содержание .. 8 9 10 11 ..

Схема и программа перспективного развития электроэнергетики Хабаровского края на 2020-2024 годы - часть 10

5.5

Анализ баланса реактивной мощности

С целью определения достаточности

установленных в энергосистеме средств

компенсации реактивной мощности с учётом

регулировочного диапазона (по реактивной

мощности) генераторов электростанций энергосистемы Хабаровского края для
поддержания уровней

напряжения

в сети 110 кВ и выше

в допустимом

диапазоне проведена

оценка баланса реактивной мощности.

Расчёты

баланса реактивной мощности

выполнены для характерных режимов (режим

летнего минимума нагрузки 2020 года и режим зимнего максимума нагрузки 2024 года) в
сети 110 кВ и выше энергосистемы Хабаровского края для умеренного и оптимистичного
вариантов развития.

Регулировочный диапазон генераторов электростанций энергосистемы Хабаровского

края представлен в Приложении Ж

Диапазон регулирования синхронных компенсаторов

(СК) и батарей статических конденсаторов (БСК) представлен в таблицах

5.5.1

–

5.5.2.

Таблица 5.5.1

–

Регулировочный диапазон СК в энергосистеме Хабаровского края

№

Электростанция

Диспетчерское

наименование

Тип

Место

установки

Диапазон

регулирования

реактивной мощности

min

Мвар

max

Мвар

Майская ГРЭС

СК №5

-12-2-

ЭУ

-3

1СШ

35 кВ

6,25

Таблица 5.5.2

–

Регулировочный диапазон БСК в энергосистеме Хабаровского края

№

Наименование

ПС

Наименование

Тип

Место

установки

Число ступеней

регулирования

Реактивная

мощность

ступени, Мвар

ПС 220 кВ

Ванино

БК

-1

КЭКФ

6,6200-

2ХЛ1

2C 10 кВ

4,8

БК

-2

КЭКФ

6,6200-

2ХЛ1

1C 10 кВ

4,8

БК

-3

QBANK-CS

1C 10 кВ

4,8

БК

-4

КЭКФ

6,6200-

2ХЛ1

1C 10 кВ

4,8

БК

-5

КЭКФ

6,6200-

2ХЛ1

2C 10 кВ

4,8

БК

-6

КЭКФ

6,6200-

2ХЛ1

2C 10 кВ

4,8

Характеристики и мощность СКРМ (шунтирующих реакторов (ШР) и управляемых

шунтирующих реакторов (УШР)) представлены в таблицах

5.5.3.

–

5.5.4.

Таблица

5.5.3

–

Регулировочный диапазон ШР в энергосистеме Хабаровского края

№

Наименование ПС

Наименование

Тип

Место

установки

Число ступеней

при дискретном

регулировании

Реактивная

мощность

ступени,

Мвар

ПС 500 кВ

Комсомольская

-512

3хРОДЦ

60000/500

Секция

500

кВ КЗ

180

ПС 220 кВ

Березовая

РШ

3хРКОС

6600/35-

УХЛ1

1С 35 кВ

19,8

ПС 220 кВ

Высокогорная

РШ

-1

3хРКОС

6600/35-

УХЛ1

1С 35 кВ

19,8

РШ

-2

3хРКОС

6600/35-

УХЛ1

2С 35 кВ

19,8

ПС 220 кВ

Ванино

БР

-1

3хРКОС

3900/10 У1

1C 10 кВ

11,7

БР

-2

3хРКОС

3900/10 У1

2C 10 кВ

11,7

ПС 220 кВ Горин

РШ

РТД

20000/35-

У1

1С 35 кВ

ПС 220 кВ

Джамку

РТД

-35

РТД

20000/35-

У1

1С 35 кВ

ПС 220 кВ

КнязеВолконка

РТД

-35

РТД

20000/35

1С 35 кВ

ПС 220 кВ

Литовко

РШ

3хРКОС

6600/35-

УХЛ1

1С 35 кВ

19,8

ПС 220 кВ Сулук

РТД

-135

РТД

20000/35

1С 35 кВ

РТД

-235

РТД

20000/35

2С 35 кВ

ПС 220 кВ

Этеркан

РШ

3хРКОС

6600/35-

УХЛ1

1С 35 кВ

19,8

ПС 220 кВ

НПС

-2

-1-220

РТД

75000/220-

У1

1 СШ 220

кВ

Таблица 5.

5.4

–

Регулировочный диапазон УШР в энергосистеме Хабаровского края

№

Наименование ПС

Наименование

Тип

Место

установки

Диапазон

регулирования

реактивной

мощности

min

, Мвар

max

Мвар

ПС 500 кВ Хехцир 2

УШР

-220

РТУ

100000/220

1С 220 кВ

100/130

ПС 220 кВ Ургал

УШР

-110

РТДУ

25000/110

1С 110 кВ

1,25

Перечень контрольных пунктов по напряжению операционной зоны Хабаровского

РДУ представлен в таблице 5.

5.5.

Таблица 5.

