Выработка технических решений по повышению передаваемой мощности между ОЭС Центра (Россия) и ОЭС Беларуси

Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

С ростом потребления электрической энергии в Республике Беларусь, Центральном и Северо-Западном регионах России, Калининградской области, странах Балтии, а также после останова первого реактора Игналинской АЭС в конце 2004 года, в электрическом кольце Беларусь - Россия - Эстония - Латвия - Литва (ЭК БРЭЛЛ) значительно возрос дефицит генерирующих мощностей. С учетом намечаемого останова второго реактора Игналинской АЭС к 2010 году проблема дефицита мощностей станет еще более остро.

Дефицит мощностей в указанном регионе может быть покрыт из ЕЭС России, при этом основная поставка электроэнергии будет осуществляться по сечению Беларусь - Смоленск, пропускная способность которого уже в настоящее время не позволяет обеспечить потребность региона, особенно в ремонтных схемах.

Целью данной работы является выработка технических решений по повышению передаваемой мощности между ОЭС Центра (Россия) и ОЭС Беларуси, т.е. повышения пропускной способности сечения Беларусь - Смоленск.

энергосистема сечение фазоповоротный

1. Существующее состояние и перспективы развития энергосистемы РБ

Объединенная Белорусская энергосистема представляет собой совокупность шести областных энергосистем, работающих параллельно с Единой энергосистемой России и энергосистемами стран Балтии.

В 2007г. выработка электроэнергии составила 30,732 млрд. кВтч, потребление - 36,142 млрд. кВтч, импорт - 4,344 млрд. кВтч (12% от суммарного потребления), в том числе из России - 2,653 млрд. кВтч, из Литвы - 0,905 млрд. кВтч, из Украины - 0,751 млрд.кВтч, покупка от блок-станций - 1,066 млрд. кВтч. Абсолютный максимум потребления зарегистрирован на уровне 5 936 МВт (22 февраля 2007 года).

Долевое участие областных энергосистем в годовом потреблении электроэнергии выглядит следующим образом: Брестэнерго - 10%; Витебскэнерго - 15%; Гомельэнерго - 19%; Гродноэнерго - 11%; Минскэнерго - 35%; Могилевэнерго - 10%.

Доля промышленности в суммарном потреблении электроэнергии составляет 60,7%, населения - 19,4%, сельского хозяйства - 5,3%, транспорта - 2,6%, прочих непромышленных потребителей - 12%.

В Белорусской энергосистеме имеется 55 электростанций общей установленной мощностью 7 885,9 МВт; из них конденсационных - 2 (3489,5 МВт), теплоэлектроцентралей (ТЭЦ) - 31 (4160,1 МВт), гидроэлектростанций - 30 (12,5 МВт), промышленных ТЭЦ - 30 (223,8 МВт). По сравнению с 2001 годом установленная мощность выросла на 1,5%, по сравнению с 1991 годом - на 15,5%.

Протяженности электрических сетей составляют 268,2 тыс. км, в том числе:

напряжением 750кВ - 0,75 тыс. км;

напряжением 330кВ - 4 тыс. км;

напряжением 220кВ - 2,2 тыс. км;

напряжением 110кВ - 16,565 тыс. км;

напряжением 35кВ - 11,929 тыс. км;

напряжением 0,4 - 10кВ - 204,25 тыс. км;

кабельные линии электропередач - 28,54 тыс. км.

Сечение Беларусь - Смоленск

В сечение Беларусь - Россия входят 3 линии электропередачи: одна линия напряжением 750 кВ и две - напряжением 330 кВ. Общая пропускная способность сечения в сторону ОЭС Беларуси до 1 600 МВт (зависит от отборов мощности на подстанциях Рославль и Талашкино) или 8 млрд. кВтч в год, в сторону ЕЭС России - 1 000 МВт или 5 млрд. кВтч в год.

Сечение Беларусь - Литва

В сечение Беларусь - Литва входит 5 линий электропередач напряжением 330 кВ, одна из линий выполнена в габаритах 750 кВ. Общая пропускная способность сечения в сторону ОЭС Беларуси - 2 200 МВт или 11 млрд. кВтч в год, в сторону ОЭС Балтии - 1 400 МВт или 7 млрд. кВтч в год.

Сечение Беларусь - Украина

С Украиной имеется две линии связи 330 кВ. В настоящий момент эти линии находятся в резерве и могут быть включены только при условии параллельной работы ОЭС Украины с энергосистемой России. Общая пропускная способность сечения в каждую сторону - 1 000 МВт или 5 млрд. кВтч в год.

Сечение Беларусь - Польша

Между ОЭС Беларуси и ОЭС Польши имеется одна линия электропередачи напряжением 220 кВ и длиной 99 км, способной пропустить до 200 МВт или 1 млрд. кВтч в год. В связи с несинхронной работой ОЭС Беларуси и ОЭС Польши линия может быть включена только на питание островной нагрузки одной из энергосистем.

Осуществляется транзит Березовская ГРЭС - Брест-2 - Вулька Добрыньска с выделением на параллельную работу с ОЭС Польши одного блока Березовской ГРЭС, по которому в ОЭС Польши можно пропустить до 120 МВт или 700-900 млн. кВтч в год.

Кольцо Беларусь - Балтия - Россия

Перетоки по кольцу обуславливаются:

Необходимостью поставок электроэнергии в Калининградскую область (около 600 МВт зимой и 400 МВт летом) ввиду недостаточности генерации и сложностями с поставками топлива в область.

Поставками электроэнергии в Беларусь.

Поставками электроэнергии из России в Польшу через сети ОЭС Беларуси.

Перетоки по кольцу складываются следующим образом:

В Калининградскую область электроэнергия поступает из России через сети ОЭС Балтии (2/3) и ОЭС Беларуси (1/3).

В Польшу электроэнергия поступает из России в основном через сети ОЭС Беларуси.

