Оптимизация структуры системообразующей сети г. Санкт-Петербурга 1. Исходное состояние Вступление Историческая справка Структура существующих городских электрических сетей 2. Сценарий преобразования сетей Основные критерии оптимизации Мероприятия по переустройству электрических сетей Краткий анализ схемы выдачи мощности ГЭС Выводы План доклада 1

Основными факторами, определяющими формирование схемы электрических сетей высшего напряжения объединенных энергосистем, являются: величина и плотность электрических нагрузок, состав, единичная мощность и размещение электростанций, технико- экономические показатели линий и оборудования электрических сетей высшего напряжения, которые могут быть использованы на рассматриваемом этапе развития энергосистемы, напряжение и схема существующей электрической сети, перспективы связи этого района с соседними и используемые там напряжения сетей I. Исходное состояние Вступление 2

В свою очередь, введение напряжения 330 кВ повлекло за собой внедрение напряжения 750 кВ как напряжения системообразующей сети. Историческая справка В соответствии с планом ГОЭЛРО в 1926 году была построена первая в СССР линия электропередачи (далее ЛЭП) 110 кВ от Волховской гидроэлектростанции (далее ГЭС) до Ленинграда длиной 120 километров. Это послужило началом формирования сетей классом напряжения 110 кВ. Дальнейшее развитие энергосистемы вызвало необходимость строительства ЛЭП более высокого класса напряжения. 19 декабря 1933 года состоялся торжественный пуск Нижне-Свирской ГЭС-9. Энергия ГЭС передавалась в Ленинград на подстанцию (далее ПС) 220 кВ Чесменская по впервые сооруженной в нашей стране ЛЭП напряжением 220 кВ, протяженностью 240 километров. В конце 50-х годов руководством страны было принято решение о введении для распределительных и межсистемных функций напряжения 330 кВ в качестве промежуточного между 220 кВ и 500 кВ. На территории Ленинградской энергосистемы сеть 330 кВ «наложилась» на ранее существовавшую сеть 220 кВ, в результате чего образовались дополнительные ступени трансформации с напряжения 330 на 220 кВ. 3

Структура существующих городских электрических сетей В границах Санкт-Петербурга расположены восемь ПС 330 кВ: Западная, Южная, Колпино, Октябрьская, Ржевская, Восточная, Северная с суммарной мощностью автотрансформаторов (далее Т, АТ) 330/110 кВ порядка 3400 МВА и АТ 330/220 кВ порядка 2180 МВА. Основная системообразующая электросеть имеет вид разомкнутого кольца из ЛЭП 330 кВ, проходящих по окраинам города от южного берега Финского залива (ПС 330 кВ Западная) через ПС 330 кВ Южная и Восточная до северного берега Финского залива (ПС 330 кВ Северная). От этого разомкнутого кольца электроэнергия передаётся по ЛЭП через ПС 220, 110 и 35 кВ в городскую распределительную сеть 6-10 кВ. Покрытие дефицита мощности и электроэнергии, обусловленного недостаточностью располагаемой мощности городских станций, осуществляется от электростанций, расположенных в Ленинградской области (в основном, от Ленинградской АЭС установленной мощностью 4000 МВт и Киришской ГРЭС установленной мощностью 1800 МВт) по ЛЭП 330 кВ до ПС 330 кВ Западная, Южная, Восточная. 4

Перспективная карта-схема сетей 220 кВ и выше Санкт-Петербурга 5

Подстанции 220 кВ п/пНаименование подстанцииКлассы напряжения трансформации, кВ Трансформаторная мощность, МВА 1.ПС 220 кВ Полупроводники (263)220/102 Т х 80 2.ПС 220 кВ Приморская (268)220/102 Т х 80 3.ПС 220 кВ Парголово (410)220/35/102 Т х 25 4.ПС 220 кВ Проспект Испытателей (новая) 220/102 Т х 80 5.РП-9220/1102 АТ х ПС 220 кВ Чесменская (20)220/1104 АТ х ПС 220 кВ Славянка (новая)220/102 Т х 63 8.ПС 220 кВ Колпинская (28)220/1102 АТ х 200 Таблица 1 6

