Научная статья на тему 'Исследование режимов Южного региона электрИЧЕСКИХ сетей 110 кВ при отключении ВЛ 400 кВ МГРЭС Вулканешты'

Исследование режимов Южного региона электрИЧЕСКИХ сетей 110 кВ при отключении ВЛ 400 кВ МГРЭС Вулканешты Текст научной статьи по специальности «Энергетика»

291
38
Поделиться
Ключевые слова
ЭНЕРГОСИСТЕМА / АВТОТРАНСФОРМАТОР / ГЕНЕРИРУЮЩИЕ ИСТОЧНИКИ / УРОВНИ НАПРЯЖЕНИЯ

Аннотация научной статьи по энергетике, автор научной работы —

Рассмотрены режимы энергосистемы Молдовы при выделении из ее схемы на самостоятельную работу ВЛ-400 кВ Молдавская ГРЭС Вулканешты для планируемого экспорта электроэнергии частью выделенных энергоблоков Молдавской ГРЭС в энергосистему Румынии.

Текст научной работы на тему «Исследование режимов Южного региона электрИЧЕСКИХ сетей 110 кВ при отключении ВЛ 400 кВ МГРЭС Вулканешты»

ИССЛЕДОВАНИЕ РЕЖИМОВ ЮЖНОГО РЕГИОНА ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ 110 КВ ПРИ ОТКЛЮЧЕНИИ ВЛ - 400 КВ МГРЭС - ВУЛКАНЕШТЫ

В.М. Постолатий, Е.В. Быкова Институт энергетики АНМ

Аннотация: Рассмотрены режимы энергосистемы Молдовы при выделении из ее схемы на самостоятельную работу ВЛ-400 кВ Молдавская ГРЭС - Вулканешты для планируемого экспорта электроэнергии частью выделенных энергоблоков Молдавской ГРЭС в энергосистему Румынии. Ключевые слова: энергосистема, автотрансформатор, генерирующие источники, уровни напряжения.

Cercetarea regimurilor Sectorului de Sud al retelelor electrice 110 kv la deconectarea LEA-400 kv CTE - Moldoveneasca - Vulcane^ti

V. M. Postolati, E. V. Bicova Institutul de Energetica al Academiei de §tiinte a Moldovei Rezumat: Au fost cercetate regimurile de functionare al sistemului energetic a Moldovei pentru cazul functionarii in regim independent al LEA - 400 kV „ CTE - Moldoveneasca - Vulcane§ti ” pentru asigurarea exportului de energie electrica de o parte din blocurile CTE Moldoveneasca spre sistemul energetic al Romaniei. Cuvinte cheie: sistemul energetic, autotransformator, surse de generare, nivel de tensiune.

Investigation of power regimes of Southern Eectrical Networks of 110 kV in case of disconnecting of the high voltage electric transmission line of 400 kV of Moldavian condenced power plant ( MCPP ) - Vulcaneshty V. M. Postolaty, E. V. Bicova Institute of Power Engineering of the Academy of Sciences of Moldova Abstract: In the research paper it was studied regimes of functioning for the Moldavian Power Systems for situation of independent working of High Voltage Electric Transmission Line of 400 kV ,, Moldavian Condenced Power Plant ( MCPP ) - Vulcaneshty”. Separated unit of MCPP will supply electricity to Power System of Romania.

Keywords: energy system, autotransformer, energy generation sources, level of voltages.

Введение.

Настоящая работа выполнена в связи с постановкой задачи передачи мощности по ВЛ-400 кВ МГРЭС - Вулканешты - Исакча с выделением части энергоблоков Молдавской ГРЭС, работающих на шины 400 кВ, на автономную работу с энергосистемой Румынии,

Выделенные энергоблоки на МГРЭС в данном случае будут работать синхронно с энергосистемой Румынии, остальные энергоблоки МГРЭС останутся работающими параллельно и синхронно с энергосистемой Молдовы и Украины.

Сложность состоит в том, что на транзитной подстанции «Вулканешты» через имеющиеся два автотрансформатора 400/110/35 кВ питается часть нагрузки Юга Республики Молдова, а также Украины.

От шин 110 кВ подстанции Вулканешты 400/110/35 отходит 10 ВЛ-110 кВ (рис. 1), по которым осуществляется электроснабжение по сети 110 кВ потребителей Юга Молдовы, а также части южного региона Украины. По этим же ВЛ-110 кВ через сеть 110 кВ обеспечивается синхронная связь подстанции 400/110 кВ с энергосистемами Молдовы (рис.2) и Украины.

