|
Расширенный поиск
Постановление Правительства Тульской области от 29.04.2015 № 207 Таблица 3.12. Анализ снижения напряжения в электрической сети Тульской энергосистемы
3.5. Развитие электрических сетей напряжением 110 кВ и выше на территории Тульской области на период до 2020 года
В данном разделе проведен анализ основных проблем функционирования энергосистемы Тульской области с описанием «узких мест» в электрической сети 110 кВ и выше. Даны предложения по мероприятиям, рекомендуемым для устранения «узких мест», по основным энергорайонам Тульской энергосистемы.
3.5.1. Анализ развития электрических сетей напряжением 110 кВ и выше на территории Тульской области на период до 2020 года в соответствии с базовым прогнозом потребления электроэнергии и мощности Ефремовский энергорайон Ефремовский энергорайон связан с Тульской энергосистемой по одной ВЛ 220 кВ Бегичево Звезда и двум транзитным ВЛ 110 кВ: ВЛ 110 кВ Звезда Волово с отп. и ВЛ 110 кВ Звезда Бегичево с отпайками. В соответствии с пунктами 2, 3 приказа Минэнерго России от 22.11.2013 № 839 согласован вывод из эксплуатации с 1 апреля 2016 года турбоагрегатов № 4, 5, 6 и 7 Ефремовской ТЭЦ ОАО «Квадра». В схеме и программе расчеты электрических режимов выполнены с учетом вывода из эксплуатации всего генерирующего оборудования Ефремовской ТЭЦ. В режимах на этапы 20162020 годов при аварийном отключении 1 СШ 110 кВ ПС 220 кВ Звезда в нормальной схеме происходит снижение напряжения на шинах 110 кВ энергообъектов Ефремовского энергорайона ниже аварийно допустимого уровня, токовая перегрузка ВЛ 110 кВ Волово – Бегичево с отпайкой на ПС Богородицк достигает 45% от Iдоп. (в данном послеаварийном режиме питание района осуществляется только по ВЛ 110 кВ Волово – Бегичево с отпайкой на ПС Богородицк). В ремонтных схемах на этапы 20162020 годов при аварийном отключении ВЛ 220 кВ Бегичево Звезда в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Звезда Бегичево с отпайками или ВЛ 110 кВ Волово Бегичево с отпайкой на ПС Богородицк происходит недопустимое снижение напряжения на шинах 110 кВ энергообъектов Ефремовского энергорайона, в том числе на шинах 110 кВ Ефремовской ТЭЦ. Ввиду наличия факта снижения напряжения в нормальной схеме на шинах 110 кВ энергообъектов Ефремовского энергорайона ниже аварийно допустимого значения и перегрузок ВЛ 110 кВ Волово – Бегичево с отпайкой на ПС Богородицк, вывод из эксплуатации генерирующего оборудования Ефремовской ТЭЦ возможен при выполнении одного из следующих мероприятий: 1) ввод замещающей генерирующей мощности в узле Ефремовской ТЭЦ в объеме не менее 50 МВт; 2) строительство третьей связи 110 кВ между ПС 220 кВ Бегичево и ПС 220 кВ Звезда. С учетом вывода из эксплуатации Ефремовской ТЭЦ резерв трансформаторной мощности на ПС 220 кВ Звезда будет исчерпан. На ПС 220 кВ Звезда установлен один автотрансформатор, что существенно снижает надежность прилегающей сети в нормальной и ремонтных схемах. Комплексным решением обозначенных проблем, включая возможность дополнительного технологического присоединения энергопринимающих устройств потребителей в Ефремовском энергорайоне, является реконструкция ПС 220 кВ Звезда с установкой второго АТ 220/110 кВ мощностью 125 МВА и сооружение дополнительной связи 220 кВ ВЛ 220 кВ Звезда – Елецкая (на ПС 500 кВ Елецкая потребуется установка дополнительной ячейки 220 кВ). Схема реконструкции ПС 220 кВ Звезда с учётом сооружения ВЛ 220 кВ Звезда – Елецкая представлена на рисунке 4. _________________________ Без рисунка Заокский энергорайон Единственным центром питания данного района со стороны Калужской энергосистемы является ПС 220 кВ Протон. В нормальной схеме СВ 110 кВ ПС 110 кВ Космос (Калужская ЭС) разомкнут, в схеме ремонта АТ-1(2) 220/110 кВ ПС 220 кВ Протон данный выключатель включается. На ПС 220 кВ Протон установлены АТ 220/110 кВ мощностью 2х125 МВА. В настоящий момент ФГБУ «Государственный научный центр Российской Федерации - Институт физики высоких энергий» поданы заявки на технологическое присоединение в ОАО «ФСК ЕЭС» с увеличением максимальной мощности до 100,4 МВт для покрытия собственного потребления предприятия, что является практически предельной максимальной загрузкой АТ ПС 220 кВ Протон. Данное обстоятельство ограничивает филиал «Тулэнерго» ОАО «МРСК Центра и Приволжья» в подключении новых потребителей к ПС 110 кВ Яковлево, ПС 110 кВ Заокская. С учетом запланированного роста нагрузок в районе ПС 110 кВ Яковлево, ПС 110 кВ Заокская, ПС 110 кВ Айдарово в режимах летних максимальных нагрузок 20162020 годов возникают перегрузки ВЛ 110 кВ Алексинская ТЭЦ Космос с отпайками при аварийном отключении АТ-2(1) 220/110 кВ ПС 220 кВ Протон в схеме ремонта АТ-1(2) 220/110 кВ ПС 220 кВ Протон. Величина перегрузки ВЛ составляет 13-15% от Iдоп. Для ликвидации данных перегрузок рассмотрено мероприятие по замене провода ВЛ 110 кВ Алексинская ТЭЦ Космос с отпайками длиной 31 км на провод сечением не менее АС-185. В качестве второго мероприятия по ликвидации перегрузок ВЛ 110 кВ Алексинская ТЭЦ Космос с отпайками рассмотрен вариант, предусматривающей строительство дополнительной ВЛ 110 кВ Шипово – Космос с расширением ПС 220 кВ Шипово и ПС 110 кВ Космос. Данное мероприятие также позволит реализовать технологическое присоединение энергопринимающих устройств потребителей по текущим договорам. Резервы трансформаторной мощности ПС 220 кВ Протон фактически исчерпаны. Кроме того, существенно снижается надежность прилегающей сети в ремонтных схемах, в частности, при выводе в ремонт ВЛ 220 кВ Калужская Протон 1,2, АТ-1,2, 1(2) СШ 110 кВ на ПС 220 кВ Протон. Учитывая тот факт, что подстанция является абонентской, длительность проведения ремонтов электрооборудования, а также целесообразность ее дальнейшей эксплуатации определяется собственником самостоятельно. Комплексным решением обозначенных проблем, включая возможность дополнительного технологическое присоединение энергопринимающих устройств потребителей в Заокском энергорайоне, является строительство нового питающего центра классом напряжения 220/110 кВ. Для оценки эффективности мероприятий по ликвидации «узких мест» Заокского энергорайона проведен анализ нагрузок сети 35 кВ. Следует отметить, что от ПС 110 кВ Заокская, по которой с учетом заключенных договоров на технологическое присоединение планируется дефицит трансформаторной мощности в объеме 71,19 МВА, получают питание ПС 35 кВ Хрипково и ПС 35 кВ Ненашево. В настоящее время объем договоров на технологическое присоединение, находящихся на исполнении по ПС 35 кВ Ненашево, составляет 17,652 МВт при текущем объеме свободной мощности 0,48 МВА, в связи с чем необходимо увеличение трансформаторной мощности центра питания для ее передачи в сеть напряжением 10 кВ. Для покрытия дефицита трансформаторной мощности и дальнейшего развития центра питания целесообразен перевод ПС 35 кВ Ненашево на первом этапе на напряжение 110 кВ с установкой двух силовых трансформаторов по 25 МВА и обеспечением питания по ВЛ 110 кВ Ненашево Ясногорск, ВЛ 110 кВ Ненашево Никулинская, образуемых в результате реконструкции существующей ВЛ 110 кВ Ясногорск – Никулинская (с увеличением сечения провода и заменой опор) и строительства новых участков ВЛ 110 кВ от ВЛ 110 кВ Ясногорск – Никулинская до ПС 110 кВ Никулинская (ориентировочно 2х10,5 км). Анализ потокораспределения в сети 110-35 кВ показал, что