О СХЕМЕ И ПРОГРАММЕ ПЕРСПЕКТИВНОГО РАЗВИТИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ ЧУВАШСКОЙ РЕСПУБЛИКИ НА 2015 - 2019 ГОДЫ

Таблица 41

В нынешних рыночных условиях комплексная задача экономичного распределения активных и реактивных мощностей в энергосистемах практически не решается, что влечет за собой нерациональное распределение реактивных мощностей и рост потерь электроэнергии в сетях. Это обусловлено снижением напряжения в узлах, потребляющих значительные реактивные мощности. К таким нагрузкам относятся, например, преобразовательные подстанции Венец и Тюрлема.

Ниже рассмотрены средства диспетчерского и технологического управления и требования к системам релейной защиты и автоматики.

При строительстве, реконструкции объектов электроэнергетики необходимо обеспечить наблюдаемость и управляемость режимов работы электрооборудования по производству электрической энергии и электросетевого хозяйства энергосистемы Чувашской Республики, а также повысить надежность функционирования релейной защиты, противоаварийной, режимной и сетевой автоматики. Этого можно достичь путем обмена технологической информацией электрических станций и объектов электросетевого хозяйства, имеющих в своем составе объекты диспетчеризации с диспетчерскими центрами ОАО "СО ЕЭС". Такой обмен формализован в виде технических требований ОАО "СО ЕЭС" к объемам, качеству, протоколам передачи информации и функционированию следующих систем.

В настоящее время только от электростанций, работающих на оптовом рынке электрической энергии (мощности), поступает достаточный для решения задач оперативно-диспетчерского управления объем телеметрической информации. Объем телеметрической информации, получаемый от электростанций, работающих на розничном рынке электрической энергии, электростанций, принадлежащих промышленным предприятиям, а также подстанций сетевых компаний и потребителей электрической энергии, является недостаточным для решения задач диспетчерских центров ОАО "СО ЕЭС". В связи с этим на объектах электроэнергетики электрической сети 110 - 220 кВ в части противоаварийной автоматики (ПА) до 2019 года планируется реализация технических решений технико-экономических обоснований реконструкции системы ПА. Одной из операционных зон такой реализации является филиал ОАО "СО ЕЭС" "Региональное диспетчерское управление энергосистемы Нижегородской области", которому с 2014 года передаются функции филиала ОАО "СО ЕЭС" "Региональное диспетчерское управление энергосистемы Чувашской Республики - Чувашии".

Для обеспечения надежного функционирования ЕЭС России в 2014 - 2019 годах планируется реализация проектов развития централизованных систем автоматического регулирования частоты и перетоков активной мощности (АРЧМ), в частности с подключением к регулированию и Чебоксарской ГЭС. Проект системы группового регулирования активной мощности и мероприятия, обеспечивающие согласованную работу систем АРЧМ и автоматики управления мощностью ГЭС, выполняются (срок готовности 31 декабря 2017 г.).

Основным требованием при создании (модернизации) РЗА на объектах энергосистемы Чувашской Республики является установка микропроцессорных устройств РЗА. Построение новых комплексов РЗА должно осуществляться таким образом, чтобы при любом событии, требующем работы комплекса РЗА, функции РЗА выполнялись при независимом от исходного события отказе одного любого устройства, входящего в комплекс РЗА, и исключалась возможность отказа функционирования комплекса РЗА по общей причине. Функционирование комплексов и устройств РЗА при наличии на объекте электроэнергетики автоматизированной системы управления технологическим процессом (далее - АСУ ТП) должно быть автономным и не должно зависеть от состояния АСУ ТП.

Вновь вводимые (модернизированные) комплексы и устройства РЗА должны предусматривать возможность информационного обмена между собой, а также с автоматизированной системой управления технологическим процессом объекта электроэнергетики. Обмен информацией должен осуществляться с использованием стандартных протоколов обмена информацией. Комплексы и устройства РЗА должны удовлетворять требованиям защищенности от несанкционированного доступа к информации. На электростанциях и подстанциях необходимо обеспечивать электромагнитную совместимость и устойчивую работу комплексов и устройств РЗА при всех возможных видах электромагнитных воздействий.

На каждой питающей стороне ЛЭП 110 - 220 кВ, имеющих питание с двух или более сторон, должна устанавливаться основная и резервная защита. При этом в качестве основной защиты должна предусматриваться защита от всех видов КЗ с абсолютной селективностью. Двойную основную защиту необходимо предусматривать на ЛЭП 110 - 220 кВ, когда время отключения КЗ на линии при отсутствии основной защиты не удовлетворяет требованиям обеспечения устойчивости генерирующего оборудования или нагрузки потребителей. Для каждой основной защиты ЛЭП 110 кВ и выше должен выделяться канал связи, независимый от каналов связи другой защиты данной ЛЭП. На каждой ЛЭП 110 кВ и выше, за исключением кабельных ЛЭП, должно предусматриваться трехфазное автоматическое повторное включение.