5.5

–

Контрольные пункты по напряжению в энергосистеме Хабаровского края

№

п/п

Наименование объекта

Контрольный

пункт, кВ

Наибольшее

рабочее

напряжение,

кВ

Минимально

допустимое

напряжение,

кВ

Аварийно

допустимое

напряжение,

кВ

ПС 500 кВ Комсомольская

220

252

205

185

ПС 220 кВ Старт

220

252

205

185

ПС 220 кВ Ванино

220

252

210

190

Амурская ТЭЦ

-1

110

126

100

Комсомольская ТЭЦ

-2

110

126

100

Комсомольская ТЭЦ

-3

110

126

100

Хабаровская ТЭЦ

-1

110

126

100

Хабаровская ТЭЦ

-3

110

126

100

В случае выхода напряжения в контрольных пунктах за границы допустимых

значений требуется немедленное принятие мер для ввода уровней напряжения в
допустимый диапазон.

Результаты расчётов баланса реактивной мощности энергосистемы Хабаровского

края представлен в таблице 5.

5.6.

Результаты расчётов уровней напряжения энергосистемы Хабаровского края

представлен в таблице 5.

5.7.

Таблица 5.

5.6. -

Баланс реактивной мощности в энергосистеме Хабаровского края, Мвар

№ п.п

Составляющие баланса

Умеренный вариант

Оптимистичный вариант

Зимний максимум

нагрузки 2024 года

Летний минимум

нагрузки 2020 года

Зимний максимум

нагрузки 2024 года

Летний минимум

нагрузки 2020 года

Генерация

Станции/УШР/СК, Мвар

476,8

39,2

504,4

43,8

ЛЭП, Мвар, в т.ч.

905,9

843,9

904,4

843,3

Внешние связи, Мвар

1,9

-26,3

-8,5

-25,4

Итого, Мвар

1384,5

856,8

1400,3

861,7

Нагрузка

Нагрузка, Мвар

652,6

316,0

690,5

320,8

Потери в ЛЭП, Мвар, в т.ч.

109,8

28,4

100,4

28,3

Потери в ТР и АТ, Мвар

228,4

73,1

219,4

73,7

ШР/БСК, Мвар

393,8

439,4

390,0

438,9

Итого, Мвар

1384,5

856,8

1400,3

861,7

Qг min, Мвар

-408,4

-426,5

-408,4

-425,9

Qг max, Мвар

1511,5

995,4

1511,5

994,3

Регулировочный диапазон

Мвар

1919,8

1421,9

1919,8

1420,2

Резерв (дефицит) на

потребление Q, Мвар

885,1

465,8

912,8

469,6

Резерв (дефицит) на выдачу

, Мвар

1034,7

956,2

1007,0

950,5

Таблица 5.

5.7

–

Максимальное, среднее и минимальное значения напряжения на

подстанциях 110 кВ и выше энергосистемы Хабаровского края

Умеренный вариант. Зимний максимум нагрузки. 2024 год

500 кВ

max

=525 кВ

220 кВ

max

=252 кВ

110 кВ

max

=126 кВ

U макс, кВ

510,0

233,2

123,3

U сред, кВ

508,4

225,8

116,9

U мин, кВ

504,9

216,8

106,5

Умеренный вариант. Летний минимум нагрузки. 2020 год

U макс, кВ

516,6

236,0

124,9

U сред, кВ

512,8

229,0

118,3

U мин, кВ

510,0

220,0

110,1

Оптимистичный вариант. Зимний максимум нагрузки. 2024 год

U макс, кВ

510,0

233,3

123,4

U сред, кВ

507,3

225,4

116,9

U мин, кВ

503,8

216,6

107,2

Оптимистичный вариант. Летний минимум нагрузки. 2020 год

U макс, кВ

516,3

236,0

124,9

U сред, кВ

512,7

228,9

118,2

U мин, кВ

510,0

220,0

110,1

*ГОСТ 721

77 «Системы электроснабжения, сети, источники, преобразователи и приемники электрической энергии.

Номинальные напряжения свыше 1000 В»

Как видно из результатов расчётов, представленных в таблице 5.5.6, энергосистема

Хабаровского края обладает достаточным запасом по регулированию реактивной мощности
(в умеренном и в оптимистичном вариантах).

Как видно из таблицы 5.5.7, уровни напряжения на подстанциях энергосистемы

Хабаровского края находятся в допустимых пределах (в умеренном и в оптимистичном
вариантах).

В период 2020

-2024

гг. для поддержания уровней напряжения в электрической сети

110 кВ и выше энергосистемы Хабаровского края в допустимых пределах установка
дополнительных средств компенсации реактивной мощности не требуется.

5.6

Предложения

по

присоединению

зоне

централизованного

электроснабжения изолированных энергоузлов населённых пунктов Хабаровского
края

В период до 2024 года рассматривается возможность присоединения энергоузлов

населённых пунктов Озерпах, Пуир и Макаровка к Николаевскому энергорайону.

Указанные населённые пункты расположены в Николаевском муниципальном

районе. Посёлок Озерпах расположен в 59 км. от г. Николаевск

на

Амуре, численность

населения –

около 200 человек. Посёлок Пуир расположен в 79 км. от г. Николаевск

на

Амуре, численность населения –

около 200 человек. Село Макаровка расположено в 5 км.