Однолинейная схема электрических соединений 220 кВ 2010года 7

В соответствии с планами развития Санкт-Петербурга ОАО «ФСК ЕЭС» выполняет значительный объём работ по повышению пропускной способности единой национальной электрической сети (далее ЕНЭС) осуществляя перевод ПС 220кВ Волхов-Северная, Завод Ильич и Северной ТЭЦ на класс напряжения 330кВ с завершением работ в 2011 году. Принимая во внимание трудности, возникающие при формировании электрических сетей двух систем напряжения ( и ), ещё в Генеральной схеме развития энергетики СССР до 1980 года «Энергосетьпроектом» было рекомендовано принять для ЕЭС в качестве основной систему напряжений 220 и 500 кВ, ограничив развитие электрических сетей 330 кВ районами, где оно получило большое развитие – Объединённая энергетическая система Юга и Объединённая энергетическая система Северо-Запада. Такое решение было утверждено экспертной комиссией Госплана СССР. В связи с этим, важным вопросом является дальнейшее развитие ЕНЭС в районах, где полностью или частично получило развитие напряжение 330 кВ. 8

II. Сценарий преобразования сетей 1. Структура построения сетей (система классов напряжений). 2. Величины токов короткого замыкания 3. Компенсация реактивной мощности 4. Управляемость электрическими сетями Основные критерии оптимизации 9

Мероприятия по переустройству электрических сетей С учетом сказанного выше сделаем оценку эффективности унификации класса напряжения системообразующей сети с ликвидацией промежуточной трансформации путем исключения напряжения 220 кВ. Предлагается следующий сценарий формирования единого класса напряжения системообразующей сети в рамках территории Санкт-Петербурга. Перевод распределительной сети 110 кВ в Санкт-Петербурге на класс напряжения 220 кВ не оправдан и нецелесообразен, так как в доступной перспективе отсутствует необходимость в передаче большей величины мощности по этой инфраструктуре, и создание потребует очень серьёзных капиталовложений, в том числе и в ЕНЭС. Для увеличения пропускной способности через распределительные сети имеется задел при осуществлении перевода сетей 6 кВ на 10 кВ и 35 на 110 кВ. К 2011 году сеть 220 кВ будет сформирована двумя участками: 10

Первый участок является локальным и представляет собой двухцепную ЛЭП с центрами питания: Северная ТЭЦ-21 с двумя АТ 220/110 мощностью по 200 МВА (подключены к шинам 110 кВ) и ПС 330 кВ Завод Ильич с двумя АТ 330/220 кВ мощностью 250 МВА. п/пМероприятияПримечания 1.На ПС 330 кВ Завод Ильич выполнить расширение распределительного устройства (далее РУ) 110 кВ на две ячейки для подключения ЛЭП. Демонтаж АТ 330/220 кВ. На ПС 330 кВ Завод Ильич имеется место для расширения РУ 110 кВ. 2.Поэтапный поочередный перевод ПС 220 кВ Проспект Испытателей, Приморская, Полупроводники, Парголово на напряжение 110 кВ с заменой Т. Из-за имущественных проблем потребуется строительство новой ПС с двумя Т 110/10 кВ по 80 МВА каждый взамен ПС 220 кВ Парголово. 3.Демонтаж АТ 220/110 кВ и РУ 220 кВ на Северной ТЭЦ. Вновь сформированные ЛЭП подключить к РУ 110 кВ используя освобожденные автотрансформаторные ячейки. Без ликвидации хотя бы части оборудования расширение РУ 110 кВ Северной ТЭЦ проблемно. Таблица 2 11

