Наименование | Исходный режим, МВт | Оптимизированный режим, | Снижение потерь мощности | Экономия от снижения потерь эл. энергии, | |
МВт | % | ||||
Потери в сети, всего | 1244,733 | 1241,487 | 3,220 | 100,0 | 16,968 |
в т.ч. в оптимизируемой* сети: | 62,152 | 60,547 | 1,606 | 49,9 | 8,461 |
в сети 330 кВ | 29,453 | 29,187 | 0,266 | 8,3 | 1,401 |
в сети 110 кВ | 32,699 | 31,360 | 1,339 | 41,6 | 7,060 |
*) - оптимизируемая сеть – сеть 110кВ ОАО "Дагэнергосеть" и сеть 330 кВ ФСК "ЕЭС" на территории Дагестанской энергосистемы.
Результаты расчета второго этапа оптимизации потребления реактивной мощности приведены в таблице 2.6. Из общего количества подстанций, на которых требовалась на первом этапе компенсация реактивной мощности после укрупнения КУ остались лишь те, где установка КУ наиболее эффективна. В результате второго этапа оптимизации определяется расчетная мощность компенсирующих устройств, соответствующая мощности типовой БСК, стоимость установки БСК по "Укрупненным стоимостным показателям электрических сетей" и годовой экономический эффект, который обеспечивается на каждой подстанции от общего снижения потерь в электрической сети.
Таблица 2.6 - Рекомендуемые к установке компенсирующие устройства в результате оптимизации реактивной мощности в сети Дагестанской энергосистемы и их эффективность
Наименование | Мощность нового КУ, | Стоимость установки КУ, | Ежегодные затраты, тыс. руб | Снижение | Годовой | Срок окупаемости КУ, | |
на потери энергии в КУ | на эксплуа-тацию КУ | ||||||
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 |
ОАО "Дагэнергосеть" | |||||||
Сергокала | 2,25 | 1800 | 50 | 90 | 505 | 365 | 4,93 |
ГПП | 4,95 | 3960 | 111 | 198 | 1020 | 712 | 5,57 |
ЦПП | 13,05 | 10440 | 292 | 522 | 2741 | 1928 | 5,42 |
Приозерная | 5,85 | 4680 | 131 | 234 | 1208 | 843 | 5,55 |
Изберг Сев. | 3,15 | 2520 | 70 | 126 | 661 | 465 | 5,42 |
Акуша | 3,15 | 2520 | 70 | 126 | 751 | 555 | 4,54 |
Бабаюрт | 2,25 | 1800 | 50 | 90 | 485 | 345 | 5,22 |
Львовская | 2,25 | 1800 | 50 | 90 | 522 | 382 | 4,71 |
Ярыксу | 17,55 | 14040 | 392 | 702 | 3600 | 2506 | 5,60 |
Кизляр-I | 2,25 | 1800 | 50 | 90 | 448 | 308 | 5,84 |
Александрия | 2,25 | 1800 | 50 | 90 | 473 | 332 | 5,42 |
Дружба | 4,05 | 3240 | 90 | 162 | 903 | 651 | 4,98 |
Пригородная | 4,95 | 3960 | 111 | 198 | 1069 | 760 | 5,21 |
Карабудахкент | 4,05 | 3240 | 90 | 162 | 894 | 642 | 5,05 |
Хасавюрт | 3,15 | 2520 | 70 | 126 | 642 | 446 | 5,65 |
Татаюрт | 2,25 | 1800 | 50 | 90 | 506 | 366 | 4,92 |
Вачи | 2,25 | 1800 | 50 | 90 | 538 | 398 | 4,53 |
Итого: | 79,65 | 63720 | 1779 | 3186 | 16968 | 12003 |
На основании данных таблицы 2.6 выполнен предварительный выбор количества и мощности новых компенсирующих устройств (БСК), которые рекомендуются к установке на подстанциях в сети 110 кВ Дагестанской энергосистемы. Практически во всех случаях БСК рекомендуется установить на подстанциях, которые определились в результате расчетов по оптимизации реактивной мощности. Принимая во внимание то обстоятельство, что в существующей схеме на ПС 110 кВ Новая были установлены БСК 2х4,6 Мвар, которые из-за неудовлетворительного состояния не используются, целесообразно вместо установки КУ в соответствии с расчетом на ПС 110 кВ ГПП установить (заменить) БСК на ПС Новая.
