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 2017 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.
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 2017 года параметры режима находятся в области допустимых значений.
Для ввода параметров режима в область допустимых значений при единичных нормативных возмущениях в нормальной и ремонтной схеме применяются следующие схемно-режимные мероприятия:
секционирование сети 220, 110 кВ;
увеличение/снижение генерирующей мощности электростанциями;
изменение коэффициентов трансформации автотрансформаторов;
перевод отключенных элементов сети на оставшуюся в работе СШ 110 кВ и выше (в ПАР отключения одной из СШ) в случае возможности реализации данного мероприятия в течение 20 минут.
В настоящее время выполнение схемно-режимных мероприятий позволяет ликвидировать превышение ДДТН при нормативных возмущениях из нормальной схемы.
Помимо схемно-режимных мероприятий для ввода параметров режима в область допустимых значений используются существующие устройства противоаварийной автоматики - АОПО (АРЛ), действующие по факту превышения допустимой токовой загрузки элементов сети.
Расчет и анализ электрических режимов основной электрической сети 110 кВ и выше ЭЭС автономного округа на перспективу до 2023 года.
В настоящем разделе проведены расчеты электроэнергетических режимов ЭЭС автономного округа при нормативных возмущениях в электрической сети 110 кВ и выше ЭЭС автономного округа для нормальной и основных ремонтных схем на период 2019 - 2023 годы.
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 формировании поузловых прогнозов потребления учтен конкретный состав и характер потребителей (структура потребления) в узлах нагрузки, их режимы работы, планы по развитию и технологическому присоединению с учетом степени их обоснованности.
В качестве исходной информации при проведении анализа режимов работы схемы электрической сети 110 кВ и выше ЭЭС автономного округа на перспективу развития 2019 - 2023 годы были использованы данные о развитии энергосистемы в соответствии с СиПР ЕЭС России 2018 - 2024, а также мероприятиями инвестиционных программ ПАО "ФСК ЕЭС", АО "Тюменьэнерго" и крупных нефтедобывающих компаний по вводу электросетевого оборудования, по которым выданы технические условия на технологическое присоединение к электрическим сетям. Перечень вышеуказанных мероприятий приведен в таблице 25.
Согласно информации ОАО "Сургутнефтегаз", планируется сооружение электросетевых объектов и их опосредованное присоединение к сети АО "Тюменьэнерго" без образования новых точек присоединения и увеличения мощности (перетока) из сети АО "Тюменьэнерго":
ПС 110/35/6 кВ Южно-Ляминская с питающей двухцепной ВЛ 110 кВ (отпайка от ВЛ 110 кВ Западно-Камынская - Селияровская - 1,2) (0,375 км, 2 x 25 МВА, год ввода 2019),
ПС 110/35/6 кВ Южно-Ватлорская со шлейфовым заходом ВЛ 110 кВ Юкъяунская - Южно-Ватлорская и Южно-Ватлорская - Ватлорская (выполняется перевод действующей ВЛ 35 кВ протяженностью 2 x 39,9 км на напряжение 110 кВ, 2 x 16 МВА, год ввода 2018),
Двухцепная ВЛ 110 кВ от ПС 110/35/6 кВ Южно-Ватлорская до ПС 110/35/6 кВ Юкъяунская (2 x 52,2 км, год ввода 2018),
Изменение схемы ПС 110 кВ Юкъяунская с тупиковой на транзитную, образование ВЛ 110 кВ Лукъявинская - Юкъяунская-1,2 и Юкъяунская - Верхне-Надымская-1, 2 (заходы ВЛ 110 кВ протяженностью 2 x 1,8 км год реализации 2018).
Таблица 25
Перечень планируемых к вводу объектов электросетевого хозяйства в ЭЭС автономного округа на период до 2023 года, предусмотренных в рамках технологического присоединения объектов заявителей