ОРГАНИЗАЦИЯ ПАРАЛЛЕЛЬНОЙ РАБОТЫ ЦЕНТРАЛЬНОГО И ЗАПАДНОГО ЭНЕРГОРАЙОНОВ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ РЕСПУБЛИКИ САХА (ЯКУТИЯ) С ОЭС ВОСТОК

ВВЕДЕНИЕ

Энергосистема Республики Саха (Якутия) состоит из трех не связанных между собой энергорайонов – Южно-Якутского, Центрального и Западного, а также зоны децентрализованного энергоснабжения – Северного энергорайона.
В энергосистеме республики представлены все виды генерации: гидрогенерация (Вилюйская ГЭС 1 и 2, Светлинская ГЭС), газовая генерация (Якутская ГРЭС, Якутская ТЭЦ), генерация на угле (Нерюнгринская ГРЭС, Чульманская ТЭЦ). Кроме того, по причине огромных малонаселенных территорий обслуживания, сильное развитие получила «малая» энергетика, представленная дизельными электростанциями.
Республика Саха (Якутия) является одним из самых богатых субъектов РФ по минерально-сырьевым ресурсам, на ее территории находятся месторождения алмазов, золота, каменного и бурого угля, железн ...

СОДЕРЖАНИЕ


Введение………………………………………………………………………... 7
1 Анализ современного состояния якутской энергосистемы……………... 9
1.1 Краткая характеристика районов…………………………………………. 9
1.2 Состояние и основные проблемы схемы электрических сетей 110 кВ и выше………………………………………………………………………..
12
1.2.1 Южно-Якутский энергорайон…………………………………………. 12
1.2.2 Центральный энергорайон……………………………………………... 13
1.2.3 Западный энергорайон…………………………………………………. 14
1.3 Обоснование связи с ОЭС Востока……………………………………… 15
1.3.1 ОЭС Востока – ЦЭР……………………………………………………. 15
1.3.2 ОЭС Востока – ЗЭР……………………………………………………… 16
2 Прогноз спроса на электрическую энергию и мощность………………… 17
2.1 Прогноз уровня электропотребления…………………………………….. 17
2.2 Баланс активной мощности и электроэнергии республики Саха (Яку-тия)………………………………………………………………………….. 23
2.3 Развитие источников электроснабжения…………………………………. 25
3 Разработка схемы электроснабжения энергорайонов…………………….. 27
3.1 Южно – Якутский энергорайон…………………………………………… 27
3.2 Центральный энергорайон………………………………………………… 30
3.3 Западный энергорайон…………………………………………………….. 32
4 Основные технические решеия по линиям межсистемных связей………. 34
4.1 Центральный энергорайон – ОЭС Востока………………………………. 34
4.1.1 Характеристика трассы………………………………………………….. 34
4.1.2 Климатические условия………………………………………………... 35
4.1.3 Провода и тросы…………………………………………………………. 35
4.1.4 Опоры и фундаменты……………………………………………………. 38
4.2 ОЭС Востока – Западный энергорайон Якутии………………………… 39
4.2.1 Провода и тросы………………………………………………………….. 39
5 Экономическое обоснование сроительства участка электрической сети.. 41
5.1 Определение стоимости строительства линии…………………………… 41
5.2 Расчет текущих расходов по эксплуатационному обслуживанию ВЛ…. 43
5.3 Расчет экономического эффекта от реконструкции участка сети………. 50
5.4 Расчет срока окупаемости…………………………………………………. 51
6 Электрические расчеты……………………………………………………... 52
6.1 Расчеты параметров схемы замещения ЛЭП…………………………….. 53
6.2 Шунтирующие реакторы и конденсаторные батареи…………………… 54
6.3 Диаграммы генераторов………………………………………………….. 54
6.4 Статическая устойчивость………………………………………………… 55
6.4.1 Проектные решения для увеличения перетока………………………… 65
6.5 Динамическая устойчивость………………………………………………. 74
6.6 Минимум нагрузки……………………………………………………….. 81
6.6.1 ОЭС Востока – ЦЭР……………………………………………………… 81
6.6.2 ОЭС Востока – ЗЭР………………………………………………………. 81
6.7 Расчет перетока на 2016 год………………………………………………. 82
7 Разработка мероприятий по защите от электромагнитных полей при работе в охранной зоне воздушной линии…………………………………… 86
7.1 Техника безопасности при работе в охранной зоне воздушной линии... 86
