Глава 21. Электрические расчеты (п.п. 101 - 109)

Глава 21. Электрические расчеты

101. Для анализа работы электрической сети 110 кВ. и выше Костромской энергосистемы в период рассматриваемой перспективы с 2012 по 2018 годы на основании представленных выше балансов мощности с учетом перспективного развития электрических сетей соседних энергосистем проведены следующие расчеты с 2012 по 2018 годы:

1) режим зимних максимальных нагрузок рабочего дня;

2) режим зимних минимальных нагрузок выходного дня;

3) режим летних максимальных нагрузок рабочего дня;

4) режим летних минимальных нагрузок выходного дня.

Данные режимы рассчитаны для базового прогноза максимума нагрузки.

102. Электрические расчеты в сети выполнялись в целях:

1) выбора схемы сети и параметров ее элементов;

2) выбора оптимального потокораспределения;

3) определения необходимой мощности и места размещения компенсирующих устройств;

4) разработки мероприятий по снижению расходов электроэнергии на ее транспорт.

Расчетные реактивные нагрузки на шинах 110 кВ. ПС принимались на основании отчетных данных. Уровни напряжения, поддерживаемые в центрах питания, соответствуют Методическим рекомендациям по проектированию развития энергосистем.

Результаты выполненных расчетов потокораспределения мощности и уровней напряжения послужили основанием для разработки рекомендаций, позволяющих ликвидировать "узкие места" в сетях 110 кВ. и выше энергосистемы на период до 2018 года.

Анализ результатов расчетов нормальных режимов показывает, что уровни напряжений и загрузка сети 110 кВ. и выше находятся в переделах допустимых значений.

Загрузка сети 110 кВ. и выше оценивалась согласно п. 1.3.22 ПУЭ при температуре в летний период +25?С, в зимний - -5?С.

В таблице N 98 приведена загрузка автотрансформаторов Костромской энергосистемы на 2012 - 2018 годы.

В обоих вариантах наблюдается снижение загрузки автотрансформаторов на Костромской ГРЭС, ПС 220 кВ. Мантурово и Кострома-2, что объясняется вводом генерирующих мощностей в соседних энергосистемах: Ивановской, Ярославской и Нижегородской.

103. В соответствии с Методическими рекомендаций по проектированию развития энергосистем для проверки соответствия рекомендуемой схемы сети требованиям надежности электроснабжения выполняются расчеты послеаварийных режимов. Исходными данными в послеаварийных режимах следует считать:

1) для основной сети ОЭС - совпадение отключения одного наиболее нагруженного элемента энергосистемы с плановым ремонтом другого;

2) для сети региональной энергосистемы или участка сети - отключение одного наиболее нагруженного элемента энергосистемы (энергоблок, автотрансформатор связи шин на электростанции или элемент сети) в период максимальных нагрузок.

В таблице N 97 приведен перечень рассмотренных послеаварийных режимов.

Послеаварийные режимы рассмотрены для наиболее тяжелого года и периода: зимнего и летнего максимума рабочего дня 2018 года.

Таблица N 97

Перечень послеаварийных режимов

N п/п	Наименование
1.	Зимний максимум рабочего дня 2018 г.	Отключение АТ 500/110/10 кВ. на ПС 500 кВ. Звезда
2.		Отключение АТ 220/110/10 кВ. на ПС 220 кВ. Мантурово
3.		Отключение АТ 220/110/10 кВ. на ПС 220 кВ. Мотордеталь
4.		Отключение ВЛ 110 кВ. Костромская ТЭЦ-2 - Центральная
5.		Отключение ВЛ 110 кВ. Борок-Елегино
6.		Отключение ВЛ 110 кВ. Мантурово-Гусево
7.	Летний максимум рабочего дня 2018 г.	Совпадение отключения АТ 500/110/10 кВ. на ПС 500 кВ. Звезда с ремонтом АТ 220/110/10 кВ. на ПС Мантурово
8.		Совпадение отключения одной ВЛ 220 кВ. Костромская ГРЭС - Мотордеталь с ремонтом второй
9.		Совпадение отключения одной ВЛ 220 кВ. Костромская ГРЭС-Кострома с ремонтом ВЛ 220 кВ. Кострома-Галич