при переводе ПС 35 кВ Ненашево на напряжение 110 кВ питание потребителей ПС 35 кВ Хрипково и ПС 35 кВ Ненашево будет осуществляться от ПС 110 кВ Ненашево, что позволит осуществить разгрузку ПС 110 кВ Заокская на 9 МВт (с учетом заявок и заключенных договоров на технологическое присоединение на рассматриваемых подстанциях напряжением 35 кВ). Таким образом, перевод на первоначальном этапе ПС 35 кВ Ненашево на напряжение 110 кВ позволит использовать уже существующую распределительную сеть 110 кВ при последующем расширении и установке на подстанции AT 220/110 кВ. Анализ послеаварийных режимов с учетом перевода нагрузки сети 35 кВ на ПС 110 кВ Ненашево показал, что загрузка ВЛ 110 кВ Алексинская ТЭЦ Космос с отпайками при отключении одного АТ 220/110 кВ на ПС 110 кВ Протон при выведенном в ремонт другом АТ не превышает номинальную, что позволяет принять данное мероприятие как альтернативное реконструкции ВЛ 110 кВ Алексинская ТЭЦ Космос с отпайками. С учетом изложенного, для реализации комплекса мероприятий по интеграции в сеть 220 и 110 кВ ПС Ненашево требуется выполнить: 1) реконструкцию ПС 35 кВ Ненашево с переводом питания на напряжение 110 кВ с заменой силовых трансформаторов 4 МВА и 10 МВА на Т1 и Т2 110/35/10 кВ мощностью по 25 МВА; 2) реконструкцию ВЛ 110 кВ Ясногорск Никулинская протяженностью 25,9 км; 3) строительство ВЛ 110 кВ Ненашево Ясногорск, ВЛ 110 кВ Ненашево – Никулинская протяженностью по 10,5 км; 4) сооружение ПС 220 кВ Ненашево с установкой двух АТ 125 МВА; 5) сооружение заходов от ВЛ 220 кВ Приокская – Бугры ориентировочной протяженностью 1 км; 6) реконструкцию ВЛ 35 кВ Хрипково Ненашево, ВЛ 35 кВ Заокская Хрипково с подвесом второй цепи и образованием ВЛ 110 кВ Ненашево Заокская 1 ориентировочной протяженностью 32 км; 7) строительство ЛЭП 110 кВ Ненашево Заокская 2 ориентировочной протяженностью 30 км; 8) реконструкцию ПС 110 кВ Заокская с заменой трансформаторов 2х16 МВА на 2х25 МВА с расширением ОРУ 110 кВ; 9) перевод ПС 35 кВ Дмитриевская на напряжение 110 кВ; 10) строительство двухцепной ЛЭП 110 кВ Ненашево – Дмитриевская 1 и 2 ориентировочной протяженностью 18 км; 11) строительство ВЛ 110 кВ от ПС 220 кВ Ненашево до ПС 110 кВ Айдарово (ориентировочно 30 км) с реконструкцией ВЛ 110 кВ Алексинская ТЭЦ – Космос с отпайками с образованием ВЛ 110 кВ Алексинская ТЭЦ – Айдарово с отпайкой на ПС 110 кВ Гремицы и ВЛ 110 кВ Космос – Ненашево с отпайкой на ПС 110 кВ Айдарово. Схема подключения ПС 220 кВ Ненашево представлена на рисунке 2. Ввод в работу ПС 220 кВ Ненашево позволит обеспечить дополнительный резерв мощности в энергорайоне в объеме около 100 МВт. _________________________ Без рисунка Ограничение выдачи мощности Щекинской ГРЭС в ремонтных схемах В нормальной схеме СШ 220 кВ Щекинской ГРЭС объединены выключателями трансформаторных групп № 8 и № 9 (данные выключатели типа 242РМG50 наиболее современные из всех установленных, годы их ввода в эксплуатацию – 2002-2003, остальные выключатели в ОРУ 220 кВ введены в эксплуатацию в 1958-1979 годах). В ремонтных схемах возможно объединение СШ 220 кВ выключателями любых присоединений. В ремонтных (послеаварийных) схемах в режимах летних максимальных нагрузок 2016-2020 годов возникают перегрузки: 1) ВЛ 220 кВ Щекинская ГРЭС Бегичево с отпайкой на блок 1 со стороны Щекинской ГРЭС при аварийном отключении ВЛ 220 кВ Северная – Химическая в схеме ремонта 1(2) СШ 220 кВ Щекинской ГРЭС или одного из выключателей ВЛ 220 кВ Щекинская ГРЭС – Бегичево отпайкой на блок 1. Величина перегрузки составляет 10% от Iдоп.; 2) ВЛ 220 кВ Щекинская ГРЭС Северная №2 с отпайкой на блок 2 со стороны Щекинской ГРЭС при аварийном отключении ВЛ 220 кВ Бегичево – Люторичи в схеме ремонта 1(2) СШ 220 кВ Щекинской ГРЭС или одного из выключателей ВЛ 220 кВ Щекино – Северная №2 отпайкой на блок 2. Величина перегрузки составляет 4% от Iдоп. Данные перегрузки связаны с особенностями схемы выдачи мощности Щекинской ГРЭС: блоки 1 и 2 включены в отпайки отходящих линий ВЛ 220 кВ Щекинская ГРЭС Северная №2 и ВЛ 220 кВ Щекинская ГРЭС – Бегичево. В данных послеаварийных схемах переток мощности по линии ВЛ 220 кВ Щекинская ГРЭС Северная №2 с отпайкой на блок 2 со стороны Щекинской ГРЭС направлен в сторону шин Щекинской ГРЭС, таким образом мощность генерации блока суммируется с перетоком по линии в сторону шин Щекинской ГРЭС. Ограничивающим элементом являются трансформаторы тока ВЛ 220 кВ Щекинская ГРЭС – Бегичево отпайкой на блок 1 и ВЛ 220 кВ Щекинская ГРЭС – Северная № 2 с отпайкой на блок 2 с номинальным током 600 А, которые в нормальной схеме включаются в параллель. Для решения указанных проблем в качестве первоочередного мероприятия рекомендуется реконструкция ОРУ 220 кВ Щекинской ГРЭС с заменой выключателей с трансформаторами тока ВЛ 220 кВ Щекинская ГРЭС – Бегичево с отпайкой на блок 1 и ВЛ 220 кВ Щекинская ГРЭС – Северная № 2 с отпайкой на блок 2 на оборудование с номинальным током не менее 1000 А. В качестве рекомендуемого мероприятия для повышения надежности схемы выдачи мощности Щекинской ГРЭС предлагается реконструкция ОРУ 220 кВ Щекинской ГРЭС с переводом энергоблоков с отпаек ВЛ 220 кВ в ячейки ОРУ 220 кВ. Новомосковский энергорайон ПС 220 кВ Химическая является центром питания крупных промышленных потребителей Новомосковского энергорайона. На ПС 220 кВ Химическая установлены два АТ 220/110 кВ мощностью по 200 МВА. К данному центру питания планируется подключение нагрузки крупных потребителей, таких как ЗАО «Металлокомплект М» (45,95 МВт), ООО «Тульский Цементный завод» (49,5 МВт). Для стабилизации уровней напряжения по транзиту 110 кВ СевернаяУзловаяПартизанБегичево, снижения нагрузочных потерь, увеличения уровня напряжения на шинах ПС 110 кВ Узловая, ПС 110 кВ Партизан в ремонтных и послеаварийных схемах рекомендуется установка БСК мощностью 20 Мвар на шины 110 кВ ПС 110 кВ Узловая. Результаты расчётов электроэнергетических режимов на 20162020 годы показали, что при работе одного летом (двух зимой) блоков Щекинской ГРЭС максимальная токовая загрузка МВ-1(2) СШ ВЛ 220 кВ Химическая – Кашира в период зимних максимальных нагрузок составляет 59,5-62,6% от Iдоп., в период летних максимальных нагрузок 69,2-73% от Iдоп. Также необходимо отметить, что к ОРУ 110 кВ ПС 220 кВ Северная планируется технологическое присоединение энергопринимающих устройств максимальной мощностью 100 МВт (заявитель ОАО «Корпорация развития Тульской области»). При вводе данной нагрузки резерв трансформаторной мощности на ПС 220 кВ Северная будет исчерпан и, следовательно, необходима установка дополнительного третьего АТ 220/110 кВ. Учитывая установку АТ-3 220/110 кВ на ПС 220 кВ Северная и подключение нагрузки индустриального парка «Узловая» мощностью 100 МВт, величина резерва трансформаторной мощности на ПС 220 кВ Северная по критерию N-1 составит порядка 80 МВт. Тульский энергорайон Тульский энергорайон включает три центра питания 220 кВ: ПС 220 кВ Тула, ПС 220 кВ Ленинская, ПС 220 кВ Металлургическая. Анализ результатов расчетов послеаварийных режимов зимних и летних максимальных нагрузок, возникающих в ремонтных схемах сети, выявил токовые перегрузки линий 110 кВ в Тульском энергорайоне, при этом напряжения на шинах подстанций 110-220 кВ находятся в диапазоне допустимых значений. С учетом запланированного роста нагрузок в Тульском энергорайоне в режимах летних