Второй участок выполнен в виде радиальной схемы из четырех ЛЭП от ПС 330 кВ Южная до ПС 220 кВ Чесменская и РП-9, протяженным транзитом из двух ЛЭП 220 кВ ПС 330 кВ Южная – ПС 220 кВ Колпинская - ПС 330 кВ Сясь – Нижне-Свирская ГЭС-9 – Верхне- Свирская ГЭС-12 – (одна ЛЭП) ПС 220 кВ Древлянка (Петрозаводск). Таблица 3 п/пМероприятияПримечания 1.1.Замыкание транзита 110 кВ между ПС 330 кВ Колпино и ПС 220 кВ Колпинская, т.е. включение ЛЭП 110 кВ Колпинская-9/10, 11 в транзитный режим 2.2.Демонтаж надстройки 220 кВ на ПС 220 кВ Колпинская. Спрямление двухцепной ЛЭП 220 кВ Южная-Колпинская и Колпинская-Сясь с демонтажом захода на подстанцию. Спрямление ЛЭП выполнялось при выполнении реконструкции ПС 220 кВ Колпинская. 3.3.Демонтаж АТ на РП-9 с переводом существующих ЛЭП 220 кВ (кабельные линии К-271 и К-272 выполнены кабелем с изоляцией из сшитого полиэтилена) на 110 кВ и включением их на шины 110 кВ ПС 220 кВ Чесменская и РП-9. Для подключения вновь сформированных ЛЭП к РУ 110 кВ РП-9 следует использовать освобожденные автотрансформаторные ячейки. Расширение ОРУ 110 кВ ПС 220 кВ Чесменская имеется. Следует рассмотреть необходимость усиления электрической связи с ПС 330кВ Центральная. 4.Перевод ПС 220 кВ Чесменская на напряжение 330 кВ со строительством ЛЭП 330 кВ Центральная-Чесменская и Южная-Чесменская. Замена АТ на АТ 330/110 кВ мощностью по 125 МВА. Присоединения регулировочных трансформаторов 10 кВ будут сохранены. 5.Прокладка двух ЛЭП 330кВ от блоков 2 и 3 Южной ТЭЦ до ПС 330 кВ Южная. Разделение шин 330 кВ на ПС 330 кВ Южная с формированием двух РУ. Перевод выдачи блоков Южной ТЭЦ на РУ 330 кВ ПС 330 Южная. Формирование двух РУ заложено в проекте комплексной реконструкции ПС 330 кВ Южная. 6.Выполнение замены Т ПС 220 кВ Славянка на Т 110/10 кВ мощностью по 80 МВА и перевода ЛЭП 220 кВ Южная-Колпинская на напряжение 110 кВ. Возможность расширение РУ 110 кВ на ПС предусмотрена. 7.Демонтаж ЛЭП 220 кВ Колпинская-Сясь.В нормальном режиме линия загружена только реактивной мощностью. 12

С целью определения величины потерь, а также оценки статической устойчивости энергосистемы при реализации указанного сценария были выполнены предварительные расчёты нормального режима зимнего максимума работы сети на период гг. Для более достоверной оценки в расчётах были использованы подтверждённые заявки на технологические присоединения. - Расчёт режима работы энергорайона Северная ТЭЦ-21 – ПС 330 кВ Волхов-Северная- ПС 330 кВ Завод Ильич проводился с учетом ввода ПС 110 кВ Проспект Испытателей с нагрузкой 64 МВА и размыкания электрической связи в направлении ПС 110 кВ 55 Левашовская, так как предполагается, что нагрузка Васильевского острова будет сконцентрирована на построенной ПС 330 кВ Василеостровская. Токовая загрузка ЛЭП находится в пределах длительно допустимых токов ЛЭП, что позволяет сделать выводы о работоспособности сформированной схемы. С учетом требований резервирования в каждом центре питания сети 110 кВ достаточно установить по два АТ мощностью 200 МВА каждый. - Расчёт режима работы энергорайона ПС 330 кВ Южная – ПС 330 кВ Чесменская – ПС 330 кВ Центральная подтвердил, что токовая загрузка ЛЭП находится в пределах длительно допустимых токов ЛЭП и, соответственно, позволяет сделать выводы о работоспособности сформированной схемы. При демонтаже надстройки 220 кВ РП-9 будет значительно снижена величина токов короткого замыкания. С учетом требований резервирования на ПС 330 кВ Центральная достаточно двух АТ по 200 МВА каждый, на ПС 330 кВ Чесменская четырех АТ по 125 МВА каждый. - Расчёт режима работы энергорайона ПС 330 кВ Колпино – ПС 750 кВ Ленинградская позволяет сделать выводы о работоспособности сформированной схемы. Токовая загрузка на участке ЛЭП 110 кВ ПС 110 кВ 210 Ленсоветовская-ПС 330кВ Колпино достигнет 346 А, что в свою потребует в будущем изменения режима работы этой ЛЭП или усиления электрической связи по сети 110 кВ между ПС 330 кВ Колпино и ПС 330 кВ Чесменская (ПС 330 кВ Южная). Загрузка АТ 330/110 кВ составит на ПС 330 кВ Колпино 360 МВт, на ПС 750 кВ Ленинградская 112 МВт. На ПС 330 кВ Колпино достаточно использовать три АТ по 200 МВА каждый. 13