Таблица N 98

Загрузка автотрансформаторов Костромской энергосистемы на 2012 - 2018 годы

N п/п	Наименование	Мощность, МВА	2012 г.		2013 г.		2014 г.		2015 г.		2016 г.		2017 г.		2018 г.
			МВА	%	МВА	%	МВА	%	МВА	%	МВА	%	МВА	%	МВА	%
1.	Костромская ГРЭС	АТ-2 3х267	311,8 38,9 195,9 24,5 300,0 37,4 234,3 29,2 233,3 29,1 225,1 28,1 224,5 28,0
		АТ-4 3х267	отключен
2.	ПС 500/110/10 кВ. Звезда	АТ-1 3х135	216,9	53,6	213,8	52,8	181,2	44,7	181,7	44,9	194,5	48,0	197,8	48,8	201,1	49,6
3.	ПС 220/110/10 кВ. Мантурово	АТ-1 125/200	60,5	48,4	62,8	50,3	31,5	25,2	31,6	25,3	46,9	23,5	47,8	23,9	50,1	25,1
4.	ПС 220/110/10 кВ. Мотордеталь	АТ-1 125	67,9	54,3	61,3	49,1	59,5	47,6	60,7	48,5	61,1	48,9	62,2	49,8	67,1	53,7
		АТ-2 125	67,9	54,3	61,3	49,1	59,5	47,6	60,7	48,5	61,1	48,9	62,2	49,8	67,1	53,7
5.	ПС 220/110/10 кВ. Борок	АТ-1 125	39,7	31,7	40,1	32,1	37,2	29,7	37,3	29,8	38,0	30,4	38,1	30,5	38,5	30,8
		АТ-2 125	39,7	31,7	40,1	32,1	37,2	29,7	37,3	29,8	38,0	30,4	38,1	30,5	38,5	30,8
6.	ПС 220/110/10 кВ. Галич	АТ-1 125	34,1	27,3	36,1	28,9	35,7	28,5	35,9	28,7	36,8	29,5	36,3	29,1	36,4	29,1
		АТ-2 125	34,1	27,3	36,1	28,9	35,7	28,5	35,9	28,7	36,8	29,5	36,3	29,1	36,4	29,1
7.	ПС 220/110/6 кВ. Кострома-2	АТ-1 125	43,1	34,5	41,6	33,3	37,0	29,6	33,9	27,2	34,1	27,3	34,5	27,6	36,4	29,1
		АТ-2 90/125	40,5	45,0	39,0	43,3	34,6	38,5	33,9	27,2	34,1	27,3	34,5	27,6	36,4	29,1

Примечание: после дроби указана мощность автотрансформатора после его замены.

104. Анализ послеаварийных режимов для базового варианта показывает:

1) в послеаварийном режиме зимнего максимума рабочего дня 2018 года при отключении ВЛ 110 кВ. Мантурово-Гусево напряжение в сети 110 кВ. прилегающего района снижается до 101,3 кВ. Для регулирования напряжения требуется включение в работу БСК на ПС 110 кВ. Шарья(р) и ПС 110 кВ. Поназырево;

2) в послеаварийном режиме летнего максимума рабочего дня 2018 года при совпадении отключения АТ 500/110/10 кВ. на ПС 500 кВ. Звезда с ремонтом АТ 220/110/10 кВ. на ПС 220 кВ. Мантурово напряжение в сети 110 кВ. прилегающего района снижается до 57,8 кВ. Для регулирования напряжения требуется включение в работу БСК на ПС 110 кВ. Шарья(р) и ПС 110 кВ. Поназырево;

3) в послеаварийном режиме летнего максимума рабочего дня 2018 года при совпадении отключения одной ВЛ 220 кВ. Костромская ГРЭС - Кострома с ремонтом ВЛ 220 кВ. Кострома - Галич загрузка каждого АТ 220/110/10 кВ. на ПС Мотордеталь увеличивается до 80% от номинальной мощности.

Анализ результатов расчетов послеаварийных режимов показывает, что уровни напряжений и загрузка сети 110 кВ. и выше находятся в переделах допустимых значений.

При рассмотрении в летний период на уровне 2018 года режимов наложения аварийного отключения ВЛ 220 кВ. Костромская ГРЭС-Кострома на плановый ремонт одной цепи ВЛ 220 кВ. Костромская ГРЭС-Мотордеталь загрузка второй цепи ВЛ 220 кВ. Костромская ГРЭС-Мотордеталь превышает предельно-допустимую (249 МВт, 690 А для провода АС-300) и составляет - 300 МВт (737 А). Таким образом, для снятия токовой перегрузки в данном режиме необходимо противоаварийное управление (деление сети или ограничение нагрузки потребителей района).