В Беларусь электроэнергия поступает из России по Смоленскому сечению.

1.1 Режимы работы Белорусской энергосистемы

В Республике Беларусь недостаточно первичных энергоресурсов (газа и мазута) для выработки и покрытия собственного электропотребления. Основная их часть покупается из России.

Выработка электроэнергии на собственных электростанциях оказывается дороже покупки электроэнергии из России или Литвы, продающих более дешевую энергию атомных электростанций.

Кроме того, для Республики установлен лимит по потреблению газа и часть выработки электроэнергии приходится производить на более дорогом виде топлива - мазуте, который необходимо приобретать заранее.

Основной поставщик электроэнергии в Республику - Россия. Также энергия может поступать из Литвы.

Все это обуславливает необходимость покупки электроэнергии из других энергосистем. Величина покупки составляет зимой до 1200 МВт, летом - до 900 МВт. При этом отношение минимальной поставки к максимальной для рабочего дня должно составлять не менее 0,75, что оговаривается контрактом на поставку электроэнергии.

Необходимо отметить, что при отказе от импорта в условиях действующих тарифов отрасль становится убыточной.

Однако при больших величинах импорта электроэнергии Лукомльская ГРЭС несет убытки из-за небольшой средней загрузки блоков и, вследствие этого, снижения экономичности станции.

Возмещение РУП «Витебскэнерго» выпадающей доли доходов от недогрузки Лукомльской ГРЭС производится:

* по себестоимости - через механизм реализации перераспределения средств в порядке, установленном «Положением о порядке перераспределения средств, получаемых областными производственными объединениями энергетики и электрификации от реализации электрической энергии, и образования и использования централизованного резервного фонда концерна «Белэнерго» в условиях действия единых по республике тарифов на электрическую энергию», в соответствии с которым РУП «Витебскэнерго» норматив отчислений средств по перераспределению устанавливается от производственной себестоимости электроэнергии РУП «Витебскэнерго», т.е. чем ниже себестоимость в связи с импортом электроэнергии и соответственно недогрузом Лукомльской ГРЭС, тем ниже размер средств, отчисляемый РУП «Витебскэнерго» по перераспределению;

* по прибыли - через механизм распределения небаланса средств, образовавшегося по причине отклонения фактической структуры перетоков электроэнергии поставленной на рынок перетоков концерна «Белэнерго» от прогнозируемой в порядке, установленном «Методикой распределения небаланса средств, образовавшегося в результате отклонения фактической стоимости электроэнергии, поставленной на рынок перетоков республики Беларусь, от рассчитанной согласно «Положению о Государственном регулировании тарифов на электрическую и тепловую энергию, отпускаемую потребителям от электрических и тепловых сетей концерна «Белэнерго».

В соответствии с данной Методикой небаланс от снижения фактической стоимости электроэнергии на рынке перетоков концерна по причине увеличения доли импортируемой электроэнергии по более низким тарифам и снижения доли передачи от РУП «Витебскэнерго», направляется последнему в размере недополученного дохода, и наоборот, при снижении доли импортируемой электроэнергии по более низким тарифам и увеличения доли передачи РУП «Витебскэнерго», последнее возмещает небаланс за счет дополнительной прибыли, полученной от дополнительной товарной продукции по передаче электроэнергии на рынок перетоков против прогноза.

1.1.1 Зимний режим

В зимнем режиме основная часть выработки электроэнергии производится по комбинированному циклу на ТЭЦ. В конденсационном режиме работают 4-7 блоков на Лукомльской ГРЭС и 2 блока на Березовской ГРЭС. Тепловые станции загружаются по тепловому графику. Остальная недостающая электроэнергия приобретается в России и Литве.

Плановые ремонты на Лукомльской ГРЭС проводятся только в зимний период, чтобы в межотопительный сезон не допускать работу ТЭЦ в конденсационном режиме. Поэтому в зимний период на станции в работе обычно от четырех до семи блоков (варьируется в зависимости от величины поставок и объемов ремонтов).

Экономические показатели Березовской ГРЭС хуже, чем на Лукомльской ГРЭС или на некоторых крупных ТЭЦ по конденсационному циклу. В связи с этим на этой станции круглогодично в работе 2 блока, обусловленных увеличением надежности питания и выдерживания уровней напряжения Брестского энергоузла.

Зимние режимы характерны тем, что при вынужденном режиме разгрузки системы для выдерживания контрактных параметров графика поставки энергии в ночной провал после исчерпания регулировочных возможностей Лукомльской ГРЭС, Березовской ГРЭС и Минской ТЭЦ-5 производится разгрузка ТЭЦ ниже теплового минимума. Разгрузка ТЭЦ производится исходя из наименьшего убытка по топливной составляющей себестоимости.

Приведем режим работы ОЭС Беларуси на типичный зимний день 2001 года. (Режим чего?)

Максимум рабочего дня.

Потребление электроэнергии - 6400 МВт, поставки электроэнергии в Беларусь - 1200 МВт, на Лукомльской ГРЭС в работе 4 блока, на Березовской ГРЭС - 2 блока. Выработка на ГРЭС - 1500 МВт, на ТЭЦ - 3000 МВт (обусловлена только тепловыми нагрузками).

Минимум рабочего дня.

Потребление электроэнергии - 3600 МВт (по отношению к максимуму - 0,63), поставки электроэнергии в Беларусь - 900 МВт(по отношению к максимуму - 0,75). Выработка на ГРЭС - 640 МВт (обусловлена техническим минимумом), на ТЭЦ - 2060 МВт.

Из приведенных данных видно, что для сохранения поставок электроэнергии в Республику необходимо разгружать все тепловые электростанции ниже тепловой нагрузки. Следует отметить, что в зимних режимах весьма проблематично отключение линий Смоленского сечения, так как это приводит к необходимости дополнительно генерировать 300-600 МВт в зависимости от отключаемой линии. Эта мощность может быть выработана на Березовской ГРЭС либо в конденсационном режиме некоторых ТЭЦ.