7.2 Гигиенические требования по обеспечению защиты работающих от неблагоприятного влияния электромагнитных полей…………………... 88
7.2.1 Общие требования……………………………………………………….. 88
7.2.2 Требования к коллективным и индивидуальным средствам защиты от неблагоприятного влияния ЭМП……………………………………... 89
7.2.3 Принципы и методы контроля безопасности и эффективности средств защиты ………………………………………………………………… 90
7.2.4 Лечебно-профилактические мероприятия……………………………… 91
7.3 Оценка электромагнитных полей промышленной частоты…………….. 91
7.3.1 Оценка электрического поля промышленной частоты в охранной зоне ВЛ……………………………………………………………………... 93
7.3.2 оценка магнитного поля промышленной частоты в охранной зоне вл. 97
8 Разработка мероприятий по безопасности жизнедеятельности при работе на воздушных линиях электропередач………………………………….. 99
8.1 вредные и опасные производственных факторов. ……………………... 99
8.2 Меры защиты от вредных факторов……………………………………... 101
8.3 Общие требования производства работ………………………………… 103
8.4 Требования безопасности перед началом работ………………………… 104
8.5 Работа на высоте…………………………………………………………… 104
8.6 Производство работ в зоне действующих ЛЭП…………………………. 106
8.7 Применение средств защиты……………………………………………… 107
Заключение……………………………………………………………………... 113
Список использованных источников…………………………………………. 115
ПРИЛОЖЕНИЕ А……………………………………………………………… 118
ПРИЛОЖЕНИЕ Б ……………………………………………………………... 119
ПРИЛОЖЕНИЕ В……………………………………………………………… 122
ПРИЛОЖЕНИЕ Г……………………………………………………………… 144

ВВЕДЕНИЕ

Энергосистема Республики Саха (Якутия) состоит из трех не связанных между собой энергорайонов – Южно-Якутского, Центрального и Западного, а также зоны децентрализованного энергоснабжения – Северного энергорайона.
В энергосистеме республики представлены все виды генерации: гидрогенерация (Вилюйская ГЭС 1 и 2, Светлинская ГЭС), газовая генерация (Якутская ГРЭС, Якутская ТЭЦ), генерация на угле (Нерюнгринская ГРЭС, Чульманская ТЭЦ). Кроме того, по причине огромных малонаселенных территорий обслуживания, сильное развитие получила «малая» энергетика, представленная дизельными электростанциями.
Республика Саха (Якутия) является одним из самых богатых субъектов РФ по минерально-сырьевым ресурсам, на ее территории находятся месторождения алмазов, золота, каменного и бурого угля, железн ой руды, природного газа, олова, вольфрама, полиметаллических руд, сурьмы, пьезокварца, слюды, ртути, апатитов. Помимо этого есть каменная и поваренная соль, известняки, слюды, перспективны поиски месторождений нефти. В республике сосредоточены 22% гидроресурсов России. В связи с этим в период с 2012 года, будет производиться массовое освоение природных богатств Якутии, для осуществления этого в трех энергорайонах будут вводиться новые потребители, для их энергоснабжения будут производиться работы по строительству новых линий электропередач и модернизация (реконструкция старых).
Южный энергорайон (ЮЯЭР) обеспечивает электроэнергией Южно-Якутский территориально-промышленный комплекс, Нерюнгринский и Алданский промышленные и сельскохозяйственные узлы. ЮЯЭР имеет связь с ОЭС Востока посредством ВЛ 220 кВ Тында – НГРЭС.
Центральный энергорайон (ЦЭР) объединяет центральный промышленный узел и группу центральных улусов, в том числе заречных, связанных с левобережьем уникальным переходом через реку Лена – линия электропередачи в габаритах 220 кВ. Энергоснабжение района осуществляется от Якутской ГРЭС, которая выработала свой ресурс, в связи с этим наблюдаются неполадки в работе оборудования. Покрытие максимума нагрузки происходит, кроме основной электростанции, за счет работы множества ДЭС, обслуживание которых стоит огромных затрат.
