содержание .. 1 2 3 4 ..
Схема и программа развития электроэнергетики Чеченской Республики на период 2014-2018 годы - часть 3
- энергонезависимость и гарантированное энергоснабжение потребителей реги-
она;
- обеспечение энергетической безопасности региона.
Реализация «Схемы и программы перспективного развития электроэнергети-
ки Чеченской Республики на период 2014-2018 годов» является необходимым
условием достижения поставленных целей энергетической стратегии и направлена
на повышение конкурентоспособности региональной экономики.
Для достижения поставленных энергетической стратегией целей в средне-
срочной перспективе необходимо решить следующие основные задачи:
разработка и реализация проектов строительства электростанций;
усиление электрических связей с соседними энергосистемами;
снижение дефицита и зависимости области от поставок электроэнергии
извне;
применение альтернативных источников энергии и возобновляемых энерге-
тических ресурсов;
использование потенциала энергосбережения в различных отраслях эконо-
мики.
4.1.2. Предложения по развитию электрических сетей энергоситстемы,
включая внешние связи энергосистемы напряжением 110 кВ и выше.
После событий в ЧР 1994-2009 годов, энергосистема полностью не восста-
новлена. В связи с этим большая часть энергоообъектов морально и физически из-
ношены (за исключением нескольких ПС и ЛЭП 35-110 кВ, и части распредели-
тельных сетей восстановленных в период после 2002 года). Самый большой износ
- 86% имеет трансформаторное оборудование подстанций 110 и 35 кВ. Такое со-
стояние оборудования и сетей не соответствует требованиям по надежности, прак-
тически отсутствует автоматизация процессов, отсутствуют устройства АЧР и
ЧАПВ, состояние РЗА не соответствует требованиям надежности. Наличие ука-
занных замечаний, особо подчеркиваемых Северокавказским РДУ, препятствует
получению паспорта готовности ОАО «Нурэнерго» к прохождению ОЗП. Такое со-
стояние сетей, на фоне значительного роста электропотребления, не всегда позво-
ляет обеспечить надежность и качество электроснабжения потребителей. Кроме
того, это является одной из причин высоких потерь электроэнергии. Около трети
подстанций 35, 110 кВ введены в эксплуатацию по однотрансформаторной схеме с
односторонним питанием без возможности резервирования.
Учитывая значительный рост электропотребления в последние годы в ЧР и
растущие требования по надежности со стороны потребителей, органов власти и
Системного оператора, состояние энергообъектов не всегда позволяет обеспечить
надежность и качество электроснабжения всех потребителей.
Для завершения восстановления энергосистемы Чеченской Республики и
приведения ее в соостветствие с нормативными требованиями необходима реали-
зация Программы восстановления и завершения строительства пусковых объектов
на территории Чеченской Республики, разработанная ОАО «Холдинг МРСК» сов-
местно с Минэнерго России на общую сумму 4 437 млн. руб. (в ценах 2010 г.), ко-
торая включает следующие мероприятии:
39
Мероприятия по завершению строительства пусковых объектов предпола-
гает:
- восстановление 126,2 км линий электропередачи 110 кВ: Л-144, Л-202 и Л-
142. Восстановление Л-144 необходимо для недопущения перегруза на переточных
ВЛ-110 к с Дагестанской энергосистемой и недопустимого снижения напряжения в
сети 110 кВ. Восстановление Л-202 позволит значительно усилить надежность се-
ти 110 кВ западной части республики и необходимых перетоков с Ингушской энер-
госистемой. Приведение Л-142 к проектной схеме обеспечит необходимые перето-
ки в период максимальных нагрузок;
- увеличение трансформаторной мощности на
41МВА на узловых подстан-
циях 110 кВ «ГРП-110», «84» с доведением их до проектных значений.
- увеличение трансформаторной мощности ПС
35 кВ
«Бердыкель» и
«Правобережная» на 10,3 МВА, направленное на удовлетворение возросших нагру-
зок потребителей Грозненского муниципального района;
- строительство 45 км линий электропередач 35 кВ Л-32, Л-50. Восстановле-
ние второй очереди ПС 110 кВ «84» и строительство ВЛ-35 Л-32 протяженностью
32,5 км, позволит перевести потребителей «Горагорского куста» (4 подстанции 35
кВ, запитанных по временной схеме от ПС 110 кВ «Ищерская» по Л-98 в габаритах
110 кВ) и восстановить нормальную схему ВЛ-110 кВ Л-122, что даст возможность
замкнуть кольцо по сети 110 кВ с Ингушской и Северо-Осетинской энергосисте-
мами между подстанциями «Ищерская»-«Плиево»-«Моздок-330»-«Ищерская» и
значительно повысит надежность электроснабжения потребителей Чеченской и
Ингушской Республик. Восстановление Л-50 позволит обеспечить резервное элек-
троснабжение потребителей Ножай-Юртовского и Веденского муниципальных
районов, по итогам прошедших ОЗП имеющие наибольший процент повреждаемо-
сти и перерывов в электроснабжении;
Мероприятия по восстановлению энергетических объектов Чеченской
Республики для снижения уровня износа включает:
- строительство и реконструкция линий электропередач 35-110 кВ;
- строительство и реконструкция подстанций 35-110 кВ;
- строительство и реконструкция распределительных сетей 10-0,4 кВ;
Программой предусматривается реконструкция 22 км линий электропередач
110-35 кВ, увеличение трансформаторной мощности ПС 110-35 кВ на 41,9 МВА,
строительство и реконструкция 1012,56 км распределительных сетей 10-0,4 кВ и
установка трансформаторных пунктов 54 шт. В 2014 и 2015 годах планируется вы-
полнить значительные объемы по реконструкции распределительных сетей 0,4-10
кВ в объеме по 200 млн. руб. в год.
Мероприятия по ликвидации «узких мест» включает в себя вопросы свя-
занные с улучшением режима работы энергосистемы и оптимизации сети 110,35
кВ, устранения перегруза силовых трансформаторов и несоответствующих сечений
проводов ЛЭП и ошиновок подстанций, предложений и замечаний Системного
оператора, предписаний надзорных органов.
Программа включает в себя:
- реконструкцию подстанций с частичной заменой оборудования и увеличе-
нием трансформаторной мощности на узловых подстанциях 110 и 35 кВ «Ищер-
40
ская»,
«Цемзавод»,
«Северная»,
«Наурская»
«Ачхой-Мартан-110»,
«Самашки»,
«Западная»;
- строительство и реконструкция линий электропередач 35-110 кВ Л-128, Л-
126, Л-94, Л-444а, Л-87. Реконструкцию ВЛ-110 кВ Л-128, Л-126 и строительство
ВЛ-35 кВ Л-444а - крайне важно выполнить для обеспечения перетоков с Респуб-
ликой Дагестан. В летний период необходимо обеспечение отбора избыточных
мощностей от Дагестанских гидроэлектростанций. В зимний период для обеспече-
ния необходимого уровня напряжения в период максимального потребления Че-
ченской энергосистемой.