от посёлка Пуир, численность населения –

менее 10 человек. Все указанные населённые

пункты расположены вдоль северного побережья Амурского

лимана.

Максимумы нагрузок по трём населённым пунктам приняты по данным АО «ДРСК»:

•

Озерпах –

0,312 МВт;

•

Пуир и Макаровка –

0,24 МВт.

Прогноз спроса на электроэнергию и максимума электрической нагрузки по

Николаевскому энергорайону с учётом присоединения населённых пунктов Озерпах, Пуир
и Макаровка приведён в таблице 5.6.1

Таблица 5.6.

–

Прогноз спроса на электроэнергию и максимума электрической нагрузки по

Николаевскому энергорайону

Факт

Прогноз

2019 г.

2020 г.

2021 г.

2022 г.

2023 г.

2024 г.

Электропотребление, млн кВт.ч

284

289

297

305

310

312

Максимальная электрическая
нагрузка, МВт

Число часов использования
максимальной электрической
нагрузки, час/год

6762

6721

6750

6630

6596

6638

Балансы мощности и электроэнергии Николаевского энергоузла с учётом

присоединения энергоузлов населённых пунктов Озерпах, Пуир и Макаровка в период до
2024 года складываются удовлетворительно. Генерирующие источники, располагающиеся
в присоединяемых энергоузлах, учитываются как аварийно

резервные и не учитываются в

установленной  мощности  генерирующих  источников  Николаевского  энергоузла  на
перспективу.  Баланс  мощности  Николаевского  энергоузла  с  учётом  присоединения
децентрализованных  энергоузлов  приведён  в  таблице  5.6.2,  баланс  электроэнергии  –

таблице 5.6.3

Таблица 5.6.2

–

Баланс мощности Николаевского энергорайона до 2024 года (с учётом

присоединения децентрализованных энергоузлов)

Ед. измер.

2020

2021

2022

2023

2024

СПРОС

Собственный максимум

МВт

СПРОС на мощность

МВт

100

101

ПОКРЫТИЕ

Установленная мощность на конец года

МВт

130,6

ТЭС

МВт

130,6

Ед. измер.

2020

2021

2022

2023

2024

Ограничения мощности на максимум нагрузки

МВт

0,0

Располагаемая мощность на конец года

МВт

130,6

ТЭС

МВт

130,6

ПОКРЫТИЕ спроса

МВт

130,6

Избыток(+)/Дефицит(

МВт

32,6

31,6

30,6

29,6

Таблица 5.6.3

–

Баланс электроэнергии Николаевского энергорайона до 2024 года (с учётом

присоединения децентрализованных энергоузлов)

Ед. измер.

2020

2021

2022

2023

2024

Потребление электрической энергии

млн.кВт.ч

289

297

303

306

308

Рост потребления электрической энергии

1,76

2,77

2,02

0,99

0,65

ПОТРЕБНОСТЬ

млн.кВт.ч

289

297

303

306

308

ПРОИЗВОДСТВО электрической энергии

млн.кВт.ч

289

297

303

306

308

ТЭС

млн.кВт.ч

289

297

303

306

308

Установленная мощность

МВт

130,6

ТЭС

МВт

130,6

Располагаемая мощность

МВт

130,6

ТЭС

МВт

130,6

Число часов использования установленной
мощности ТЭС

час/год

2213

2274

2320

2343

2358

Число часов использования располагаемой
мощности ТЭС

час/год

2213

2274

2320

2343

2358

Избыток (+)/Дефицит (

млн.кВт.ч

0,0

С учетом планов строительства ПС 110 кВ Чныррах, ВЛ 35 кВ Чныррах –

Оремиф с

ПС 35 кВ Оремиф, присоединение

населенных пунктов Озерпах, Пуир и Макаровка

Николаевскому энергоузлу планируется к

ближайшей ПС 35

кВ Оремиф

(

намечается

сооружению в 2020 году).

С учётом наличия

между селом Макаровка и посёлком Пуир электрической связи

по

ВЛ 10 кВ, для присоединения с. Макаровка к Николаевскому энергоузлу необходимы
следующие мероприятия:

•

сооружение ВЛ 10 кВ Тнейвах –

Озерпах (7 км, СИП

-3 120

мм

);

•

сооружение

ПС 10/0,4 кВ Озерпах

(

10/0,4 кВ

1х0,4 МВА

);

•

сооружение ВЛ 10 кВ Озерпах –

Пуир (30 км, СИП

-3 120

мм

);

•

реконструкция ПС 10/0,4 кВ Пуир

(

10/0,4 кВ

1х0,25 МВА)

Суммарные капитальные вложения, необходимые для осуществления вышеуказанного

сетевого строительства, составят 1

33,37

млн. руб. в текущих ценах без НДС.

Карта

схема электрических сетей Николаевского энергорайона на перспективу

представлена на рисунке 5.6.1.

Рисунок 5.6.1

Карта

схема электрических сетей Николаевского энергорайона

содержание .. 8 9 10 11 ..