Недействующий

О СХЕМЕ И ПРОГРАММЕ РАЗВИТИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ В РЕСПУБЛИКЕ ДАГЕСТАН НА ПЕРИОД 2011-2016 ГОДОВ С ПЕРСПЕКТИВОЙ ДО 2021 ГОДА

Дагестанской энергосистемы в результате оптимизации


Наименование

Исходный режим, МВт

Оптимизированный режим,
 МВт

Снижение потерь мощности

Экономия от снижения потерь эл. энергии,
 млн. руб.

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
 сетевого района
 и подстанций

Мощность нового КУ,
   Мвар

Стоимость установки КУ,
 тыс. руб.

Ежегодные затраты, тыс. руб

Снижение
 затрат на
 потери в
 электрической сети,
 тыс. руб

Годовой
 экономический
  эффект от
  установки КУ
 тыс. руб.

Срок окупаемости КУ,
 лет

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