Западный энергорайон (ЗЭР) объединяет Айхало-Удачнинский, Мирнинский, Ленский промышленные узлы и группу Вилюйских сельскохозяйственных улусов, а также связь с Олекминским районом. На территории Западного энергорайона намечается строительство новых крупных электросетевых объектов, например нефтепровод Восточная Сибирь – Тихий Океан. В связи с этим ведется строительство линий 220 кВ, в направлении ОЭС Востока, для обеспечения надежного электроснабжения новых потребителей.
Целью дипломного проекта является оценка возможности параллельной работы энергорайонов Республики Саха (Якутия) с ОЭС Востока. Связь с Центральным энергорайоном предполагается осуществить со строительством линий 220 кВ Нижний Куранах – Томмот – Майя. Связь с Западным энергорайоном осуществиться со строительством линии 220 кВ Нижний Куранах – НПС15 – Олекминск. Такая связь необходима для повышения надежности электроснабжения потребителей и передачи электроэнергии в дефицитные области.
Расчётные сроки, принятые в проекте:
– отчётный год – 2011 г.;
– расчётный – 2015 г.;
– перспективный – 2016 г (наиболее энергодефицитный год).
В проекте выполнены расчеты электрических режимов на расчетный и перспективный сроки в ПК RastrWin. Расчет динамической устойчивости выполнен в ПК ДАКАР.

ТГ3 НГРЭС3541)389-497>487>487Ремонт НГРЭС – ТаежнаяНормальный режим3541)580464->464>464откл. ВЛ 220 кВ НПС 18 – Н.Куранах №13541)567-521>521>521откл. ВЛ 220 кВ НГРЭС – НПС 18 №13541)388-358 3583)>358откл. ТГ3 НГРЭС3541)542-497>497>497Ремонт НПС 18 –Нижний КуранахНормальный режим3541)591543->543>543откл. ВЛ 220 кВ НГРЭС – НПС 18№13541)558-513>513>513откл. ВЛ 220 кВ НГРЭС – Таёжная3541)567-521>521>521откл. ВЛ 110 кВ НПС 18 – Лебединый3541)595-547>5474)>547откл. ТГ3 НГРЭС3541)566-517>517>517Примечание: 1) – переток в ЦЭР 40 МВт; – переток мощности в ЗЭР 11 МВт; – потребление севера ЮЯЭР 317 МВт; 2) ограничение ТТ ВЛ 220 кВ НГРЭС – Таежная;3) – ограничение ТТ ВЛ 220 кВ НГРЭС – НПС 18;4) – только с ПА на НПС 18.Анализируя таблицу 6.6, применение проектных решений позволяет повысить переток в сечении «НГРЭС – Север», а так же обеспечивает возможность передачи мощности в Центральный и Западный энергорайоны республики Саха (Якутия). В таблице указаны мощности рассчитанные при включенной в сечение «НГРЭС – Север» линии 220 кВ НГРЭС – Таёжная.Усиление выдачи мощности НГРЭС линией 220 кВ НГРЭС – Таежная приведет к повышению надежности электроснабжения Таёжного ГОКа и строительства Канкунской ГЭС. С вводом этой линии перегрузка по току при отключении одной из ВЛ 220 кВ НГРЭС – НПС 18 не возникнет. Как видно из таблицы 6.7 реконструкция ВЛ 110 кВ ЧТЭЦ – Нижний Куранах не изменит ситуацию при отключении одного АТ на НГРЭС, по второму АТ будет протекать ток 553 А на стороне ВН, что превышает допустимую в течении 20мин перегрузку по току. Для нормализации работы необходимо отключить один ТГ на шинах 110 кВ НГРЭС. В связи с тем что это визовет дефицит активной и реактивной мощности, предлагается замена 2хАТ 220/110 125 МВА на 2хАТ 220/110 мощностью 200 МВА.Анализируя таблицу 6.7 проблемы возникают в ремонтных схемах при отключении двух из трех ВЛ 220 кВ выдачи мощности НГРЭС в сеть 220 кВ. Как видно из таблицы, переток с 8% запасом по активной мощности превышает мощность в исходном режиме, поэтому в 2015 году возможна передача необходимой мощности в ЦЭР Якутии. В ЗЭР переток составит 11 МВт, идущих на питание НПС 16. Поскольку ЗЭР не является энергодефицитным, питание от НПС 12 до НПС 15 может осуществляется от ЗЭР.