Краткий анализ схемы выдачи мощности ГЭС-9. Таблица 4 В связи с демонтажом ВЛ 220 кВ ПС 220 кВ Колпинская ПС 330 кВ Сясь была рассмотрена схема выдачи мощности Свирских ГЭС, ниже представлены допустимые значения токовой загрузки линий и их расчетная величина при генерации станциями максимальной мощности (установленная мощность каскада ГЭС МВт). Длительно допустимые токи линий Наименование контролируемого элемента сети I д.д 25 С, А I д.д по оборудованию, А 220 к В ГЭС-9 ГЭС ГЭС-9 ПС 330 кВ Сясь Таблица 5 Токовая загрузка линий в районе Свирских ГЭС в режиме летнего минимума Наименование контролируемого элемента сетиI мах, А I д.д по оборудованию, А 220 к В ГЭС-9 ГЭС ГЭС-9 ПС 330 кВ Сясь

Выводы: После выполнения работ по формированию системообразующей сети, описанных в сценарии, снижение потерь активной мощности (с учетом ввода новых линий) составит: Величина потерь в режиме зимнего максимума 2008 года в Ленинградской энергосистеме (на уровнях напряжения 110 кВ и выше) равна 206 МВт. Полученное снижение потерь на транспорт электрической энергии составляет 7,1% и является достаточно показательным. Наличие системообразующей сети двух классов напряжения, таких как 220 и 330 кВ, на территории города, помимо потерь электроэнергии, влечёт к ограничению пропускной способности и понижению надежности передачи мощности из-за дополнительного последовательно включенного оборудования. Размещение лишней трансформации 330/220/110 кВ на подстанциях, находящихся в городской черте, приводит к значительному увеличению используемых земельных участков. 14,6 МВт в режиме зимнего максимума. 8 МВт в режиме зимнего минимума. 9 МВт в режиме летнего максимума 6 МВт в режиме летнего минимума 15

После окончания строительства второй ЛЭП 330 кВ Северного транзита, связывающего Ленинградскую с Карельской и Карельскую с Кольской энергосистемами, появится возможность ликвидации сетей напряжением 220 кВ в Ленинградской области и Республики Карелия. В энергосистеме с основной сетью 330 кВ сооружение новых ЛЭП этого класса напряжения экономически оправдано в относительно небольшом диапазоне расстояний и значений перетоков мощности. Уже при перетоках 600 МВт и более и расстояниях 500 километров и более эффективно применение линий более высокого класса напряжения. В Объединённой энергосистеме Северо-Запада им должен являться уже освоенный класс напряжения 750 кВ. Снижение потерь на транспорт электрической энергии, в том числе и путём оптимизации структуры сети с точки зрения применяемых классов напряжения, в комплексе со снижением потерь при ее производстве и потреблении позволит существенно повысить показатели энергоэффективности топливно-энергетического комплекса страны. 16

Спасибо за внимание! Докладчик: Волков К.И. - начальник отдела технической политики Департамента подстанций ОАО «ФСК ЕЭС» Телефон для связи: