5.1. Режимы работы электрических сетей напряжением 110 кВ и выше
Расчеты режимов работы сети 110-330 кВ Чеченской энергосистемы для схемы рекомендуемой на 2017 год выполнялись с целью обоснования схемных решений, выбора параметров сети, определения условий регулирования напряжения и оценки влияния принимаемых решений на величину потерь электроэнергии в сети.
Расчеты выполнены для двух вариантов развития энергосистемы Чеченской Республики "расчетного" и "оптимистического" исходя из следующих основных условий:
- расчетные нагрузки приняты для собственного максимума энергосистемы, прогнозируемого па 2017 год: в "расчетном" варианте - 489 МВт, в "оптимистическом" - 530 МВт;
- расчетные реактивные нагрузки на шинах подстанций 110 кВ приняты для существующих подстанций - исходя из фактических в последние годы, для новых подстанций - исходя из cos (р нагрузки 0,9;
- рассматривались режимы работы электрической сети в характерные периоды суток и года (зимний и летний максимум и минимум нагрузок);
- величины межсистемных перетоков мощности и их направления, а также уровни напряжения на шинах 330-500 кВ подстанций, увязаны с балансами мощности ОЭС Юга и расчетами режимов по основной сети ОЭС, которые учитывают вводы мощности на электростанциях, предусмотренные в "Генеральной схеме..." с учетом принятых Правительством Российской Федерации уточнений {распоряжения Правительства Российской Федерации от 11.08.2010 N 1334-р и от 05.10.2010 N 1685-р);
- электростанции на территории Чеченской Республики в расчетах режимов работы электрической сети для "расчетного" и "оптимистического" вариантов представлены в соответствии с разработанными в настоящей работе балансами мощности N 6922-ЭЭС- 113-009-09СРЭ1, таблицы 3.2, 3.3 и 3.5);
- развитие сети 330 и 500 кВ ОЭС Юга в период до 2017 года принято в соответствии с инвестиционной программой ОАО "ФСК ЕЭС" на 2010-016 гг., в том числе учтены вводы в сети, прилегающей к энергосистеме Чеченской Республики: ПС 330 кВ Кизляр, замена АТ 330/110 кВ 125 MBA на 200 MBA на ПС Чирюрт, строительство ВЛ 330 кВ Ирганайская ГЭС - Чирюрт и Артем - Дербент;
- рассматривается параллельная работа ОЭС Юга с энергосистемой Азербайджана при планируемой передаче из ОЭС Юга в Азербайджан в зимний максимум нагрузок до 500 МВт.
"Расчетный" вариант развития энергосистемы. Анализ режимов работы сети 1 10-330 кВ для "расчетного" варианта развития энергосистемы на этапе 2017 года показал, что в нормальной схеме загрузка ВЛ 110 и 330 кВ в основном находится в пределах нормируемой плотности тока. Нагрузка автотрансформаторов 330/110 кВ на подстанции Грозный в нормальной схеме не превышает 69% их установленной мощности. Напряжение в сети 110 кВ в зимний максимум нагрузки без установки в сети Чеченской энергосистемы средств компенсации реактивной мощности нагрузки обеспечивается в пределах 108-112 кВ (чертеж 6922-ЭЭС-ПЗ-009-09СРЭ2 лист 4). Чтобы обеспечить в сети 110 кВ напряжение не ниже номинального требуется компенсировать не менее 50 Мвар реактивной мощности нагрузки (чертеж 6922-ЭЭС-Г13-009-09СРЭ2 лист 5 -компенсация на шинах 110 кВ ПС Грозный). Компенсация реактивной мощности в сети Чеченской энергосистемы требуется также в зимний минимум (напряжение 115-117 кВ) и в летний максимум нагрузки (напряжение 114-116 кВ). В летний период при минимальной нагрузке энергосистемы напряжение в сети 110 кВ обеспечивается не ниже 117 кВ без?
компенсации реактивной мощности в сети (чертеж 6922-ЭЭС-ПЗ-009-09СРЭ2 листы б, 7, 8).
В послеаварийных режимах с учетом установки на ПС 330 кВ КУ мощностью 50 Мвар при отключении (выводе в ремонт) одного из автотрансформаторов нагрузка двух оставшихся составляет 93% их номинальной мощности (чертеж 6922-ЭЭС-ПЗ-009- 09СРЭ2 лист 10). При отключении одной из секций шин 110 кВ на ПС 330 кВ Грозный и двух АТ 330/1 ЮкВ в максимум нагрузок 2017 г. нагрузка оставшегося в работе АТ 125 MBA составит 154 MBA (123% номинальной мощности), чертеж 6922-ЭЭС-ПЗ-009- 09СРЭ2 лист 9. При отключении одной из BJI 330 кВ, питающих ПС Грозный, электроснабжение потребителей на территории Чеченской энергосистемы обеспечивается без ограничений, параметры режима сети 110-330 кВ находятся в допустимых пределах (чертеж 6922-ЭЭС-ПЗ-009-09СРЭ2 лист 11). Напряжение в сети 110 кВ в по-слеаварийиых режимах обеспечивается не ниже 106-107 кВ (при отключении секции шин 110 кВ).
Отключение одной из наиболее загруженных ВЛ 110 кВ не приводит к недопустимым изменениям параметров режима работы электрической сети.
В зимний период в энергосистеме имеет место дефицит реактивной мощности, что не позволяет эффективно регулировать напряжение в се™ 110 кВ.
В режиме летних максимальных нагрузок (чертеж 6922-ЭЭС-ПЗ-009-09СРЭ2 лист 7) перетоки мощности в сети 110-330 кВ в основном ниже, чем в зимний максимум, за исключением ВЛ 110 кВ Ярык-Су - Ойсунгур (79 МВт) и Акташ-Гудермес тяговая (41 МВт), высокая загрузка которых в летний максимум обусловлена выдачей избытков мощности из Дагестанской энергосистемы в ОЭС Юга.
При отключении в режиме летних максимальных нагрузок ВЛ 330 кВ Чирюрт - Грозный переток мощности по ВЛ 110 кВ Ярык-Су - Ойсунгур достигает 157 МВт (А), по ВЛ Акташ - Гудермес тяговая - 82 МВт (А), что превышает допустимую токовую нагрузку для провода АС-185 (рекомендуемая замена) при температуре 35°С в 1,5 раза и на 10% соответственно. Ликвидировать перегрузку ВЛ 110 кВ Ярык-Су - Ойсунгур и ВЛ Акташ - Гудермес тяговая возможно только разделением по связям 110 кВ с Дагестанской энергосистемой (чертеж 6922-ЭЭС-ПЗ-009-09СРЭ2 листы 12 и 13). При отключении в режиме летних максимальных нагрузок ВЛ 330 кВ Чирюрт - Грозный и ВЛ 110 кВ на связях с энергосистемой Дагестана электроснабжение потребителей Чеченской энергосистемы обеспечивается без ограничений при напряжении в сети 110 кв не ниже 105 кВ без работы КУ на ПС Грозный.
Как показали выполненные расчеты, строительство ПС 330 кВ Гудермес с подключением ее заходами ВЛ 330 кВ Моздок - Артем при отключении в режиме летних максимальных нагрузок В Л 330 кВ Чирюрт - Грозный практически не снижает загрузку ВЛ 110 кВ на связях с Дагестанской энергосистемой (чертеж 6922-ЭЭС-113-009-09СРЭ2 лист 14), в такой схеме также потребуется отключение всех связей 110 кВ с Дагестанской энергосистемой.