максимальных нагрузок 20162020 годов возникают перегрузки: 1) ВЛ 110 кВ Тула Мясново №1 с отпайками при аварийном отключении ВЛ 110 кВ Тула – Мясново № 2 с отпайкой на ПС Южная в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Ленинская – Мясново с отпайками. Величина перегрузки составляет 18% от Iдоп.; 2) ВЛ 110 кВ Тула Мясново № 2 с отпайкой на ПС Южная при аварийном отключении ВЛ 110 кВ Тула – Мясново № 1 с отпайками в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Ленинская – Мясново с отпайками. Величина перегрузки составляет 21% от Iдоп. Для ликвидации вышеуказанных токовых перегрузок требуется реконструкция ВЛ 110 кВ Тула – Мясново № 1 и № 2 с заменой провода с АС-120 (150) на провод, соответствующий пропускной способности марки АС-185. Учитывая тот факт, что вышеуказанные ВЛ 110 кВ находятся в черте плотной городской застройки, их реконструкция потребует перевода данных ВЛ в кабельное исполнение, и, следовательно, больших капитальных затрат. Длина каждой ВЛ 110 кВ Тула – Мясново № 1 и № 2 составляет 16,4 км, длина участков ВЛ от ПС 220 кВ Тула до отпайки на ПС 110 кВ Южная, которые необходимо переустроить в кабель, составляет по 7 км для каждой из цепей. С учетом реконструкции ВЛ 110 кВ с переустройством в кабельное исполнение и увеличением пропускной способности до 510 А на цепь (соответствует пропускной способности провода АС-185 при температуре +250С), резервы трансформаторной мощности на ПС 220 кВ Ленинская и ПС 220 кВ Тула останутся неизменными относительно представленных в таблице 2.19 и составят 40 и 50 МВт соответственно. При этом резерв мощности при подключении к сети 110 кВ данного энергорайона (ПС 110 кВ: Мясново, Южная, Рассвет, Ратово, Барсуки) не превысит 10 МВт (при наличии заявок и договоров на технологическое присоединение на данных подстанциях, уже превышающих 80 МВт), что говорит о недостаточности данного мероприятия. Анализ резервов трансформаторной мощности показал, что дальнейший рост электрических нагрузок в энергоузле на величину свыше 40 МВт, с учетом действующих договоров на технологическое присоединение, приведет к перегрузке автотрансформаторов на ПС 220 кВ Ленинская в послеаварийных режимах и потребует реконструкции ПС 220 кВ Ленинская с увеличением трансформаторной мощности. Установка дополнительного автотрансформатора на ПС 220 кВ Ленинская повлечет увеличение количества линейных ячеек 110 кВ, что потребует ввода секционирования систем шин 110 кВ. При установке третьего АТ на ПС 220 кВ Ленинская существенным ограничением надежности электроснабжения потребителей ПС 220 кВ Ленинская останется наличие двух питающих ЛЭП 220 кВ (ВЛ 220 кВ Тула Ленинская и ВЛ 220 кВ Алексинская ТЭЦ Ленинская). Организация заходов третьей питающей ЛЭП 220 кВ на ПС 220 кВ Ленинская также потребует реконструкции ОРУ 220 кВ. Проведение данного комплекса работ по реконструкции на действующем объекте 220 кВ значительно повышает вероятность технологических нарушений с возможностью отключения нагрузки города Тулы и крупных потребителей Ленинского района. В случае сохранения наметившейся динамики роста потребления электроэнергии в Тульском энергорайоне мероприятие по реконструкции линий 110 кВ будет недостаточным и, в перспективе, вновь возникнут перегрузки сети 110 кВ. В целях обеспечения дальнейшего развития города Тулы и прилегающих районов, для комплексного решения проблемы перегрузки сети 110 кВ и исчерпания резервов трансформаторной мощности на ПС 220 кВ Ленинская, необходимо строительство нового центра питания ПС 220 кВ Новая Тула. Проведенный анализ вариантов интеграции объекта в сеть 220-110 кВ и оптимальной конфигурации сети выявил, что рекомендуемая схема подключения ПС 220 кВ Новая Тула предусматривает сооружение заходов от ВЛ 220 кВ Тула Ленинская и заходов в ВЛ 110 кВ Тула – Мясново № 1 с отпайками и ВЛ 110 кВ Тула – Мясново № 2 с отпайкой на ПС Южная. Схема подключения ПС 220 кВ Новая Тула представлена на рисунке 6. _________________________ Без рисунка Анализ результатов расчетов послеаварийных режимов с учетом сооружения ПС 220 кВ Новая Тула в нормальной и ремонтных схемах сети показал, что токовых перегрузок линий 220 и 110 кВ в Тульском энергорайоне не наблюдается. В целях стабилизации уровня напряжения на шинах 10 кВ ПС 110 кВ Октябрьская Тульского энергорайона, снижения нагрузочных потерь рекомендуется установка комплекса БСК на шины 10 кВ данного центра питания мощностью 1,5 Мвар и 4,5 Мвар соответственно потреблению реактивной мощности. Основные мероприятия по развитию сетей 35-110 кВ По состоянию на 01.01.2015 без учета заключенных договоров на технологическое присоединение энергопринимающих устройств потребителей наблюдается дефицит трансформаторной мощности на следующих подстанциях: ПС 110 кВ Рудаково; ПС 110 кВ Октябрьская; ПС 110 кВ Пролетарская; ПС 110 кВ Заокская; ПС 35 кВ Гайково. Рекомендуется выполнить реконструкцию данных подстанций с увеличением трансформаторной мощности. При невозможности расширения существующих подстанций с целью разгрузки трансформаторов возможно выполнить сооружение нового центра питания с перераспределением на него нагрузок по сети 6-10 кВ, либо осуществить перераспределение нагрузок по сети 6-10 кВ на существующие, менее загруженные центры питания. С учетом заключенных договоров на технологическое присоединение наблюдается дефицит трансформаторной мощности также на следующих подстанциях: ПС 110 кВ Алешня; ПС 110 кВ Барсуки; ПС 110 кВ Болоховская; ПС 110 кВ Глушанки; ПС 110 кВ Дубна; ПС 110 кВ Красный Яр; ПС 110 кВ Медвенка; ПС 110 кВ Мордвес; ПС 110 кВ Мясново; ПС 110 кВ Обидимо; ПС 110 кВ Оболенская; ПС 110 кВ Партизан; ПС 110 кВ Пушкинская; ПС 110 кВ Рассвет; ПС 110 кВ Рождественская; ПС 110 кВ Средняя; ПС 110 кВ Стечкин; ПС 110 кВ Центральная; ПС 110 кВ Щегловская; ПС 110 кВ Южная; ПС 110 кВ Яковлево; ПС 110 кВ Ясногорск; ПС 35 кВ Алимкин; ПС 35 кВ Борисово; ПС 35 кВ Ботня; ПС 35 кВ Варфоломеево; ПС 35 кВ Гурово; ПС 35 кВ Дедилово; ПС 35 кВ Дмитриевская; ПС 35 кВ Зыбино; ПС 35 кВ Иваньково; ПС 35 кВ Кураково; ПС 35 кВ Маслово; ПС 35 кВ Мыза; ПС 35 кВ Ненашево; ПС 35 кВ Непрейка; ПС 35 кВ Оленьково; ПС 35 кВ Павшино; ПС 35 кВ Пашково; ПС 35 кВ Синетулица; ПС 35 кВ Сухотино; ПС 35 кВ Теплое; ПС 35 кВ Тесницкая; ПС 35 кВ Урусово; ПС 35 кВ Хрипково. Увеличение трансформаторной мощности на данных объектах рекомендуется производить с учетом мониторинга фактической загрузки оборудования и динамики реализации договоров на технологическое присоединение. При невозможности расширения существующих подстанций с целью разгрузки трансформаторов также возможно выполнить сооружение нового центра питания с перераспределением на него нагрузок по сети 6-10 кВ, либо осуществить перераспределение нагрузок по сети 6-10 кВ на существующие менее загруженные центры питания. В таблице 3.13 указаны существующие мощности установленных трансформаторов на ПС 35-110 кВ филиала «Тулэнерго» ОАО «МРСК Центра и Приволжья», а также мощность трансформаторов, рекомендуемых к установке. Таблица 3.13. Рекомендуемые мощности трансформаторов, требующих замены с учетом присоединенных потребителей, заключенных договоров, поданных заявок на технологическое присоединение и исполнения филиалом «Тулэнерго» ОАО «МРСК Центра и Приволжья» инвестиционной программы
