|
Расширенный поиск
Постановление Правительства Республики Бурятия от 15.07.2015 № 358
Приложение № 4
Приложение № 5 Баланс мощности энергосистемы Бурятии на час прохождения максимума потребления территории 18.02.2014
Приложение № 6
Тепловые балансы по источникам тепловой энергии
Приложение № 7 Расчет электрических режимов работы магистральной и распределительной электрической сети напряжением 35 кВ и выше Целью выполняемых расчетов установившихся режимов являются: - проверка работоспособности сети для рассматриваемого расчетного уровня электропотребления; - выбор схем и параметров сети; - проверка соответствия рекомендуемой схемы сети требованиям надежности электроснабжения; - проверка выполнения требований к уровням напряжений и выбор средств регулирования напряжения и компенсации реактивной мощности; - разработка экономически обоснованных мероприятий по снижению потерь мощности и электроэнергии в электрических сетях; - разработка мероприятий по повышению пропускной способности. Расчеты потокораспределения мощности, уровней напряжения и потерь мощности выполнялись при нормальной схеме сети, а также при отключении отдельных элементов схемы для длительных режимов работы электростанций и условий годового максимума и минимума нагрузки. В энергосистеме Республики Бурятия максимальные нагрузки соответствуют осенне-зимнему периоду. Режим минимальной нагрузки в энергосистеме соответствует весенне-летнему периоду. При выполнении расчетов электрических режимов были выявлены проблемы с уровнями напряжений и токовой загрузкой в электрических сетях 35-110 кВ по некоторым направлениям развития, рассмотренным ниже. Анализ уровня напряжений в узлах при расчетах нормальных режимов электрических сетей В 2015 году в режиме максимальных нагрузок уровень напряжений в большинстве узлов остается в пределах допустимых значений. Отклонения присутствуют в транзите «Сосново-Озерская» – «Багдарин» – «-10%» (рисунок 1).
Рисунок 1. Уровни напряжения в транзите Сосново-Озерская - Багдарин в зимний период 2015 г. С учетом перевода питания транзита Сосновоозерская – Багдарин от Забайкальской энергосистемы, вводом новых мощностей на Востоке Республики Бурятия - ПС 110 кВ Джилинда (7 МВт) значения напряжения в узлах сети транзита «Беклемишево - Сосновоозерская – Багдарин» будут иметь незначительные отклонения в пределах 5% от номинальных значений без включения установленных компенсирующих устройств, как на год ввода, так и в пятилетней перспективе (рисунок 2,3).
Рисунок 2. Уровни напряжения в транзите Беклемишево - Сосново-Озерская - Багдарин в зимний период 2016 г. с учетом перевода питания от Забайкальской энергосистемы и введения в эксплуатацию ПС 110 кВ Джилинда (7 МВт).
Рисунок 3. Уровни напряжения в транзите Беклемишево - Сосново-Озерская - Багдарин в зимний период 2020 г. с учетом перевода питания от Забайкальской энергосистемы и введения в эксплуатацию ПС 110 кВ Джилинда (7 МВт). Рассмотрим один из проблемных узлов Бурятской энергосистемы - транзит 110 кВ Слюдянка – Самарта. В существующей схеме при работе двух КБ на ПС 110 кВ Самарта напряжение в указанном транзите на ПС 110 кВ Алтан, Самарта меньше номинального на 6-7% (рисунок 4).
Рисунок 4. Уровни напряжения в транзите Слюдянка-Самарта в зимний период 2015 г. В 2016 году с учетом роста нагрузок, а также при выполнении реконструкции ПС 110 кВ Самарта (замена трансформаторов 2*25 МВА), ПС 110 кВ Кырен (замена трансформаторов 2*16 МВА) и перевода на класс напряжения 110 кВ ПС 35 кВ Монды в транзите 110 кВ «Кырен – Самарта» и 35 кВ «Монды – Сорок – Орлик» падение напряжение в сети составляет до 10%: ПС 110 кВ Алтан – 104,35 кВ, ПС 110 кВ Самарта – 103,68 кВ. При этом в узлах отходящей сети 35 кВ от ПС 110 кВ Монды в связи с большой ее протяженностью, также есть отклонения от номинальных значений – 33,54 - 33,21 кВ на ПС 35 кВ Орлик, ПС 35 кВ Сорок (рисунок 5).