"Оптимистический" вариант развитии энергосистемы. Режимы работы сети 110-330 кВ для "оптимистического" варианта развития энергосистемы на этапе 2017 года (чертеж 6922-ЭЭС-ПЗ-009-09СРЭ2 листы 16-19) перетоки мощности в сети 110-330 кВ в основном ниже, чем в зимний максимум, за исключением ВЛ 110 кВ Ярык-Су - Ойсунгур (79 МВт) и Акташ- Гудермес тяговая (41 МВт), характеризуются более низкой загрузкой электрической сети Чеченской энергосистемы и ее связей 110 и 330 кВ с соседними энергосистемами. В нормальной схеме загрузка ВЛ 110 и 330 кВ не превышает нормируемой плотности тока за исключением режима летнего максимума нагрузки. В режиме летних максимальных нагрузок (чертеж 6922-ЭЭС-ПЗ-009-09СРЭ2 лист 18) перетоки мощности по ВЛ 110 кВ Ярык-Су - Ойсунгур (71 МВт) и Акташ- Гудермес тяговая (37 МВт) так же, как и в зимний максимум, значительно превышают нормируемую плотность тока.?
Нагрузка автотрансформаторов 330/1 10 кВ на подстанции Грозный в максимум нагрузки в нормальной схеме составляет 135 MBA (36% их номинальной мощности). Напряжение в сети 110 кВ без установки в сети Чеченской энергосистемы средств компенсации реактивной мощности нагрузки в зимний максимум обеспечивается в пределах 117-120 кВ (чертеж 6922-ЭЭС-ПЗ-009-09СРЭ2 лист 16). В летний минимум напряжение в сети 110 кВ повышается до 122 кВ.
В послеаварийных режимах при отключении одной из ВЛ 330 кВ, питающих Г1С Грозный, электроснабжение потребителей на территории Чеченской энергосистемы в зимний максимум нагрузок обеспечивается без ограничений, параметры режима сети 110- 330 кВ находятся в допустимых пределах (чертеж 6922-ЭЭС-ПЗ-009-09СРЭ2 лист 20). Напряжение в сети 110 кВ в послеаварийных режимах обеспечивается не ниже 116 кВ.
Отключение одной из наиболее загруженных ВЛ 110 кВ также не приводит к недопустимым изменениям параметров режима работы электрической сети.
При отключении в режиме летних максимальных нагрузок ВЛ 330 кВ Чирюрт - Грозный так же, как и в "расчетном" варианте, перетоки мощности по ВЛ 110 кВ Ярык- Су - Ойсунгур и по ВЛ Акташ - Гудермес тяговая превышают допустимую токовую нагрузку для провода АС-185 (чертеж 6922-ЭЭС-ПЗ-009-09СРЭ2 лист 21). Ликвидировать перегрузку ВЛ 110 кВ Ярык-Су-Ойсунгур и ВЛ Акташ - Гудермес тяговая возможно только разделением по связям 110 кВ с Дагестанской энергосистемой.
5.2. Условии регулирования напряжении и размещение источников реактивной мощности
В существующей схеме покрытие потребности в электроэнергии Чеченской Республики осуществляется при дефиците реактивной мощности (полное отсутствие источников реактивной мощности в сети 110 кВ Чеченской энергосистемы). Потребность в реактивной мощности порядка 185 Мвар покрывается за счет внешних перетоков 158 Мвар (85%) и 27 Мвар (15%) - генерация ВЛ 110 кВ. В связи с большими перетоками активной и реактивной мощности по сети 110 кВ Чеченской Республики напряжение в максимум зимнего режимного дня 16.12.2009 г. в сети 110 кВ поддерживалось в пределах 98-113 кВ, наиболее высокие напряжения в районе, прилегающем к ПС 330 кВ Грозный. Регулирование напряжения в сети 110 кВ Чеченской энергосистемы в связи с дефицитом реактивной мощности обеспечивалось лишь за счет регулировочных возможностей автотрансформаторов на ПС Грозный.
Как видно из приведенных данных, в электрических сетях Чеченской энергосистемы явно недостаточно компенсирующих устройств.
Для рекомендуемой на 2017 год схемы электрической сети Чеченской энергосистемы для "расчетного" варианта развития выполнены расчеты но оптимизации реактивной нагрузки на шинах подстанций 110 кВ в исходном режиме зимних максимальных нагрузок 2017 г.
Ниже изложены методологические основы расчетов по оптимизации реактивной мощности и размещения компенсирующих устройств.