1.1.2 Летний режим

В летнем режиме основная часть выработки электроэнергии производится на конденсационных электростанциях. В конденсационном режиме работают 7-8 блоков Лукомльской ГРЭС и 2 блока Березовской ГРЭС. Тепловые станции загружаются по тепловому графику. Остальная недостающая электроэнергия приобретается в России и Литве.

Летний режим характеризуется высокими уровнями напряжений в узлах основной сети ОЭС и это связано с низким потреблением электроэнергии по сравнению с зимним режимом, малой загрузкой большинства линий электропередач и некомпенсацией, вследствие этого, зарядной мощности, генерируемой этими линиями.

В Минском энергоузле в летний период отмечаются низкие уровни напряжения в максимум и высокие в минимум. Для компенсации реактивной мощности в летнем режиме на ТЭЦ-3 должны быть в работе или 2 ТГ первой очереди и один ТГ второй очереди или три ТГ первой очереди. На ТЭЦ-4 - обязательно один блок 250 МВт и ПТ-60.

В ночные часы наблюдается большой избыток реактивной мощности и для его поглощения:

Все генераторы переводятся в режим недовозбуждения. На выходные дни приходится оставлять в работе не менее 4 блоков на Лукомльской ГРЭС для выдерживания уровней напряжения в ОЭС.

По возможности отключается в резерв ВЛ-705 Белорусская - Игналинская АЭС.

При недостаточности перечисленных средств отключается в резерв часть линий 330 кВ (только на период минимума нагрузок).

При этом отключение в ремонт реакторов на подстанции Белорусская может усугубить ситуацию и вызвать необходимость дополнительного отключения линий 330 кВ в резерв, таким образом снижая надежность питания некоторых узлов.

Следует отметить, что в этом году на летний период отключена в резерв только ВЛ-705, остальные линии в резерв пока не отключали, но на подстанции Белорусская в работе 2 реактора.

Значительные трудности могут возникнуть при переводе построенной линии 330 кВ Барановичи - Россь на напряжение 330 кВ (сейчас она работает по временной схеме на напряжении 220 кВ) из-за того, что неоплачен реактор 180 Мвар на подстанции Барановичи. Возросшая генерация реактивной мощности этой линии может быть скомпенсирована только генератором на Березовской ГРЭС, т.е. или держать в работе 3 ТГ на Березовской ГРЭС либо один ТГ перевести в режим синхронного компенсатора, либо отключить саму линию в резерв. В любом случае экономический эффект может быть достигнут лишь при установке реактора.

1.2 Перспективы развития энергосистемы РБ

Наличие в Белорусской энергосистеме такого источника энергии, как атомная электростанция (АЭС), наложит специфические требования к режиму работы энергосистемы. Эти требования основаны на единичной мощности энергоблока, количестве энергоблоков и их регулировочных возможностях. В отношении регулировочных возможностей необходимо отметить, что современные блоки АЭС допускают незначительное недельное регулирование (снижение нагрузки на выходные дни), при этом число разгрузок, как правило, ограничено и регламентировано заводом-изготовителем. Требования к режиму работы Белорусской энергосистемы при вводе АЭС будут следующие:

Наличие гидроаккумулирующей электростанции (ГАЭС), которая позволит закачивать избытки электроэнергии, вырабатываемой АЭС в ночные часы и выдавать их в часы пиковой нагрузки энергосистемы.

Наличие в энергосистеме в каждый момент времени резерва мощности, позволяющего при аварийном останове энергоблока АЭС за короткое время восстановить плановую величину генерации энергосистемы. Учитывая, что в Белорусской энергосистеме отсутствуют крупные водные источники электроэнергии, этот резерв должен быть размещен на включенном генерирующем оборудовании (КЭС) и на гидроаккумулирующей электростанции. При этом резерв мощности, размещенный на ГАЭС, является «минутным», т.е. быстрым, и его величина может быть определена исходя из условия сохранения устойчивости энергосистемы в момент отключения энергоблока АЭС (во избежание каскадных аварий).

В период плановых и внеплановых остановов энергоблоков АЭС должна быть обеспечена выработка электроэнергии на замещающих источниках (конденсационных электростанциях) в целях обеспечения народного хозяйства электроэнергией.

Целью данной работы является определение оптимальных мощностей энергоблоков АЭС и ГАЭС Белорусской энергосистемы с учетом приведенных требований.

Расчет выполнен на прогнозные режимы работы Белорусской энергосистемы в 2015 году.

Ожидаемый импорт электроэнергии

ОЭС Беларуси имеет связи по межгосударственным ВЛ 330-750 кВ с энергосистемами России, Украины и Литвы. Анализ возможностей импорта электроэнергии из этих энергосистем следующий.

Россия

Учитывая рост потребления электроэнергии в ЕЭС России, в ближайшее время ОЭС Центра России станет дефицитным, ОЭС Северо-Запада России станет дефицитной к 2009-2010 годам. Таким образом, возможность поставок электроэнергии из России уже к 2010 году маловероятна. В то же время через энергосистему России возможно осуществление поставок казахской электроэнергии. Однако по экспертной оценке к 2010 году энергосистема Казахстана также станет дефицитной.

Литва

В связи с намечаемым закрытием Игналинской АЭС в 2009 году к 2010 году Литовская энергосистема станет импортером электроэнергии, что увеличит таким образом дефицит региона Беларусь - Балтия и может привести к росту цены на импортируемую электроэнергию в регионе. В настоящее время в Литве рассматривается вопрос сооружения нового энергоблока на Игналинской АЭС, ввод в эксплуатацию намечен не ранее 2015 года. Ввод в работу этого энергоблока покроет дефицит мощности в странах Балтии, но избытков мощности на экспорт при этом не ожидается.