- техперевооружение устройств РЗА и ПА на подстанциях 110, 35 кВ для
приведения к современным требованиям;
- реализация программы по созданию ССПИ, АСКУЭ. Диспетчеризация и
телемеханизация. Реконструкция устройств СДТУ-повышение надежности управ-
ления сетями;
- выполнение программы по монтажу устройств АЧР на подстанциях 110 и
35 кВ;
Мероприятия для присоединения крупных объектов строящихся на терри-
тории Чеченской Республики:
В этой программе, прежде всего, учитываются вопросы, связанные с плани-
руемым строительством в 2014-2015 гг. подстанции 330 кВ «Сунжа» в восточной
части Чеченской Республики и привязки к ней существующих сетей 110 кВ. Кроме
этого в этой программе учтена необходимость строительства подстанций 110 кВ:
- «Гудермес-Сити» для повышения надежности электроснабжения потреби-
телей г. Гудермес и Гудермесского муниципального района, в соответствии с рас-
четами электротехнических режимов. Существующая ПС 110 кВ "Гудермес-Город"
в период максимальных нагрузок работает в режиме перегруза и является закры-
тым центром питания;
- «Курчалой-110» для повышения надежности и качества электроснабжения
потребителей Курчалоевского и Гудермеского районов и перевода части нагру-
зок с подстанции 110/35/6 кВ «Осунгур», являющегося закрытым центром питания.
Создаст возможность образования внутрисистемного кольца: ПС «Курчалой-110»-
«Ойсунгур»-«Гудермес-Тяговая»-«Аргунская ТЭЦ»-«Курчалой-110»;
- «Черноречье-110» для электроснабжения потребителей юго-западной части
г. Грозного и спортивно-оздоровительного комплекса «Грозненское море»;
- Реконструкция ВЛ-110 кВ Л-125 с заменой провода АС-120 на провод АС-
185, согласно договора технологического присоединения, а так же реконструкция
ПС 110 кВ «Цемзавод», с монтажом оборудования для 3-х ячеек 110 кВ, являются
обязательствами ОАО "Нурэнерго" по строительству подстанции 110 кВ "Ведучи".
Решение указанных вопросов направлено на:
- улучшение условий жизни населения Чеченской Республики;
- восстановление системы жизнеобеспечения в городах и населенных пунк-
тах;
- восстановление базовых отраслей экономики Чеченской Республики.
- обеспечение надежного и бесперебойного электроснабжение потребителей
Чеченской Республики;
- удовлетворение возрастающего спроса на электрическую энергию;
41
- осуществление мероприятий, обеспечивающих безаварийную работу элек-
трических сетей.
- снятие инфраструктурных ограничений для развития экономики региона;
- развитие стратегически приоритетных направлений на территории Чечен-
ской Республики, обеспечивающих высокие темпы экономического роста и увели-
чения доходов населения.
Осуществление Программы позволит беспрепятственно реализовывать
общественно значимые капиталоемкие проекты, преимущественно направленные
на развитие бизнеса и социальной сферы.
Результаты Программы будут оказывать положительное влияние на
реализацию федеральных приоритетов на юге России, в числе которых
обеспечение занятости населения, развитие агропромышленного и промышленного
комплексов.
Реализация указанной программы предполагает увеличить установленные
трансформаторные мощности подстанций:
-110 кВ на 239 МВА
-35 кВ на 44,2 МВА
и ощутимо снизить процент износа.
Так же ожидается увеличение протяженности ВЛ 110,35 кВ:
-110 кВ на 186,6 км
-35 кВ на 78,1 км
42
4.2. Погнозы, потребления, нагрузки
4.2.1. Прогноз потребления электроэнергии и мощности на период 2014-2018
г.г.
4.2.1.1. Разработанны й филиалом ОАО «СО ЕЭС» Северокавказское РДУ
Прогноз потребления электроэнергии и мощности на период 2013-2018 г.г.,
разработан филиалом ОАО «СО ЕЭС» Северокавказское РДУ на основании имею-
щейся у филиала ОАО «СО ЕЭС» Северокавказское РДУ фактической и прогноз-
ной информации о производственно-хозяйственной деятельности субъектов элек-
троэнергетики, утвержденных программ социально-экономического развития реги-
она, а также сведений о заключенных договорах на технологическое присоедине-
ние.
Объекты по которым заключены договора на технологическое присоеди-
нение (ДТП):
- Военный городок батальона «Юг» (1,133 МВт - 2014- к ПС 35 кВ Ведено);
- Урус-Мартановский групповой водопровод (1,89 МВт - 2015- питающий
центр ПС 110 кВ ГРП-110 );
-Нефтеперерабатывающий завод г. Грозный (19,4 МВт - 2015- новая ПС
110 кВ НПЗ);
- Заводской комплекс по изготовлению изделий из газобетона, фиброце-
ментных листов, извести и сухих отделочных смесей в п. Чири-Юрт Шалин-
ского района (4,45 МВт - 2014- питающий центр ПС 110 кВЦемзавод);
- Насосные станции Наурский и Шелковской р-н ОАО Чеченагрохолдинг
(всего2,82 МВт -2016 г. пит. центр ПС 110 кВ Червленная);
- Инновационный техно-внедренческий центр - г. Грозный (0,9 МВт - 2016
г. - пит. центр ПС 35 кВ Электроприбор от ПС 110 кВ №84;
- ООО Бизнес - Сервис г. Грозный (4,91 МВт - 2016 г.- пит. центр ПС 110 кВ
Консервная;
-
- ВНС-9 МЖКХ ЧР г. Грозный (5,7 МВт -2014 г. - питающий центр ПС35 кВ
Западная от ПС ГРП (с учетом использования мощности старых ВНС фактическое
увеличение мощности не более 1 МВт)
Прогноз потребления электроэнергии приведен в таблице 4.2.1 и на рисунках
4.2.1. и 4.2.2, прогноз потребления мощности приведен в таблице 4.2.2 и на рисун-
ке 4.2.3. и 4.2.4..
