в энергорайоне, ограниченного сечением «Южная — Сибирская — НСТЭЦ»:

Описание СРС:

Аварийные отключения 1(2) СШ 110 кВ; 1(2) СШ 220 кВ; АТ1(2) ПС 500 кВ Южная; ВЛ 110 кВ Весна — НСТЭЦ; ВЛ 110 кВ НСТЭЦ — Сибирская могут привести к нарушению допустимых параметров режима в зимний и летний (весенне-осенний) период. Наиболее сложной СРС, приводящей к нарушению допустимых параметров режима, является аварийное отключение 1(2) СШ 110 кВ ПС 500 кВ Южная.

При аварийном отключении 1(2) СШ 110 кВ ПС 500 кВ Южная по ВЛ 110 кВ Весна — НСТЭЦ, ВЛ 110 кВ НСТЭЦ — Сибирская возможно превышение длительно допустимого тока и работа 2 ступени АРЛ ПС 110 кВ Сибирская с действием на включение В 110 кВ Калининская 1, 2 на ПС 110 кВ Сибирская (приложение 7 рисунок 10).

Для соблюдения в послеаварийном режиме требований к устойчивости энергосистем, в части допустимой токовой нагрузки оборудования, при подготовке к следующему нормативному возмущению (наиболее тяжелое возмущение в ПАР — отключение 2(1) СШ 110 кВ ПС 500 кВ Южная приведет к перегрузке ВЛ 110 кВ НСТЭЦ — Сибирская; ВЛ 110 кВ Весна — НСТЭЦ; ВЛ 110 кВ Калининская — Сибирская 1(2)) (приложение 7 рисунок 11) с учетом возможных схемно-режимных мероприятий необходим ввод графиков временного отключения потребления (ГВО).

Возможные схемно-режимные мероприятия, выполняемые в оперативном порядке, для ввода режима в допустимую область и минимизации ГВО:

1) загрузка ТГ НСТЭЦ, работающих на шины 110 кВ, до максимальной величины, с контролем загрузки ВЛ 110 кВ Весна — НСТЭЦ, ВЛ 110 кВ НСТЭЦ — Сибирская. Мероприятие снижает объем ГВО до 20 МВт;

2) замыкание транзита 110 кВ Южная — Академическая — Петрищевская (за исключением случая отключения 1(2) СШ 110 кВ ПС 500 кВ Южная). Транзит замыкается: в ремонтных схемах (непосредственно перед выводом сетевого элемента в ремонт), в нормальной схеме (сразу после аварийного отключения одного из сетевых элементов в сечении «Южная — Сибирская — НСТЭЦ»). Мероприятие снижает объем ГВО до 20 МВт;

3) на ПС 110 кВ Октябрьская, ПС 110 кВ Арена включение СВ 110 кВ, на ПС 110 кВ Сибирская отключить В 110 кВ Октябрьская и ПС 110 кВ Арена (перевод нагрузки и снижение ГВО до 30 МВт). Замыкание транзита 110 кВ Сибирская — Петрищевская невозможно для исключения неселективной работы релейной защиты в Екатеринбургском энергоузле;

4) на ПС 220 кВ Калининская отключение В 220 кВ АТ1 (в случае если на СУГРЭС в работе не менее трех блоков либо двух блоков и ПГУ-410). Мероприятие снижает объем ГВО до 10 МВт.

Необходимый объем ГВО с учетом мероприятий зависит от состава генерирующего оборудования на шинах 220 кВ СУГРЭС:

------------------------------------------+----------+------------+----------¦ Состав генерирующего оборудования ¦ МДП ¦Фактический ¦Расчетны馦 на шинах 220 кВ СУГРЭС ¦в Сечении,¦ переток ¦объем ГВО¦¦ ¦ МВт ¦ по Сечению ¦ ¦+-----------------------------------------+----------+------------+---------+¦в работе 2 блока (либо 1 блок и ПГУ-410) ¦ 375 ¦448 ¦ 73 ¦+-----------------------------------------+----------+(с учетом +---------+
¦в работе 3 блока (либо 2 блока и ПГУ-410)¦ 365 ¦мероприятий,¦ 83 ¦+-----------------------------------------+----------+указанных +---------+¦в работе 3 блока и ПГУ-410 ¦ 355 ¦в п. 4.7.3) ¦ 93 ¦------------------------------------------+----------+------------+----------

7) ограничивающими элементами в КС «Южная — Сибирская — НСТЭЦ» являются: провод ВЛ 110 кВ НСТЭЦ — Сибирская, ВЛ 110 кВ Весна — НСТЭЦ, ВЛ 110 кВ Калининская — Сибирская 1, 2;

8) перечень мероприятий, рекомендуемых для ликвидации «узких мест» в сечении «Южная — Сибирская — НСТЭЦ», приведен в таблице 9. В приложении 7 на рисунке 12 показан режим аварийного отключения 1(2) СШ 110 кВ ПС 500 кВ Южная после мероприятий. Для подготовки к отключению 2(1) СШ 110 кВ ПС 500 кВ Южная (режим показан в приложении 7 на рисунке 12) ввод ГВО не требуется, таким образом, предложенных мероприятий достаточно.

ПЕРЕЧЕНЬ МЕРОПРИЯТИЙ, ВЫПОЛНЯЕМЫХ В ПЕРСПЕКТИВЕ ДЛЯ ЛИКВИДАЦИИ «УЗКИХ МЕСТ» В ЭНЕРГОРАЙОНЕ, ОГРАНИЧЕННОМ СЕЧЕНИЕМ «ЮЖНАЯ — СИБИРСКАЯ — НСТЭЦ»

Таблица 9

------------------------------------------------------------+--------------¦ Мероприятие ¦Эффективность¦¦ ¦ мероприятия ¦¦ ¦ (МВт) ¦+-----------------------------------------------------------+-------------+¦Строительство ПС 220 кВ Надежда, с установкой двух ¦93 МВт ¦¦автотрансформаторов номинальной мощностью 250 МВА каждый, ¦ ¦¦с заходами ВЛ 220 НСТЭЦ - Южная и ВЛ 110 кВ Сибирская - ¦ ¦¦Южная 1, 2, 3; ВЛ 110 кВ Сибирская - Чкаловская; ВЛ 110 кВ ¦ ¦¦Сибирская - Авиатор; ВЛ 110 кВ Арена - Сибирская ¦ ¦------------------------------------------------------------+--------------

Свод описания «узкого места» с анализом результативности указанных мероприятий приведен в приложении 8.

5. ВОСТОЧНЫЙ ЭНЕРГОУЗЕЛ

1) наименование «узкого места»: Восточный энергоузел;

2) причины отнесения к «узкому месту»: ввод ГВО на величину до 24 процентов (55 МВт) от максимального потребления ВЭУ (характерно как для зимнего, так и для летнего (весенне-осеннего) периода);

3) характеристика энергоузла:

Восточный энергоузел включает в себя основные энергообъекты: ПС 220 кВ Сирень, ПС 110 кВ Камышлов, ПС 110 кВ Светофор, ПС 110 кВ Маян, ПС 110 кВ Юшала, ПС 110 кВ Краснополянск.

Границы контролируемого сечения Восточного энергоузла (далее — КС ВЭУ) определяют следующие элементы сети:

В 220 кВ Сирень на РефтГРЭС;

В 110 кВ Черново на ПС 220 кВ Ница;

В 110 кВ Дубровный на ПС 110 кВ Сухой Лог;

В 110 кВ Сирень 1, 2 на ПС 110 кВ Сухой Лог;

В 110 кВ Краснополянск на ПС 110 кВ Красная Слобода;

СВ 110 кВ на ПС 110 кВ Двинка;

СВ 110 кВ на ПС 110 кВ Парус;

В 110 кВ Юшала на ПС 110 кВ Кармак.

Графическое изображение Восточного энергоузла представлено на рисунке 5;

4) баланс мощности Восточного энергоузла на основании фактических замеров за 2011 — 2012 годы и максимально допустимые перетоки мощности в нормальной и ремонтной схемах представлены в таблице 10;

Рис. 5. ВОСТОЧНЫЙ ЭУ

Рисунок не приводится.

