ОБ УТВЕРЖДЕНИИ СХЕМЫ И ПРОГРАММЫ ПЕРСПЕКТИВНОГО РАЗВИТИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ ВОРОНЕЖСКОЙ ОБЛАСТИ НА 2017 - 2021 ГОДЫ

6.13. Электрические расчеты электрических сетей напряжением 110 кВ и выше в нормальном и послеаварийном режиме работы на расчетный год и пятилетнюю перспективу

С целью оценки токов короткого замыкания (КЗ) и проверки соответствия отключающей способности коммутационного оборудования токам КЗ в работе произведены расчеты токов короткого замыкания для базового варианта развития электрических сетей 110 кВ и выше энергосистемы Воронежской области на расчетный год (по состоянию на 01.01.2016) и на перспективу (2017 - 2021 годы).

Для рассматриваемого расчетного периода расчетная модель энергосистемы учитывает сетевое строительство, включая реализацию рекомендованных мероприятий по реконструкции существующих и строительству новых объектов, вывод генерирующего оборудования из эксплуатации, а также ввод новых генерирующих мощностей. Полный перечень мероприятий, учтенных в расчетной модели, представлен в таблице 40 в части электросетевых объектов, а также в подразделе 7.1 в части генерирующего оборудования.

Расчеты токов короткого замыкания (ТКЗ) проводились для максимального режима электрической сети 110 кВ и выше Воронежской области при следующем коммутационном состоянии коммутационных аппаратов:

- отключен В-220-Ю отп и В-220-Кр отп на ПС 500 кВ Новая;

- отключен В-Новая 1 и В-Новая 2 в КРУЭ-220 кВ ПС 500 кВ Донская;

- ВЛ-110-39 и ВЛ-110-40 включены в транзит;

- АТ-3 ПС 220 кВ Южная включен;

- на основании ввода 10 ПГУ 223 МВт на Воронежской ТЭЦ-1 в 2017 году была включена в транзит КЛ 110 кВ ПС N 2 - Центральная N 1,2 и секционные выключатели на ПС 110 кВ Калининская, ПС 110 кВ Центральная, ПС 110 кВ N 2 в расчетных моделях 2017 - 2021 годы.

Расчеты произведены в программном комплексе АРМ СРЗА.

Проверка оборудования на соответствие действию токов короткого замыкания проводится в соответствии с:

- ГОСТ Р 52736-2007 "Короткие замыкания в электроустановках. Методы расчета электродинамического и термического действия тока короткого замыкания";

- ГОСТ Р 52565-2006 "Выключатели переменного тока на напряжения от 3 до 750 кВ. Общие технические условия";

- РД 153-34.0-20.527-98 "Руководящие указания по расчету токов короткого замыкания и выбору электрооборудования".

Согласно п. 6 ГОСТ Р 52565-2006 "Выключатели переменного тока на напряжения от 3 до 750 кВ. Общие технические условия" коммутационная способность выключателей при коротких замыканиях должна обеспечиваться при условии, что действующее значение периодической составляющей тока КЗ , отнесенное к моменту прекращения соприкосновения его дугогасительных контактов, не должно превышать номинальный ток отключения выключателя Iо.ном:

Для упрощения расчетов принимаем ток КЗ незатухающим, т.е. ,

где Iп0 - действующее значение периодической составляющей тока КЗ в нулевой момент времени.

В качестве расчетного вида КЗ при проверке электрических аппаратов на отключающую способность принимается трехфазное или однофазное КЗ.

Проверка отключающей способности коммутационного оборудования 110 кВ и выше производилась для объектов филиала ПАО "ФСК ЕЭС" - "Верхне-Донское ПМЭС", филиала ПАО "МРСК Центра" - "Воронежэнерго", объектов генерации филиала ПАО "Квадра" "Воронежская генерация" и филиала АО "Концерн Росэнергоатом" "Нововоронежская АЭС" и потребительских ПС.

На основании анализа результатов расчетов токов КЗ и анализа проверки коммутационного оборудования на расчетный год и на перспективу 2017 - 2021 годы выявлены объекты, отключающая способность выключателей которых превышает уровни токов КЗ:

- ПС 220 кВ Южная;

- Воронежская ТЭЦ-1;

- Нововоронежская АЭС;

- ПС 110 кВ N 9 СХИ;

- ПС 110 кВ ГОО.

Перечень выключателей, отключающая способность которых ниже токов КЗ, представлен в таблице 0, где указываются максимальные уровни токов КЗ на СШ (сек.). В таблице 0 представлена проверка отключающей способности выключателей на максимальные уровни токов КЗ через присоединение.

Далее рассматривается каждый объект индивидуально.

ПС 220 кВ Южная и Воронежская ТЭЦ-1