Таблица 4.2.1
Прогноз электропотребления в энергосистеме Чеченской Республики, млн. кВт.ч
Показатель
2013
2014
2015
2016
2017
2018
Электропотребление,
2387
2441
2531
2613
2662
2712
млн кВт.ч
Среднегодовые темпы
2,0
2,3
3,7
3,2
1,9
1,9
прироста, %
43
Рисунок 4.2.1. Прогноз электропотребления в энергосистеме Чеченской Республи-
ки
Рисунок 4.2.2. Прогноз среднегодовых темпов прироста электропотребления в
энергосистеме Чеченской Республики
Таблица 4.2.2.
Динамика изменения максимума нагрузки энергосистемы Чеченской Республики,
МВт
Показатель
2013
2014
2015
2016
2017
2018
Максимум нагрузки, млн
475
486
504
513
522
531
кВт
Среднегодовые темпы
0,5
2,3
3,7
1,8
1,8
1,7
прироста, %
44
Рисунок 4.2.3. Динамика изменения максимума нагрузки энергосистемы Чеченской
Республики
Рисунок 4.2.4. Динамика среднегодовых темпов прироста максимума нагрузки
энергосистемы Чеченской Республики
4.2.1.2. Прогноз потребления электроэнергии и мощности на период 2014-2018
г.г. разработанны й на основе данны х взяты х из Стратегии социально-
экономического развития Чеченской Республики на период до 2025 года.
Динамика изменения максимума нагрузки энергосистемы Чеченской Рес-
публики, МВт
Таблица 4.2.3.
45
Показатель
2014
2015
2016
2017
2018
Максимум нагрузки, млн.
558
614
639
661
674
кВт
Среднегодовые темпы
17,5
10
4,1
3,4
2,0
прироста, %
Рисунок 4.2.5. Динамика изменения максимума нагрузки энергосистемы Чеченской
Республики
Рисунок 4.2.6. Динамика среднегодовых темпов прироста максимума нагрузки
энергосистемы Чеченской Республики.
46
4.2.2. Расчеты и анализ режимов работы энергосистемы
Чеченск ой Республики.
В данном подразделе выполнены расчеты электроэнергетических
режимов работы сети 110 кВ и выше энергосистемы Чеченской Республики
для зимнего и летнего максимумов нагрузки
2014-2018 годов, анализ
нормальных, основных ремонтных и наиболее тяжелых послеаварийных
режимов с учетом наложения на них нормативных возмущений, с учетом
реконструкции существующих и ввода новых электросетевых объектов,
объектов генерации и динамики изменения электрических нагрузок.
Рассмотрены два варианта развития электроэнергетики Чеченской
Республики - «Реалистический» и «Оптимистический».
«Реалистический» вариант развития электроэнергетики Чеченской
Республики основан на прогнозных балансовых данных ОАО «СО ЕЭС» и
данных по вводам
(реконструкции) объектов электроэнергетики,
приведенных в «Схеме и программе развития ЕЭС России на период 2013-
2019 г.г.» и утверждённых инвестиционных программах субъектов
электроэнергетики.
Прогноз потребления мощности на
5-летний период для
«реалистического» варианта развития электроэнергетики, представленный
ОАО «СО ЕЭС» в таблице 4.2.2
В соответствии с «реалистическим» вариантом развития:
Согласно ДТП № 266/2011-НЭ от 06.06.2011 / ТУ на ТП от 29.11.2010
в 2015 году планируется ввод нефтеперерабатывающего завода г. Грозный
мощностью 19,4 МВт, со схемой внешнего электроснабжения от двух транс-
форматоров вновь вводимой ПС 110/10 кВ НПЗ, подключаемой отпайками от
ВЛ 110 кВ Грозный - ГРП-110 (Л-136) и от ВЛ 110 кВ ГРП-110 - Октябрь-
ская (Л-137).
В 2018 году в соответствии со «Схемой и программой развития ЕЭС
России на период 2013-2019 г.г.» планируется ввод в работу ПС 330 кВ Сун-
жа с двумя АТ мощностью 125 МВА, присоединение к сети 330 кВ осу-
ществляется заходами от ВЛ 330 кВ Моздок - Артём, привязка ПС к сети 110
кВ принята в соответствии со схемой привязки, разработанной в проектной
работе «ОТР ПС 330 кВ Сунжа». В соответствии с вышеуказанной работой
предполагается строительство заходов ВЛ 110 кВ Гудермес Тяговая - Ойсун-
гур (Л-144), ВЛ 110 кВ Гудермес Тяговая - Шелковская (Л-146) на ПС 330
кВ Сунжа и строительство новой ВЛ 110 кВ Сунжа - Северная.
«Оптимистический» вариант развития электроэнергетики Чеченской
Республики, соответствующий наиболее интенсивному росту экономики
республики, основан на информации реалистического варианта с
дополнительным включением:
47
•
данных по вводам потребителей, по которым отсутствуют
заключённые договора на технологическое присоединение к электрическим
сетям;
•
данных по вводам объектов генерации и электросетевых
объектов, основанные на федеральных и республиканских программах
развития, информации о привлечении сторонних инвестиций и др.
Прогноз потребления мощности на 5-летний период, разработанный
для «оптимистического» варианта развития электроэнергетики представлен в
таблице 4.2.3.
При развитии электроэнергетической отрасли Чеченской Республики
по «оптимистическому» варианту дополнительно учитываются ввода новых
энергообъектов и потребителей, строительство (присоединение) которых не
рассматривалось в рамках «реалистического варианта», в том числе:
- Всесезонный горнолыжный курорт «Ведучи» в 2014 году, присо-
единение к энергосистеме которого предполагается осуществить от
вновь вводимой ПС 110 кВ Ведучи по двум ВЛ 110 кВ Цемзавод -
Ведучи и Горец - Ведучи.
- Комплекс высотных зданий «Гудермес-Сити» в г. Гудермес в 2014
году, присоединение к энергосистеме которого предполагается
осуществить от вновь вводимой ПС 110 кВ Гудермес-Сити, путем
строительства заходов ВЛ 110 кВ Гудермес-Тяговая - Гудермес (Л-
126) и Гудермес-Тяговая - Аргунская ТЭЦ (Л-142) на новую ПС
110 кВ Гудермес-Сити и восстановлением ВЛ 110 кВ Ойсунгур-
Гудермес-Тяговая
(Л-144) (ТУ на ТП Комплекса высотных зданий
«Гудермес-Сити» в г. Гудермес от 22.02.2013).
- Спортивно-оздоровительный туристический комплекс «Грозненское
море», присоединение к энергосистеме которого предполагается
осуществить от вновь вводимой ПС 110 кВ Черноречье, питаемой по
двум отпайкам от ВЛ 110 кВ Л-136 и ВЛ 110 кВ Л-137.