Рисунок 5. Уровни напряжения в транзите Слюдянка-Самарта в зимний период 2016 г. с учетом реконструкции ПС 35 кВ Монды (перевод на класс напряжения 110 кВ) и увеличения нагрузки в соответствии с программой перспективного развития В связи с заявкой на технологическое присоединение ООО «Хужир Энтерпрайз» и перспективой открытия завода по переработке и обогащению руды в настоящее время планируется развитие электрических сетей 35 кВ на территории Окинского района. Поэтому в последующие годы с учетом увеличения нагрузки, вводом новой ПС 35 кВ Хужир ситуация усложняется, снижается на 15-20% напряжение в сети 35 кВ «Монды – Сорок – Орлик» как в зимний, так и в летний период. Соответственно требуется регулирование напряжения в данном транзите и с перспективой развития сети необходимо предусмотреть установку устройств компенсации реактивной мощности в проблемных узлах (рисунок 6).
Рисунок 6. Уровни напряжения в транзите Слюдянка-Самарта в зимний период 2020 г. с учетом реализации всех мероприятий и увеличения нагрузки в соответствии с программой перспективного развития С учетом установки компенсирующих устройств на ПС 35 кВ Хужир ситуация в целом не изменится (рисунок 7).
Рисунок 7. Уровни напряжения в транзите Слюдянка-Самарта в зимний период 2020 г. с учетом реализации всех мероприятий и увеличения нагрузки в соответствии с программой перспективного развития При вводе в работу ПС 35 кВ Новый город напряжение в сети 35 кВ будет соответствовать номинальному. На шинах 10 кВ ПС 35 кВ Новый город будет меньше номинального на 5-7 %, что потребует регулирования путем изменения коэффициента трансформации установленного оборудования.
Рисунок 8. Уровни напряжения в зимний период 2016 г. с учетом введения в эксплуатацию ПС 35 кВ Новый Город Изменение напряжения относительно номинального значения Uном оказывает неблагоприятное влияние на режимы работы, производительность и технико-экономические показатели всех элементов электрической системы. Основным методом повышения напряжения в сети является централизованное повышение напряжения в центре питания. Увеличение напряжения и разгрузка сети по реактивной мощности взаимосвязаны между собой. Компенсация реактивной мощности приводит к повышению напряжения в сети. При вводе дополнительных мощностей и присоединении заявленной нагрузки по результатам расчетов нормальных режимов в период максимальных и минимальных нагрузок выявился проблемный узел: В транзите Кырен – Монды – Самарта с учетом ввода в 2018 г. новой ПС 35/10 кВ Хужир (2*6,3) напряжение в сети 6-35 кВ снижается до недопустимых значений: в период зимнего максимума на шинах 35 кВ ПС 35/10 кВ Монды – 33,93 кВ, ПС 35/10 кВ Сорок – 27,39 кВ, ПС 35/10 кВ Орлик – 24,12 кВ, ПС 35/10 кВ Хужир – 20,92 кВ; на шинах 10 кВ ПС 35/10 кВ Хужир – 5,5 кВ. В период летнего минимума на шинах 35 кВ ПС 35/10 кВ Монды – 33,07 кВ, ПС 35/10 кВ Сорок – 25,61 кВ, ПС 35/10 кВ Орлик – 22,55 кВ, ПС 35/10 кВ Хужир – 20 кВ; на шинах 10 кВ ПС 35/10 кВ Хужир – 5,5 кВ. Вследствие выше сказанного в данном транзите потребуется выполнение дополнительных сетевых мероприятий, которые обеспечат поддержание необходимого уровня напряжения соответствующего стандарту качества электрической энергии. Анализ токовой загрузки линий электропередач 35-110 кВ при расчетах нормальных режимов электрических сетей. В связи с подключением новых промышленных потребителей, увеличением бытовой нагрузки в связи с расширением жилой застройки г. Улан-Удэ и вводом новых мощностей по энергосистеме республики Бурятия в перспективе до 2019 г. ожидается возрастание токовой загрузки линий электропередачи. Соответственно потребуется выполнение ряда технических решений для обеспечения надежности электроснабжения потребителей и увеличения пропускной способности сети, в т.ч. замена трансформаторов тока, проводов ВЛЭП, строительство объектов электросетевого хозяйства. С учетом ввода в эксплуатацию в 2016 г. ПС 110 кВ Джилинда в летний период (при расчетной температуре 25єС) токовая загрузка ВЛ 110 кВ Сосново-Озерская – Беклемишево (СБ-123) составит 97%, ВЛ 110 кВ Сосново-Озерская – Романовка с отпайкой на ПС Исинга на основной магистрали составит 115% (рисунок 7).