Так как энергосистемы Молдовы и Украины не имеют синхронной связи с энергосистемой Румынии, то для осуществления транзита мощности части выделенных энергоблоков МГРЭС необходимым является условие отключения автотрансформаторов 400/110/35 кВ на подстанции Вулканешты.

Рис.1. Общая конфигурация присоединений 400, 110 кВ и номера узлов в расчетной схеме подстанции Вулканешты

Для того, чтобы не нарушить режим электроснабжения по ВЛ-110 кВ, отходящих от подстанции 110 кВ Вулканешты, необходимого решение вопроса о поддержании на шинах 110 кВ подстанции Вулканешты необходимого уровня напряжения и соответствующего баланса мощности.

Задача состоит в поиске приемлемого варианта, обеспечивающего указанные требования.

Рассматривается несколько путей решения данной задачи. В качестве возможных основными рассмотрены два варианта:

- строительство новой ВЛ-330 кВ Кишинев - Вулканешты с установкой на подстанции Вулканешты двух автотрансформаторов 330/110 кВ;

- сооружение малых электростанций, присоединенных к шинам 110 кВ подстанции Вулканешты по ВЛ-110 кВ и расположенных вблизи Вулканешт или же в любых других пунктах, находящихся на относительно небольших расстояниях от подстанции Вулканешты.

Основным является требование: изменение схемы и транзит мощности от МГРЭС по ВЛ-400 кВ не должны привести к ухудшению условий электроснабжения потребителей Юга Молдовы и Украины.

Методически работа построена следующим образом.

- Выполнен расчет нормального режима исходной схемы и проведен анализ параметров режима, в т.ч. уровней напряжений в сети 110 кВ Юга Молдовы.

- Для варианта отключения автотрансформаторов 400/110/35 на подстанции Вулканешты и сохранения прежних условий качества электроснабжения и параметров режима сети 110 кВ, связанной с шинами 110 кВ подстанции «Вулканешты», рассмотрен вариант строительства новой ВЛ класса 330 кВ от подстанции 330 «Кишинев» до подстанции 400 кВ «Вулканешты» с установкой автотрансформатора 330/110/35 кВ;

- В качестве другого альтернативного варианта рассмотрено строительства малых электростанций ряде населенных пунктов региона Юга Молдовы, связанных по существующих ВЛ-110 кВ с подстанцией 110 кВ «Вулканешты», которые могли бы обеспечить необходимые режимные требования узла 110 кВ «Вулканешты».

Выполнен анализ результатов и сформулированы рекомендации.

1. Анализ режима исходной схемы электроэнергетической системы Молдовы.

1.1. Общая характеристика исходной схемы энергосистемы Молдовы и данных для расчета режимов.

Энергосистема Молдовы в настоящее время работает параллельно и синхронно с энергосистемами Украины и других стран СНГ. В расчетах режимов объединенной энергосистемы энергосистема Молдовы учитывается в виде высоковольтных линий электропередачи напряжением 400, 330 и 110 кВ, подстанций и генерирующих источников. Ранее энергосистема работала параллельно и синхронно в составе объединенной энергосистемы с энергосистемами Болгарии и Румынии. В настоящее время существуют три ВЛ-110 кВ, которые связывают энергосистему Молдовы с энергосистемой Румынии, однако при отсутствии синхронной связи эти линии могут работать только в режиме питания островов нагрузок. В рабочем состоянии находится и ВЛ-400 кВ Молдавская ГРЭС - Вулканешты - Исакча - Добруджа. УПК на подстанции 400 кВ Вулканешты демонстрировано. На подстанции 400 кВ «Вулканешты» установлены два автотрансформатора. Их тип и параметры указаны в таблице 1.1. Остальные данные приведены в [1].

Таблица 1.1. Характеристики автотрансформаторов 400/110/35 кВ _____________на подстанции Вулканешты_____________________

Обозначение Тип Мощность, МВА Напряжение, кВ

1АТ АТДЦТН- 250/400/110 250 400/121±4х2,5/38,5±8х1,33

2АТ АТДЦТН- 250/400/110 250 400/121±11 %/38,5

В качестве исходных данных для расчета нормального режима энергосистемы приняты: Суммарная нагрузка в энергосистеме Молдовы в зимний максимум: активная

- 1013 МВт; реактивная - 448,6 МВАр. Суммарная генерация в Молдавской энергосистеме: активной мощности - 800,6 МВт; реактивной мощности - 381,8 МВАр.

