Исследование системной эффективности расширения действующих теплоцентралей в энергосистеме Молдовы

Размещено на http://www.allbest.ru/

ИССЛЕДОВАНИЕ СИСТЕМНОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ РАСШИРЕНИЯ ДЕЙСТВУЮЩИХ ТЕПЛОЦЕНТРАЛЕЙ В ЭНЕРГОСИСТЕМЕ МОЛДОВЫ

Постолатий В.М., Быкова Е.В.

Институт энергетики АНМ

Аннотация. Настоящая работа посвящена исследованию режимов энергосистемы Молдовы при вводе новых мощностей на действующих теплоцентралях. Рассмотрено их влияние на изменение величины межсистемных и внутрисистемных перетоков мощности и на величину потерь мощности в энергосистемах Молдовы и Украины при параллельной работе.

Ключевые слова: энергетическая система, теплоцентраль, потоки и потери мощности.

энергосистема молдова межсистемный мощность теплоцентраль

Rezumat. Lucrare examineazг regimurile sistemului energetic din Moldova la introducerea de noi capacitгюi la centralele termice existente. Influenюa lor asupra schimbгri asupra fluxurilor de putere intra- єi inter-sistem la valoarea pierderilor de putere оn sistemele energetice ale Republicii Moldova єi Ucrainei la funcюionarea оn paralel.

Cuvinte-cheie: sistemul energetic, debit si pierderi de putere.

Abstract. The paper considers the energy modes of Moldova at the introduction of new facilities at the existing heating plants. Its influence on the change in the intra-and inter-system power flows and the amount of power losses in power systems of Moldova and Ukraine in parallel operation is studied as well.

Keywords: power systems, cogenerating power plant, flow and losses of power.

Введение. Проблема развития источников электроэнергии в Республике Молдова давно существовала. Но, она стала особенно актуальной в связи с негативными процессами в энергетике, которые проявились в последние годы. Состояние энергетики ухудшилось не только по причине общего экономического спада, но и из-за нескоординированных действий и управления энергетикой.

Одним из таких примеров является сокращение производства электроэнергии на теплоэлектроцентралях (ТЭЦ) при относительно стабильном и даже некотором возрастании общего объема потребления электроэнергии в Республике Молдова, [1].

Известно, и неоднократно подтверждено, что самая низкая стоимость выработки электрической и тепловой энергии, а соответственно и наиболее эффективное использование первичного топлива достигается на ТЭЦ при когенерации (комбинированной выработке) электрической и тепловой энергии [1].

По удельным показателям расхода топлива на выработку 1 кВт.ч приведенной энергии теплоэлектроцентралям уступают другие типы электростанций, в частности электростанции конденсационного типа.

Выбор и обоснование строительства новых энергоисточников и обоснование расширения и реконструкции действующих определяется многими факторами, главными из которых являются: место расположения в энергосистеме; приближение к центрам нагрузки; технико-экономические показатели; потребность покрытия баланса мощности и энергии; экологические факторы; существующая инфраструктура, инженерные сети и сооружения; необходимость развития международного сотрудничества; локальная и общесистемная роль электроэнергетического источника; топливные ресурсы.

Указанному комплексу требований в наибольшей мере удовлетворяет выбор СЕТ-1, СЕТ-2, СЕТ-Nord. Вопрос о развитии СЕТ ставился неоднократно. Однако по тем или иным причинам он не решался.

Настоящая работа по обоснованию расширения теплоэлектростанций отличается от предыдущих тем, что сделана попытка оценить общесистемную роль их развития, руководствуясь реальными условиями и факторами, от которых зависит устойчивость энергоснабжения Республики Молдова и в значительной мере ее энергетическая безопасность в настоящее время и в перспективе.