Рисунок 9. Токовая загрузка ВЛ-110 кВ в транзите Сосново-Озерская - Багдарин в летний период 2016 г. с учетом введения в эксплуатацию ПС 110 кВ Джилинда Рассмотрим развитие сети 35 кВ от ПС 110 кВ Южная и ПС 110 кВ Медведчиково. С учетом запланированных в схеме и программе развития региона мероприятий (увеличение установленной мощности ПС 35 кВ Нижний Саянтуй, ПС 35 кВ АРЗ) из рисунка 10 представленного ниже мы видим, что на ПС 110 кВ Южная в нормальном режиме работы будет загружен на 100% трансформатор 1Т. Поэтому на основании расчетов, а также с учетом развития Юго-западной части г. Улан-Удэ необходимо предусмотреть в перспективном развитии реконструкцию ПС 110 кВ Южная с учетом замены трансформаторов 2*40. Также наблюдается загрузка ВЛ 35 кВ Южная – Н.Саянтуй (ЮС-307) до 150%, что потребует замены ТТ-307 на ПС 110 кВ Южная.
Рисунок 10. Токовая загрузка отходящих ВЛ-35 кВ от ПС 110 кВ Южная, ПС 110 кВ Медведчиково в зимний период в нормальном режиме Результаты расчетов послеаварийных режимов рассматриваемых вариантов развития электрических сетей в период максимальных и минимальных нагрузок. В расчетах режимов электрических сетей были рассмотрены послеаварийные режимы наиболее значимые для электрических сетей филиала ОАО «МРСК Сибири» - «Бурятэнерго», в частности: - отключение ВЛ 110 кВ Селендума – Джида (СД-107); - отключение ВЛ 110 кВ Медведчиково – Иволга (МИ-159); 1) Анализ уровня напряжений в узлах при расчетах послеаварийных режимов электрических сетей. При отключении ВЛ 110 кВ Селендума – Джида (СД-107) в режиме зимнего максимума, с учетом ввода новых мощностей – ПС 110 кВ Слобода, наблюдается снижение напряжения в транзите Кяхта – Джида при питании потребителей от ВЛ 110 кВ Мухоршибирь – Бичура (МШБ-149) до значений 97,23 – 102,95 кВ. В режиме летних минимальных нагрузок при отключении выше указанного объекта электрической сети значения напряжения в сети остается нормально допустимым. При отключении ВЛ 110 кВ Медведчиково – Иволга (МИ-159) в период максимальных нагрузок на шинах 35-10 кВ ПС 110 кВ Иволга, ПС 35 кВ Гурульба, ПС 35 кВ Нижняя Иволга, ПС 35 кВ Аэропорт напряжение становится ниже предельно допустимых значений 29,3-33 кВ, 8-8,4 кВ соответственно. При отключении ВЛ 110 кВ Сосново-Озерская – Беклемишево с отпайкой на ПС Грязнуха (СБ-123) питание транзита Сосново-Озерская – Багдарин будет осуществляться от Бурятской энергосистемы. В этом случае уровень напряжений в узлах сети будут иметь незначительные отклонения от номинальных значений. В период минимальных нагрузок уровень напряжения соответствует значениям близким к номинальным. Данные приведены в нижерасположенных рисунках. 2) Анализ токовой загрузки линий электропередач при расчетах послеаварийных режимов электрических сетей (все расчеты производились для температуры 25є С для минимальных нагрузок, -5єС для максимальных нагрузок). В послеаварийном режиме в период максимальных нагрузок при отключении ВЛ 110 кВ Селендума – Джида (СД-107) увеличивается до 104% загрузка ВЛ 110 кВ Мухоршибирь – Бичура (МШБ-149). В период минимальных нагрузок до 2019 г. загрузка указанного ТТ-149 не превышает 70%.
Рисунок 11. Отключение ВЛ 110 кВ Селендума – Джида (СД-107) в зимний период с учетом перспективного развития до 2019 г. Таблица 41
В перспективе до 2019 г. для обеспечения надежности питания потребителей электрической энергией необходимо увеличить пропускную способность данного участка, в т.ч. произвести замену трансформатора тока ТТ-149 (учет) 200/5 на 300/5 на ПС 220 кВ Мухоршибирь. Рассматриваемая линия находится на территории энергоузла Гусиноозерской ГРЭС. Основными потребителями на этой территории являются собственные нужды Гусиноозерской ГРЭС и коммунально-бытовая нагрузка г. Гусиноозерск, Мухоршибирского, Селенгинского, Джидинского, Кяхтинского, Бичурского районов республики Бурятия. Присутствуют потребители 2 – 3 категорий надёжности электроснабжения. Численность населения 158,8 тысяч человек. Поэтому основным сетевым мероприятием по повышению надежности электроснабжения потребителей данного энергоузла должно стать восстановление 32 км ВЛ 110 кВ Гусиноозерская – Окино-Ключи (ГОК-126).
Рисунок 12. Энергоузел Гусиноозерской ГРЭС Указанное выше мероприятие позволит исключить следующие сложные схемно-режимные ситуации, приводящие к погашению потребителей: 1) Наложение аварийного отключения ВЛ 110 кВ Гусиноозерская ГРЭС – Селендума с отпайкой на ПС Гусиное озеро (ГС-106) на одновременный ремонт АТ-1, АТ-2 Гусиноозерской ГРЭС, т.к. АТ-1, АТ-2 заведены под один общий выключатель по стороне 220 кВ В-220 АТ-1,2, и по стороне 110 кВ В-110 АТ-1,2 Возникновение вышеуказанных аварийных ситуаций приводит к погашению потребителей г. Гусиноозерска и собственных нужд Гусиноозерской ГРЭС на величину до 18 МВт. 2) Наложение аварийного отключения ВЛ 110 кВ на участке ПС 220 кВ Селендума – ПС 110 кВ Окино-Ключи на ремонт ВЛ 110 кВ на участке ПС 220 кВ Мухоршибирь – ПС 110 кВ Окино-Ключи или АТ-2 ПС 220 кВ Мухоршибирь. Возникновение вышеуказанных аварийных ситуаций приводит к отключению потребителей на участке ПС 220 кВ Селендума – ПС 220 кВ Мухоршибирь на величину до 23 МВт. 3) Возможные схемно-режимные мероприятия, выполняемые в оперативном порядке для восстановления питания потребителей и собственных нужд Гусиноозерской ГРЭС отсутствуют. Восстановление 32 км ВЛ 110 кВ Гусиноозерская – Окино-Ключи (ГОК-126) принесет следующие результаты: 1. В ремонтных схемах возможно питание потребителей от ПС 110 кВ Гусиноозерская, соответственно напряжения будут соответствовать номинальным значениям; 2. Повышение надежности электроснабжения г. Гусиноозерск и других близлежащих районов Как видно из рисунка представленного ниже при отключении ВЛ 110 кВ Медведчиково – Иволга (МИ-159) в данной ремонтной схеме требуется замена трансформаторов тока в сети 35 кВ от ПС 110 кВ Южная до ПС 35 кВ Гурульба. Требуется замена трансформатора тока В-3006 200/5 на 300/5 на ПС 110 кВ Иволга.
Рисунок 13. Отключение ВЛ 110 кВ Медведчиково - Иволга (МИ-159) в зимний период с учетом перспективного развития до 2019 г. (питание со стороны ПС 110 кВ Южная) Рассмотрим второй вариант ремонтной схемы при отключении ВЛ 110 кВ Медведчиково - Иволга (МИ-159) с питанием ПС 110 кВ Иволга, ПС 35 кВ Гурульба от ПС 110 кВ Гусиноозерская.
Рисунок 14. Отключение ВЛ 110 кВ Медведчиково - Иволга (МИ-159) в зимний период с учетом перспективного развития до 2019 г. (питание со стороны ПС 110 кВ Гусиноозерская) В этом случае также наблюдаем перегрузку ВЛ-35 кВ транзита Гусиноозерская – Хурумша. В обоих случаях существуют проблемы с напряжением в сети 35 кВ: 1. На шинах ПС 110 кВ Иволга, ПС 35 кВ Гурульба. 2. На шинах ПС 35 кВ Харгана, ПС 35 кВ Оронгой, ПС 35 кВ Хурумша, ПС 35 кВ Гурульба. Однако в случае питания потребителей со стороны ПС 110 кВ Гусиноозерская есть возможность регулирования напряжения в сети 110 кВ на Гусиноозерской ГРЭС, а также в сети 35 кВ с помощью устройств РПН. При этом разгружается ПС 110 кВ Южная, что способствует повышению надежности электроснабжения потребителей г. Улан-Удэ и Тарбагатайского района. В целом для обеспечения необходимой пропускной способностью и повышения надежности электроснабжения г. Улан-Удэ и прилегающих районов в перспективе до 2019 г. в связи с ростом нагрузок и вводом новых подстанций необходимо выполнение всех мероприятий по замене ограничивающих элементов, указанных в Таблице 42. Мероприятия по замене ограничивающих элементов Таблица 42
Информация по документуЧитайте также
Изменен протокол лечения ковида23 февраля 2022 г. МедицинаГермания может полностью остановить «Северный поток – 2»23 февраля 2022 г. ЭкономикаБогатые уже не такие богатые23 февраля 2022 г. ОбществоОтныне иностранцы смогут найти на портале госуслуг полезную для себя информацию23 февраля 2022 г. ОбществоВакцина «Спутник М» прошла регистрацию в Казахстане22 февраля 2022 г. МедицинаМТС попала в переплет в связи с повышением тарифов22 февраля 2022 г. ГосударствоРегулятор откорректировал прогноз по инфляции22 февраля 2022 г. ЭкономикаСтоимость нефти Brent взяла курс на повышение22 февраля 2022 г. ЭкономикаКурсы иностранных валют снова выросли21 февраля 2022 г. Финансовые рынки |
Архив статей
2024 Ноябрь
|
||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