3.5.2. Анализ развития электрических сетей напряжением 110 кВ и выше на период до 2020 года в соответствии с региональным прогнозом потребления электроэнергии и мощности Ефремовский энергорайон Мероприятия, направленные на ликвидацию «узких мест» в Ефремовском энергорайоне, соответствуют мероприятиям согласно базовому прогнозу потребления электроэнергии и мощности. Заокский энергорайон Учитывая рост электрических нагрузок Заокского энергорайона, в том числе Заокского индустриально-логистического парка (100 МВт) и Заокского рекреационного парка (19,5 МВт), целесообразно реализовать сооружение питающего центра – ПС 220 кВ Ненашево на этапе 2016 года. Комплекс мероприятий по сооружению данного центра питания и его интеграции в сеть классом напряжения 220 и 110 кВ соответствует базовому сценарию развития. В расчетных схемах на этапы 20162020 годов учтено сооружение ПС 220 кВ Ненашево в соответствии со схемой, представленной на рисунке 5. Ввод в работу ПС 220 кВ Ненашево позволит обеспечить дополнительный резерв мощности в энергорайоне в объеме около 100 МВт. Ограничение выдачи мощности Щекинской ГРЭС Мероприятия, направленные на ликвидацию узких мест, связанных с ограничением выдачи мощности Щекинской ГРЭС в ремонтных схемах, соответствуют мероприятиям согласно базовому прогнозу потребления электроэнергии и мощности. Результаты расчётов электроэнергетических режимов показали, что при работе одного летом (двух зимой) блоков Щекинской ГРЭС максимальная токовая загрузка МВ-1(2) СШ ВЛ 220 кВ Химическая – Кашира составляет: в период зимних максимальных нагрузок: 79,5% от Iдоп. в нормальном режиме и 99,6% от Iдоп. в послеаварийном режиме на этапе 2017 года; 41,8% от Iдоп. в нормальном режиме и 55,5% от Iдоп. в послеаварийном режиме на этапе 2020 года с учётом сооружения ВЛ 220 кВ Новомосковская ГРЭС – Северная; в период летних максимальных нагрузок: 66,9% от Iдоп. в нормальном режиме и 91,3% от Iдоп. в послеаварийном режиме на этапе 2017 года; 32,5% от Iдоп. в нормальном режиме и 40,3% от Iдоп. в послеаварийном режиме на этапе 2020 года с учётом сооружения ВЛ 220 кВ Новомосковская ГРЭС – Северная. Таким образом, в соответствии с региональным прогнозом потребления электроэнергии и мощности необходимо наличие генерации на Щекинской ГРЭС в объеме не менее 200 МВт в режиме летних максимальных нагрузок и не менее 400 МВт в режиме зимних максимальных нагрузок. Новомосковский энергорайон В связи с дополнительным ростом нагрузки индустриального парка «Узловая» до 200 МВт к 2019 году на ПС 220 кВ Северная требуется выполнить реконструкцию с увеличением трансформаторной мощности. В 2017 году требуется установка третьего АТ мощностью 200 МВА. На этапе 2017 года в режимах зимних максимальных нагрузок возникает перегрузка ВЛ 220 кВ Северная – Химическая при аварийном отключении ВЛ 220 кВ Щекинская ГРЭС – Бегичево с отпайкой на блок 1 и ВЛ 220 кВ Щекинская ГРЭС – Северная № 2 с отпайкой на блок 2, идущих в общем коридоре. Величина перегрузки составляет 3% от Iдоп. На период после 2017 года данные перегрузки усугубляются. Для устранения перегрузки на этапе 2017 года предлагается сооружение ВЛ 220 кВ Новомосковская ГРЭС – Северная (8,5 км) с проводом сечением АС-400. Марка и сечение провода должны быть уточнены на этапе проектирования. Сооружение ВЛ 220 кВ Новомосковская ГРЭС – Северная можно выполнить по трассе действующей ВЛ 110 кВ Новомосковская ГРЭС – Северная. С учетом того обстоятельства, что включение ВЛ 110 кВ Новомосковская ГРЭС – Северная в транзит при запланированном увеличении нагрузки на ПС 220 кВ Северная становится невозможным из-за существенной перегрузки данной ЛЭП (в настоящее время ВЛ 110 кВ односторонне отключена в нормальном режиме и вводится в работу в ремонтной схеме на ПС 220 кВ Северная), целесообразность дальнейшей эксплуатации ВЛ 110 кВ Новомосковская ГРЭС – Северная минимальна. В соответствии с таблицей 3.11 на этапе 2020 года при аварийном отключении одного АТ 220/110 кВ ПС 220 кВ Северная в схеме ремонта другого АТ 220/110 кВ ПС 220 кВ Северная перегрузка оставшегося в работе третьего АТ 220/110 кВ ПС 220 кВ Северная составляет 10% от Iдоп. Данная токовая перегрузка ликвидируется посредством изменения положения РПН АТ 220/110 кВ ПС 220 кВ Северная. При этом в случае аварийного отключения 1 СШ 220 кВ при выведенной в ремонт 2 СШ 220 кВ ПС 220 кВ Северная электроснабжение индустриального парка «Узловая» в полном объёме невозможно, так как токовые перегрузки ВЛ 110 кВ можно ликвидировать только отключением нагрузки, а перевод нагрузки на ПС 220 кВ Химическая невозможен ввиду недостатка резерва трансформаторной мощности на данном центре питания. В качестве альтернативного варианта электроснабжения индустриального парка «Узловая» и, одновременно, для исключения указанной перегрузки 10% от Iдоп. АТ 220/110 кВ ПС 220 кВ Северная, целесообразно осуществить электроснабжение индустриального парка со стороны ПС 220 кВ Химическая путем сооружения дополнительных ВЛ 110 кВ: двух ВЛ 110 кВ со стороны ПС 220 кВ Северная и двух ВЛ 110 кВ со стороны ПС 220 кВ Химическая вместо четырех ВЛ 110 кВ со стороны ПС 220 кВ Северная. Однако, учитывая, что при сооружении двух ВЛ 110 кВ со стороны ПС 220 кВ Химическая резерва трансформаторной мощности на ПС 220 кВ Химическая недостаточно (при аварийном отключении одного из АТ 220/110 кВ ПС 220 кВ Химическая перегружается оставшийся в работе АТ 220/110 кВ ПС 220 кВ Химическая), необходима установка третьего АТ 220/110 кВ на ПС 220 кВ Химическая. Вывод: электроснабжение индустриального парка «Узловая» в полном объёме (200 МВт) возможно при сооружении двух ВЛ 110 кВ со стороны ПС 220 кВ Северная, двух ВЛ 110 кВ со стороны ПС 220 кВ Химическая и установке третьего АТ 220/110 кВ ПС 220 кВ Химическая (даже в случае отключения 1 (2) СШ 220 кВ ПС 220 кВ Северная или 1 (2) СШ 220 кВ ПС 220 кВ Химическая). Тульский энергорайон С учетом регионального прогноза потребления электроэнергии и мощности сооружение в Тульском энергорайоне ПС 220 кВ Новая Тула целесообразно в 2016 году с установкой двух автотрансформаторов 220/110 кВ мощностью по 200 МВА и подключением заходами от ВЛ 220 кВ Тула – Ленинская (2х1 км) и ВЛ 220 кВ Тула – Приокская (2х1 км), а также заходами ВЛ 110 кВ Тула – Мясново № 1 с отпайками (2х1 км) и ВЛ 110 кВ Тула – Мясново № 2 с отпайкой на ПС Южная (2х1 км). Схема подключения ПС 220 кВ Новая Тула представлена на рисунке 7. _________________________ Без рисунка Для организации электроснабжения нагрузки до 65 МВт территории жилищной и бизнес застройки в районе Калужского шоссе рекомендуется выполнить расширение построенного в 2014 году РП-10 кВ Китаевка до подстанции напряжением 110 кВ с установкой на первом этапе двух трансформаторов по 16 МВА и подключением двумя ВЛ 110 кВ от ПС 220 кВ Новая Тула ориентировочной протяженностью 2х3 км (ВЛ 110 кВ Новая Тула – Китаевка 1, 2). Обоснование строительства ПС 500 кВ в Тульском энергорайоне В расчетных схемах на этапы 20162020 годов учтено сооружение ПС 220 кВ Новая Тула в соответствии со схемой, представленной на рисунке 7. Анализ результатов расчетов в нормальной схеме сети в режимах зимних максимальных нагрузок на этапе 2018 года выявил наличие токовых перегрузок: 1) ВЛ 110 кВ Тула – Новая Тула с отп. со стороны ПС Тула 1 при следующих аварийно-ремонтных схемах: 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 Сентябрь
|
|||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