Расчетные мощности источников Молдавской энергосистемы приведены в таблице 1.2 (для летнего режима указаны в скобках).

Рис. 2. Схема узлов, связанных с подстанцией Вулканешты-110

Расчетные мощности генерирующих источников Молдавской энергосистемы

Таблица 1.2.

№ узла Наименование Рген, МВт Qген, МВАр

2 МГРЭС 110 140 60

4 МГРЭС 330 191 124

140 Ст.35 - 3АТ 28 14

151 Бл. 11 205 105

1077 Бр. с/з 3,6 2,9

2067 БТЭЦ 17,0 (0) 1,9 (0)

2099 КоГЭС 15,0 2,5

3084 ДГЭС 28,0 (46) 6 (10)

5042 КТЭЦ 1 37 (8) 5,5 (4)

5130 КТЭЦ-2 136 (80) 60 (60)

Итого 800,6 (716,6) 381,8 (382,4)

в т.ч. МГРЭС 564 (564) 303 (303)

Расчетные данные по генерирующим источникам Украинской энергосистемы и эквивалента объединенной энергосистемы, а также данные по линиям и подстанциям приведены непосредственно в исходных параметрах расчетной схемы.

1.2. Результаты расчета параметров исходного установившегося режима энергосистемы

Расчеты выполнены с помощью программы “RASTR”. Перечень контролируемых узлов приведен в таблице 1.3., а перечень контролируемых ветвей - в таблице 1.4.

__________________Таблица 1.3. Номера и названия контролируемых узлов

№ узла Наименование узлов Класс напряжения, кВ

1 ГрСЭСВЭ 330 330

4110 Стр. 330 330

4024 Киш 330 330

5 МГРЭС 400 400

6 Вул 400 400

6035 Вул 110 110

6010 Вул Сев 110

6143 Тараклия-2 110

2068 Бэлц 330 330

4 МГРЭС 330 330

Таблица 1.4. Контролируемые ветви

Номера узлов Наименование ветвей Класс напряжения, кВ

Начало Конец

1 2068 ГрСЭСВЭ 330 - Бэлц 330 330

5 6 МГРЭС 400 - Вул 400 400

6 6035 Вул 400 - Вул 110

6035 6010 Вул 110 - Вул. Сев. 110

6035 6143 Вул 110 - Тараклия 2 110

Анализ результатов расчета исходного нормального режима показывает, что по уровням напряжения во всех узлах рассчитываемый системы режимные требования

выполняются. Для контролируемых узлов и ветвей данные приведены в таблицах 1.3.1. и 1.3.2.

Следующим этапом расчета является отключение автотрансформаторов 400/110/35 кВ на подстанции Вулканешты и анализ происшедших при этом изменений параметров режима.

Таблица 1.3.1. Уровни напряжения в контролируемых узлах в исходном нормальном установившемся режиме (файл иогш-г-к. г§е)

№ узла Наименование узла Напряжение в узлах Примечание

ином, кВ Ирас, кВ Ш, %

1 ГрСЭСВЭ 330 321,0 330,2 2,85

4 МГРЭС 330 340,0 331,4 -2,52

5 МГРЭС 400 404,0 395,4 -2,13

6 Вул 400 404,0 395,0 -2,23

7 ОтпХБК 330-1 337,0 329,3 -2,29

8 ОтпХБК 330-2 337,0 329,4 -2,27

2068 Бэлц 330 315,0 324,0 2,87

4024 Киш. 330 328,0 325,6 -0,72

6010 Вул. Сев. 117,0 125,0 6,85

6035 Вул. 110 122,0 125,6 2,92

6143 Тараклия 2 120,0 124,7 3,88

Таблица 1.3.2. Перетоки мощности в контролируемых ветвях в исходном

нормальном установившемся режиме (файл ЫОКМ^-К. г§е)

Номера узлов Наименование ветвей Напряжение узла, кВ Величина перетока мощности МВт, МВАр

начало конец начало конец

1 2068 ГрСЭСВЭ 330 - Бэлц 330 330,16 324,05 -165^36,9

5 6 МГРЭС 400 - Вул. 400 395,4 394,4 -150,83+]51,55

6 6035 Вул. 400 - Вул. 110 394,99 125,57 -81,37-^19,39; -81,03^15,52

6035 6010 Вул. 110 - Вул. Сев. 125,57 125,02 -20,54^2,98

6035 6143 Вул. 110 - Тараклия 125,57 124,66 -16,56^2,24

7 4024 Отп ХБК 330-1 - Киш 330 329,2 325,6 -108,73^15,64

8 4024 ОтпХБК 330-2 - Киш 330 329,37 325,6 -110,33^25,03

2. Режим энергосистемы Молдовы при отключении ВЛ-400 кВ МГРЭС -Вулканешты и автотрансформаторов 400/110/35 кВ на подстанции Вулканешты.