Дополнительно в рамках расчетов электроэнергетических режимов по
«реалистическому» и «оптимистическому» вариантам развития энергосисте-
мы Чеченской Республики рассмотрена необходимость строительства сле-
дующих объектов:
- ПС 110 кВ Курчалой со строительством ВЛ 110 кВ Ойсунгур - Кур-
чалой - Аргунская ТЭЦ (с переводом нагрузок суммарной мощно-
стью 26,6 МВт с ПС 110 кВ Ойсунгур), ранее фигурирующих в ИП
ОАО «Нурэнерго»;
- ВЛ 110 кВ Плиево - Горец, ранее фигурирующей в ИП ОАО «Нур-
энерго»;
- Грозненской ТЭЦ установленной мощностью 400 МВт (2х200 МВт).
Данные по вводимым
(реконструируемым) объектам генерации и
электросетевым объектам, подключаемым потребителям, а также прогнозы
48
потребления мощности энергосистемы Чеченской Республики, используемые
в расчётной электрической модели на период формирования схемы и
программы, приведены в Приложении 2.
Данные по вводимым
(реконструируемым) объектам генерации и
электросетевым объектам, а также прогнозы потребления мощности
энергосистем других субъектов Российской Федерации Северо-Кавказского
Федерального округа, используемые в расчётной электрической модели,
приведены в Приложении 9.
Карты-схемы развития энергосистемы Чеченской Республики по
«реалистическому» и «оптимистическому» вариантам развития на каждый
год формирования программы развития приведены на рисунках в
приложениях 6 и 7 (Рисунки РВ-2014, РВ-2015, РВ-2016, РВ-2017, РВ-2018 и
ОВ-2014, ОВ-2015, ОВ-2016, ОВ-2017, ОВ-2018 соответственно).
Данные по допустимым токовым нагрузкам ЛЭП и оборудования 110
кВ и выше энергосистемы Чеченской Республики приведены в Приложении
3. При этом ограничения по допустимой токовой нагрузке ЛЭП по условиям
РЗА при анализе расчётов электроэнергетических режимов не учитываются с
учётом предположения, что уставки устройств РЗА будут перестроены до
значений, снимающих данные ограничения.
Целью расчетов является:
•
проверка достаточности пропускной способности существующих
и намечаемых к строительству электрических сетей, выбор их параметров и
определение условий обеспечения необходимых уровней напряжения в
послеаварийных режимах;
•
выявление недостатка пропускной способности электрических
сетей 110 кВ и выше для обеспечения передачи мощности в необходимых
объемах с указанием ограничивающих элементов («узких мест»). Проведение
анализа
«узких мест», связанных с наличием отдельных частей
энергосистемы, в которых имеются ограничения на технологическое
присоединение потребителей к электрической сети;
•
разработка предложений в виде перечня по вводам
(реконструкции) объектов электроэнергетики напряжением 110 кВ и выше
для ликвидации «узких мест» и сводного перечня по вводам электросетевых
объектов напряжением
110 кВ и выше, рекомендуемых к вводу, с
ранжированием объектов по значимости и годам ввода;
•
разработка рекомендаций по созданию новых центров питания
электрических нагрузок и электрических сетей 110 кВ и выше на период
формирования программы развития;
•
разработка рекомендаций по схемам выдачи мощности
планируемых к вводу электростанций, а также по схемам внешнего
электроснабжения объектов, сооружаемых на территории энергосистемы на
период формирования программы развития;
49
•
разработка рекомендаций в части регулирования напряжения и
компенсации реактивной мощности в сети 110 кВ и выше;
•
обоснование необходимых мероприятий по развитию
электрических сетей в соответствии с результатами расчётов характерных
режимов (зимнего и летнего максимумов нагрузок) на этапах развития
энергосистемы на период формирования схемы и программы развития.
Расчеты электроэнергетических режимов работы сети 110 кВ и выше
Чеченской энергосистемы выполнялись исходя из следующих основных
условий:
•
при формировании расчетных моделей использовались
результаты контрольных измерений (схемы потокораспределения, мощности
нагрузок и уровней напряжения) в характерные часы зимних и летних
контрольных замеров;
•
расчетные нагрузки подстанций
110 кВ приняты для
собственного максимума энергосистемы в рассматриваемые периоды;
•
расчетные реактивные нагрузки на шинах подстанций 110 кВ
принимались на основе анализа отчетных данных, для вновь вводимых
подстанций - исходя из tgφ нагрузки 0,5;
•
величины межсистемных перетоков мощности, генерация
электростанций, а также уровни напряжения на шинах
330-500 кВ
подстанций увязаны с балансом мощности ОЭС Юга и расчетами по
основной сети ОЭС Юга и Чеченской энергосистемы.
Результаты расчетов приведены в табличной и графической формах,
схемы потокораспределения представлены в приложениях. В табличных
формах приведены элементы электрической сети энергосистемы Чеченской
Республики, токовая загрузка которых в расчетных режимах превышает 40%
от номинальной величины.
4.2.3. Расчеты электроэнергетических режимов.
«Реалистический» вариант.
В данном подразделе приведены результаты расчетов
электроэнергетических режимов работы сети 110 кВ и выше Чеченской
энергосистемы в период прохождения зимних максимумов нагрузки и
летних максимумов нагрузки
2014-2018 годов для
«реалистического»
варианта развития Чеченской энергосистемы, к рассмотрению приняты
периоды зимних максимумов нагрузки
2014,
2016,
2018 гг. и летних
максимумов нагрузки
2014,
2018 гг., соответствующие годам ввода
планируемых к строительсту объектов электроэнергетики и наиболее
энергоёмких потребителей.
4.2.3.1. Результаты расчетов электроэнергетических режимов рабо-
ты Чеченской энергосистемы в период прохождения летнего максимума
нагрузки 2014 года.
50
Результаты расчетов электроэнергетических режимов работы Чечен-
ской энергосистемы в период прохождения летнего максимума нагрузки
2014 года приведены в Приложении-6 РВ-2014-ЛМ-Таблицы (в табличном
виде) и Приложении-7 РВ-2014-ЛМ-Графика (схемы потокораспределения).
4.2.3.2. Результаты расчетов электроэнергетических режимов рабо-
ты Чеченской энергосистемы в период прохождения зимнего максимума
нагрузки 2014 года.
Результаты расчетов электроэнергетических режимов работы Чечен-
ской энергосистемы в период прохождения зимнего максимума нагрузки
2014 года приведены в Приложении-6 РВ-2014-ЗМ-Таблицы (в табличном
виде) и Приложении-7 РВ-2014-ЗМ-Графика (схемы потокораспределения).
4.2.3.3. Результаты расчетов электроэнергетических режимов рабо-
ты Чеченской энергосистемы в период прохождения зимнего максимума
нагрузки 2016 года.
