При формировании перечня рекомендуемых к вводу электросетевых объектов использовался принцип экономической эффективности решений, основанный на оптимизации режимов работы энергосистемы автономного округа, входящей в ЕЭС России, и учитывающий следующее:
при определении необходимости реализации мероприятий проведен анализ пропускной способности электрической сети и рассмотрены возможные схемно-режимные мероприятия (не затратные) по ликвидации выявленных нарушений параметров электроэнергетического режима;
при условии выявления недостаточности существующей пропускной способности электрической сети и соответствующих схемно-режимных мероприятий предложены мероприятия по развитию электрической сети и установке устройств противоаварийной автоматики;
разработка мероприятий по развитию электрической сети проводилась с учетом разработки альтернативных вариантов и соответствующего их технико-экономического сравнения с последующим выбором оптимального (наименее затратного).
Перечень рассмотренных мероприятий и укрупненные капитальные затраты на их реализацию представлены в конце настоящего раздела и суммарно составляют 12210,75 млн руб. с НДС в ценах I кв. 2017 года.
С целью формирования перечня планируемых к вводу электросетевых объектов в работе проведены расчеты электроэнергетических режимов для отчетного и прогнозного периода в нормальной и ремонтных схемах электрической сети при нормативных возмущениях в указанных схемах.
На основании проведенных исследований:
проанализирована достаточность мероприятий по развитию электрической сети 220 кВ и выше, предусмотренных СиПР ЕЭС России 2017 - 2023;
сформирован перечень схемно-режимных ситуаций, характеризующихся повышенной вероятностью выхода параметров режима из области допустимых значений для электрической сети 110 кВ и выше;
разработаны мероприятия по ликвидации схемно-режимных ситуаций, характеризующихся повышенной вероятностью выхода параметров режима из области допустимых значений.
Анализ отчетного потокораспределения основной электрической сети 110 кВ и выше ЭЭС автономного округа
В настоящем разделе проведены расчеты электроэнергетических режимов ЭЭС автономного округа для отчетных режимов зимних и летних нагрузок сети при нормативных возмущениях в электрической сети 110 кВ и выше ЭЭС автономного округа для нормальной и основных ремонтных схем. Расчеты установившихся режимов электрической сети 110 кВ и выше ЭЭС автономного округа проведены с использованием программного комплекса "RastrWin".
Электрические нагрузки на ПС 110 кВ и выше ЭЭС автономного округа приняты в соответствии с летним и зимним контрольными замерами 2016 года.
Расчеты проведены для режимов зимних максимальных нагрузок рабочего дня, зимних минимальных нагрузок рабочего дня, летних максимальных нагрузок рабочего дня, летних минимальных нагрузок выходного дня. При выполнении расчетов и анализа электрических режимов температура воздуха для зимнего периода принята минус 5 °C для летнего периода - плюс 25 °C.
Нормативные возмущения определены согласно методическим указаниям по устойчивости энергосистем, утвержденным приказом Минэнерго России от 30.06.2003 N 277.
Учитывая, что загрузка автотрансформаторного оборудования в зимний период значительно превышает загрузку в летний период, рекомендуется ремонты автотрансформаторного оборудования выполнять в летний период.
Следует отметить, что в эксплуатации при проведении плановых ремонтов электросетевого оборудования выбирается наиболее благоприятные условия для проведения ремонтов элементов сети, а также большинство плановых ремонтов на территории ЭЭС автономного округа сопровождается превентивной подготовкой ремонтных схем для снижения рисков выхода параметров режима из области допустимых значений в ПАР в ремонтной схеме.
В нормальной схеме электрической сети ЭЭС автономного округа в электрических режимах зимнего и летнего максимума и минимума нагрузок на период 2016 года параметры режима находятся в области допустимых значений.
Нефтеюганский энергорайон
По результатам анализа текущего состояния ЭЭС автономного округа на зимний и летний максимумы и минимумы нагрузок потребителей 2016 года в Нефтеюганском энергорайоне при единичных нормативных возмущениях в нормальной схеме электрической сети выявлено превышение длительно допустимой токовой нагрузки (далее - ДДТН) следующих элементов сети:
4, 5, 6 АТ 220/110 кВ на ПС 500 кВ Пыть-Ях.
При единичных нормативных возмущениях в ремонтных схемах электрической сети дополнительно выявлена возможность превышения ДДТН следующих элементов сети:
2 АТ 220/110 кВ на ПС 220 кВ Ленинская;
1, 2 АТ 220/110 кВ на ПС 220 кВ Средний Балык;
4, 5, 6 АТ 220/110 кВ на ПС 500 кВ Пыть-Ях;
1, 2 АТ 220/110 кВ на ПС 220 кВ Правдинская;
ВЛ 110 кВ Пыть-Ях - Лосинка - 1, 2;