Об утверждении схемы и программы развития электроэнергетики Свердловской области на 2014-2018 годы и на перспективу до 2023 года

 Баланс мощности Восточного энергоузла

Таблица 10

5) электрических станций в Восточном энергоузле нет;

6) анализ схемно-режимных ситуаций (СРС), приводящих к нарушению допустимых параметров режима Восточного энергоузла:

Описание СРС:

Наиболее сложной СРС, приводящей к нарушению допустимых параметров режима, является аварийное отключение 1 СШ 220 кВ РефтГРЭС и подготовка к отключению в ПАР 2 СШ 220 кВ РефтГРЭС в зимний период (для летнего (весенне-осеннего) периода ситуация практически идентична при наложении аварийного отключения 1 СШ 220 кВ РефтГРЭС на ремонт Блока N 3 БАЭС).

При аварийном отключении 1 СШ 220 кВ РефтГРЭС в зимний период, токовая нагрузка оставшейся в работе ВЛ 220 кВ Окунево - РефтГРЭС 2 превысит:

1) установку АРЛ ВЛ 220 кВ ВЛ 220 кВ Окунево - РефтГРЭС 2 на ПС 220 кВ Окунево с выдержкой времени 7 с. и действием 1 ступени на отключение В 220 кВ ВЛ БАЭС;

2) установку АРЛ ВЛ 220 кВ Окунево - РефтГРЭС 2 на Рефтинской ГРЭС с выдержкой времени 9 с. и действием 1 ступени на отключение В 220 кВ одной из АТГ, работающей на связи шин 500 - 220 кВ.

После работы устройств АРЛ на ПС 220 кВ Окунево и Рефтинской ГРЭС токовая загрузка ВЛ 220 кВ Окунево - РефтГРЭС 2 - до 57 процентов, ВЛ 110 кВ Асбест - Знаменская до 98 процентов, АТ1 БАЭС - до 119 процентов. Напряжения на транзитах 110 кВ Камышлов - Маян и Сирень - Юшала в допустимых пределах - до 85 - 92 кВ, на ПС 110 кВ Сирень - до 92 кВ (приложение 7 рисунок 13).

Для соблюдения в послеаварийном режиме требований к устойчивости энергосистем, в части допустимой токовой нагрузки оборудования, а также коэффициента запаса по напряжению на подстанциях транзитов 110 кВ Камышлов - Маян и Сирень - Бутка - Юшала, при подготовке к следующему нормативному возмущению (наиболее тяжелое возмущение в ПАР - отключение 2 СШ 220 кВ РефтГРЭС приведет к недопустимому снижению напряжения на ПС ВЭУ и перегрузке ВЛ транзита 110 кВ Асбест - Знаменская - С. Лог) (приложение 7 рисунок 14) необходимо выполнение схемно-режимных мероприятий. При невозможности выполнения мероприятий необходим ввод графиков временного отключения потребления (ГВО) на величину до 55 МВт.

При аварийном отключении 2 СШ 220 кВ РефтГРЭС, с учетом ввода ГВО (до 55 МВт), отработает АРП Рефтинской ГРЭС с действием на отключение до 175 МВт потребителей в Каменском узле.

После работы АРП на РефтГРЭС напряжения в Каменском узле в допустимых пределах (не ниже 113 кВ), напряжения на транзитах 110 кВ Камышлов - Маян и Сирень - Бутка - Юшала снижаются до 86 - 88 кВ, на ПС 220 кВ Сирень - до 88 кВ (минимально допустимое напряжение 92 кВ, аварийно допустимое - 87 кВ). Перегрузов ВЛ 220 - 110 кВ Восточного узла нет. Наиболее загружены ВЛ 110 кВ Глубокая - НСТЭЦ - до 90 процентов, ВЛ 110 кВ Асбест - Дачная - до 95 процентов, ВЛ 110 кВ БАЭС - Измоденово - до 70 процентов, ВЛ 110 кВ БАЭС - Кортогуз - до 68 процентов, ВЛ 110 кВ Асбест - Знаменская - до 63 процентов; ВЛ 220 кВ БАЭС - Окунево - до 80 процентов; АТ1 БАЭС - до 138 процентов.

Возможные схемно-режимные мероприятия, выполняемые в оперативном порядке для ввода режима в допустимую область и минимизации ГВО:

1) на ПС 110 кВ Кармак включить В 110 кВ Юшала;

2) на ПС 110 кВ Парус включить СВ 110 кВ;

3) на ПС 110 кВ Двинка включить СВ 110 кВ.

Указанные мероприятия выполняются по согласованию с Тюменским РДУ и не всегда возможны по режиму работы Тюменской энергосистемы. Замыкание транзитов 110 кВ Кармак - Юшала и Красная Слобода - Двинка - Чупино между операционными зонами Свердловского и Тюменского РДУ как правило допускается при суммарном перетоке по ВЛ 500 кВ Рефтинская ГРЭС - Тюмень 1 и 2 не более 500 МВт в сторону Рефтинской ГРЭС.

Необходимый объем ГВО без учета мероприятий составляет до 55 МВт;

7) ограничивающим элементом является провод ВЛ 110 кВ Глубокая - НСТЭЦ.

После замены указанного ограничивающего элемента также необходим ввод ГВО, так как в равной степени критичным в послеаварийном режиме является коэффициент запаса по напряжению. Исключить ввод ГВО возможно только после выполнения мероприятий, приведенных в таблице 9;

8) перечень мероприятий, рекомендуемых для ликвидации "узких мест" в Восточном энергоузле, приведен в таблице 11. В приложении 7 на рисунке 15 показан режим сети после аварийного отключения 1 и 2 СШ 220 кВ Рефтинской ГРЭС с учетом мероприятий. Из приложения 7 рисунка 15 видно, что для подготовки к отключению 1 (2) СШ 220 кВ Рефтинской ГРЭС при отключенной 2(1) СШ 220 кВ Рефтинской ГРЭС ввод ГВО не требуется, таким образом, предложенных мероприятий достаточно.