Результаты расчетов электроэнергетических режимов работы Чечен-
ской энергосистемы в периодпрохождения зимнего максимума нагрузки
2016 года приведены в Приложении-6 РВ-2016-ЗМ-Таблицы (в табличном
виде) и Приложении-7 РВ-2016-ЗМ-Графика (схемы потокораспределения).
4.2.3.4. Результаты расчетов электроэнергетических режимов рабо-
ты Чеченской энергосистемы в период прохождения летнего максимума
нагрузки 2018 года.
Результаты расчетов электроэнергетических режимов работы Чечен-
ской энергосистемы в период прохождения летнего максимума нагрузки
2018 года приведены в Приложении-6 РВ-2018-ЛМ-Таблицы (в табличном
виде) и Приложении-7 РВ-2018-ЛМ-Графика (схемы потокораспределения).
4.2.3.5. Результаты расчетов электроэнергетических режимов рабо-
ты Чеченской энергосистемы в период прохождения зимнего максимума
нагрузки 2018 года.
Результаты расчетов электроэнергетических режимов работы Чечен-
ской энергосистемы в период прохождения зимнего максимума нагрузки
2018 года приведены в Приложении-6 РВ-2018-ЗМ-Таблицы (в табличном
виде) и Приложении-7 РВ-2018-ЗМ-Графика (схемы потокораспределения).
4.2.4. Расчеты электроэнергетических режимов.
«Оптимистический» вариант.
В данном подразделе приведены результаты расчетов
электроэнергетических режимов работы сети 110 кВ и выше Чеченской
энергосистемы в период прохождения зимних максимумов нагрузки и
летнего максимумов нагрузки
2014-2018 годов для
«оптимистического»
варианта развития Чеченской энергосистемы, к рассмотрению приведены
расчеты режимов для этапов прохождения зимних максимумов нагрузки
2014, 2016, 2018 г. и летних максимумов нагрузки 2014, 2018 г.
51
4.2.4.1. Результаты расчетов электроэнергетических режимов рабо-
ты Чеченской энергосистемы в период прохождения летнего максимума
нагрузки 2014 года.
Результаты расчетов электроэнергетических режимов работы Чечен-
ской энергосистемы в период прохождения летнего максимума нагрузки
2014 года приведены в Приложении-6 ОВ-2014-ЛМ-Таблицы (в табличном
виде) и Приложении-7 ОВ-2014-ЛМ-Графика (схемы потокораспределения).
4.2.4.2. Результаты расчетов электроэнергетических режимов рабо-
ты Чеченской энергосистемы в период прохождения зимнего максимума
нагрузки 2014 года.
Результаты расчетов электроэнергетических режимов работы Чечен-
ской энергосистемы в период прохождения зимнего максимума нагрузки
2014 года приведены в Приложении-6 ОВ-2014-ЗМ-Таблицы (в табличном
виде) и Приложении-7 ОВ-2014-ЗМ-Графика (схемы потокораспределения).
4.2.4.3. Результаты расчетов электроэнергетических режимов рабо-
ты Чеченской энергосистемы в период прохождения зимнего максимума
нагрузки 2016 года.
Результаты расчетов электроэнергетических режимов работы Чечен-
ской энергосистемы в период прохождения зимнего максимума нагрузки
2016 года приведены в Приложении-6 ОВ-2016-ЗМ-Таблицы (в табличном
виде) и Приложении-7 ОВ-2016-ЗМ-Графика (схемы потокораспределения).
4.2.4.5. Результаты расчетов электроэнергетических режимов рабо-
ты Чеченской энергосистемы в период прохождения летнего максимума
нагрузки 2018 года.
Результаты расчетов электроэнергетических режимов работы Чечен-
ской энергосистемы в период прохождения летнего максимума нагрузки
2018 года приведены в Приложении-6 ОВ-2018-ЛМ-Таблицы (в табличном
виде) и Приложении-7 ОВ-2018-ЛМ-Графика (схемы потокораспределения).
4.2.4.6. Результаты расчетов электроэнергетических режимов рабо-
ты Чеченской энергосистемы в период прохождения зимнего максиму-
ма нагрузки 2018 года.
Результаты расчетов электроэнергетических режимов работы Чечен-
ской энергосистемы в период прохождения зимнего максимума нагрузки
2018 года приведены в Приложении-6 ОВ-2018-ЗМ-Таблицы (в табличном
виде) и Приложении-7 ОВ-2018-ЗМ-Графика (схемы потокораспределения).
52
Раздел 4.3. Анализ расчётов электроэнергетических режи-
мов. Предложения по развитию энергосистемы Чеченской Рес-
публики.
В данном разделе на основании проведённых в разделе 4.2 расчётов
проведен анализ электроэнергетических режимов работы сети 110 кВ и выше
Чеченской энергосистемы в нормальных и основных ремонтных режимах с
учетом наложения на них нормативных возмущений, для «реалистического»
и
«оптимистического» вариантов развития энергосистемы Чеченской
Республики в период 2014-2018 годов, в том числе:
•
произведена проверка достаточности пропускной способности
существующих и намечаемых к строительству электрических сетей, выбор
их параметров и определение условий обеспечения необходимых уровней
напряжения в послеаварийных режимах;
•
выявлены недостатки пропускной способности электрических
сетей 110 кВ и выше для обеспечения передачи мощности в необходимых
объемах с указанием ограничивающих элементов («узких мест»). Проведен
анализ
«узких мест», связанных с наличием отдельных частей
энергосистемы, в которых имеются ограничения на технологическое
присоединение потребителей к электрической сети.
На основании проведённого анализа приведены предложения по
развитию электрической сети напряжением
110 кВ и выше для
«реалистического»
и
«оптимистического»
вариантов
развития
электроэнергетики Чеченской Республики:
•
разработаны предложения в виде перечня по вводам
(реконструкции) объектов электроэнергетики напряжением 110 кВ и выше
для ликвидации «узких мест», с обоснованием необходимых мероприятий по
развитию электрических сетей, с ранжированием объектов по значимости и
годам ввода;
•
разработаны рекомендации по созданию новых центров питания
электрических нагрузок и электрических сетей 110 кВ и выше на период
формирования программы развития;
•
разработаны рекомендации по схемам выдачи мощности
планируемых к вводу электростанций, а также по схемам внешнего
электроснабжения объектов потребителей, сооружаемых на территории
энергосистемы на период формирования программы развития;
•
разработаны рекомендации в части регулирования напряжения и
компенсации реактивной мощности в сети 110 кВ и выше.
53
4.3.1. Анализ расчётов электроэнергетических режимов «реалисти-
ческого» варианта развития энергосистемы Чеченской Республики.