Главная цель проводимых в настоящей работе исследований является показать роль СЕТ при увеличении их мощности в улучшении режимов энергосистемы Молдовы, в снижении импорта электроэнергии и снижении общесистемных потерь. Общесистемная роль СЕТ рассмотрена при работе энергосистемы Молдовы синхронно с энергосистемой Украины. При этом исследованы нормальные и предельные режимы энергосистемы, уровни перетоков мощности внутри энергосистемы Молдовы и предельные их значения по межсистемным связям с энергосистемой Украины при росте нагрузок энергосистемы Молдовы.

Моделировалось одновременное увеличение мощности СЕТ-1, СЕТ-2 и СЕТ-Nord при достижении общего увеличения мощности генерирующих источников на величину 500 - 600 МВт дополнительно к мощности существующих источников электроэнергии в энергосистеме Республики Молдова (в Правобережной части энергосистемы).

Основываясь на полученных результатах, оценена системная эффективность расширения СЕТ-1, СЕТ-2, СЕТ-Nord и даны предложения по выбору величины вновь вводимых мощностей.

Исследование предельных режимов Молдавской электроэнергетической системы

Анализ исходного установившегося режима Молдавской электроэнергетической системы

В настоящей работе в качестве исходного принят вариант схемы электроэнергетической системы Молдовы по состоянию на 2010 г. Энергосистема Молдовы рассматривается как единая, состоящая из двух районов - ГП «Молдэлектрика» (МЕ) и Днестровского (ДЕ). Оба района работают параллельно и синхронно и находятся в оперативном подчинении Центральной диспетчерской службе ГП «Молдэлектрика».

Энергосистема Молдовы линиями электропередачи (ВЛ) напряжением 110, 330 кВ связана с энергосистемой Украины и с ней работает параллельно и синхронно.

Кроме того, энергосистема Молдовы тремя ВЛ-110 кВ связана с энергосистемой Румынии, что позволяет осуществлять относительно небольшой обмен электрической мощности в «островном» режиме.

Линия электропередач 400 кВ Молдавская ГРЭС - Вулканешты - Исакча (Румыния) находится в работе только на участке Молдавская ГРЭС - Вулканешты и питает потребителей от подстанции Вулканешты 400/110 кВ потребителей Юга Молдовы и частично Украины. Участок ВЛ-400 кВ Вулканешты - Исакча находится в работоспособном состоянии, и по ней может осуществляться связь с энергосистемой Румынии в «островном» режиме работы.

ВЛ-330 кВ Молдавская ГРЭС - Арциз (Украина) является радиальной и связана с Одесской энергосистемой по сетям 110 кВ, отходящим от подстанции 330/110 кВ Арциз. В общесистемном плане роль данной ВЛ-330 кВ Молдавская ГРЭС - Арциз незначительна.

Основной является сеть 330 кВ, образуемая ВЛ-330 кВ Днестровская ГЭС - Бельцы - Страшены - Кишинев (в одноцепном исполнении), ВЛ-330 кВ Кишинев - Молдавская ГРЭС (две отдельно идущие цепи 330 кВ), ВЛ-330 кВ Молдавская ГРЭС - Усатово и ВЛ 330 кВ Молдавская ГРЭС -Одесская, ВЛ-330 кВ Молдавская ГРЭС - Котовск (Украинский), относящиеся к Одесской энергосистеме - ОЭ); ВЛ-330 кВ Котовск - Рыбница (две самостоятельные ВЛ-330 кВ - ДЕ).

Для энергосистемы Молдовы важную роль играют ряд ВЛ-330 кВ Украинской энергосистемы и, в первую очередь, ВЛ-330 кВ Котовск (Украинский) - Ладыженская ГРЭС - Днестровская ГЭС (в одноцепном исполнении), ВЛ-330 кВ Днестровская ГЭС - Каменец Подольск - Черновцы - Ивано-Франковск - Бурштынская ГРЭС, а также ВЛ-330 кВ Аджалык - Усатово (две самостоятельные ВЛ-330 кВ).

В качестве исходного расчетного принят режим 2007 г. Результаты расчета исходного режима объединенной энергосистемы (ОЭС) Молдовы и Украины приведены в таблицах 1,2. Схема ОЭС содержит 683 узла, 926 ветвей, 8 районов. Общая мощность нагрузки ОЭС составляет 28971 МВт, а суммарная мощность генерации - 29403 МВт.

Нагрузочные потери мощности в ОЭС составляют 366 МВт.

Исходный режим энергосистемы Молдовы характеризуется следующими данными:

МЭ: - суммарная нагрузка - 732 МВт;

- суммарная генерация - 211 МВт;

- суммарные потери - 20,8 МВт.

ДЕ: - суммарная нагрузка - 224 МВт;

- суммарная генерация - 387 МВт;

- суммарные потери - 6,1 МВт.

МЭ+ДЕ:- суммарная нагрузка - 956 МВт;

- суммарная генерация - 598 МВт;

- суммарные потери - 26,91 МВт.

Суммарный переток мощности из энергосистемы Украины в энергосистему Молдовы при этом составил 357 МВт, в том числе:

- по ВЛ-330 кВ ДсГЭС - ГрСЭСВЭ (узел Бэлць-330 кВ) - 229 МВт;

- по ВЛ-330 кВ Котовск 3 - МГРЭС-330 - 64 МВт;

- по ВЛ-330 кВ Котовск 3 - Рыб.330-1 - 47 МВт;

- по ВЛ-330 кВ Котовск 3 - Рыб.330-2 - 23 МВт.

Таблица 1

Параметры исходного режима Молдавской и Украинской энергосистем (файлы: 2007-МЕ. rg2; Cx-2007.grf); нагрузка энергосистемы: Р_наг=28971 МВт; генерация: Р_ген=29403МВт; потери мощности: ДР=366 МВт

Таблица 2

Нагрузки и генерация в исходном режиме энергосистем Молдовы и Украины по районам (файлы: 2007-МЕ. rg2; Cx-2007.grf); нагрузка МЕ Рнаг=732 МВт; генерация МЕ Рген=211 МВт

Анализ установившихся режимов при увеличении нагрузки энергосистем МЭ и ДЭ, достижении предельных величин перетока мощности из энергосистемы Украины и при сохранении неизменной величины генерации мощности в энергосистемах МЭ и ДЭ

В таблице 3 приведены результаты расчета нормальных установившихся режимов Молдавской энергосистемы, работающей параллельно с энергосистемой Украины, при различных величинах нагрузки Молдавской энергосистемы (МЕ) и энергосистемы Приднестровья (ДЕ). Исходным принят режим 2007 г.

Генерация в энергосистемах МЕ и ДЕ сохранена неизменной на уровне 211 МВт в МЕ и 387 МВт в ДЕ, т.е. в сумме 598 МВт. Расчетная нагрузка энергосистем МЕ и ДЕ изменялась от исходной величины до предельной, при которой режим расходился.

В таблице 3 показаны величины потоков мощности в энергосистеме при нагрузках Молдавской энергосистемы, превышающей исходное значение. Предельному значению суммарной нагрузки МЕ и ДЕ соответствовала величина в 1,9 раза, превышающая исходное значение, т.е. 1738 МВт (при исходном значении 956 МВт).

Таблица 3

Контролируемое сечение по ветвям 330 кВ связи энергосистемы Молдовы и Украины (файлы в исходном режиме: 2007-МЕ.rg2; Cx-2007.grf)

*) Примечание. При к=2,0 режим разошелся из-за недопустимого снижения напряжения в узле 6029 (Леово), 60 кВ

Для сохранения устойчивого режима энергосистемы Молдовы при дальнейшем увеличении суммарной нагрузки (МЕ+ДЕ), т.е. сверх 1738 МВт, требуется ввод новых генерирующих мощностей электростанций Молдавской энергосистемы, дополнительная загрузка Молдавской ГРЭС, или строительство новых межсистемных ВЛ-330 кВ и ВЛ других классов напряжения.

Анализ установившегося режима при предельном (при к=2) увеличении нагрузки энергосистем МЭ и ДЭ, соответствующем изменении перетока мощности из энергосистемы Украины и при вводе дополнительной мощности генерирующих источников в энергосистеме МЭ

В таблице 4 приведены результаты расчета при увеличении нагрузки Молдавской энергосистемы (МЕ+ДЕ) в 2 раза по отношению к исходной (к=2), т.е. доведение нагрузки до величины 1826 МВт. Установившийся режим оказывается возможным только при условии введения дополнительной мощности генерирующих источников в энергосистеме МЕ порядка 100 МВт.

В расчетной схеме ввод указанной дополнительной генерации мощности был осуществлен на СЕТ-Норд. Параметры данного режима приведены в таблицах 4,5.

Таблица 4

Контролируемое сечение по ветвям 330 кВ связи энергосистемы Молдовы и Украины при увеличении нагрузки (МЕ+ДЕ) и вводе дополнительной мощности 110 МВт на СЕТ-Nord (при к=1 - исходный режим, файлы: 2007-МЕ.rg2; Cx-2007.grf)

Таблица 5

Параметры режима энергосистемы при увеличении суммарной нагрузки энергосистемы Молдовы (МЕ+ДЕ) в 2 раза (к=2) по сравнению с исходной и при воде на СЕТ-Норд дополнительной мощности 100 МВт; Файлы: 2007-МЕ-ВМ-1-к=2-(Р_ГБТЭЦ+100).rg2; Cx-2007-ВМ-1-к=2-Р_ГБТЭЦ+100).grf.

Анализ режимов и величин межсистемных перетоков мощности при увеличенной нагрузке энергосистем МЕ и ДЕ до значения 1132 МВт (при к=1,2 по сравнению с величиной нагрузки в исходном режиме) и при увеличении генерации мощности собственными источниками энергосистемы МЕ

Анализ изменения величины перетоков мощности и потерь в энергосистеме при фиксированной нагрузке энергосистем МЕ и ДЕ на уровне 1132 МВт (при к=1,2) и увеличении собственной генерации мощности в энергосистеме МЕ

Для дальнейшего анализа нагрузка энергосистемы Молдовы была принята увеличенной до 1132 МВт (ожидаемый уровень 2015 -2020 г.г.), что больше чем в исходном режиме 2007 г. в 1,2 раза.

При выполнении расчетов была поставлена цель определить такой режим работы теплоэлектростанций и их мощность, при котором при данной нагрузке (МЕ+ДЕ), равной 1132 МВт (к=1,2) переток из энергосистемы Украины был бы приближен к нулевому. Для этого предусматривался ввод дополнительной мощности генерирующих источников СЕТ-Nord (г. Бэлць) и СЕТ-2, СЕТ-1 (г. Кишинэу). В процессе расчетов был рассмотрен ряд вариантов.

Вариант 1.

Режим исходный 2007 г. с увеличенной нагрузкой (МЕ+ДЕ) при к=1,2, т.е. при Рн=1132 МВт (исходное значение Рн=956 МВт).

Условия расчета:

при генерации в МЕ Рг=211 МВт, в ДЕ Рг=387 МВт, т.е. в сумме Рг=598.

Результаты расчета приведены в таблице 3. Потери в энергосистеме составляют:

в МЕ ДР=26,3 МВт; в ДЕ ДР=6,95 МВт; в ОЭС ДР=383 МВт. Суммарный переток из энергосистемы Украины в энергосистему Молдовы составляет 491,4 МВт.

Вариант 2.

Режим при тех же условиях, что и вариант 1, но при вводе дополнительной генерации 100 МВт в МЕ на СЕТ-Норд, т.е. в узле (2067) СЕТ-Норд мощность Рг увеличена с 21 МВт до 121 МВт, а Qг - с 3 МВАр до 13 МВАр.

Результаты расчета приведены в таблице 6.

Потери в энергосистеме составляют: в МЕ ДР=25,35 МВт; в ДЕ ДР=6,94 МВт; в ОЭС ДР=377 МВт. Суммарный переток из энергосистемы Украины в энергосистему Молдовы составил 425 МВт.

Таблица 6

Контролируемое сечение по ветвям 330 кВ связи энергосистемы Молдовы и Украины (файлы в исходном режиме: 2007-МЕ.rg2; Cx-2007.grf)

Вариант 3.

Расчетные условия те же, что и в варианте 1, но при вводе дополнительной генерации 100 МВт на СЕТ-2 (г. Кишинев), в узле 5130).

Потери в энергосистеме составляют: в МЕ ДР=23,93 МВт; в ДЕ ДР=6,44 МВт; в ОЭС ДР=374 МВт. Суммарный переток мощности из энергосистемы Украины в энергосистему Молдовы составляет: 331 МВт.

Вариант 4.

Расчетные условия те же, что и в варианте 1, но при вводе дополнительной генерации 100 МВт на СЕТ-Норд (узел 2067) и 100 МВт на СЕТ-2 (узел 5130).

Результаты расчета приведены в таблице 6.

Потери в энергосистеме составляют: в МЕ ДР=23,21 МВт; в ДЕ ДР=6,47 МВт; в ОЭС ДР=369 МВт.Суммарный переток мощности из энергосистемы Украины в энергосистему Молдовы составляет: 267,6 МВт.

Вариант 5.

Расчетные условия те же, что и в варианте 1, но при вводе дополнительной генерации 200 МВт на СЕТ-Норд (узел 2067) и 200 МВт на СЕТ-2 (узел 5130).

Потери в энергосистеме составляют: в МЕ ДР=23,77 МВт; в ДЕ ДР=6,27 МВт; ОЭС ДР=363 МВт. Суммарный переток мощности из энергосистемы Украины в энергосистему Молдовы составляет 205,5 МВт.

Вариант 6.

Расчетные условия те же, что и в варианте 1, но при вводе дополнительной генерации 200 МВт на СЕТ-Норд (узел 2067) и 300 МВт на СЕТ-2 (узел 5130).

Потери в энергосистеме составляют: в МЕ ДР=24,56 МВт ;в ДЕ ДР=6,13 МВт; в ОЭС ДР=362 МВт. Суммарный переток мощности из энергосистемы Украины в энергосистему Молдовы составляет 127,5 МВт.

Анализ параметров режимов энергосистемы показывает, что с увеличением генерации мощности источников в МЕ происходит снижение внешнего перетока из энергосистемы Украины в энергосистему Молдовы. При этом суммарные потери мощности по ОЭС в целом уменьшаются (с уровня 377 МВт при внешнем перетоке 425 МВт до 362 МВт при сниженном внешнем перетоке до величины 127,5 МВт. Внутри энергосистемы МЕ требуется изменение соотношения величин вводимых дополнительных мощностей на ТЭЦ-2 и БТЭЦ.

Следующий вариант предусматривает дополнительный ввод мощности на ТЭЦ-2.

Вариант 7.

Расчетные условия те же, что и в варианте 1, но с увеличением генерации мощности на СЕТ-Норд до 200 МВт (в узле 2067) и 400 МВт на СЕТ-2 (в узле 5130).

Потери мощности в энергосистеме составили: в МЕ ДР=26,6 МВт; в ДЕ ДР=6,12 МВт; в ОЭС ДР=362 МВт. Суммарный переток мощности при данных расчетных условиях изменил направление и составил 50,5 МВт из энергосистемы Молдовы в энергосистему Украины.

Из приведенных в таблице 6 видно, что при вводе в энергосистеме МЕ дополнительных мощностей генерирующих источников существенно изменяются величины перетоков мощности из энергосистемы Украины в энергосистему Молдовы. При вводе на СЕТ-Nord дополнительной мощности 200 МВт, и на СЕТ-2 350-400 МВт переток из Украины становится равным нулю. При этом достигается снижение суммарных потерь в объединенной энергосистеме на 15 МВт. Заметно снижаются и потери в энергосистеме МЕ (с 26,3 Мвт до 23,2ч24,5 МВт). Практически неизменными остаются потери в энергосистеме ДЕ (на уровне 6,9ч6,1 МВт).

Приведенные данные свидетельствуют о несомненной целесообразности установки дополнительных генерирующих мощностей на CET-Nord и на Кишиневских СЕТ-2 и СЕТ-1, которые являются стратегически важными для энергосистемы Молдовы. Определенную роль играют также Дубоссарская ГЭС и Костештская ГЭС.

Полученные результаты расчетов и анализа режимов работы энергосистемы Молдовы, а также и перспектив развития, намеченных Энергетической Стратегией до 2020 г. [2], позволяют сделать вывод о целесообразности кардинального развития энергоузлов Бельц и Кишинева, а также усиления сетей 330 кВ путем строительства вторых цепей ВЛ-330 кВ Кишинев - Страшены - Бельцы - Днестровская ГЭС, и ВЛ-330 кВ Рыбница - Страшены и Рыбница - Бельцы.

Следует отметить, что при значительном резерве генерирующих мощностей на Молдавской ГРЭС, являющейся одной из крупнейших электростанций в Южном регионе Молдовы и Украины, все же с учетом требований достаточной энергетической безопасности всей Молдовы и перспектив долгосрочного ее экономического развития остается актуальным и целесообразным дальнейшее развитие источников электроэнергии путем ввода новых мощностей на Кишиневских ТЭЦ, на СЕТ-Nord и малых теплоэлектроцентралей в ряде городов и населенных пунктов по комбинированной выработке электрической и тепловой энергии.

При этом не умаляется роль Молдавской ГРЭС, как одной из крупнейшей электростанции Молдовы, способной существенно поддержать электробаланс в энергосистемах МЕ, ДЕ, а также Юга Украины. Она выполняла и может в дальнейшем выполнить общесистемную роль, как в энергосистемах Молдовы и Украины, так и в энергосистемах Румынии, Болгарии и стран Черноморского региона при условии синхронной работы с энергосистемами этих стран.

Выводы

Выполненная работа и полученные результаты позволяют сделать следующие выводы:

1. В современных условиях и с учетом перспектив развития в электроэнергетической системе Республики Молдова необходим ввод новых электрических мощностей энергетических источников для обеспечения необходимого баланса в соответствии с величиной нагрузки. Объем электропотребления в РМ в 2010 году достиг величины 1995 года и продолжает расти. Энергосистема Молдовы (Правобережья) является дефицитной по электрической мощности. Более 70% электроэнергетического баланса обеспечивается за счет получения электроэнергии от других источников, что не является достаточной гарантией устойчивого электроснабжения и требуемого уровня энергетической безопасности.

2. Исследования предельных режимов энергосистемы Молдовы показали, что при нынешней схеме межсистемных высоковольтных связей предельные величины перетоков мощности по ВЛ 330-110 кВ могут составлять не более величины, в 1,9 раза превосходящие значение нагрузки в настоящее время. При дальнейшем увеличении нагрузки потребителей в энергосистеме нормальный режим может существовать только при вводе новых мощностей на электростанциях республики.

3. Теплоцентрали СЕТ-2, ТЭЦ-1 и CET-Nord являются приоритетными, на которых целесообразно и эффективно введение дополнительных генерирующих источников суммарной мощностью 500 - 600 МВт с учетом нагрузок, ожидаемых на уровне2015 - 2020 гг.

Литература

1. Постолатий В.М., Быкова Е.В., Царану М.Х. Анализ влияния недогрузки ТЭЦ на энергосбережение в Республике Молдова. Problemele energeticii Regionale, №1(18),2012, c.7-25.

2. Энергетическая Стратегия Республики Молдова на период до 2020 г., Кишинев, Постановление Правительства РМ №958 от 21 августа 2007.

Размещено на Allbest.ru