Украина

В Украинской энергосистеме на сегодняшний день имеется избыток электроэнергии (в основном базовой электроэнергии по ровному графику). Межгосударственное сечение Украина - Беларусь способно передавать электроэнергию в объемах порядка 4,5 млрд. кВтч в год, однако по сечению может быть поставлена электроэнергия в Беларусь в объеме порядка 2,5 млрд. кВтч в год, что связано с невозможности регулирования перетока по сечению Украина - Беларусь (переток по сечению зависит от балансов мощности, распределения загрузки между электростанциями в ЕЭС России, ОЭС Украины, ОЭС Беларуси и странах Балтии). В то же время рост электропотребления наблюдается и в Украинской энергосистеме.

Учитывая прогнозное повышение потребности в электроэнергии в России, Беларуси и странах Балтии, покупка электроэнергии на Украине может быть осуществлена только по высокой цене.

На основании вышеизложенного можно говорить о том, что к 2015 году поставки электроэнергии в Беларусь не гарантированы. Поэтому необходимо развивать собственные энергетические мощности для возможности обеспечения энергетической безопасности страны. (И как это вяжется с проектом?)

Прогнозное потребление электроэнергии и мощности

В последние годы наметилась устойчивая тенденция увеличения потребления электрической энергии и мощности Белорусской энергосистемы. При этом рост нагрузок наблюдается в разных группах потребителей:

Таблица 1 Полезный отпуск электроэнергии по укрупненным группам потребителей в 2004 - 2006 гг.

Укрупненные группы	2004г.	2005г.	2005/ 2004, %	10 мес. 2005	10 мес. 2006.	10 мес. 2006/ 2005, %
Промышленность	16744	17012	101,6%	14033	14573	103,8%
Транспорт	738	750	101,7%	614	626	101,9%
Непром. потребители	2955	3237	109,5%	2598	2738	105,4%
Сел/хоз. Промышленность	1485	1551	104,4%	1279	1364	106,6%
Население	5336	5228	98,0%	4254	4319	101,5%

Рост потребления мощности (брутто) за 2004-2005 годы находился на уровне 2,5% (100 МВт), в 2006 году потребление мощности выросло в среднем на 5% (250 МВт).

В январе 2006 года в период установившихся холодов максимум потребления мощности Белорусской энергосистемы достиг уровня 6300 МВт. При разработке баланса мощностей на период до 2010 года с учетом принятой тенденции роста электропотребления (порядка +1,5% в год) такой максимум мощности планировалось достигнуть только к 2010 году.

Рост потребления электроэнергии связан с ростом экономики Республики Беларусь. При прогнозировании электропотребления на период до 2015 года можно принять, что ежегодный рост потребления брутто будет находиться на уровне 3,5%. В этом случае потребление электроэнергии к 2015 году составит порядка 49,3 млрд. кВтч:



Рис. 1 Прогнозное потребление электроэнергии в Республике Беларусь на период до 2015 года

Потребление мощности брутто, как правило, имеет тенденцию, аналогичную потреблению электроэнергии. Таким образом, в 2015 году максимальное потребление мощности достигнет уровня 8300 МВт. При расчете максимального потребления мощности учтено, что в 2006 году максимум потребления мощности был связан с аномальными погодными условиями:



Рис. 2 Прогнозное максимальное потребление мощности в Республике Беларусь на период до 2015 года

Ожидаемые вводы/выводы генерирующих мощностей

Вводы и выводы генерирующей мощности на период до 2015 года разрабатывались исходя из существующей программы модернизации основных фондов энергетики на 2006-2010 годы и известных намечаемых вводов/выводов в период 2011-2015 гг. Учтено также строительство парогазового энергоблока 450 МВт на Минской ТЭЦ-5 к 2010 году.

По основным электростанциям установленной мощностью более 100 МВт ожидается следующее.

Таблица 2 Ожидаемые изменения по основным электростанциям к 2010 году

Электростанция	конец 2006г.	конец 2010г.
	мощ-ность, МВт	состав	мощ-ность, МВт	состав	ввод	вывод
					мощ-ность, МВт	обору-дование	мощ-ность, МВт	обору-дование
Минская ТЭЦ-3	345	2*ПТ-60,2* ПТ-100, Т-25	550	ПГУ-230, 2*ПТ-60,2* ПТ-100	230	ПГУ-230	25	Т-25
Минская ТЭЦ-4	1035	ПТ-60, 2*Т-110, 3*Т-250	1035	ПТ-60, 2*Т-110, 3*Т-250
Минская ТЭЦ-5	320	К-320	770	К-320,ПГУ-450	450	ПГУ-450
Светлогорская ТЭЦ-7	177	Р-15, 2*Т-26, ПТ-60,Р-50	247	Р-15, 2*Т-26, ПТ-60,Р-50, ПГУ-70	70	ПГУ-70
Новополоцкая ТЭЦ-14	505	2*ПТ-60, 3*Р-50, 2*ПТ-50, ПТ-135	320	2*ПТ-60, 2*Р-50, 2*ПТ-50			185	Р-50, ПТ-135
Березовская ГРЭС-15	1060	3*К-160,К-150,2*ПГУ-215	1220	К-160,К-150,2*ПГУ-215,2*ПГУ-240	480	2*ПГУ-240	320	2*К-160
Лукомльская ГРЭС-20	2422	К-315,К-307,5*К-300	2460	3*К-315,К-307,4*К-300	15	модерн. 2*К-300
Могилевская ТЭЦ-21	295	ПТ-60,ПТ-50,Р-50,ПТ-135	295	ПТ-60,ПТ-50,Р-50,ПТ-135
Бобруйская ТЭЦ-22	180	3*ПТ-60	200	2*ПТ-60,ПТ-80	80	ПТ-80	60	ПТ-60
Гродненская ТЭЦ-23	170	2*ПТ-60, Р-50	280	2*ПТ-60, Р-50, ГТУ-110	110	ГТУ-110
Мозырская ТЭЦ-24	195	ПТ-60,ПТ-135	220	ПТ-60,ПТ-135,ГТУ-25	25	ГТУ-25
Гомельская ТЭЦ-26	540	3*Т-180	610	3*Т-180,ГТУ-70	70	ГТУ-70
Итого крупные ТЭС	7244		8207		1530		590