4.3.1.1. Анализ режимов работы электрической сети напряжением
110 кВ и выше на этапе прохождения летнего максимума нагрузки 2014
года.
Анализ режимов работы электрической сети напряжением 110 кВ и
выше на этапе прохождения летнего максимума нагрузки 2014 года, пока-
зал, что в нормальной схеме (РВ-ЛМ-2014-1) нагрузка автотрансформаторов
330/110 кВ ПС 330 кВ Грозный составляет по 69 МВА - 55% от номинальной
автотрансформаторной мощности ПС, загрузка ВЛ 110 кВ находится в гра-
ницах длительно-допустимых значений. Наиболее загруженной ВЛ 110 кВ
являются: ВЛ 110 кВ Ярыксу - Ойсунгур (Л-128) - 309 А при длительно-
допустимой (ДД) токовой нагрузки ВЛ при 30 0С - 357 А. Напряжение в сети
обеспечивается на уровне 110-115 кВ.
Анализ послеаварийных режимов (ПАР) работы электрической сети
110 кВ восточного энергорайона Чеченской Республики (потребители элек-
трической энергии, запитанные от ПС 110 кВ Каргалиновская, ПС 110 кВ
Шелковская, 1 с.ш. 110 кВ ПС 110 кВ Гудермес-Тяговая, ПС 110 кВ Гудер-
мес, ПС 110 кВ Ойсунгур) в нормальной схеме (критерии «N-1»), для макси-
мумов нагрузок летнего дня 2014 года, показывает, что в послеаварийном
режиме отключения ВЛ 110 кВ Ойсунгур - Ярыксу (Л-128) (РВ-ЛМ-2014-22)
токовая загрузка ВЛ 110 кВ Гудермес - Гудермес Тяговая (Л-126) составляет
512 А при ДД/АД токе 357/429 А при + 30 0С, токовая загрузка ВЛ 110 кВ
Гудермес Тяговая - Акташ (Л-149) составляет 594 А при ДД/АД токе 479/576
А для + 30 0С. Напряжение на сш 110 кВ ПС 110 кВ Ойсунгур понижается до
86 кВ. Токовые перегрузы Л-149, Л-126 и снижение напряжения на ПС 110
кВ Ойсунгур обусловлены в первую очередь величиной нагрузки потребите-
лей ПС 110 кВ Гудермес, Ойсунгур. Предотвращение перегрузов и недопу-
стимого снижения напряжения возможна за счет компенсации реактивной
мощности нагрузки - установки ИРМ на ПС 110 кВ Ойсунгур и выполнения
схемно-режимных мероприятий по переводу нагрузки ПС 110 кВ Каргали-
новская и ПС 110 кВ Шелковская на питание от ПС 110 кВ Кизляр-1.
Послеаварийный режим отключения ВЛ 110 кВ Ойсунгур - Ярыксу (Л-
128) с ИРМ 20 МВар установленным на ПС 110 кВ Ойсунгур и ПС 110 кВ
Каргалиновская и ПС 110 кВ Шелковская, запитанными от ПС 110 кВ Киз-
ляр-1 (РВ-ЛМ-2014-23), характеризуется отсутствием перегрузов в сети 110
кВ, напряжение на сш 110 кВ ПС 110 кВ Ойсунгур составляет 102 кВ.
В послеаварийном режиме отключения ВЛ 110 кВ Гудермес Тяговая -
Акташ (Л-149) (РВ-ЛМ-2014-24) токовая загрузка ВЛ 110 кВ Ярыксу - Ой-
сунгур (Л-128) составляет 492 А, при ДД/АД токе 357/429 А при + 30
0С. В
послеаварийном режиме отключения ВЛ 110 кВ Гудермес Тяговая - Акташ
(Л-149) с ИРМ 20 МВар установленным на ПС 110 кВ Ойсунгур и ПС 110 кВ
Каргалиновская и ПС 110 кВ Шелковская, запитанными от ПС 110 кВ Киз-
54
ляр-1 (РВ-ЛМ -2014-25), токовая загрузка ВЛ 110 кВ Ойсунгур - Ярыксу (Л-
128) составляет 362 А.
Приведенный выше анализ расчетов показывает, что Л-126 и Л-128,
выполненные проводом АС-120, на этапе прохождения летнего максимума
2014 года не в полной мере обеспечивают надежное электроснабжение по-
требителей восточного энергорайона Чечни. В соответствии с вышеизло-
женным, для обеспечения допустимого режима работы ВЛ 110 кВ Гу-
дермес - Гудермес - Тяговая (Л-126), ВЛ 110 кВ Ойсунгур - Ярыксу (Л-
128) и рекомендуется их реконструкция с заменой провода АС-120 на
АС-185, а так же монтаж ИРМ 20 МВар на ПС 110 кВ Ойсунгур.
Для летнего периода - периода прохождения ремонтной компании, так
же рассмотрены послеаварийные режимы работы сети Чеченской энергоси-
стемы в ремонтных схемах.
Анализ послеаварийных режимов работы электрической сети в ре-
монтных схемах (критерии «N-2») для максимумов нагрузок летнего дня
2014 года показывает, что в послеаварийном режиме отключение ВЛ 110 кВ
Грозный-ГРП-110 (Л-136), в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Грозный - Восточная
(Л-111) (РВ-ЛМ-2014-3) токовая загрузка ВЛ 110 кВ Грозный - ГРП-110 (Л-
110) составляет 521 А - при ДД/АД токе 479/500 А при + 30
0С. ВЛ 110 кВ
Грозный - ГРП-110 (Л-110) выполнена проводом АС-185 по всей длине, при
этом аварийно-допустимая токовая нагрузка по Л-110 для + 30 0С составляет
500 А. Ограничение обусловлено установленными со стороны ПС 110 кВ
ГРП-110 трансформаторами тока Л-110 - ТФЗМ-110 с номинальным током
500 А. В существующей схеме электроснабжения потребителей ПС 110 кВ
Холодильник и нагрузки ПС 110 кВ Консервная от Л-110, отборы мощности
на данные ПС обеспечивают допустимый режим работы ТТ Л-110 ПС 110 кВ
ГРП-110 по току - 453 А, однако при переводе нагрузки ПС 110 кВ Холо-
дильник или ПС 110 кВ Консервная на питание по ВЛ 110 кВ ГРП-110 - Се-
верная (Л-109) и ВЛ 110 кВ Северная - Восточная (Л-112) соответственно,
допустимый режим работы ТТ Л-110 ПС 110 кВ ГРП-110 по току обеспечи-
ваться не будет. Для недопущения перегруза ТТ Л-110 ПС 110 кВ ГРП-110 в
ремонтной схеме ВЛ 110 кВ Грозный - Восточная(Л-111) должна поддержи-
ваться нормальная схема питания потребителей ПС 110 кВ Холодильник,
Консервная. Аналогичный режим создается при аварийном отключении 1
с.ш. 110 кВ ПС 330 кВ Грозный в нормальной схеме при включённом СМВ-
110 на ПС 110 кВ Северная.