БАЛАНС МОЩНОСТИ ВОСТОЧНОГО ЭНЕРГОУЗЛА

Таблица 10

------------------------+-----------------------+--------------------------¦ Составляющие баланса ¦ Летний ¦ Зимний режим, ¦¦ ¦ (весенне-осенний) ¦ с 15 ноября 2011 года ¦¦ ¦ режим, ¦ по 15 марта 2012 года ¦¦ ¦ с 16 марта 2012 года ¦ ¦¦ ¦по 14 ноября 2012 года ¦ ¦+-----------------------+-----------------------+-------------------------+¦Потребление ¦Максимум - 168 МВт ¦Максимум - 221 МВт ¦¦ ¦(зафиксирован ¦(зафиксирован 08.02.2012)¦¦ ¦10.11.2012) ¦По зимнему контрольному ¦¦ ¦По летнему контрольному¦замеру - 183 МВт ¦¦ ¦замеру - 120 МВт ¦ ¦+-----------------------+-----------------------+-------------------------+¦Генерация ¦Нет ¦Нет ¦+-----------------------+-----------------------+-------------------------+¦Дефицит ¦168 МВт (на момент ¦221 МВт (на момент ¦¦ ¦максимума потребления) ¦максимума потребления) ¦¦ ¦120 МВт (на момент ¦183 МВт (на момент ¦¦ ¦летнего контрольного ¦зимнего контрольного ¦¦ ¦замера) ¦замера) ¦+-----------------------+-----------------------+-------------------------+¦Переток в КС ¦до 168 МВт ¦до 221 МВт ¦¦в нормальной схеме ¦ ¦ ¦+-----------------------+-----------------------+-------------------------+¦МДП в КС в нормальной ¦215 МВт ¦230 МВт ¦¦схеме ¦ ¦ ¦+-----------------------+-----------------------+-------------------------+¦МДП в КС в наиболее ¦160 МВт ¦ - ¦¦тяжелой <*> ремонтной ¦ ¦ ¦¦схеме (ремонт 1 СШ ¦ ¦ ¦¦220 кВ РефтГРЭС) ¦ ¦ ¦+-----------------------+-----------------------+-------------------------+¦Примечание: <*> в качестве наиболее тяжелой ремонтной схемы ¦¦рассматривается единичный ремонт электросетевого оборудования или единицы¦¦генерирующего оборудования, приводящий к наибольшему снижению МДП в КС ¦¦или к наибольшему увеличению перетока мощности в КС ¦---------------------------------------------------------------------------

5) электрических станций в Восточном энергоузле нет;

6) анализ схемно-режимных ситуаций (СРС), приводящих к нарушению допустимых параметров режима Восточного энергоузла:

Описание СРС:

Наиболее сложной СРС, приводящей к нарушению допустимых параметров режима, является аварийное отключение 1 СШ 220 кВ РефтГРЭС и подготовка к отключению в ПАР 2 СШ 220 кВ РефтГРЭС в зимний период (для летнего (весенне-осеннего) периода ситуация практически идентична при наложении аварийного отключения 1 СШ 220 кВ РефтГРЭС на ремонт Блока N 3 БАЭС).

При аварийном отключении 1 СШ 220 кВ РефтГРЭС в зимний период, токовая нагрузка оставшейся в работе ВЛ 220 кВ Окунево — РефтГРЭС 2 превысит:

1) установку АРЛ ВЛ 220 кВ ВЛ 220 кВ Окунево — РефтГРЭС 2 на ПС 220 кВ Окунево с выдержкой времени 7 с. и действием 1 ступени на отключение В 220 кВ ВЛ БАЭС;

2) установку АРЛ ВЛ 220 кВ Окунево — РефтГРЭС 2 на Рефтинской ГРЭС с выдержкой времени 9 с. и действием 1 ступени на отключение В 220 кВ одной из АТГ, работающей на связи шин 500 — 220 кВ.

После работы устройств АРЛ на ПС 220 кВ Окунево и Рефтинской ГРЭС токовая загрузка ВЛ 220 кВ Окунево — РефтГРЭС 2 — до 57 процентов, ВЛ 110 кВ Асбест — Знаменская до 98 процентов, АТ1 БАЭС — до 119 процентов. Напряжения на транзитах 110 кВ Камышлов — Маян и Сирень — Юшала в допустимых пределах — до 85 — 92 кВ, на ПС 110 кВ Сирень — до 92 кВ (приложение 7 рисунок 13).

Для соблюдения в послеаварийном режиме требований к устойчивости энергосистем, в части допустимой токовой нагрузки оборудования, а также коэффициента запаса по напряжению на подстанциях транзитов 110 кВ Камышлов — Маян и Сирень — Бутка — Юшала, при подготовке к следующему нормативному возмущению (наиболее тяжелое возмущение в ПАР — отключение 2 СШ 220 кВ РефтГРЭС приведет к недопустимому снижению напряжения на ПС ВЭУ и перегрузке ВЛ транзита 110 кВ Асбест — Знаменская — С. Лог) (приложение 7 рисунок 14) необходимо выполнение схемно-режимных мероприятий. При невозможности выполнения мероприятий необходим ввод графиков временного отключения потребления (ГВО) на величину до 55 МВт.

При аварийном отключении 2 СШ 220 кВ РефтГРЭС, с учетом ввода ГВО (до 55 МВт), отработает АРП Рефтинской ГРЭС с действием на отключение до 175 МВт потребителей в Каменском узле.

После работы АРП на РефтГРЭС напряжения в Каменском узле в допустимых пределах (не ниже 113 кВ), напряжения на транзитах 110 кВ Камышлов — Маян и Сирень — Бутка — Юшала снижаются до 86 — 88 кВ, на ПС 220 кВ Сирень — до 88 кВ (минимально допустимое напряжение 92 кВ, аварийно допустимое — 87 кВ). Перегрузов ВЛ 220 — 110 кВ Восточного узла нет. Наиболее загружены ВЛ 110 кВ Глубокая — НСТЭЦ — до 90 процентов, ВЛ 110 кВ Асбест — Дачная — до 95 процентов, ВЛ 110 кВ БАЭС — Измоденово — до 70 процентов, ВЛ 110 кВ БАЭС — Кортогуз — до 68 процентов, ВЛ 110 кВ Асбест — Знаменская — до 63 процентов; ВЛ 220 кВ БАЭС — Окунево — до 80 процентов; АТ1 БАЭС — до 138 процентов.

Возможные схемно-режимные мероприятия, выполняемые в оперативном порядке для ввода режима в допустимую область и минимизации ГВО:

1) на ПС 110 кВ Кармак включить В 110 кВ Юшала;

2) на ПС 110 кВ Парус включить СВ 110 кВ;

3) на ПС 110 кВ Двинка включить СВ 110 кВ.

Указанные мероприятия выполняются по согласованию с Тюменским РДУ и не всегда возможны по режиму работы Тюменской энергосистемы. Замыкание транзитов 110 кВ Кармак — Юшала и Красная Слобода — Двинка — Чупино между операционными зонами Свердловского и Тюменского РДУ как правило допускается при суммарном перетоке по ВЛ 500 кВ Рефтинская ГРЭС — Тюмень 1 и 2 не более 500 МВт в сторону Рефтинской ГРЭС.

Необходимый объем ГВО без учета мероприятий составляет до 55 МВт;

7) ограничивающим элементом является провод ВЛ 110 кВ Глубокая — НСТЭЦ.