При ремонте ВЛ 220 кВ НПС 18 – Нижний Куранах и отключении одной из ВЛ 110 кВ НГРЭС – Чульманская ТЭЦ , вторая линия перегружается по току. Для решения этой проблемы, возможно отключение М.Нимныр – НПС 18. Это возможно при наличии на НПС 18 средств ПА. Иначе придется ограничить переток указанный в таблице 6.7 на 122 МВт.Таблица 6.9 – Результаты расчета статической устойчивости зимнего максимума 2015 года в сечении ОЭС Востока-ЦЭР Якутии со строительством ВЛ 220 кВ НГРЭС – ПС Таёжная и применением проектных решенийСхемаРпред ,МВтР20%,МВтР8%,МВтР по току,МВтР по напряжен,МВтРМДП,МВтНормальная схемаНормальный режим279223->223>2231422)Послеаварийный режимОтключена Нижний Куранах - Томмот251-2302271)>230Отключена Томмот - Майя188-172>172>172Ремонт Томмот - МайяНормальный режим188150->150>1501232)Послеаварийный режимОтключена Нижний Куранах - Томмот174-172>160>160Примечание:1) –Перегруз по трансформатору тока ВЛ 220 кВ Нижний Куранах – Томмот; 2) – Значения указаны с вычетом ΔРнк.Таблица 6.10 – Результаты расчета статической устойчивости зимнего максимума 2015 года в сечении ОЭС Востока-ЗЭР Якутии со строительством ВЛ 220 кВ НГРЭС – ПС Таёжная и применением проектных решенийСхемаРпред ,МВтР20%,МВтР8%,МВтР по току,МВтР по напряжен,МВтРМДП,МВтНормальная схемаНормальный режим255204->204>2041471)Послеаварийный режимОтключена Н.Куранах – НПС15200-184>184>184Ремонт Н.Куранах – НПС 15Нормальный режим200160->160>1601231)Послеаварийный режимОтключена НПС15 - Олекминск180-165>165>165Примечание: 1) – Значения указаны с вычетом ΔРнк.В соответствии с [1], ремонтной схемой называют схему в которой из-за отключенного состояния одного или нескольких элементов электрической сети (а при эксплуатации – также из – за отключенного состояния устройств противоаварийной автоматики) уменьшен максимально допустимый переток в каком – либо сечении. Расчеты показали что при выводе одной линии сечения ОЭС Востока – ЗЭР в ремонт, переток остается таким же как и в нормальной схеме. Поэтому за ремонтный режим принимаем ремонт ВЛ 220 кВ Томмот – Майя.Анализ таблицы 6.9 показал следующее:В послеаварийном при отключении ВЛ 220 кВ Нижний Куранах – Томмот №1 оставшаяся в работе перегружается по току. Анализируя состояния баланса мощности в ЦЭР таблица 2.3, делаем вывод что в 2015 году переток в ЦЭР должен составлять не менее 40 МВт. В соответствии с данными таблицы 6.9, ОЭС Востока способна обеспечить такой переток необходимый для покрытия мощности в ЦЭР .Организация параллельной работы ОЭС Востока с Западным энергорайоном Якутии связана, прежде всего, с обеспечением надежного электроснабжения объектов нефтепровода Восточная Сибирь – Тихий океан. Так как НПС относятся к первой категории потребителей, для повышения надежности они должны быть обеспечены электроэнергией от двух независимых источников. Гидростанции ЗЭР могут полностью покрыть нагрузку до НПС 16, однако если в системе ЗЭР произойдет авария необходимо убедиться что ОЭС Востока смог взять на себя нагрузку потребителей до НПС12. НПС 10 и НПС 11 в данном случае будут питаться от Иркутской энергосистемы.Анализируя передачу мощности в ЗЭР, можно сделать вывод что при перетоках мощности указанных в таблице 6.10 в нормальной и ремонтной схеме обеспечивается электроснабжение объектов ВСТО до НПС 12. Поэтому при аварии в ЗЭР ОЭС Востока сможет питать НПС, на время устранения аварии, тем самым нефтепровод обеспечивается бесперебойным снабжением электроэнергией.