Перечень компенсирующих устройств на ПС 110 кВ в электрической сети ОАО "Дагэнергосеть" существующих и рекомендуемых для установки в 2010, 2011-2016 годы приведен в таблице 2.7.
Анализ результатов расчетов режимов работы электрической сети 110 кВ показали, что при установке на подстанциях 110 кВ дополнительных компенсирующих устройств, определившихся по результатам оптимизации реактивной мощности в сети 110 кВ Дагестанской энергосистемы, существенно улучшаются условия регулирования напряжения в сети 110 кВ в режимах максимальных нагрузок энергосистемы.
Напряжение в сети 110 кВ в нормальной схеме сети при установке дополнительных КУ повышается на отдельных участках на 1-3 кВ и обеспечивается в режиме максимальных нагрузок в пределах 114-119 кВ.
Схемы потокораспределения и уровни напряжения в сети для режима зимних максимальных нагрузок без увеличения мощности компенсирующих устройств в 2010, 2011-2016 годах и при установке КУ в соответствии с результатами оптимизации реактивной мощности приведены на чертеже 6963-ЭЭС-ГМ-009-09СРЭ2 листы 13 и 14).
Таблица 2.7 - Перечень компенсирующих устройств существующих и рекомендуемых для установки в электрических сетях Дагестанской энергосистемы в 2010, 2011-2016 годы
КУ, установленные | Ввод мощности | Стоимость | |||
Наименование | на 1.01.2009 г., | новых КУв 2009-, | установки | ||
подстанций | Мвар | 2016 годы, шт/Мвар | новых КУ, тыс. руб. | ||
Qуст. | Qрасп. | Qуст. | Qрасч. | ||
Центральные электрические сети | |||||
ПС 110/35/10кВ Сергокала | 2,25 | 2,25 | 1800 | ||
ПС 110/10/6 кВ ЦПП | 2х3,15 | 2х3,15 | 5040 | ||
2х2,025 | 2х2,025 | 3240 | |||
ПС 110/35/6 кВ Приозерная | 2х2,025 | 2х2,025 | 3240 | ||
ПС 110/35/10кВ Изберг Северная | 2,25 | 2,25 | 1800 | ||
ПС 110/ 10кВ Пригородная | 1,8+3,15 | 1,8+3,15 | 3960 | ||
ПС 110/35/10кВ Карабудахкент | 2х2,025 | 2х2,025 | 3240 | ||
ПС 110/35/10 кВ Новая | 2х4,6 | - | 2х2,25 | 2х2,25 | 3600 |
Итого по ЦЭС: | 9,2 | 32,4 | 32,4 | 25920 | |
Затеречные электрические сети | |||||
ПС 110/35/10кВ Кизляр-2 | 2 х 5,3 | 8,24 | |||
ПС 110/35/10кВ Кочубей | 2 х 5,3 | 8,24 | |||
ПС 110/35/10кВ Кизляр 1 | 2х3,15 | 2х3,15 | 5040 | ||
ПС 110/35/10кВ Александрия | 2,25 | 2,25 | 1800 | ||
Итого по Затеречным эл. сетям | 21,2 | 16,48 | 8,55 | 8,55 | 6840 |
Северные электрические сети | |||||
ПС 110/35/10кВ Львовская | 2,25 | 2,25 | 1800 | ||
ПС 110/35/10кВ Ярык Су | 2х3,15 | 2,х3,15 | 5040 | ||
2х2,025 | 2х2,025 | 3240 | |||
ПС 110/35/10кВ Дружба | 2х2,025 | 2х2,025 | 3240 | ||
ПС 110/10кВ Татаюрт | 2,25 | 2,25 | 1800 | ||
Итого по Северным эл. сетям | 18,9 | 18,9 | 15120 | ||
Гергебильские электрические сети | |||||
ПС 110/35/10кВ Анцух | 2х4,95 | 2х4,95 | |||
ПС 110/10 кВ Леваши | 2х4,95 | 2х4,95 | 8200 | ||
ПС 110/35/10кВ Миарсо | 2х4,95 | 2х4,95 | |||
ПС 110/35/10кВ Акуша | 3,15 | 3,15 | 2520 | ||
ПС 110/35/10кВ Вачи | 2,25 | 2,25 | 1800 | ||
Итого по Гергебильск. эл. сетям | 19,8 | 19,8 | 15,3 | 15,3 | 12520 |
Дербентские электрические сети | |||||
ПС 110/35/10кВ Ахты | - | - | 2х4,95 | 2х4,95 | 8200 |
Итого по Дербентским эл. сетям | - | - | 9,9 | 9,9 | 8200 |
Всего по "Дагэнерго": | 50,2 | 36,28 | 85,05 | 85,05 | 68600 |
МЭС Юга | |||||
ПС 330 кВ Дербент СК (замена на СТК) | 50 | 32 | СТК ±50 | ±50 | |
БСК | 4х4,6 | 15,2 | |||
ПС 330/110 Артем БСК | - | - | 2х52 | 2х46 | |
Итого по ПС МЭС Юга | 68,4 | 47,2 | 154 | 142 |
Примечание: Стоимостные показатели приведены в ценах на 2010 год.