2.1. Изменения в схеме.

В поставленной задаче предусматривается выделение части энергоблоков МГРЭС для работы на ВЛ-400 кВ МГРЭС - Вулканешты - Исакча в автономном от Молдавской и Украинской энергосистем режиме. При этом также предусматривается отключение двух автотрансформаторов 1АТ и 2АТ 400/110/35 кВ на подстанции 400 кВ «Вулканешты».

Для подготовки расчетной схемы энергосистемы для указанного режима необходимо выполнить следующие изменения в рассмотренной выше (рис. 1) исходной схеме энергосистемы:

- отключить ВЛ-400 кВ МГРЭС - Вулканешты (узлы 5-6);

- отключить 1АТ и 2АТ на подстанции Вулканешты (ветви 6-6035 и 6-6035).

В остальном схема остается без изменений. Не изменяются также заданные величины нагрузок энергосистемы и мощности генерирующих источников.

Измененный вариант схемы энергосистемы обозначен: NORM-R-1.

2.2. Расчет и анализ параметров установившегося режима энергосистемы при отключении ВЛ-400 кВ МГРЭС — Вулканешты и двух автотрансформаторов 1АТ и 2АТна подстанции «Вулканешты».

Выполнены расчеты параметров режима энергосистемы при отключении ВЛ-400 кВ МГРЭС - Вулканешты и двух автотрансформаторов 1АТ и 2АТ на подстанции «Вулканешты».

Для контролируемых узлов сделана выборка значений напряжений (таблица 2.2.1), а для ветвей - перетоков мощности (таблица 2.2.2).

Из приведенных данных видно, что уровни напряжения в контролируемых узлах сети 110 кВ резко снизились и потери напряжения достигли уровней 21 -23 %, что недопустимо.

Таблица 2.2.1

Уровни напряжения в контролируемых узлах энергосистемы в установившемся режиме после отключения ВЛ-400 кВ МГРЭС - Вулканешты и двух

автотрансформаторов

на подстанции «Вулканешты» (файл N ORM-R-1. ^є)

№ узла Наименование Напряжение в узлах Примечание

узлов №ом, кВ ^ас, кВ dU, %

1 ГрСЭСВЭ 330 321,0 320,7 -0,09

4 МГРЭС 330 340,0 313,5 -7,79

5 МГРЭС 400 404,0 395,4 -2,13

6 Вул 400 404,0 395,0 -2,23

7 ОтпХБК 330-1 337,0 311,7 -7,51

8 ОтпХБК 330-2 337,0 311,8 -7,48

2068 Бэлц 330 315,0 312,1 -0,93

4024 Киш. 330 328,0 309,0 -5,75

6010 Вул. Сев. 117,0 91,9 -21,46

6035 Вул. 110 122,0 91,6 -24,96

6143 Тараклия 2 120,0 93,0 -22,53

Таблица 2.2.2.

Перетоки мощности в контролируемых ветвях в установившемся режиме после _______________________________отключения ВЛ-400 кВ (файл ^ NORM-R-1.

Номера узлов Наименование ветвей Напряжение узла, кВ Величина перетока мощности МВт, МВАр

начало конец начало конец

1 2068 ГрСЭСВЭ 330 - Бэлц 330 320,7 312,06 -(198,95^62,24

5 6 МГРЭС 400 395,4 394,9 0

6 6035 Вул. 400 - Вул. 110 394,9 91,55 0

6010 6035 Вул. Сев. - Вул. 110 91,89 91,55 -8,97^1,54

6143 6035 Тараклия 2 - Вул. 110 92,96 91,55 -17,67^3,94

7 4024 Отп ХБК 330-1 - Киш 330 311,7 -128,2^06

8 4024 ОтпХБК 330-2 - Киш 330 311,8 -131,5^10,7

Изменились перетоки мощности в системе. Произошло некоторое увеличение перетока мощности по ВЛ-330 кВ ГрСЭСВЭ 330 - Бэлц 330, ВЛ-330 кВ - МГРЭС -Кишинэу. Баланс мощности обеспечивается за счет увеличения перетока из энергосистемы Украины и Молдавской ГРЭС. Однако режим по напряжению в сети 110 кВ, примыкающей к подстанции 400/110 «Вулканешты», стал недопустимым. Снизились уровни напряжения в узлах подстанции Бэлц, Стрэшень, Кишинэу. Существующие сети 110 кВ не в состоянии обеспечить требуемый режим.