При отключении при отключении ВЛ 220 кВ НПС 13 – Олекминск и ВЛ 220 кВ Сунтар – Олекминск (рисунок Д 140205.021.003). ПС Олекминск становится тупиковой. При связи с ОЭС Востока возможно питание нагрузок ВСТО от ПС Нижний Куранах до ПС Олекминск, при этом напряжения на ПС Олекминск не понизится до критических значений.При анализе перетока в ЗЭР делаем вывод что ОЭС Востока обеспечивает энергией все НПС от НПС 16 до НПС 12, дополнительно идет покрытие части нагрузки ПС 220 кВ Сунтар. Переток в ЗЭР составит 157 МВт. Напряжения находятся в допустимых пределах6.5 Динамическая устойчивостьСогласно методических указаний по устойчивости энергосистем, требования предъявляемым к МДП: максимально допустимый переток мощности в любом сечении в рассматриваемом режиме не должен превышать предельного по динамической устойчивости перетока в том же сечении при всех нормативных возмущениях с учетом действия ПА [1].Динамическая устойчивость должна быть обеспечена для максимально допустимых перетоков в сечении, увеличенных на ΔРнк. Расчет производим в ПК ДАКАР. При расчете динамической устойчивости исследовали следующие нормативные возмущения:Таблица 6.11 – Нормативные возмущения в нормальной и ремонтной схемах при передаче мощности в ЦЭР ЯкутииАварийное возмущениеМесто аварийного возмущенияНормальная схемаОтключение сетевого элемента действием УРОВ при трехфазном К.З. с отказом одного выключателя (возмущение III группы)КЗ на линии 220 кВ Томмот - Майя у шин ПС 220 кВ Томмот, с последующим погашением секции шин 220 кВ ПС ТоммотКЗ на линии 220 кВ Нижний Куранах - Томмот у шин ПС 220 кВ Томмот, с последующим погашением секции шин 220 кВ ПС ТоммотКЗ на линии 220 кВ Нижний Куранах - Томмот у шин ПС 220 кВ Нижний Куранах, с последующим погашением секции шин 220 кВ ПС Нижний КуранахПродолжение таблицы 6.11 Аварийное возмущениеМесто аварийного возмущенияКЗ на линии 220 кВ НПС 18 – Нижний Куранах у шин ПС 220 кВ НПС 18, с последующим погашением системы шин 220 кВ ПС НПС 18КЗ на линии НГРЭС – НПС 18 у шин ПС НПС 18, с последующим погашением системы шин ПС НПС 18Отключение системы шин с однофазным К.З., связанное с разрывом связей между узлами (возмущение III группы)Погашение секции шин на ПС 220 кВ ТоммотПогашение секции шин на ПС 220 кВ Нижний КуранахПогашение системы шин на ПС 220 кВ НПС 18Ремонтная схемаОтключение сетевого элемента действием УРОВ при однофазном К.З. с отказом одного выключателя (возмущение II группы)КЗ на линии 220 кВ Нижний Куранах - Томмот у шин ПС 220 кВ Томмот, споследующим погашением секции шин 220 кВ ПС ТоммотКЗ на линии НГРЭС – НПС 18 у шин ПС НПС 18, с последующим погашением системы шин ПС НПС 18Отключение сетевого элемента основными защитами при трехфазном К.З. с неуспешным ТАПВ(возмущение II группы)КЗ на одной из ВЛ 220 кВ Нижний Куранах - Томмот у шин ПС 220 кВ Томмотна одной из ВЛ 220 кВ НГРЭС – НПС 18 у шин ПС 220 кВ НПС 18Отключение сетевого элемента резервными защитами при однофазном К.З. с неуспешным ТАПВ (возмущение II группы)КЗ на одной из ВЛ 220 кВ Томмот – Майя у шин ПС 220 кВ ТоммотКЗ на одной из ВЛ 220 кВ НГРЭС – НПС 18 у шин ПС 220 кВ НПС 18Таблица 6.12 – Нормативные возмущения в нормальной и ремонтной схемах при передаче мощности в ЗЭР ЯкутииАварийное возмущениеМесто аварийного возмущенияНормальная схемаОтключение сетевого элемента действием УРОВ при трехфазном К.З. с отказом одного выключателя (возмущение III группы)КЗ на линии 220 кВ Нижний Куранах – НПС 15 у шин ПС 220 кВ Нижний Куранах, с последующим погашением секции шин 220 кВ ПС Нижний КуранахКЗ на линии 220 кВ НПС 18 – Нижний Куранах у шин ПС 220 кВ НПС 18, с последующим погашением системы шин 220 кВ ПС НПС 18КЗ на линии 220 кВ НГРЭС – НПС 18 у шин ПС НПС 18, с последующим погашением системы шин ПС 220 кВ НПС 18Отключение системы шин с однофазным К.