До выполнения мероприятий, обеспечивающих включение в транзит
ВЛ 110 кВ Шали - Цемзавод (Л-162), питание потребителей ПС 110 кВ Цем-
завод будет осуществляться от ВЛ 110 кВ Грозный - Цемзавод (Л-161). В та-
кой схеме ВЛ 110 кВ Л-125 и Л-141 обеспечивают надежное питание 52 МВт
нагрузки потребителей центральной части Чеченской Республики (РВ-ЛМ-
2014-4, РВ-ЛМ-2014-5, РВ-ЛМ-2014-6, РВ-ЛМ-2014-7, РВ-ЛМ-2014-8).
Включение в транзит ВЛ 110 кВ Шали - Цемзавод (Л-162) значительно по-
высит надежность питания потребителей ПС 110 кВ Цемзавод и обеспечит
55
бесперебойное электроснабжение ПС при отключении ВЛ 110 кВ Грозный-
Цемзавод (Л-161). Однако при отключении 2 сш 110 кВ ПС 330 кВ Грозный с
включенной в транзит ВЛ 110 кВ Грозный-Цемзавод (Л-161) (РВ-ЛМ -2014-
16), при отключении ВЛ 110 кВ Грозный - Гудермес-Тяговая (Л-141), в схе-
ме ремонта ВЛ 110 кВ Грозный - Цемзавод (Л-161) (РВ-ЛМ-2014-8) токовая
загрузка Л-125 будет составлять 415 А, при ДД/АД токе 357/429 А при + 30
0С. Для разгрузки Л-125 до длительно-допустимого тока, понадобится пере-
вод порядка 10 МВт нагрузки на питание от других питающих центров,
например перевод нагрузки потребителей ПС 110 кВ Терек-Т., Червленная,
Горячеисточненская на питание по ВЛ 110 кВ Наурская - Терек-Т (Л-174)
или ввод графиков временного отключения потребления электроэнергии
(ГВО). В соответствии с вышеизложенным для обеспечения допустимой
токовой нагрузки Л-125 на этапе прохождения летнего максимума 2014
года рекомендуется её реконструкция с подвеской провода сечением не
менее 150 мм2.
При отключении ВЛ 110 кВ Грозный-Аргунская ТЭЦ (Л-125), в схеме
ремонта ВЛ 110 кВ Грозный-Цемзавод (Л-161) (РВ-ЛМ-2014-9) токовая за-
грузка ВЛ 110 кВ Грозный - Гудермес-Тяговая (Л-141) превышает длительно
- допустимую для провода АС-150 - 456 А (при ДД/АД токе 423/509 А при +
30 0С), напряжение на сш 110 кВ ПС 10 кВ Цемзавод снижается до 95 кВ. В
существующей схеме электроснабжения для исключения перегруза Л-141 в
послеаварийных режимах в ремонтной схеме ВЛ 110 кВ Грозный-Цемзавод
(Л-161) понадобится перевод части нагрузки на другие питающие центры,
или потребуется ввод ГВО.
В настоящий момент на ПС 330 кВ Грозный установлены устройства
АРПТ автотрансформаторов 125 МВА АТ-1, АТ-2, АТ-3, при возникновении
недопустимой перегрузки автотрансформаторов воздействующие с первой
выдержкой времени - на сигнал; со второй выдержкой времени - на отклю-
чение выключателей ВЛ 110 кВ Грозный - Гудермес-Тяговая (Л-141), ВЛ 110
кВ Грозный - Аргунская ТЭЦ (Л-125), ВЛ 110 кВ Грозный - Цемзавод (Л-
161) с запретом АПВ; с третьей выдержкой времени - на отключение 2 цепей
ВЛ 110 кВ Грозный - Южная (Л-114, Л-115) с запретом АПВ. Послеаварий-
ный режим отключения АТ-1 ПС 330 кВ Грозный (РВ-ЛМ-2013-10) не при-
водит к перегрузу оставшихся двух в работе. В послеаварийном режиме от-
ключение АТ-1 ПС 330 кВ Грозный, в схеме ремонта АТ-2 ПС 330 кВ Гроз-
ный
(РВ-ЛМ-2014-11) загрузка АТ-3 ПС 330 кВ Грозный будет составлять
173 % от номинальной. Ликвидация перегруза осуществляется работой 2
ступени АРПТ ПС 330 кВ Грозный с воздействием на отключение ВЛ 110 кВ
Грозный - Гудермес-Тяговая (Л-141), ВЛ 110 кВ Грозный - Аргунская ТЭЦ
(Л-125), ВЛ 110 кВ Грозный - Цемзавод (Л-161) (РВ-ЛМ -2014-12).
В схеме ремонта ВЛ 330 кВ Владикавказ-500 - Моздок в послеаварий-
ных режимах отключения ВЛ 330 кВ Грозный - Чирюрт происходит сниже-
ние напряжения в северо-западном и центральном энергорайонах Чеченской
Республики (ПС 110 кВ Терек-Тяговая, ПС 110 кВ Червленная, ПС 110 кВ
56
Горячеисточенская, ПС 110 кВ № 84, 1 с.ш. 110 кВ ПС 110 кВ ГРП-110, ПС
110 кВСамашки, ПС 110 кВ Горец, ПС 110 кВ Южная, Аргунская ТЭЦ, ПС
110 кВ Шали, ПС 110 кВ Цемзавод, ПС 110 кВ АКХП, 2 с.ш. 110 кВ ПС 110
кВ Гудермес-Тяговая, ПС 110 кВ Восточная, ПС 110 кВ Консервная, ПС 110
кВ Северная, ПС 110 кВ Холодильник, ПС 110 кВ Октябрьская, 2 с.ш. 110 кВ
ПС 110 кВ ГРП-110) ниже аварийно-допустимых величин (РВ-ЛМ-2014-26).