Требования к оснащению устройствами релейной защиты автотрансформаторов и трансформаторов 220 кВ и выше предусматривают защиту от внутренних, внешних КЗ и недопустимых режимов работы. Два комплекта дифференциальной защиты необходимо устанавливать на АТ 220 кВ мощностью 160 МВА и более, а также на АТ(Т) любой мощности, если отключение КЗ на любой его стороне при отсутствии дифференциальной защиты не обеспечивается действием защиты дальнего резервирования или время отключения такого КЗ резервной защитой или защитой дальнего резервирования приводит к повреждению изоляции обмоток автотрансформатора. На АТ 220 кВ и выше резервная защита от всех видов КЗ должна устанавливаться на каждой стороне автотрансформатора.

Требования к оснащению устройствами релейной защиты и сетевой автоматики систем шин 110 кВ и выше предусматривают для каждой системы (секции) шин 110 - 220 кВ отдельную дифференциальную защиту шин (ДЗШ). Два комплекта защиты шин должны устанавливаться при условии сохранения устойчивости нагрузки, обеспечения надежной работы электростанций, а также предотвращения нарушения технологии особо ответственных производств или при наличии на системе (секции) шин 110 - 220 кВ более 10 присоединений.

Оснащение объектов электроэнергетики устройствами регистрации аварийных событий и процессов осуществляется в целях объективного контроля эксплуатационного состояния оборудования, а также объектов и алгоритмов функционирования РЗ, СА, РА, ПА при авариях в энергосистеме Чувашской Республики. Регистрации подлежат параметры электромеханических и электромагнитных переходных процессов линий электропередачи и факты срабатывания устройств РЗА. Регистрация аварийных событий и процессов проводится с использованием автономных регистраторов аварийных событий и процессов. Кроме автономных регистраторов аварийных событий и процессов, используются регистраторы СМПР и микропроцессорные устройства РЗ, СА, РА, ПА, ОМП, в которых предусмотрены функции регистрации аварийных событий и процессов. Автономные регистраторы аварийных событий и процессов устанавливаются на электростанциях и подстанциях 110 кВ и выше, регистраторы СМПР - на следующих объектах электроэнергетики ЕЭС России.

Для передачи информации, обеспечивающей функционирование ПА, РА, с объектов электросетевого хозяйства 110 кВ и выше и присоединения электростанций мощностью 5 МВт и более независимо от класса напряжения к электрической сети должно быть организовано не менее двух независимых каналов связи в каждом направлении передачи информации. Для объектов электросетевого хозяйства ниже 110 кВ и электростанций мощностью менее 5 МВт требования к организации передачи информации определяются субъектами электроэнергетики самостоятельно либо по взаимному согласованию между собственниками технологически связанных объектов. Для передачи сигналов и команд ПА и РА должен использоваться дублированный режим передачи информации. Каждый канал связи, обеспечивающий функционирование устройств РЗ, осуществляющих функцию основной защиты ЛЭП, должен быть организован по выделенному каналу, независимому от каналов связи для других устройств РЗ той же ЛЭП. Организация каналов связи, обеспечивающих функционирование устройств РЗ ЛЭП 220 кВ и выше, должна исключать возможность одновременной потери функциональности основной защиты разных ЛЭП по общей причине.

Субъекты электроэнергетики и потребители электрической энергии в процессе эксплуатации каналов связи, используемых для передачи информации, обеспечивающей функционирование АСДУ, АСТУ, РЗА, обязаны обеспечить контроль их эксплуатационного состояния. В случае использования потребителем электрической энергии для передачи информации по каналам, организованным в сетях операторов связи или технологических сетях другими потребителями, необходимо для соблюдения вышеуказанного требования заключать договоры об оказании услуг.

Заключение

Основываясь на анализе современного и прогнозируемого состояния развития энергосистемы Чувашской Республики, можно сформулировать ряд рекомендаций, которые будут способствовать решению проблем повышения надежности ее функционирования <*>.

     ________________

<*> При увеличении нагрузок необходимо рассмотреть возможность строительства ОРУ 220 кВ ПС Катраси-2, выполнения захода на ПС Катраси-2 ВЛ 220 кВ Чебоксарская ГЭС - Венец, установки АТ-1, 2220/110 кВ мощностью 125 МВА, установки БСК-110 кВ, строительства ВЛ 220 кВ Чебоксарская ГЭС - Катраси-2.

Для повышения надежности электроснабжения и обеспечения энергетической безопасности необходимо в дальнейшем:

преодолеть старение основных фондов, сетей и подстанций всех классов напряжения;

продолжать реализацию мероприятий по реконструкции Новочебоксарской ТЭЦ-3, Чебоксарской ТЭЦ-2 с внедрением перспективных технологий комбинированной выработки тепловой и электрической энергии.

В табл. 42 приведен сводный перечень объектов сетей 110 кВ, рекомендуемых к реконструкции и строительству.