З., связанное с разрывом связей между узлами (возмущение III группы)Погашение секции шин на ПС 220 кВ Нижний КуранахПогашение системы шин на ПС 220 кВ НПС 18Ремонтная схемаОтключение сетевого элемента действием УРОВ при однофазном К.З. с отказом одного выключателя (возмущение II группы)КЗ на линии 220 кВ НПС 15 - Олекминск у шин ПС 220 кВ НПС 15т, с последующим погашением системы шин 220 кВ ПС НПС 151)КЗ на линии НГРЭС – НПС 18 у шин ПС НПС 18, с последующим погашением системы шин ПС НПС 18Отключение сетевого элемента основными защитами при трехфазном К.З. с неуспешным ТАПВ(возмущение II группы)КЗ на одной из ВЛ 220 кВ НПС 15 – Олекминск у шин ПС 220 кВ НПС 15КЗ на одной из ВЛ 220 кВ НГРЭС – НПС 18 у шин ПС 220 кВ НПС 18Отключение сетевого элемента резервными защитами при однофазном К.З. с неуспешным ТАПВ (возмущение II группы)КЗ на одной из ВЛ 220 кВ НПС 15 – Олекминск у шин ПС 220 кВ НПС 15КЗ на одной из ВЛ 220 кВ НГРЭС – НПС 18 у шин ПС 220 кВ НПС 18Примечание:1) – в расчетах принято отключение системы шин к которой присоединяет линия, выведенная в ремонтРасчет динамической устойчивости производили в схеме с применением технических решений, поскольку только в ней возможна передача электроэнергии в ЦЭР и ЗЭР Якутии. Таблица результата расчетов ДУ приведена в таблицах 6.13 и 6.14, значения указаны с вычетом нерегулярных колебаний.Таблица 6.13 – Результат расчета динамической устойчивости при связи с ЦЭРСхема сетиСезон годас ПАНаиболее тяжелое возмущениеМДП без ПАМДП с ПАобъем САОН, МВтНормальная схемазима10015090Отключение одной из системы шин ПС 220 кВ Томмот с присоединениями, действием УРОВ при трехфазном к.з. на линии 220 кВ Томмот – Майя с отказом выключателя у ПС 220 кВ Томмот.Ремонт Томмот–Майя зима11012310Отключение ВЛ 220 кВ НГРЭС – НПС18 основными защитами при трехфазном К.З. с неуспешным ТАПВАнализируя таблицу 6.13 делаем вывод, что при перетоке в Центральный энергорайон присутствует ограничение по динамической устойчивости. Для повышения перетока в нормальной схеме до 20% необходимо задействовать автоматику отключения нагрузки ЦЭР в размере 90 МВт. Расчеты показали что эффективность автоматики составляет 70 %. В ремонтной схеме для повышения перетока до 20% необходимо ОН в размере 10 МВт, эффективность автоматики составит 100%. Устройство локальной дозировки управляющего воздействия (ЛАДВ), которое при отключении одной из ВЛ 220 кВ Томмот – Майя выдает управляющие воздействия на ограничение нагрузки в энергорайоне, устанавливается на ПС 220 кВ Н.Куранах. Для реализации управляющих воздействий на этих подстанциях устанавливаются устройства отключения нагрузки, которые по сигналам, пришедшим по каналам ПА отключают часть нагрузки.На ПС Томмот, Майя и Нижний Куранах устанавливаются новые баковые элегазовые трехфазные выключатели с одним приводом, который отключает три сразу три фазы одновременно, при этом вероятность перехода трехфазного короткого замыкания в однофазное очень мала. При отказе выключателя трехфазное короткое замыкание действует до того, пока под действием УРОВ не отключатся система шин питающая эту линию и все присоединения отходящие от этой системы шин. Поэтому переток мощности в ремонтной схеме получился больше перетока в нормальной схеме, так как длительность трехфазного КЗ в нормальной схеме больше длительности КЗ в ремонтной схеме.Таблица 6.14 – Результат расчета динамической устойчивости при связи с ЗЭРСхема сетиСезон годаДУНаиболее тяжелое возмущениеМДП без ПАМДП с ПАНормальная схемазима204-Устойчивость при рассматриваемых возмущениях не нарушается. Ограничение по статической устойчивости.Ремонт Нижний Куранах – НПС 15зима160-Устойчивость при рассматриваемых возмущениях не нарушается. Ограничение по статической устойчивости.Анализируя таблицу 6.14 делаем вывод, что при передачи мощности в ЗЭР ограничение по динамической устойчивости не происходит и переток ограничен только статической устойчивостью. Несмотря на это необходимо установить комплекс АПНУ на ПС Нижний Куранах, с функциями контроля состояния сети и аварийных отключений в районе от Нижнего Куранаха до Вилюйских ГЭС. Координацией действия АПНУ осуществляется комплексом ЦСПА ОДУ Востока.В эксплуатации любое отступление от требований, относящихся к нормальному перетоку или к длительности послеаварийного режима (20 мин), означает переход к вынужденному перетоку (наибольший допустимый переток называется аварийно допустимым) и должно быть разрешено высшей оперативной инстанцией, в ведении или управлении которой находятся связи этого сечения [14].Требования к АДП:– коэффициенту запаса статической апериодической устойчивости по активной мощности в контролируемом сечении в нормальной (ремонтной) схеме – не менее 0,08;– коэффициент запаса статической устойчивости по напряжению в узлах нагрузки в нормальной (ремонтной) схеме – не менее 0,1;– токовые нагрузки сетевого и генерирующего оборудования не превышают длительно допустимых значений;– возникновение нормативных аварийных возмущений не приводит к каскадному развитию аварий.Переход к вынужденному перетоку в сечении на время прохождения максимума нагрузки, но не более 40 мин (дополнительно к 20 мин, разрешенных для послеаварийного режима), или на время, необходимое для ввода ограничений потребителей и/или мобилизации резерва, может быть выполнен оперативно по разрешению дежурного диспетчера указанной высшей оперативной инстанции.Таблица – 6.15 Сводная таблица результатов расчета статической и динамической устойчивости при передачи в ЦЭР ЯкутииСхема сетиСезон годаСУДУМДПАДПМДП МДП без ПАМДП с ПАНормальная схемазима142100170100256Ремонтная схемаРемонт Томмот - Майязима123110123110172Анализирую возможность передачи энергии для покрытия зимнего максимума нагрузки в ЦЭР, делаем следующие выводы:Передача возможна только при усилении сети 220 кВ выдачи мощности НГРЭС.Ограничение передачи происходит из – за динамической устойчивости, прежде всего это связано с длительностью отключения 3х фазного К.З., поэтому для повышения пропускной способности необходимо разработка и применение новой быстро действующей автоматики, релейной защиты, уменьшение время отключения выключателей. Анализируя балансовую ситуацию в ЦЭР, таблица 2.3, делаем вывод, что в 2015 год возможно осуществление покрытия зимнего максимума нагрузки ЦЭР. Нормальный и ремонтный режим показаны на рисунках Д 140205.021. 006 и Д 140205.021. 007.Таблица – 6.16 Сводная таблица результатов расчета статической и динамической устойчивости при передачи в ЗЭР ЯкутииСхема сетиСезон годаСУДУМДПАДПМДП МДП без ПАМДП с ПАНормальная схемазима147204-147234Ремонтная схемаРемонт Нижний Куранах – НПС 15зима123160-123184Анализирую возможность передачи энергии для электроснабжения объектов ВСТО:Переток возможно осуществить только при усилении сети 220 кВ выдачи мощности НГРЭС;Поскольку неясно как будет происходить деление в снабжении НПС, входящих в связь между ОЭС Востока и ЗЭР Якутии, ориентировочно будем считать что до НПС 15 электроэнергией снабжает ЗЭР, а НПС 16 снабжает ОЭС Востока. В 2015 году ОЭС Востока может снабжать объекты ВСТО с НПС 16 до НПС 12, тем самым нефтепровод сможет обеспечиваться энергией во время серьезных аварий в Западном энергорайоне. Нормальный и ремонтный режим показаны на рисунках Д 140205.021. 