Исходя из состава и мощности компенсирующих устройств, заданных в режиме максимальных нагрузок (ШР на ПС Чирюрт и Артем отключены, БСК-110 кВ 2х52 Мвар на ПС Артем включены, включены все БСК на ПС 110 кВ), для того, чтобы обеспечить в режиме зимних минимальных нагрузок напряжение в сети в допустимых пределах, необходимо при замене на ПС 330 кВ Дербент синхронного компенсатора на СТК предусмотреть для СТК режим потребления реактивной мощности не менее 40 Мвар. При этом напряжение в сети 330 кВ не будет превышать 350 кВ, в сети 110 кВ будет обеспечиваться в пределах 117-121 кВ (чертеж 6963-ЭЭС-ГМ-009-09СРЭ2 лист 32).
Кроме того, для обеспечения более широких возможностей для регулирования напряжения в режимах минимальных нагрузок целесообразно новые БСК, устанавливаемые на ПС 110 кВ Кизляр-1, Дружба, Ярыксу, Новая, ЦПП, Приозерная предусмотреть регулируемыми.
В летний период для снижения напряжения в сети 330 кВ при минимальных нагрузках энергосистемы до допустимых величин (не выше 354 кВ - 0,95 наибольшего рабочего напряжения) необходимо включение шунтирующих реакторов на ПС 330 кВ Чирюрт и Артем и отключение БСК-110 кВ на ПС Артем, а также отключение практически всех БСК на ПС 110 кВ.
Напряжение в сети 110 кВ в летний период в расчетных режимах 2016 года при максимальных нагрузках обеспечивается в пределах 116-120 кВ, в минимум нагрузки - 118-121 кВ. В сети 330 кВ Дагестанской энергосистемы напряжение в летний максимум составит 343-348 кВ, в минимум нагрузки – 347-351 кВ (чертеж 6963-ЭЭС-ГМ-009-09СРЭ2 листы 33 и 34).
В таблице 2.8 приведена оценка величины снижения потерь электроэнергии в сети 110-330 кВ Дагестанской энергосистемы при вводе электросетевых объектов, обеспечивающих основное влияние на величину потерь электроэнергии.
Таблица 2.8 - Снижение потерь электроэнергии в сети 110-330 кВ Дагестанской энергосистемы при вводе отдельных электросетевых объектов
Величина снижения | |||
Наименование | потерь электроэнергии, | ||
электросетевых объектов | млн. кВт. ч / год | ||
Всего | В сети 110 кВ | В сети 330 кВ | |
1. ПС 330/110 кВ Кизляр | На 18 | 17,25 | 0,75 |
2. ПС 330/110 кВ Артем | 35,0 | 18,8 | 16,2 |
3. ВЛ 110 кВ Ирганай ГПП - Тлох | 7,0 | 7,0 | - |
4. ВЛ 110 кВ Артем - Ленинкент – Тепличная – | |||
Махачкала-110 | 3,9 | 3,4 | 0,5 |
5. ВЛ 110 кВ Тлох - Ботлих | 1,61 | 1,61 | - |
6. ВЛ 110 кВ Ботлих - Агвали | 0,52 | 0,52 | - |
Новые компенсирующие устройства | |||
суммарной мощностью 79,65 Мвар | 9,96 | 8,3 | 1,66 |
Итого: | 75,99 | 56,88 | 19,11 |