105. В таблице N 99 представлен баланс реактивной мощности в электрических сетях 110 кВ. и выше Костромской энергосистемы.

Баланс реактивной мощности составлен исходя из режима зимних максимальных нагрузок энергосистемы 2012, 2014 и 2018 годов.

106. Потребление реактивной мощности учитывает следующие составляющие:

1) реактивная нагрузка потребителей (с учетом нагрузки собственных нужд электростанций и потерь мощности в трансформаторах собственных нужд);

2) постоянные и нагрузочные потери реактивной мощности;

3) необходимый резерв реактивной мощности по системе в целом, определенный условиями обеспечения плановых и аварийных ремонтов источников реактивной мощности, поддержания уровней напряжения в нормальных режимах и при отключении отдельных линий, компенсации непредвиденных увеличений относительного потребления реактивной мощности (величина резерва составляет 11 % от суммы потребления);

4) выдача реактивной мощности в соседние энергосистемы по сетям 110 - 500 кВ.

Данные потребления реактивной мощности взяты непосредственно из расчетов установившегося режима.

Таблица N 99

Баланс реактивной мощности по Костромской энергосистеме, Мвар

	2012 г.	2014 г.	2018 г.
1. Потребление в том числе:	1 076	790	870
1) нагрузка (с учетом собственных нужд электростанций)	374	380	384
2) потери	80	65	68
3) передача в другие энергосистемы	516	267	332
4) необходимый резерв	106	78	86
2. Покрытие в т.ч.:	3 584,5	3 731,5	3 620,5
1) генераторы станций (с учетом недоиспользования мощности)	3 100	3 100	3 100
2) генерация ЛЭП	77	78	81
3) получение из других энергосистем	274	420	306
4) БСК (с учетом недоиспользования мощности)	133,5	133,5	133,5
Избыток (+)	2 508,5	2 941,5	2 750,5

107. Для покрытия реактивной мощности выделились следующие составляющие:

1) располагаемая реактивная мощность электростанций;

2) располагаемая мощность компенсирующих устройств;

3) зарядная мощность линий 110 - 500 кВ.;

4) мощность, поступающая в сеть по межсистемным связям 110 - 500 кВ.

В результате расчета баланс реактивной мощности сводится с избытком на весь рассматриваемый период развития Костромской энергосистемы. Установка дополнительных источников реактивной мощности не требуется.

108. Расчеты токов трехфазных и однофазных коротких замыканий в Программе по энергоснабжению выполнены для определения перспективных уровней токов короткого замыкания в сетях 110 кВ. и выше Костромской энергосистемы в целях:

1) проверки соответствия коммутационного оборудования, установленного в РУ действующих электросетевых объектов, расчетным значениям токов короткого замыкания;

2) выявления требований к оборудованию, рекомендуемому к применению при конкретном проектировании;

3) разработки мероприятий по ограничению токов короткого замыкания.

Как показывают электрические расчеты на уровне расчетной перспективы до 2019 года, максимальные токи трехфазного короткого замыкания и однофазного короткого замыкания в сети 110 кВ. и выше составят: в сети 500 кВ. - 33,2 кА и 36,8 кА соответственно на шинах 500 кВ. Костромской ГРЭС; в сети 220 кВ. - 45,5 кА и 50,5 кА соответственно на шинах 220 кВ. Костромской ГРЭС; в сети 110 кВ. - 14,7 кА и 15,9 кА соответственно на ш. 110 кВ. ПС 500 кВ. Звезда.

В таблице N 100 приведен перечень РУ 110 кВ. и выше с выключателями с указанием уровней токов короткого замыкания и мероприятий по приведению в соответствие отключающей способности выключателей перспективным уровням токов короткого замыкания.

Таблица N 100

Перечень РУ 110 кВ. и выше с выключателями, с указанием уровней токов короткого замыкания

Наименование ПС и электростанций 110 кВ	Количество выкл.	Установленные выключатели		Ток к.з. на шинах, кА на 2012 год		Мероприятия по ограничению токов к.з.	Ток к.з. на шинах, кА на 2019 год		Мероприятия по ограничению токов к.з.
		тип	I откл., кА	I3	I1		I3	I1
ФСК
ПС 220 кВ
Борок	1	СМВ-220 кВ	25	4,9	4,4		4,9	4,4
	11	МКП-110Б	20	7,6	8,1		7,7	8,2
Галич	1	СМВ-220	25	4,5	4		4,5	4
	5	МКП-110 М	25	7,4	7,6		7,3	7,6
	5	МКП-110Б	20	7,4	7,6		7,3	7,6
Кострома-2	3	У-220Б	26,3	8,2	6,9		8,2	6,9
	2	У-220Б	25	8,2	6,9		8,2	6,9
	1	МКП-220 М	25	8,2	6,9		8,2	6,9
	1	У-110Б	50	14,7	15,8		14,4	15,6
	6	МКП-110 М	25	14,7	15,8		14,4	15,6
	1	У-110Б	40	14,7	15,8		14,4	15,6
Мантурово	1	отд. и кз		2,8	2,6		3,5	3,3
	2	МКП-110 М	20	13,3	13,2		13,5	14,1
	9	МКП-110 М	18,4	13,3	13,2		13,5	14,1
	3	LTB-145D1/B	31,5	13,3	13,2		13,5	14,1
	2	GL312	40	13,3	13,2		13,5	14,1
Мотордеталь	7	ВВБ-220Б	31,5	15,8	10,8		16,2	11
	12	ВВШ-110	20	16,3	15,1		16	14,8
	2	ВВН-110	20	16,3	15,1		16	14,8
ПС 500 кВ
Звезда	5	GL-317 - 500	50	5,8	4,7		5,9	4,9
		220 кВ
	6	3AP1FG- 145/EK	40	13,6	13,6		14,7	15,9
Костромская АЭС	4	ВНВ-500Б	40	10,1	7,4		10,4	7,5
ИНТЕР РАО - Электрогенерация
Костромская ГРЭС	12	ВНВ-500	63	27,7	31,1		33,1	36,8
	4	ВНВ-500	40	27,7	31,1		33,1	36,8
	15	Siemens3АР1 DT	63	42	47,5		45,3	50,4
	1	ВВБ-220Б	31,5	42	47,5	Подлежат замене в 2014 г. на выключатели Siemens 3АРIDT	45,3	50,4	Подлежат замене в 2014 г. на выключатели Siemens 3АРIDT
	1	ВВН-220	39,4	42	47,5		45,3	50,4
ТГК-2
Костромская ТЭЦ-1	2	МКП-110 М	18,4	11,6	9,1		11,8	9,6
	1	МКП-110 М	20	11,6	9,1		11,8	9,6
Костромская ТЭЦ-2	11	У-110	40	14,7	17,3		14,3	16,9
	2	ВМТ-110	40	14,7	17,3		14,3	16,9
МРСК
Центральный регион
Александрово	1	МКП-110 М	20	3,9	3		3,9	3
Аэропорт	2	ВМТ-110	25	9,7	7,4		9,6	7,3
Варко
Василево		отд. и кз		7,6	4,5		7,5	4,4
Восточная-1	2	ВГ-110	40	7,6	5,1		7,4	5
Восточная-2	2	ВГ-110	40	11,4	10		11,2	9,8
Григорцево		отд. и кз		6,5	4,2		6,5	4,2
Давыдовская	9	LTB145D1/B	31,5	13,7	14,6		13,4	14,4
Калинки	2	МКП-110 М	20	5,8	4,4		5,7	4,4
	2	ВМТ-110Б	25	5,8	4,4		5,7	4,4
Клементьево		отд. и кз		7,9	5		7,9	5
Кострома-1	6	МКП-110	20	15,4	13,4		15,1	12,8
	1	МКП-160У	20	15,4	13,4		15,1	12,8
Кострома-3	2	ВГ-110	40	12,7	10,3		12	9,5
КПД		отд. и кз		4,9	3,2		2,5	1,9
Красная Поляна	5	МКП-110 М	20	4,7	3,8		4,7	3,8
	1	ВМТ-110Б	20	4,7	3,8		4,7	3,8
Красное		отд. и кз		3,7	2,7		3,7	2,7
Нерехта-1	5	У-110	40	14,4	9,7		14,8	9,7
	6	МКП-110 М	20	14,4	9,7		14,8	9,7
	1	ВМТ-110Б	25	14,4	9,7		14,8	9,7
Нерехта-2		отд. и кз		10,1	5,8		10,2	5,8
Северная	2	ВГ-110	40	10,7	8,2		10