После замены указанного ограничивающего элемента также необходим ввод ГВО, так как в равной степени критичным в послеаварийном режиме является коэффициент запаса по напряжению. Исключить ввод ГВО возможно только после выполнения мероприятий, приведенных в таблице 9;

8) перечень мероприятий, рекомендуемых для ликвидации «узких мест» в Восточном энергоузле, приведен в таблице 11. В приложении 7 на рисунке 15 показан режим сети после аварийного отключения 1 и 2 СШ 220 кВ Рефтинской ГРЭС с учетом мероприятий. Из приложения 7 рисунка 15 видно, что для подготовки к отключению 1 (2) СШ 220 кВ Рефтинской ГРЭС при отключенной 2(1) СШ 220 кВ Рефтинской ГРЭС ввод ГВО не требуется, таким образом, предложенных мероприятий достаточно.

ПЕРЕЧЕНЬ МЕРОПРИЯТИЙ, ВЫПОЛНЯЕМЫХ В ПЕРСПЕКТИВЕ ДЛЯ ЛИКВИДАЦИИ «УЗКИХ МЕСТ» В ВОСТОЧНОМ ЭНЕРГОУЗЛЕ

Таблица 11

------------------------------------------------------------+--------------¦ Мероприятие ¦Эффективность¦¦ ¦ мероприятия ¦¦ ¦ (МВт) ¦
+-----------------------------------------------------------+-------------+¦Установка БСК номинальной мощностью 50 МВАр в районе ¦15 МВт ¦¦г. Талица ¦ ¦+-----------------------------------------------------------+-------------+¦Замена провода марки М-70 ВЛ 110 кВ Глубокая - НСТЭЦ ¦10 МВт ¦¦на провод марки АС-150. ¦ ¦+-----------------------------------------------------------+-------------+¦Установка АОСН с действием на отключение нагрузки ¦25 МВт ¦¦на ПС 110 кВ ВЭУ в объеме до 20 МВт. ¦ ¦+-----------------------------------------------------------+-------------+¦Установка БСК номинальной мощностью 40 МВАр на ПС 110 кВ ¦15 МВт ¦¦Юшала ¦ ¦------------------------------------------------------------+--------------

Свод описания «узкого места» с анализом результативности указанных мероприятий приведен в приложении 8.

6. КАЧКАНАРСКИЙ ЭНЕРГОУЗЕЛ

1) Наименование «узкого места»: Качканарский энергоузел;

2) причины отнесения к «узкому месту»: ввод ГВО на величину до 7 процентов (40 МВт) от максимального потребления Качканарского энергоузла (характерно как для зимнего периода, так и для летнего (весенне-осеннего) периода);

3) характеристика энергоузла:

Качканарский энергоузел включает в себя основные энергообъекты: ПС 220 кВ Качканар, Нижнетуринская ГРЭС, ПС 220 кВ Янтарь, Качканарская ТЭЦ, ПС 110 кВ Уральская, ПС 110 кВ В. Тура, ПС 110 кВ Красноуральск.

Границы Качканарского энергоузла определяют следующие элементы сети:

В 220 кВ Цемент на ПС 220 кВ Качканар;

В 220 кВ НТГРЭС 1, 2 на ПС 500 кВ Тагил;

В 220 кВ Сосьва на НТГРЭС;

В 220 кВ Сопка на НТГРЭС;

В 110 кВ Выя на НТГРЭС;

В 110 кВ В. Тура 1, 2 на Тагил;

В 110 кВ Промысла на ПС 220 кВ Качканар;

В 110 кВ Европейская на ПС 110 кВ Чекмень.

В состав контролируемого сечения «Качканарского энергоузла» (далее — КС КачЭУ) входят следующие элементы сети:

В 220 кВ Янтарь на НТГРЭС;

В 220 кВ Острая на ПС 220 кВ Качканар;

В 110 кВ В. Тура 1, 2 на ПС 500 кВ Тагил;

В 110 кВ Уральская 1, 2 на НТГРЭС;

В 110 кВ В. Тура на НТГРЭС;

В 110 кВ Красноуральск на НТГРЭС.

Графическое изображение Качканарского энергоузла представлено на рисунке 6;

4) баланс мощности Качканарский ЭУ на основании фактических замеров за 2011 — 2012 годы и максимально допустимые перетоки мощности в нормальной и ремонтной схемах представлены в таблице 12;

Рис. 6. КАЧКАНАРСКИЙ ЭУ

Рисунок не приводится.

БАЛАНС МОЩНОСТИ КАЧКАНАРСКОГО ЭНЕРГОУЗЛА

Таблица 12

------------------------+-----------------------+--------------------------¦ Составляющие баланса ¦ Летний ¦ Зимний режим, ¦¦ ¦ (весенне-осенний) ¦ с 15 ноября 2011 года ¦¦ ¦ режим, ¦ по 15 марта 2012 года ¦¦ ¦ с 16 марта 2012 года ¦ ¦¦ ¦по 14 ноября 2012 года ¦ ¦+-----------------------+-----------------------+-------------------------+¦Потребление ¦Максимум - 496 МВт ¦Максимум - 546 МВт ¦¦ ¦(зафиксирован ¦(зафиксирован 01.02.2012)¦¦ ¦02.11.2012) ¦По зимнему контрольному ¦¦ ¦По летнему контрольному¦замеру - 514 МВт ¦¦ ¦замеру - 410 МВт ¦ ¦+-----------------------+-----------------------+-------------------------+¦Генерация ¦155 МВт (на момент ¦187 МВт (на момент ¦¦ ¦максимума потребления) ¦максимума потребления) ¦¦ ¦135 МВт (на момент ¦176 МВт (на момент ¦¦ ¦летнего контрольного ¦зимнего контрольного ¦¦ ¦замера) ¦замера) ¦+-----------------------+-----------------------+-------------------------+¦Дефицит ¦341 МВт (на момент ¦359 МВт (на момент ¦¦ ¦максимума потребления) ¦максимума потребления) ¦¦ ¦275 МВт (на момент ¦338 МВт (на момент ¦¦ ¦летнего контрольного ¦зимнего контрольного ¦¦ ¦замера) ¦замера) ¦+-----------------------+-----------------------+-------------------------+¦Переток в КС ¦до 223 МВт (186 МВт ¦до 334 МВт (142 МВт <**>)¦¦в нормальной схеме ¦<**>) ¦ ¦+-----------------------+-----------------------+-------------------------+¦МДП в КС КачЭУ ¦325 МВт (186 МВт <**>) ¦440 МВт (142 МВт <**>) ¦¦в нормальной схеме ¦ ¦ ¦+-----------------------+-----------------------+-------------------------+¦МДП в КС КачЭУ ¦430 МВт (0 МВт <**>) ¦ - ¦¦в наиболее тяжелой <*> ¦ ¦ ¦¦ремонтной схеме (ремонт¦ ¦ ¦¦ВЛ 220 кВ Качканар - ¦ ¦ ¦¦Цемент) ¦ ¦ ¦+-----------------------+-----------------------+-------------------------+¦Примечание: <*> в качестве наиболее тяжелой ремонтной схемы ¦¦рассматривается единичный ремонт электросетевого оборудования или единицы¦¦генерирующего оборудования, приводящий к наибольшему снижению МДП в КС ¦¦или к наибольшему увеличению перетока мощности в КС. ¦¦<**> - Переток по ВЛ 220 кВ Цемент - Качканар ¦---------------------------------------------------------------------------

5) перечень электрических станций, находящихся в Качканарском энергоузле, с указанием располагаемой активной мощности и диапазонов регулирования активной мощности представлен в таблице 13;

ПЕРЕЧЕНЬ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СТАНЦИЙ, НАХОДЯЩИХСЯ В КАЧКАНАРСКОМ ЭНЕРГОУЗЛЕ

Таблица 13

------------------+-------------+-----------------+------------------¦ Наименование ¦Установленная¦ Располагаемая ¦ Диапазон ¦¦ электростанции ¦мощность, МВт¦ мощность, МВт ¦ регулирования ¦¦ ¦ ¦ ¦ <*>, МВт ¦¦ ¦ +--------+--------+--------+--------+¦ ¦ ¦ зима ¦ лето ¦ зима ¦ лето ¦+-----------------+-------------+--------+--------+--------+--------+¦НТГРЭС ¦ 279 ¦ 279 ¦ 262 ¦ - ¦ - ¦+-----------------+-------------+--------+--------+--------+--------+¦Качканарская ТЭЦ ¦ 50 ¦ 47 ¦ 0 ¦ - ¦ - ¦+-----------------+-------------+--------+--------+--------+--------+¦Примечание: <*> - диапазон регулирования активной мощности ¦¦электростанции указывается только при наличии "запертой" мощности ¦¦электростанций ¦---------------------------------------------------------------------

6) анализ схемно-режимных ситуаций (СРС), приводящих к нарушению допустимых параметров режима в Качканарском энергоузле:

Описание СРС:

Наложение аварийного отключения ВЛ 220 кВ Качканар — Острая (ВЛ 220 кВ НТГРЭС — Тагил 1) на ремонт ВЛ 220 кВ Цемент — Качканар или ВЛ 220 кВ НТГРЭС — Янтарь (ВЛ 220 кВ Качканар — Янтарь) на ремонт ВЛ 220 кВ Цемент — Качканар могут привести к нарушению допустимых параметров режима в летний (весенне-осенний) период.

Наиболее сложной СРС, приводящей к нарушению допустимых параметров режима, является наложение аварийного отключения ВЛ 220 кВ Качканар — Острая (ВЛ 220 кВ НТГРЭС — Тагил 1) на ремонт ВЛ 220 кВ Цемент — Качканар.

При наложении аварийного отключения ВЛ 220 кВ Качканар — Острая (ВЛ 220 кВ НТГРЭС — Тагил 1) на ремонт ВЛ 220 кВ Цемент — Качканар, токовая загрузка ВЛ 220 кВ НТГРЭС — Янтарь может составить до 106 процентов (допустима кратковременно, с учетом разрешенной аварийно допустимой перегрузкой). Режим сети приведен в Приложении 7 на Рисунке 16. Для разгрузки ВЛ 220 кВ НТГРЭС — Янтарь в послеаварийном режиме требуется ввод ГВО на величину до 15 МВт.

Для соблюдения в послеаварийном режиме требований к устойчивости энергосистем, в части допустимой токовой нагрузки оборудования, при подготовке к следующему нормативному возмущению (наиболее тяжелое возмущение в ПАР — отключение ВЛ 110 кВ Гранит — Уральская приведет к увеличению перегрузки ВЛ 220 кВ НТГРЭС — Янтарь) (приложение 7 рисунок 17) требуется ограничение перетока в КС КачЭУ в послеаварийном режиме до 365 МВт, путем дополнительного ввода ГВО в объеме до 20 МВт.

В зимний период наиболее сложной СРС, приводящей к нарушению допустимых параметров режима, является аварийное отключение ВЛ 220 кВ Цемент — Качканар (ВЛ 220 кВ Качканар — Острая или ВЛ 220 кВ НТГРЭС — Тагил 1).

Для соблюдения в послеаварийном режиме требований к устойчивости энергосистем, в части допустимой токовой нагрузки оборудования, при подготовке к следующему нормативному возмущению (наиболее тяжелое возмущение в ПАР — отключение ВЛ 220 кВ Качканар — Острая или ВЛ 220 кВ НТГРЭС — Тагил 1 (ВЛ 220 кВ Цемент — Качканар) приведет к перегрузке ВЛ 220 кВ НТГРЭС — Янтарь) требуется ограничение перетока в КС КачЭУ в послеаварийном режиме до 440 МВт, путем ввода до 40 МВт ГВО или замыкание транзита с энергосистемой Пермского края.

Возможные схемно-режимные мероприятия, выполняемые в оперативном порядке для ввода режима в допустимую область и минимизации ГВО:

1) в зимний период: замыкание транзита 110 кВ Цемент — Бисер по согласованию с Пермским РДУ в случае превышения МДП по КС КачЭУ при аварийном отключении ВЛ 220 кВ Цемент — Качканар или ВЛ 220 кВ Качканар — Острая (ВЛ 220 кВ НТГРЭС — Тагил 1). В связи с тем, что ПС 110 кВ Верстовская обслуживается оперативно-выездной бригадой, время замыкания транзита 110 кВ Цемент — Бисер может составить от 30 минут до 1 часа. Мероприятие снижает объем ГВО до 40 МВт;

2) в летний период: перенос точки разрыва транзита 110 кВ Цемент — Бисер с СВ 110 кВ ПС 110 кВ Верстовская на В 110 кВ ВЛ Верстовская ПС 110 кВ Бисер по согласованию с Пермским РДУ (перевод нагрузки и снижение ГВО от 0 до 5 МВт). Замыкание транзита 110 кВ Цемент — Бисер нецелесообразно в связи с тем, что при наложении аварийного отключения ВЛ 220 кВ Качканар — Острая (ВЛ 220 кВ НТГРЭС — Тагил 1) на ремонт ВЛ 220 кВ Цемент — Качканар для подготовки к отключению ВЛ 220 кВ Калино — Цемент требуется ввод ГВО в КачЭУ. В случае если транзит разомкнут, то в описанной СРС ввод ГВО не требуется.

Необходимый объем ГВО без учета мероприятий составляет: в летний (весенне-осенний) период — до 35 МВт; в зимний период — до 40 МВт в послеаварийном режиме;

7) ограничивающими элементами в КачЭУ являются:

на ПС 220 кВ Янтарь — трансформаторы тока ВЛ 220 кВ НТГРЭС — Янтарь, ВЛ 220 кВ Качканар — Янтарь;

на ПС 220 кВ Острая — трансформаторы тока ВЛ 220 кВ НТГРЭС — Тагил 1 с отпайкой на ПС 220 кВ Острая, ВЛ 220 кВ Качканар — Острая;

8) перечень мероприятий, рекомендуемых для ликвидации «узких мест» в Качканарском энергоузле, приведен в таблице 14. В приложении 7 на рисунке 18 показан режим аварийного отключения ВЛ 220 9 кВ Качканар — Острая при ремонте ВЛ 220 кВ Цемент — Качканар после мероприятий. Для подготовки к отключению ВЛ 110 кВ Гранит — Уральская (режим показан в приложении 7 на рисунке 18) ввод ГВО не требуется, таким образом предложенных мероприятий достаточно.

ПЕРЕЧЕНЬ МЕРОПРИЯТИЙ, ВЫПОЛНЯЕМЫХ В ПЕРСПЕКТИВЕ ДЛЯ ЛИКВИДАЦИИ «УЗКИХ МЕСТ» В КАЧКАНАРСКОМ ЭНЕРГОУЗЛЕ

Таблица 14

------------------------------------------------------------+--------------¦ Мероприятие ¦Эффективность¦¦ ¦ мероприятия ¦¦ ¦ (МВт) ¦+-----------------------------------------------------------+-------------+¦На ПС 220 кВ Янтарь заменить трансформаторы тока ВЛ 220 кВ ¦40 МВт ¦¦НТГРЭС - Янтарь, ВЛ 220 кВ Качканар - Янтарь, номиналом ¦ ¦¦600 А на трансформаторы тока номиналом не менее 1000 А ¦ ¦+-----------------------------------------------------------+ ¦¦На ПС 220 кВ Острая заменить трансформаторы тока ВЛ 220 кВ ¦ ¦¦НТГРЭС - Тагил 1 с отпайкой на ПС 220 кВ Острая, ВЛ 220 кВ ¦ ¦¦Качканар - Острая номиналом 600 А на трансформаторы тока ¦ ¦¦номиналом не менее 1000 А ¦ ¦------------------------------------------------------------+--------------

Свод описания «узкого места» с анализом результативности указанных мероприятий приведен в приложении 8.

7. СЕЧЕНИЕ «АЛАПАЕВСК — САЛДА — ВЯЗОВСКАЯ»

1) Наименование «узкого места»: Сечение «Алапаевск — Салда — Вязовская»;

2) причины отнесения к «узкому месту»: ввод ГВО на величину до 25 процентов (50 МВт) от максимального перетока по сечению «Алапаевск — Салда — Вязовская» (в соответствии с методикой определения «узкого» места характерно для летнего (весенне-осеннего) периода);

3) Характеристика энергорайона:

Энергорайон, ограниченный сечением «Алапаевск — Салда — Вязовская» включает в себя основные энергообъекты: ПС 220 кВ Салда; ПС 110 кВ Алапаевск; ПС 110 кВ Пятилетка; ПС 110 кВ Салка; ПС 110 кВ Ясашная; ПС 110 кВ Мечта.

Границы контролируемого сечения «Алапаевск — Салда — Вязовская» определяют следующие элементы сети:

В 110 кВ АТ 1, 2 ПС 220 кВ Салда;

В 110 кВ ВЛ Вязовская — Салка 1,2;

В 110 кВ ВЛ Алапаевск — Голубково;

В 110 кВ ВЛ Алапаевск — 132 км;

В 110 кВ ВЛ Алапаевск — Молзавод.

Графическое изображение энергорайона, ограниченного сечением «Алапаевск — Салда — Вязовская», представлено на рисунке 7;

Рис. 7. СЕЧЕНИЕ «АЛАПАЕВСК — САЛДА — ВЯЗОВСКАЯ»

Рисунок не приводится.

4) баланс мощности энергорайона, ограниченного сечением «Алапаевск — Салда — Вязовская» на основании фактических замеров за 2011 — 2012 годы, и максимально допустимые перетоки мощности в нормальной и ремонтной схемах представлены в таблице 15;

БАЛАНС ЭНЕРГОРАЙОНА, ОГРАНИЧЕННОГО СЕЧЕНИЕМ «АЛАПАЕВСК — САЛДА — ВЯЗОВСКАЯ»

Таблица 15

------------------------+-----------------------+--------------------------¦ Составляющие баланса ¦ Летний ¦ Зимний режим, ¦¦ ¦ (весенне-осенний) ¦ с 15 ноября 2011 года ¦¦ ¦ режим, ¦ по 15 марта 2012 года ¦¦ ¦ с 16 марта 2012 года ¦ ¦¦ ¦по 14 ноября 2012 года ¦ ¦+-----------------------+-----------------------+-------------------------+¦Потребление ¦Максимум - 193 МВт ¦Максимум - 230 МВт ¦¦ ¦(зафиксирован ¦(зафиксирован 03.02.2012)¦¦ ¦18.09.2012) ¦По зимнему контрольному ¦¦ ¦По летнему контрольному¦замеру - 206 МВт ¦¦ ¦замеру - 162 МВт ¦ ¦+-----------------------+-----------------------+-------------------------+¦Генерация ¦Нет ¦Нет ¦+-----------------------+-----------------------+-------------------------+¦Дефицит ¦193 МВт (на момент ¦230 МВт (на момент ¦¦ ¦максимума потребления) ¦максимума потребления) ¦¦ ¦162 МВт (на момент ¦206 МВт (на момент ¦¦ ¦летнего контрольного ¦зимнего контрольного ¦¦ ¦замера) ¦замера) ¦+-----------------------+-----------------------+-------------------------+¦Переток в КС ¦до 193 МВт ¦до 230 МВт ¦¦в нормальной схеме ¦ ¦ ¦+-----------------------+-----------------------+-------------------------+¦МДП в КС в нормальной ¦319 МВт ¦395 МВт ¦¦схеме ¦ ¦ ¦+-----------------------+-----------------------+-------------------------+¦МДП в КС в наиболее ¦193 МВт ¦ - ¦¦тяжелой <*> ремонтной ¦ ¦ ¦¦схеме (ремонт АТ1(2) ¦ ¦ ¦¦ПС 220 кВ Салда) ¦ ¦ ¦+-----------------------+-----------------------+-------------------------+¦Примечание: <*> в качестве наиболее тяжелой ремонтной схемы ¦¦рассматривается единичный ремонт электросетевого оборудования или единицы¦¦генерирующего оборудования, приводящий к наибольшему снижению МДП в КС ¦¦или к наибольшему увеличению перетока мощности в КС ¦---------------------------------------------------------------------------

5) электрических станций в энергорайоне, ограниченного сечением «Алапаевск — Салда — Вязовская» нет;

6) анализ схемно-режимных ситуаций (СРС), приводящих к нарушению допустимых параметров режима в энергорайоне, ограниченного сечением «Алапаевск — Салда — Вязовская»:

Описание СРС:

Наиболее сложной СРС, приводящей к нарушению допустимых параметров режима, является наложение аварийного отключения АТ2(1) ПС 220 кВ Салда на ремонт АТ1(2) ПС 220 кВ Салда в летний (весенне-осенний) период.

При наложении аварийного отключения АТ2(1) ПС 220 кВ Салда на ремонт АТ1(2) ПС 220 кВ Салда, по факту исчезновения напряжения на 1 и 2 С 220 кВ ПС 220 кВ Салда будет работать АРЛ ПС 220 кВ Салда с действием на отключение В 110 кВ ВЛ Апрельская 1, 2 на ПС 220 кВ Салда (ОН до 45 МВт). После работы АРЛ ПС 220 кВ Салда токовая загрузка ВЛ 110 кВ Вязовская — Салка 1, 2 составит до 98 процентов по каждой ВЛ, напряжения на СШ 110 кВ ПС 220 кВ Салда не менее 107 кВ. Режим сети приведен в приложении 7 на Рисунке 19.

Для соблюдения в послеаварийном режиме требований к устойчивости энергосистем, в части допустимой токовой нагрузки оборудования, при подготовке к следующему нормативному возмущению (наиболее тяжелое возмущение в ПАР — отключение ВЛ 110 кВ Вязовская — Салка 1(2) приведет к перегрузке ВЛ 110 кВ Вязовская — Салка 2(1)) (приложение 7 рисунок 20) необходим ввод графиков временного отключения потребления (ГВО).

Объем ГВО:

Необходимый объем ГВО, после действия ПА составит 50 МВт (суммарный объем отключенных потребителей с учетом действия АРЛ ПС 220 кВ Салда 97 МВт). Согласно утвержденному «Графику временного отключения потребления в операционной зоне Филиала ОАО «СО ЕЭС» Свердловское РДУ на 2012/2013 годов» располагаемый объем ГВО составляет 6,35 МВт;

7) ограничивающими элементами в сечении «Алапаевск — Салда — Вязовская» являются:

провод ВЛ 110 кВ Вязовская — Салка 1, 2;

провод ВЛ 110 кВ Пятилетка — Салка 1, 2;

на ПС 220 кВ Вязовская ошиновка ВЛ 110 кВ Вязовская — Салка 1, 2;

на ПС 110 кВ Салка ошиновка ВЛ 110 кВ Вязовская — Салка 1, 2; Салка — Пятилетка 1, 2;

8) перечень мероприятий, рекомендуемых для ликвидации «узких мест» в сечении «Алапаевск — Салда — Вязовская», приведен в таблице 16. В приложении 7 на рисунке 21 показан режим аварийного отключения АТ1(2) ПС 220 кВ Салда при ремонте АТ2(1) ПС 220 кВ Салда после мероприятий. Для подготовки к отключению ВЛ 110 кВ Вязовская — Салка 1(2) (режим показан в приложении 7 на рисунке 21) ввод ГВО не требуется, таким образом предложенных мероприятий достаточно.