Напряжение в этих районах, в послеаварийном режиме, фиксируется на
уровне 82-55 кВ. Решение проблемы снижения напряжения возможно путем
установки АОСН на ПС 110 кВ Цемзавод, Северная, Шали, ГРП-110, Южная
суммарным объемом отключаемой нагрузки порядка 105 МВт. Послеаварий-
ный режим отключения ВЛ 330 кВ Грозный - Чирюрт при отключенной ВЛ
330 кВ Владикавказ-500 - Моздок (РВ-ЛМ-2014-27) с учетом работы выше-
указанных АОСН, характеризуется установившимся напряжением в сети 110
кВ северо-западного и центрального энергорайонов Чеченской Республики
не ниже 88 кВ. В соответствии с вышеизложенным для обеспечения допу-
стимого уровня напряжения в послеаварийных режимах при прохождении
летнего периода 2014 года рекомендуется установка АОСН на ПС 110 кВ
Цемзавод, Северная, Шали, ГРП-110, Южная объемом не менее 105 МВт.
4.3.1.2. Анализ режимов работы электрической сети напряжением
110 кВ и выше на этапе прохождения зимнего максимума нагрузки 2014
года.
Анализ режимов работы электрической сети напряжением 110 кВ и
выше на этапе прохождения зимнего максимума нагрузки 2014 года, пока-
зал, что в нормальной схеме (РВ-ЗМ-2014-1) нагрузка автотрансформаторов
330/110 кВ ПС 330 кВ Грозный составляет по 97 МВА - 77% от номинальной
автотрансформаторной мощности ПС, загрузка ВЛ 110 кВ находится в гра-
ницах длительно-допустимых значений. Наиболее загруженными ВЛ 110 кВ
являются: ВЛ 110 кВ Грозный - Аргунская ТЭЦ (Л-125) - 61%, ВЛ 110 кВ
Ярык-Су - Ойсунгур (Л-128) - 88 % от длительно-допустимой (ДД) токовой
нагрузки ВЛ при 0 0С. Напряжение в сети обеспечивается на уровне 100-110
кВ.
На этапе прохождения зимнего максимума 2014 года в нормальной
схеме, токовая загрузка ВЛ 110 кВ Ярыксу - Ойсунгур (Л-128) будет дости-
гать 416 А 88% от ДД токовой нагрузки ВЛ при 0 0С. Её отключение приво-
дит к перегрузу ВЛ 110 кВ Акташ-Гудермес Тяговая (Л-149) и ВЛ 110 кВ Гу-
дермес - Гудермес-Тяговая (Л-126) выше аварийно-допустимых величин,
напряжение на сш 110 кВ ПС 110 кВ Курчалой, Ойсунгур, Гудермес, 1 сш
110 кВ Гудермес-Т. понижается ниже аварийно-допустимого уровня (РВ-ЗМ-
2014-13). Токовая загрузка Л-126 (879 А) в таком режиме обусловлена, преж-
де всего, величиной нагрузки потребителей ПС 110 кВ Гудермес, Ойсунгур.
Обеспечение длительно-допустимых уровней напряжения на сш 110 кВ Ой-
сунгур, Гудермес, Гудермес-Т. (1 сш 110 кВ) в послеаварийных режимах
57
возможно путем монтажа противоаварийной автоматики ограничения сни-
жения напряжения (АОСН) на ПС 110 кВ Ойсунгур, с воздействием на от-
ключение нагрузки потребителей. Расчеты показывают, что для обеспечения
напряжения на сш 110 кВ ПС 110 кВ Ойсунгур на уровне 88-86 кВ потребу-
ется отключение порядка 22 МВт нагрузки на данной ПС (РВ-ЗМ-2014-14).
Восстановление и ввод в работу ВЛ 110 кВ Гудермес Тяговая - Ойсун-
гур (Л-144) может рассматриваться в качестве мероприятия, обеспечивающе-
го допустимый режим работы Л-126 и Л-149 при прохождении летнего мак-
симума нагрузки 2014 года. При установке источника реактивной мощности
(ИРМ) мощностью 20 МВар на ПС 110 кВ Ойсунгур, так же обеспечиваются
допустимые уровни напряжения (РВ-ЗМ-2013-14.2).
В соответствии с вышеизложенным, для обеспечения допустимого ре-
жима работы ВЛ 110 кВ Акташ-Гудермес Тяговая (Л-149) и ВЛ 110 кВ Гу-
дермес - Гудермес - Тяговая (Л-126) и поддержания допустимых уровней
напряжения в послеаварийных режимах, к этапу прохождения зимнего мак-
симума 2014 года рекомендуется:
Восстановление ВЛ 110 кВ Гудермес Тяговая - Ойсунгур (Л-144) с
подвеской провода АС сечением не менее 185 мм2 или реконструкция ВЛ
110 кВ Гудермес - Гудермес - Тяговая (Л-126) с заменой провода АС-120
на АС-185, а так же монтаж АОСН на ПС 110 кВ Ойсунгур или установ-
ка на ПС 110 кВ Ойсунгур ИРМ мощностью не менее 22 МВар.
При отсутствии возможности реализации вышеуказанных мероприя-
тий, обеспечивающих длительно-допустимый режим работы Л-126, Л-149,
так как их загрузка превышает аварийно-допустимую величину в послеава-
рийном режиме отключения Л-128, необходимо превентивное размыкание
сети 110 кВ следующим образом: поддержание разрыва транзита ВЛ 110 кВ
Гудермес-Т. - Шелковская - Каргалинская - Кизляр-1 и транзита ВЛ 110 кВ
Гудермес -Т. Гудермес - Ойсунгур - Ярыксу, например отключение В-127 на
ПС 110 кВ Ойсунгур и В-148 ПС 110 кВ Кизляр-1. Данная схема существен-
но снижает надёжность электроснабжения потребителей, запитанных от ПС
110 кВ Ойсунгур, Гудермес, Гудермес-Тяговая, Шелковская, Каргалинов-
ская.
В послеаварийном режиме отключения ВЛ 110 кВ Акташ-Гудермес-
Тяговая (Л-149) токовая загрузка ВЛ 110 кВ Ярыксу - Ойсунгур (Л-128) до-
стигает 632 А - 134 % от ДД токовой нагрузки ВЛ при 0 0С (РВ-ЗМ-2014-
15), а при отключении ВЛ 110 кВ Гудермес - Гудермес-Тяговая (Л-126) 541
А- 115 % от ДД токовой нагрузки ВЛ при 0 0С, при аварийно - допустимой
токовой нагрузке 566 А для 0 0С. Восстановление и ввод в работу ВЛ 110 кВ
Гудермес Тяговая - Ойсунгур (Л-144) может рассматриваться в качестве ме-
роприятия, обеспечивающего допустимый режим работы Л-128 при прохож-
дении максимума нагрузки 2014 года. При установке источника реактивной
мощности (ИРМ) мощностью 20 МВар на ПС 110 кВ Ойсунгур так же обес-
печиваются допустимые уровни напряжения (РВ-ЗМ-2013-15.2).
58
содержание .. 1 2 3 4 ..