Таблица 3 Ожидаемые изменения по основным электростанциям к 2015 году

Электростанция	конец 2010г.	конец 2015г.
	мощность, МВт	состав	мощность, МВт	состав	ввод	вывод
					мощность, МВт	оборудование	мощность, МВт	оборудование
Минская ТЭЦ-3	550	ПГУ-230, 2*ПТ-60,2* ПТ-100	680	2*ПГУ-230, 2*ПТ-60,Т-100	230	ПГУ-230
Минская ТЭЦ-4	1035	ПТ-60, 2*Т-110, 3*Т-250	1035	ПТ-60, 2*Т-110, 3*Т-250
Минская ТЭЦ-5	770	К-320,ПГУ-450	770	К-320,ПГУ-450
Светлогорская ТЭЦ-7	247	Р-15, 2*Т-26, ПТ-60,Р-50, ПГУ-70	222	2*Т-26, ПТ-50,Р-50, ПГУ-70			15	Р-15
Новополоцкая ТЭЦ-14	320	2*ПТ-60, 2*Р-50, 2*ПТ-50	320	2*ПТ-60, 2*Р-50, 2*ПТ-50
Березовская ГРЭС-15	1220	К-160,К-150,2*ПГУ-215,2*ПГУ-240	1670	К-160,К-150,2*ПГУ-215,2*ПГУ-240,ПГУ-450	450	ПГУ-450
Лукомльская ГРЭС-20	2460	3*К-315,К-307,4*К-300	2175	3*К-315,К-307,2*К-300,К-323	23	модерн. К-300	300	К-300
Могилевская ТЭЦ-21	295	ПТ-60,ПТ-50,Р-50,ПТ-135	295	ПТ-60,ПТ-50,Р-50,ПТ-135
Бобруйская ТЭЦ-22	200	2*ПТ-60,ПТ-80	200	2*ПТ-60,ПТ-80
Гродненская ТЭЦ-23	280	2*ПТ-60, Р-50, ГТУ-110	280	2*ПТ-60, Р-50, ГТУ-110
Мозырская ТЭЦ-24	220	ПТ-60,ПТ-135,ГТУ-25	220	ПТ-60,ПТ-135,ГТУ-25
Гомельская ТЭЦ-26	610	3*Т-180,ГТУ-70	610	3*Т-180,ГТУ-70
Брестская ТЭЦ-2		(учтена в малых)	140	2*ПГУ-70	140	2*ПГУ-70
Итого крупные ТЭС	8207		8617		843		315

По электростанциям установленной мощностью до 100 МВт планируется следующее.

Таблица 4 Ожидаемые изменения по малым электростанциям к 2015 году

Группа электростанций	конец 2006г.	конец 2010г.	конец 2015г.
	Мощность, МВт	Мощность, МВт	Мощность, МВт
ТЭЦ 50-100 МВт	202	271	201
ТЭЦ до 50МВт	147	220	250
ТЭЦ на дровах	1,2	17	40
Мини-ТЭЦ	26	69	84
ГЭС	10,3	51,6	174
Блок-станции	147	453	500
Итого	533,5	1081,6	1249

Суммарная установленная мощность электростанций Белорусской энергосистемы составит:

Таблица 5 Суммарная установленная мощность электростанций Белорусской энергосистемы к 2015 году

Группа электростанций	конец 2006г.	конец 2010г.	конец 2015г.
	Мощность, МВт	Мощность, МВт	Мощность, МВт
Крупные ТЭС	7244	8207	8617
в т.ч. КЭС	3802	4450	4615
ТЭЦ	3442	3757	4002
Малые и мини-ТЭЦ	376,2	577	575
ГЭС	10,3	51,6	174
Блок-станции	147	453	500
Итого	7777,5	9288,6	9866

Ожидаемые режимы работы электростанций

Выработка электроэнергии по теплофикационному циклу на основных ТЭЦ в 2006 году обеспечивает потребность в тепловой энергии от этих электростанций. При этом часть установленной мощности не используется из-за отсутствия теплового потребителя. Так, в зимние месяцы при среднесуточной температуре наружного воздуха на уровне -15 оС электрическая мощность основных ТЭЦ (9 шт.) по теплофикационному циклу составляет 2620 МВт при установленной мощности на этих электростанциях 3442 МВт, т.е. используется только 76% установленной мощности (недоиспользовано 780 МВт). При более теплых погодных условиях (-6 оС) на этих ТЭЦ используется только 60% установленной мощности (недоиспользовано 1370 МВт).

В летний период электрическая мощность основных ТЭЦ составляет порядка 630 МВт, что составляет 18,3% установленной мощности.

В перспективе до 2015 года ситуация по основным ТЭЦ существенно не изменится. В отопительный период появятся новые тепловые потребители от Минской ТЭЦ-4 (новое жилье) и Могилевской ТЭЦ-2 (после строительства теплотрассы в другую часть города). По остальным ТЭЦ можно не прогнозировать увеличение тепловых нагрузок, так как намечается рост установленной мощности малых ТЭЦ и блок-станций у потребителей.

В отношении малых и блочных ТЭЦ сегодня ситуация выглядит следующим образом. Установленная мощность 533,5 МВт, при -15 оС используется 310 МВт, что составляет 58,1%. Недоиспользование мощности связано с недостаточностью теплового потребления, технологическими ограничениями, напором воды (для ГЭС), режимом работы потребителя тепловой энергии от блок-станций и рядом других факторов.

В летний период электрическая мощность малых и блочных ТЭЦ составляет порядка 120 МВт, что составляет 22,5% установленной мощности.

К 2015 году мощность этих электростанций возрастет до 1249 МВт, однако по экспертной оценке доля использования мощности увеличится незначительно и в отопительный период при -15 оС составит порядка 65%. В летний период доля использования установленной мощности на этих ТЭЦ не должна увеличиться.

В результате включенная и тепловая мощности ТЭЦ, ГЭС и блок-станций в 2006, 2010 и 2015 годах ожидаются следующие.

Таблица 6 Режимы работы ТЭЦ в зимний период 2006, 2010 и 2015 годах

	2006 год	2010 год	2015 год
	Тепловая мощность, МВт	Включенная мощность, МВт	Тепловая мощность, МВт	Включенная мощность, МВт	Тепловая мощность, МВт	Включенная мощность, МВт
Минская ТЭЦ-3	320	320	480	490	630	680
Минская ТЭЦ-4	850	920	980	1000	980	1005
Светлогорская ТЭЦ-7	110	136	157	161	157	172
Новополоцкая ТЭЦ-14	190	220	190	210	190	210
Могилевская ТЭЦ-21	235	245	255	295	255	295
Бобруйская ТЭЦ-22	170	180	170	200	170	200
Гродненская ТЭЦ-23	165	170	265	275	265	275
Мозырская ТЭЦ-24	125	125	150	150	150	150
Гомельская ТЭЦ-26	450	540	520	610	520	610
Брестская ТЭЦ-2					140	140
Малые+блочные	310	340	710	710	819	819
Итого	2925	3196	3877	4101	4276	4556

Таблица 7 Режимы работы ТЭЦ в зимний период 2006, 2010 и 2015 годах

	2006 год	2010 год	2015 год
	Тепловая мощность, МВт	Включенная мощность, МВт	Тепловая мощность, МВт	Включенная мощность, МВт	Тепловая мощность, МВт	Включенная мощность, МВт
Минская ТЭЦ-3	100	120	260	290	260	290
Минская ТЭЦ-4	190	310	190	310	190	310
Светлогорская ТЭЦ-7	40	60	40	60	40	60
Новополоцкая ТЭЦ-14	40	70	40	80	40	80
Могилевская ТЭЦ-21	35	50	35	60	35	60
Бобруйская ТЭЦ-22	25	50	25	60	25	60
Гродненская ТЭЦ-23	50	60	160	170	160	170
Мозырская ТЭЦ-24	45	60	45	85	45	85
Гомельская ТЭЦ-26	100	180	0	0	0	0
Брестская ТЭЦ-2					70	70
Малые+блочные	122	125	247	250	286	290
Итого	747	1085	1042	1365	1151	1475

К 2015 году в Белорусской энергосистеме будет находится в эксплуатации 16 конденсационных энергоблоков суммарной установленной мощностью 4615 МВт: 2 на Минской ТЭЦ-5, 7 на Березовской ГРЭС и 7 на Лукомльской ГРЭС. Период, в который могут быть осуществлены ремонты этих энергоблоков, ограничен с ноября по март (151 день). Таким образом, в течении 5-и месяцев необходимо осуществить ремонт 16-и энергоблоков.

Примем, что 1 раз в 4 года необходимо проводить капитальный ремонт каждого энергоблока длительностью 75 дней, и каждый год - текущий ремонт энергоблока продолжительностью 21 день (за исключением энергоблоков, на которых проводился капитальный ремонт).

В этом случае в отопительный период необходимо проведение 4-х капитальных и 12-и текущих ремонтов конденсационных энергоблоков. Суммарная продолжительность ремонтов составит 552 дня. Таким образом, одновременно в ремонте должно находиться 552/151=3,6, т.е. от 3 до 4 энергоблоков, ремонтная мощность в среднем составляет 1280 МВт.

На период прохождения максимума нагрузок примем, что в ремонте находятся энергоблок 320 МВт Минской ТЭЦ-5, энергоблок 450 МВт Березовской ГРЭС и энергоблок 315 МВт Лукомльской ГРЭС. Итого включенная мощность конденсационных электростанций составит 3530 МВт.

В летний период ремонты должны производиться на оборудовании ТЭЦ, в том числе на парогазовых энергоблоках и газовых турбинах. В июле для ремонта газораспределительного пункта на Гомельской ТЭЦ-2 необходим полный останов электростанции.

Следует также отметить, что включенная мощность электростанций должна обеспечить превышение максимума нагрузок на величину мощности наиболее крупной включенной генерирующей единицы, т.е. на 450 МВт, что будет являться горячим резервом энергосистемы.

Ожидаемый баланс мощности Белорусской энергосистемы на 2015 год

По результатам предыдущего раздела баланс мощности Белорусской энергосистемы на 2006-2015 гг. выглядит следующим образом:

Таблица 8 Балансы мощности Белорусской энергосистемы в зимний период 2006, 2010 и 2015 годов

Показатель	2006г.	2010г.	2015г.
Установленная мощность ТЭЦ, блок-станций и ГЭС, МВт	3976	4839	5251
Включенная мощность ТЭЦ, блок-станций и ГЭС, МВт	3196	4101	4556
Неиспользуемая мощность ТЭЦ, блок-станций и ГЭС, МВт	780	738	695
То же, %	19,6%	15,2%	13,2%
Установленная мощность КЭС, МВт	3802	4450	4615
Ремонтная мощность КЭС, МВт	760	760	1085
Экспорт в Польшу, МВт	160	215	215
Максимум потребления, МВт	6300	6980	8300
Импорт, МВт	900	0	0
Необходимая включенная мощность, МВт	5720	7430	8750
Необходимый холодный резерв на конденсационных энергоблоках, МВт	300	300	300
Дефицит (-) или избыток (+) конденсационной мощности, МВт	58	-154	-1179

Таблица 9 Балансы мощности Белорусской энергосистемы в летний период 2006, 2010 и 2015 годов

Показатель	2006г.	2010г.	2015г.
Установленная мощность ТЭЦ, блок-станций и ГЭС, МВт	3976	4839	5251
Включенная мощность ТЭЦ, блок-станций и ГЭС, МВт	1085	1365	1475
Неиспользуемая мощность ТЭЦ, блок-станций и ГЭС, МВт	2891	3474	3776
То же, %	72,7%	71,8%	71,9%
Установленная мощность КЭС, МВт	3802	4450	4615
Ремонтная мощность КЭС, МВт	0	0	0
Экспорт в Польшу, МВт	160	215	215
Максимум потребления, МВт	4330	4970	5900
Импорт, МВт	900	0	0
Необходимая включенная мощность, МВт	3750	5420	6350
Необходимый холодный резерв на конденсационных энергоблоках, МВт	300	300	450
Дефицит (-) или избыток (+) конденсационной мощности, МВт	677	-120	-925

Таким образом, существующие перспективы ввода/вывода мощностей на период до 2015 года не позволяют обеспечить энергетическую безопасность Республики Беларусь. К 2015 году необходимо ввести мощности порядка 900 МВт и не выполнять демонтаж энергоблока 300 МВт Лукомльской ГРЭС. Варианты покрытия баланса мощности Белорусской энергосистемы в 2015 году. Рассмотрим покрытие дефицит мощности в размере порядка 900 МВт по следующим вариантам:

строительство пылеугольной КЭС с тремя блоками 300 МВт;

строительство пылеугольной КЭС с двумя блоками 300 МВт и ГАЭС;

строительство АЭС с энергоблоком 1000 МВт;

строительство АЭС с энергоблоком 800 МВт;

строительство АЭС с энергоблоком 600 МВт;

строительство АЭС с энергоблоком 440 МВт и пылеугольного энергоблока КЭС 300 МВт.

Справка о пропускной способности межгосударственных линий электропередачи напряжением 220-750 кВ

Наименование ВЛ	Uном, кВ	Длина ВЛ, км	Марка провода	Термическая пропускная способность ВЛ, А	Величина и причины ограничения пропускной способности, А
Беларусь - Россия
ВЛ-707 Белорусская-См.АЭС	750	417,7	5*АС-300/39	768	2782 (АТ ПС Белорус.)
ВЛ-345 Полоцк-Новосокольники	330	160,28	2*ACО-300 2*АС-300	1000	380 (ТТ ПС Полоцк и Новосокольники)
ВЛ-349 Витебск-Талашкино	330	132	2*ACO-300	1380	-
ВЛ-439 Кричев-Рославль	330	101,75	2*AC-400/51	1650	-
Беларусь - Литва
ВЛ-333 Молодечно-Вильнюс	330	119,1	2*ACO-300 2*АС-300/39	1380	-
ВЛ-368 Алитус-Гродно	330	74,5	2*ACO-300	1380	-
ВЛ-450 Полоцк-ИАЭС	330	158,68	2*AC-500/26	1890	-
ВЛ-452 Сморгонь-ИАЭС	330	158,61	2*AC-300/39 2*AC-400/51	1420	-
ВЛ-705 Белорусская-ИАЭС	330	343,2	5*AC-300/39 2*AC-300/39	1420	-
Беларусь - Украина
ВЛ-437 Мозырь-ЧАЭС	330	111,7	2*AC-400/51	1650	-
ВЛ-341 Гомель-Чернигов	330	103,3	2*AC-300/39	1380	-
Беларусь - Польша
ВЛ-210 Россь-Белосток	220	98,75	AC-300	600	90 (ТТ - на ПС Россь)

Предельно-допустимый переток по условию устойчивости работы Электрического кольца Беларусь - Россия - Балтия составляет:

по сечению Беларусь - Смоленск (ВЛ-707, ВЛ-349, ВЛ-439) порядка 1400 МВт в сторону ОЭС Беларуси и 1000 МВт в сторону ЕЭС России.

по сечению Беларусь - Литва (ВЛ-333, ВЛ-368, ВЛ-450, ВЛ-452, ВЛ-705) - 2200 МВт в сторону ОЭС Беларуси и 1400 МВт в сторону ОЭС Балтии.

Предельно-допустимый переток по условию устойчивости параллельной работы ОЭС Беларуси и ОЭС Украины составляет 1000 МВт в каждую сторону.

Слишком много. Некоторые моменты непонятно как связаны с темой проекта.

Нет ссылок на источники информации (вы сами проводили исследования?)

Последнее и к последующим разделам относится.

2. Способы определения пропускной способности сечений

Одним из важнейших свойств линий электропередачи является ее пропускная способность. Пропускная способность электропередачи - это та наибольшая мощность, которая с учетом всех ограничивающих факторов целесообразно передавать по линии.

Ограничения по пропускной способности ЛЭП связаны как со свойствами линий переменного тока, так и необходимостью обеспечения запасов по устойчивости объединяемых электроэнергетических систем. При постоянстве напряжений по концам ЛЭП передаваемая по линии мощность

.

Все сокращения и обозначения должны быть расшифрованы в тексте записки! Формулы должны иметь ссылки на источники

Максимальное значение активной мощности, определяемое как предел статической устойчивости,

,

откуда следует, что с увеличением длины линии (до 1500 км), PПР уменьшается. Пропускная способность протяженных ЛЭП в основном ограничивается условиями устойчивости (PПР).

Сечение - совокупность таких сетевых элементов одной или нескольких связей, отключение которых приводит к полному разделению энергосистемы (ОЭС) ЭК на две изолированные части.

Частичное сечении - совокупность сетевых элементов, характеризующая пропускную способность части сечения, отключение которого не приводит к делению энергосистемы (ОЭС) ЭК на две изолированные части, но приводит к разрыву ЭК.

Пропускная способность сечений определяется следующим образом:

Выделяются все элементы системы, которые ограничивают передаваемую мощность.

Определяется предел передаваемой мощности всех элементов пункта 1 по условию устойчивости.

Определяется предел передаваемой мощности всех элементов пункта 1 по условию нагрева.

Проверяется возможность перегрузки элементов энергетической системы пункта 3. с учетом текущего и перспективного режимов.

В электрических сетях 220 кВ и выше предел передаваемой мощности наступает обычно по условию устойчивости, а в сетях 110 кВ и ниже - по условию нагрева либо по допустимым отклонениям напряжения.

Общие положения по расчетам и обеспечению устойчивости.

1. Расчеты устойчивости энергосистем и оценка эффективности мероприятий по ее обеспечению осуществляются при проектировании эксплуатации энергосистем.

Расчеты устойчивости выполняются при:

- выборе основной схемы энергосистемы и мест размещения электростанций и подстанций;

- формировании требований к основному оборудованию электростанций и сети, релейной защиты и автоматике;

- оценке допустимости рабочих режимов энергосистемы;

- выборе мероприятий по повышению устойчивости энергосистемы;

- определении параметров настройки средств ПА, систем регулирования и управления, релейной защиты, АПВ и т.д.

2. Точность анализа устойчивости энергосистем зависит от вида решаемых задач, стадий проектирования и потребностей эксплуатации, точности исходных данных и т.п.

3 Обеспечение нормативных требований к устойчивости энергосистем выполняется путем:

- выбора конструкции и типа турбин, генераторов, трансформаторов, линий электропередачи и выключателей;

- усиления электрической части;

- установки дополнительного оборудования: синхронных компенсаторов, реакторов, батарей статических конденсаторов и т.д.;

- выбора оптимальной настройки устройств автоматики и релейной защиты;

- применения систем автоматического предотвращения нарушения устойчивости;

- изменения режимов работы энергосистемы.

3. Пропускная способность сечения Беларусь - Смоленск

3.1 Анализ ситуации

Элементами электрической сети, обеспечивающими передачу электроэнергии из ОЭС Центра ЕЭС России в ОЭС Беларуси, являются:

Два АТ 500/330 кВ Смоленской АЭС (номинальной мощностью по 500 МВА);

АТ 750/330 кВ ПС Белорусская (номинальной мощностью 1000 МВА);

Линия электропередачи напряжением 750 кВ Смоленская АЭС -Белорусская (ВЛ-707);

Линии электропередачи напряжением 330 кВ Смоленская АЭС - Рославль №1, 2;

Линия электропередачи напряжением 330 кВ Рославль - Талашкино;

Линия электропередачи напряжением 330 кВ Талашкино - Витебск;

Линия электропередачи напряжением 330 кВ Витебск - Лукомльская ГРЭС;

Линия электропередачи напряжением 330 кВ Рославль - Кричев;

Линия электропередачи напряжением 330 кВ Кричев - Гомель.

Структурная схема связей Беларусь - Смоленск представлена на рис. 4.1.1



Рисунок 3.1.1 Структурная схема связей Беларусь - Смоленск

Отключение каждого из указанных выше сетевых элементов приводит к ограничению допустимого перетока мощности по сечению Беларусь - Смоленск

После вывода из эксплуатации первого энергоблока Игналинской АЭС и увеличения поставок электроэнергии в энергосистемы стран Балтии появилась проблема «узкого места» на сечении Беларусь - Смоленск. При установленных значениях максимально допустимых перетоков (МДП) в сечении Беларусь - Смоленск (1600 МВт в нормальной схеме и до 500 МВт в ремонтных схемах) оказалось невозможным удовлетворить все потребности в импорте электроэнергии.

В течение 2005 года имели место неоднократные случаи снижения поставок в энергосистему Беларуси. Наибольшие ограничения поставок происходили во время ремонта второго энергоблока Игналинской АЭС и ремонтов АТ-1,2 500/330 кВ Смоленской АЭС. Так, в период с августа по ноябрь 2005 г. недопоставки электроэнергии в ОЭС Беларуси по указанным причинам составили около полумиллиарда кВтч.

После включения, с 1 января 2006 года, ВЛ 330 кВ ЧАЭС - Мозырь и Чернигов - Гомель ситуация существенно изменилась. Появление новых электрических связей между ОЭС Беларуси и ОЭС Украины привело к частичной разгрузке сечения Беларусь - Смоленск. Среднемесячные перетоки активной мощности через сечение Беларусь - Смоленск за 2005 и 2006 гг., полученные на основании данных ОИК, показаны на рис.4.1.2.

Рисунок 3.1.2 Среднемесячные перетоки мощности через сечение Беларусь - Смоленск

В результате в период ремонта энергоблока Игналинской АЭС в августе-сентябре 2006 года практически отсутствовали ограничения импорта электроэнергии в Беларусь. В этот период увеличились поставки электроэнергии из России в Литву: в сентябре 2006 года они в 1,6 раза превысили поставки, имевшие место в сентябре 2005 года.

Тем не менее, режимы работы в сечении Беларусь - Смоленск остаются напряженными, особенно во время ремонтных кампаний. Отсутствие ограничений по импорту электроэнергии в энергосистемы Беларуси и стран Балтии во время ремонта энергоблока Игналинской АЭС в 2006 году было обусловлено, во-первых, значительным сокращением сроков ремонта по сравнению с плановыми, во-вторых, избытком гидроресурсов на ГЭС Даугавского каскада из-за сильных дождей. Однако даже при этих условиях перетоки в сечении Беларусь - Смоленск в отдельные периоды времени достигали максимально допустимых значений (рис. 4.1.3).

Размещено на http://www.allbest.ru/

Рисунок 3.1.3 Максимальные перетоки мощности в сечении Беларусь - Смол...