ПЕРЕЧЕНЬ МЕРОПРИЯТИЙ, ВЫПОЛНЯЕМЫХ В ПЕРСПЕКТИВЕ ДЛЯ ЛИКВИДАЦИИ «УЗКИХ МЕСТ» В ЭНЕРГОРАЙОНЕ, ОГРАНИЧЕННОМ СЕЧЕНИЕМ «АЛАПАЕВСК — САЛДА — ВЯЗОВСКАЯ»

Таблица 16

------------------------------------------------------------+--------------¦ Мероприятие ¦Эффективность¦
¦ ¦ мероприятия ¦¦ ¦ (МВт) ¦+-----------------------------------------------------------+-------------+¦На ПС 220 кВ Вязовская заменить ошиновку ВЛ 110 кВ ¦50 МВт ¦¦Вязовская - Салка 1, 2, выполненную проводом марки ¦ ¦¦АС-120/19 на провод марки не менее АС-240/39 или ¦ ¦¦аналогичный по ДТН ¦ ¦+-----------------------------------------------------------+ ¦¦На ПС 110 кВ Салка заменить ошиновку ВЛ 110 кВ Вязовская - ¦ ¦¦Салка 1, 2, выполненную проводом марки АС-120/19 на провод ¦ ¦¦марки не менее АС-240/39 или аналогичный по ДТН ¦ ¦+-----------------------------------------------------------+ ¦¦Реконструкция ВЛ 110 кВ Вязовская - Салка 1,2 и ВЛ 110 кВ ¦ ¦¦Пятилетка - Салка 1, 2 с заменой провода ¦ ¦------------------------------------------------------------+--------------

Свод описания «узкого места» с анализом результативности указанных мероприятий приведен в приложении 8.

8. РЕЖЕВСКОЙ ЭНЕРГОРАЙОН

1) Наименование «узкого места»: Режевской энергорайон;

2) причины отнесения к «узкому месту»: ввод ГВО на величину до 33 процентов (45 МВт) от максимального потребления энергорайона (характерно для зимнего и летнего (весенне-осеннего) периода);

3) характеристика энергорайона:

Режевской энергорайон включает в себя следующие основные энергообъекты: ПС 110 кВ ЕГРЭС; ПС 110 кВ Реж; ПС 110 кВ Шогринская; Режевская ГТ ТЭЦ.

Границы контролируемого сечения «Режевской энергорайон» (далее — КС Реж) определяют следующие элементы сети:

В 110 кВ Осинцево на ПС 220 кВ Ница;

В 110 кВ ВЛ Новгородово на ПС 220 кВ Ница;

В 110 кВ ВЛ ЕГРЭС 1, 2 на ПС 220 кВ Окунево;

В 110 кВ ВЛ Реж 1, 2 на ПС 220 кВ Окунево;

В 110 кВ ВЛ Разъезд 132 на ПС 110 кВ Алапаевск;

В 110 кВ ВЛ Таволги на ВТГРЭС.

Графическое изображение КС Режевского энергорайона представлено на рисунке 8;

Рис. 8. РЕЖЕВСКОЙ ЭНЕРГОРАЙОН

Рисунок не приводится.

4) баланс мощности Режевского энергорайона на основании фактических замеров за 2011 — 2012 годы и максимально допустимые перетоки мощности в нормальной и ремонтной схемах представлены в таблице 17:

БАЛАНС РЕЖЕВСКОГО ЭНЕРГОРАЙОНА

Таблица 17

------------------------+-----------------------+--------------------------¦ Составляющие баланса ¦ Летний ¦ Зимний режим, ¦¦ ¦ (весенне-осенний) ¦ с 15 ноября 2011 года ¦¦ ¦ режим, ¦ по 15 марта 2012 года ¦¦ ¦ с 16 марта 2012 года ¦ ¦¦ ¦по 14 ноября 2012 года ¦ ¦+-----------------------+-----------------------+-------------------------+¦ 1 ¦ 2 ¦ 3 ¦+-----------------------+-----------------------+-------------------------+¦Потребление ¦Максимум - 135 МВт ¦Максимум - 165 МВт ¦¦ ¦(зафиксирован ¦(зафиксирован 03.02.2012)¦¦ ¦04.10.2012) ¦По зимнему контрольному ¦¦ ¦По летнему контрольному¦замеру - 143 Вт ¦¦ ¦замеру - 106 МВт ¦ ¦+-----------------------+-----------------------+-------------------------+¦Генерация ¦0 МВт ¦0 МВт ¦+-----------------------+-----------------------+-------------------------+¦Дефицит ¦135 МВт (на момент ¦165 МВт (на момент ¦¦ ¦максимума потребления) ¦максимума потребления) ¦¦ ¦106 МВт (на момент ¦143 МВт (на момент ¦¦ ¦летнего контрольного ¦зимнего контрольного ¦¦ ¦замера) ¦замера) ¦+-----------------------+-----------------------+-------------------------+¦Переток в КС ¦до 135 МВт ¦до 165 МВт ¦¦в нормальной схеме ¦ ¦ ¦+-----------------------+-----------------------+-------------------------+¦МДП в КС в нормальной ¦215 МВт ¦215 МВт ¦¦схеме ¦ ¦ ¦+-----------------------+-----------------------+-------------------------+¦МДП в КС в наиболее ¦140 МВт ¦ - ¦¦тяжелой <*> ремонтной ¦ ¦ ¦¦схеме (ремонт 3(4) СШ ¦ ¦ ¦¦110 кВ ПС 220 кВ ¦ ¦ ¦¦Окунево) ¦ ¦ ¦+-----------------------+-----------------------+-------------------------+¦Примечание: <*> в качестве наиболее тяжелой ремонтной схемы ¦¦рассматривается единичный ремонт электросетевого оборудования или единицы¦¦генерирующего оборудования, приводящий к наибольшему снижению МДП в КС ¦¦или к наибольшему увеличению перетока мощности в КС ¦---------------------------------------------------------------------------

5) перечень электрических станций, находящихся в Режевском энергорайоне, с указанием располагаемой активной мощности и диапазонов регулирования активной мощности представлен в таблице 18;

ПЕРЕЧЕНЬ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СТАНЦИЙ, НАХОДЯЩИХСЯ В РЕЖЕВСКОМ ЭНЕРГОРАЙОНЕ

Таблица 18

-------------------+-------------+-----------------+------------------¦ Наименование ¦Установленная¦ Располагаемая ¦ Диапазон ¦¦ электростанции ¦мощность, МВт¦ мощность, МВт ¦ регулирования ¦¦ ¦ ¦ ¦ <*>, МВт ¦¦ ¦ +--------+--------+--------+--------+¦ ¦ ¦ зима ¦ лето ¦ зима ¦ лето ¦+------------------+-------------+--------+--------+--------+--------+¦ Режевская ГТ ТЭЦ ¦ 18 ¦ 17,7 ¦ 14,5 ¦ - ¦ - ¦+------------------+-------------+--------+--------+--------+--------+¦Примечание: <*> - диапазон регулирования активной мощности ¦¦электростанции указывается только при наличии "запертой" мощности ¦¦электростанций ¦----------------------------------------------------------------------

6) анализ схемно-режимных ситуаций (СРС), приводящих к нарушению допустимых параметров режима в Режевском энергорайоне:

Описание СРС:

В летний (весенне-осенний) период наиболее сложной СРС, приводящей к нарушению допустимых параметров режима, является отключение 3(4) СШ 110 кВ ПС 220 кВ Окунево при ремонте 4(3) СШ 110 кВ ПС 220 кВ Окунево. В сложившейся СРС, токовая загрузка ВЛ 110 кВ ВТГРЭС — Таволги может составить до 95 процентов. Режим сети приведен в приложении 7 на рисунке 22.

Для соблюдения в послеаварийном режиме требований к устойчивости энергосистем, в части допустимой токовой нагрузки оборудования, при подготовке к следующему нормативному возмущению (наиболее тяжелое возмущение в ПАР — отключение ВЛ 220 кВ РефтГРЭС — Ница приведет к перегрузке ВЛ 110 кВ ВТГРЭС — Таволги) (приложение 7 рисунок 23) требуется ограничение перетока в КС Реж в послеаварийном режиме до 110 МВт, путем ввода ГВО в объеме до 25 МВт.

Для соблюдения в послеаварийном режиме требований к устойчивости энергосистем, в части допустимых уровней напряжения в узлах электрической сети, при подготовке к следующему нормативному возмущению (наиболее тяжелое возмущение в ПАР — отключение 1 СШ 110 кВ ВТГРЭС приведет к недопустимому снижению напряжения на шинах ПС 110 кВ Каната) (приложение 7 рисунок 25) требуется ограничение перетока в КС Реж в послеаварийном режиме до 85 МВт, путем ввода ГВО в объеме до 45 МВт. Так как отключение 1 СШ 110 кВ ВТГРЭС является наиболее тяжелым нормативным возмущением в сложившейся СРС, то МДП в летний период будет определяться по критерию допустимости уровней напряжения в электрической сети.

В зимний период наиболее сложной СРС, приводящей к нарушению допустимых параметров режима, является аварийное отключение 3(4) СШ 110 кВ ПС 220 кВ Окунево. Режим сети приведен в приложении 7 на рисунке 27.

Для соблюдения в послеаварийном режиме требований к устойчивости энергосистем, в части допустимой токовой нагрузки оборудования, при подготовке к следующему нормативному возмущению (наиболее тяжелое возмущение в ПАР — отключение 1 СШ 110 кВ ВТГРЭС приведет к перегрузке ВЛ 110 кВ Окунево — Реж 1(2) (приложение 7 Рисунок 28); отключение 4(3) СШ 110 кВ Окунево приведет к перегрузке ВЛ 110 кВ ВТГРЭС — Таволги) требуется ограничение перетока в КС Реж в послеаварийном режиме до 125 МВт, путем ввода ГВО в объеме до 40 МВт.

Возможные схемно-режимные мероприятия, выполняемые в оперативном порядке для ввода режима в допустимую область и минимизации ГВО:

загрузка генераторов Режевской ГТ ТЭЦ до максимально возможной величины (снижает объем ГВО на 15 — 18 МВт).

Необходимый объем ГВО без учета разворота генераторов Режевской ГТ ТЭЦ (снижает ГВО на 15 — 18 МВт) составляет: в летний (весенне-осенний) период — до 45 МВт; в зимний период — до 40 МВт в послеаварийном режиме;

7) ограничивающими элементами в КС Реж являются:

провод ВЛ 110 кВ ВТГРЭС — Таволги;

трансформаторы тока ВЛ 110 кВ Окунево — Реж 1,2 на ПС 110 кВ Реж;

8) перечень мероприятий, рекомендуемых для ликвидации «узких мест» в Режевском энергорайоне, приведен в таблице 19. В приложении 7 на рисунках 24, 26, 29 показаны послеаварийные схемы, рассматриваемых выше СРС с учетом мероприятий, в связи с тем, что ввод ГВО не требуется — предложенных мероприятий достаточно.

ПЕРЕЧЕНЬ МЕРОПРИЯТИЙ, ВЫПОЛНЯЕМЫХ В ПЕРСПЕКТИВЕ ДЛЯ ЛИКВИДАЦИИ «УЗКИХ МЕСТ» В РЕЖЕВСКОМ ЭНЕРГОРАЙОНЕ

Таблица 19

------------------------------------------------------------+--------------¦ Мероприятие ¦Эффективность¦¦ ¦ мероприятия ¦¦ ¦ (МВт) ¦+-----------------------------------------------------------+-------------+¦Установить АОСН на ПС 110 кВ Реж; ПС 110 кВ Калата; ¦ 30 ¦¦ПС 110 кВ Таволги с действием на отключение нагрузки ¦ ¦¦в объеме до 30 МВт ¦ ¦+-----------------------------------------------------------+-------------+¦Реконструкция ВЛ 110 кВ ВТГРЭС - Таволги с заменой провода ¦ 25 ¦¦марки АС-95 и АС-120 на провод марки АС-185/29 или ¦ ¦¦аналогичный по ДТН ¦ ¦+-----------------------------------------------------------+-------------+¦Заменить трансформаторы тока ВЛ 110 кВ Окунево - Реж 1,2 ¦ 45 ¦¦на ПС 110 кВ Реж номиналом 320 А на трансформаторы тока ¦(для зимнего ¦¦номиналом 600 А ¦периода) ¦------------------------------------------------------------+--------------

Свод описания «узкого места» с анализом результативности указанных мероприятий приведен в приложении 8.

9. СЕЧЕНИЕ «АТ ПС 220 КВ ПЕРВОУРАЛЬСКАЯ»

1) Наименование «узкого места»: сечение «АТ ПС 220 кВ Первоуральская»;

2) причины отнесения к «узкому месту»: ввод ГВО на величину до 47 процентов (155 МВт) от максимального перетока по сечению АТ ПС 220 кВ Первоуральская (характерно для летнего (весенне-осеннего) периода);

3) характеристика энергорайона:

Энергорайон, ограниченный сечением «АТ ПС 220 кВ Первоуральская», включает в себя основные энергообъекты: ПС 220 кВ Первоуральская; ПС 110 кВ Хромпик; ПС 110 кВ Кузино; ПС 110 кВ Шаля.

Границы контролируемого сечения АТ ПС 220 кВ Первоуральская (далее — КС «АТ ПС 220 кВ Первоуральская») определяют следующие элементы сети:

В 110 кВ АТП на ПС 220 кВ Первоуральская;

В 110 кВ АТ2, 3 на ПС 220 кВ Первоуральская;

В 110 кВ ВЛ Хромпик 1,2 на СУГРЭС;

В 110 кВ ВЛ Дегтярка 1, 2 на ПС 220 кВ Первоуральская;

В 110 кВ ВЛ Дидино на ПС 220 кВ Первоуральская;

В 110 кВ ВЛ Нижние Серги на ПС 220 кВ Первоуральская;

В 110 кВ ВЛ Шамары на ПС 110 кВ Вогулка.

Графическое изображение КС «АТ ПС 220 кВ Первоуральская» представлено на рисунке 9;

4) баланс мощности энергорайона, ограниченного сечением «АТ ПС 220 кВ Первоуральская», на основании фактических замеров за 2011 — 2012 годы, и максимально допустимые перетоки мощности в нормальной и ремонтной схемах представлены в таблице 20;

Рис. 9. СЕЧЕНИЕ «АТ ПС 220 КВ ПЕРВОУРАЛЬСКАЯ»

Рисунок не приводится.

БАЛАНС МОЩНОСТИ ЭНЕРГОРАЙОНА, ОГРАНИЧЕННОГО СЕЧЕНИЕМ «АТ ПС 220 КВ ПЕРВОУРАЛЬСКАЯ»

Таблица 20

------------------------+-----------------------+--------------------------¦ Составляющие баланса ¦ Летний ¦ Зимний режим, ¦¦ ¦ (весенне-осенний) ¦ с 15 ноября 2011 года ¦¦ ¦ режим, ¦ по 15 марта 2012 года ¦¦ ¦ с 16 марта 2012 года ¦ ¦¦ ¦по 14 ноября 2012 года ¦ ¦+-----------------------+-----------------------+-------------------------+¦Потребление ¦Максимум - 339 МВт ¦Максимум - 394 МВт ¦¦ ¦(зафиксирован ¦(зафиксирован 31.01.2012)¦¦ ¦25.05.2012) ¦По зимнему контрольному ¦¦ ¦По летнему контрольному¦замеру - 353 МВт ¦¦ ¦замеру - 311 МВт ¦ ¦+-----------------------+-----------------------+-------------------------+¦Генерация ¦9 (на момент максимума ¦36 (на момент максимума ¦¦ ¦потребления) 6 МВт ¦потребления) 36 МВт ¦¦ ¦(на момент летнего ¦(на момент зимнего ¦¦ ¦контрольного замера) ¦контрольного замера) ¦+-----------------------+-----------------------+-------------------------+¦Дефицит ¦330 МВт (на момент ¦358 МВт (на момент ¦¦ ¦максимума потребления) ¦максимума потребления) ¦¦ ¦305 МВт (на момент ¦317 МВт (на момент ¦¦ ¦летнего контрольного ¦зимнего контрольного ¦¦ ¦замера) ¦замера) ¦+-----------------------+-----------------------+-------------------------+¦Переток в КС ¦до 330 МВт ¦до 358 МВт ¦¦в нормальной схеме ¦ ¦ ¦+-----------------------+-----------------------+-------------------------+¦МДП в КС в нормальной ¦370 МВт ¦540 МВт ¦¦схеме ¦ ¦ ¦+-----------------------+-----------------------+-------------------------+¦МДП в КС в наиболее ¦260 <**> МВт ¦ - ¦¦тяжелой <*> ремонтной ¦ ¦ ¦¦схеме (ремонт АТ2(3) ¦ ¦ ¦¦ПС 220 кВ ¦ ¦ ¦¦Первоуральская) ¦ ¦ ¦+-----------------------+-----------------------+-------------------------+¦Примечание: <*> в качестве наиболее тяжелой ремонтной схемы ¦¦рассматривается единичный ремонт электросетевого оборудования или единицы¦¦генерирующего оборудования, приводящий к наибольшему снижению МДП в КС ¦¦или к наибольшему увеличению перетока мощности в КС. ¦¦<**> - МДП указан с учетом схемно-режимных мероприятий ¦---------------------------------------------------------------------------

5) перечень электрических станций, находящихся в энергорайоне, ограниченном сечением «АТ ПС 220 кВ Первоуральская», с указанием располагаемой активной мощности и диапазонов регулирования активной мощности, представлен в таблице 21;

ПЕРЕЧЕНЬ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СТАНЦИЙ, НАХОДЯЩИХСЯ В ЭНЕРГОРАЙОНЕ, ОГРАНИЧЕННОГО СЕЧЕНИЕМ «АТ ПС 220 КВ ПЕРВОУРАЛЬСКАЯ»

Таблица 21

----------------------+-------------+-----------------+------------------¦ Наименование ¦Установленная¦ Располагаемая ¦ Диапазон ¦¦ электростанции ¦мощность, МВт¦ мощность, МВт ¦ регулирования ¦¦ ¦ ¦ ¦ <*>, МВт ¦¦ ¦ +--------+--------+--------+--------+¦ ¦ ¦ зима ¦ лето ¦ зима ¦ лето ¦+---------------------+-------------+--------+--------+--------+--------+¦Первоуральская ТЭЦ ¦ 36 ¦ 36 ¦ 9,7 ¦ - ¦ - ¦+---------------------+-------------+--------+--------+--------+--------+¦Примечание: <*> - диапазон регулирования активной мощности ¦¦электростанции указывается только при наличии "запертой" мощности ¦¦электростанций ¦-------------------------------------------------------------------------

6) анализ схемно-режимных ситуаций (СРС), приводящих к нарушению допустимых параметров режима в энергорайоне, ограниченного сечением «АТ ПС 220 кВ Первоуральская»:

Описание СРС:

В летний (весенне-осенний) период наиболее сложной СРС, приводящей к нарушению допустимых параметров режима, является отключение АТ2(3) ПС 220 кВ Первоуральская при ремонте АТ3(2) ПС 220 кВ Первоуральская. В сложившейся СРС без учета схемно-режимных мероприятий токовая загрузка АТГ1 ПС 220 кВ Первоуральская может достигнуть 117 процентов. С учетом схемно-режимных мероприятий (размыкание и перенос точки разрыва транзитов 110 кВ) токовая загрузка АТГ1 ПС 220 кВ Первоуральская — до 94 процентов, токовая загрузка ВЛ 110 кВ СУГРЭС — Хромпик 1(2) до 96 процентов. Режим сети приведен в приложении 7 на рисунке 30.

Для соблюдения в послеаварийном режиме требований к устойчивости энергосистем, в части допустимой токовой нагрузки оборудования, при подготовке к следующему нормативному возмущению (наиболее тяжелое возмущение в ПАР — отключение АТГ1 ПС 220 кВ Первоуральская приведет к перегрузке ВЛ 110 кВ СУГРЭС — Хромпик 1(2); ВЛ 110 кВ Дегтярка — Полевская — Приложение 7 Рисунок 31) требуется ограничение перетока в КС «АТ ПС 220 кВ Первоуральская» в послеаварийном режиме до 105 МВт, путем ввода ГВО в объеме до 155 МВт.

Возможные схемно-режимные мероприятия, выполняемые в оперативном порядке для ввода режима в допустимую область и минимизации ГВО:

1) размыкание транзита 110 кВ Первоуральская — Михайловская — Красноуфимская на В 110 кВ ВЛ Н. Серги и В 110 кВ ВЛ Дидино на ПС 110 кВ Михайловская Первоуральская (снижает объем ГВО на 15 МВт);

2) перенос точки разрыва транзита 110 кВ Первоуральская — Кузино — Ирень на В 110 кВ ВЛ Бойцы и В 110 кВ ВЛ Кузино на ПС 220 кВ Первоуральская (снижает объем ГВО на 35 МВт);

3) перевод нагрузки (до 7 МВт) 2 С 110 кВ ПС 220 кВ Дружинино, запитанной от ВЛ 110 кВ Дидино — Михайловская, на 1 С 110 кВ ПС 220 кВ Дружинино, запитанной от ВЛ 220 кВ Емелино — Первоуральская 1 (на ПС 220 кВ Дружинино 1, 2 С 110 кВ работают раздельно). Параллельная работа 1, 2 С 110 кВ ПС 220 кВ Дружинино с образованием транзита мощности через АТ1 ПС 220 кВ Дружинино из сети 220 кВ в сеть 110 кВ Юго-Западного энергорайона невозможна по надежности питания потребителей ПС 220 кВ Дружинино в связи с отсутствием секционного выключателя 110 кВ, а также по условиям релейной защиты в связи с отсутствием линейных защит на ПС 220 кВ Дружинино (снижает объем ГВО на 5 МВт).

Необходимый объем ГВО с учетом мероприятий в летний (весенне-осенний) период составляет до 155 МВт в послеаварийном режиме;

7) ограничивающими элементами в КС «АТ ПС 220 кВ Первоуральская» являются:

ТГ1 и АТ2(3) ПС 220 кВ Первоуральская;

провод ВЛ 110 кВ СУГРЭС — Хромпик 1(2);

трансформатор тока и ВЧ заградитель ВЛ 110 кВ СУГРЭС — Хромпик 1, 2 на ПС 110 кВ Хромпик;

ВЧ заградитель ВЛ 110 кВ СУГРЭС — Хромпик 1 и 2 на СУГРЭС;

провод ВЛ 110 кВ Дегтярка — Полевская;

ошиновка ПС 110 кВ Полевская и ПС 110 кВ Дегтярка по ВЛ 110 кВ Дегтярка — Полевская;

8) перечень мероприятий, рекомендуемых для ликвидации «узких мест» в энергорайоне, ограниченном сечением «АТ ПС 220 кВ Первоуральская», приведен в таблице 22. В приложении 7 на рисунке 32 показан режим аварийного отключения АТ2(3) ПС 220 кВ Первоуральская при ремонте АТ3(1) ПС 220 кВ Первоуральская после мероприятий. Для подготовки к отключению АТГ1 ПС 220 кВ Первоуральская (режим показан в приложении 7 на рисунке 32) ввод ГВО не требуется, таким образом предложенных мероприятий достаточно.

ПЕРЕЧЕНЬ МЕРОПРИЯТИЙ, ВЫПОЛНЯЕМЫХ В ПЕРСПЕКТИВЕ ДЛЯ ЛИКВИДАЦИИ «УЗКИХ МЕСТ» В ЭНЕРГОРАЙОНЕ, ОГРАНИЧЕННОМ СЕЧЕНИЕМ «АТ ПС 220 КВ ПЕРВОУРАЛЬСКАЯ»

Таблица 22

------------------------------------------------------------+--------------¦ Мероприятие ¦Эффективность¦¦ ¦ мероприятия ¦¦ ¦ (МВт) ¦+-----------------------------------------------------------+-------------+¦Выполнить установку САОН на ПС 220 кВ Первоуральская, ¦ 40 ¦¦действующей по факту отключения всех АТП, АТ2 и АТ3 на ПС ¦ ¦¦220 кВ Первоуральская, с действием на отключение нагрузки ¦ ¦

Добавить комментарий

Adblock
detector