008 и Д 140205.021. 009.6.6 Минимум нагрузкиДля анализа минимума нагрузки рассмотрим летний минимум.6.6.1 ОЭС Востока – ЦЭРЛетом Нерюнгринская ГРЭС работает двумя блоками общей мощностью 360 МВт. Участие Якутской ГРЭС 2 принято двумя агрегатами общей мощностью 85 МВт, Якутская ТЭЦ и Якутская ГРЭС выведены в ремонт. Потребление ЦЭР в летний минимум составит 160 МВт. Переток в исходной схеме составит 75 МВт. Расчет статической устойчивости в нормальной и ремонтных схемах показал, что для нормальной работы ЦЭР и ОЭС Востока в работе должен оставаться один генератор ЯГРЭС 2. При увеличении мощности на ЯГРЭС 2 генератор работает в режиме недовозбуждения (потребления реактивной мощности). Поскольку работа СД в таком режиме возможна, то применение средств компенсации реактивной мощности не требуется. На Нерюнгринской ГРЭС один из генераторов так же работает в режиме недовозбуждения .Согласно «Корректировки схемы развития ОЭС Востока и энергосистемы Якутии на период до 2020 года» кроме ПС 220 кВ Майя, УШР ставится на ПС 220 кВ Хандыга. Однако в силу его удаленности, он не будет влиять на компенсацию реактивной мощности Якутского района. 6.6.2 ОЭС Востока – ЗЭРВ ЗЭР в связи с развитием сети 220 кВ идет генерирование реактивной мощности новыми линиями большой протяженностью. На ПС 220 кВ Городская (Ленск) и ПС 220 кВ Пеледуй, по инвестиционной программе ОАО «ДВЭУК», предусматривается установка двух управляемых шунтирующих реакторов 220 кВ 100 МВА (по одному на подстанцию) для компенсации реактивной мощности в сети. В Летний минимум Светлинская ГЭС работает одним блоком 90 МВт, ВГЭС 1,2 тремя блоками общей мощностью 255 МВт. Расчет статической устойчивости показал, что в летний минимум возможно осуществление питания нагрузки ВСТО от НПС16 до НПС 12 . Генераторы СГЭС и ВГЭС №1,2 работают в режиме недовозбуждения (потребления реактивной мощности). На Нерюнгринской ГРЭС один из генераторов так же работает в режиме недовозбуждения. Проведённый анализ режимов работы электрической сети в 2015 году Западного энергорайона Республики Саха (Якутия) показал, что дополнительные средства компенсации реактивной мощности в сети не требуются. В связи с организацией связи с Южно-Якутским энергорайоном предлагается установка УШР 100 МВАр на ПС Олекминск. Установка реактора позволит повысить надежность электроснабжения. Для этих целей в работе: «технико-экономическое обоснование строительства электросетевых объектов ЕНЭС в составе схемы внешнего электроснабжения трубопроводной системы «восточная сибирь-тихий океан – 1 (расширение до 80 млн.т. в год)» разработанную ОАО «ЭЛЕКТРОСЕТЬПРОЕКТ» предусматривается ячейка на ОРУ 220 кВ ПС Олекминск.6.7 Расчет перетока на 2016 годСогласно таблице 2.3 в 2016 году в связи с выводом мощности на ЯГРЭС в размере 160 МВт, в ЦЭР необходимо передавать 180 МВт мощности. Поскольку необходимо учитывать нерегулярные колебания, переток в ЦЭР составит 210 МВт. В исходном режиме переток в ЦЭР составит 100 МВт, которых хватает на покрытие нагрузок зимнего максимума. ∆PнкЦЭР = 30 МВт .В ЗЭР переток в исходном режиме составит 11 МВт для питание нагрузки НПС 16. ∆PнкЗЭР = 38 МВт .