Необходим поиск альтернативных вариантов восстановления требуемого режима в сетях 110, 330 кВ Молдавской энергосистемы.

3. Вариант включения новой ВЛ-330 кВ Кишинэу - Вулканешты с установкой автотрансформатора 330/110/35 кВ на подстанции Вулканешты при отключенной ВЛ-400 кВ МГРЭС - Вулканешты.

3.1. Схемные изменения.

Рассматривается вариант строительства между подстанциями Кишинэу 330 кВ и Вулканешты новой одноцепной ВЛ-330 кВ. Поясняющая схема приведена на рис. 3. Параметры новой ВЛ-330 кВ Кишинэу - Вулканешты приведены в таблице

3.1.1.

На подстанции «Вулканешты» предусматривается установка нового автотрансформатора 330/110/35 кВ мощностью 200 МВА. Данные автотрансформатора приведены в таблице 3.1.2. Параметры ВЛ-330 кВ и автотрансформатора 330/110/35 кВ рассчитаны с учетом данных [1].

Таблица 3.1.1. Па раметры ВЛ-330 кВ Кишинэу - Вулканешты

№ п/п Параметры ВЛ-330 кВ Единицы измерения Значения параметров

1. Протяженность ВЛ-330 кВ км 170

2. Напряжение ВЛ кВ 330

3. Провода 2 х АС-300/39

4. Удельное активное сопротивление Ом/км 0,048

5. Удельное индуктивное сопротивление Ом/км 0,328

6. Удельная емкостная проводимость См/км 3,41 ■ 10-6

7. Удельная зарядная мощность МВАр/км 0,409

8. Параметры ВЛ-330 170 км: - активное сопротивление - индуктивное сопротивление - емкостная проводимость - емкостная проводимость - зарядная мощность Ом Ом См мСм МВАр 8,16 55,76 5,79 ■ 10-4 579 69,5

Таблица 3.1.2 Параметры автотрансформатора 330/110/35 кВ ________________________________на подстанции Вулканешты

№ п/п Параметры автотрансформатора Единицы измерения Значения параметров

1. Тип автотрансформатора АТДЦТН -200000/330/110

2. Номинальная мощность автотрансформатора МВА 200

3. Номинальное напряжение обмоток:

- высокого напряжения (ВН-1) - среднего напряжения (СН-2) - низкого напряжения (НН-3) кВ кВ кВ 330 115 38,5

4. Напряжение короткого замыкания (Пк) В-С (1-2) В-Н (1-3) % 10

С-Н (2-3) % % 34 22,5

5. Потери короткого замыкания (АР) В-С (1-2) кВт 600

6. Потери холостого хода (АРх) кВт 180

7. Ток холостого хода (1х) % 0,5

8. Активное сопротивление обмоток: ВН (1) Ом 0,8

СН (2) Ом 0,8

НН (3) Ом 2,0

9. Индуктивное сопротивление ВН (1) СН (2) НН (3) Ом Ом Ом 58,5 0 126,6

10. Реактивные потери холостого хода (ДОх) кВАр 1000

11. Индуктивная проводимость шунта (Вт) мк См 9,1

12. Активная проводимость шунта (Gт) мк См 1,6

13. Коэффициент трансформации ис/ив отн. ед. 0,348

3.2. Результаты расчета и анализ параметров установившегося режима энергосистемы при отключенных ВЛ-400 кВ МГРЭС — Вулканешты, АТ1, АТ2 на подстанции «Вулканешты» и включенной новой ВЛ-330 кВ Кишинэу — Вулканешты с установкой автотрансформатора АТ 330/110/35 кВ на подстанции «Вулканешты».

Результаты расчета нормального установившегося режима для варианта исходных данных (КОКМ-Я-2) приведены в таблицах 3.2.1 и 3.2.2.

Как следует из анализа приведенных данных, при введении в работу новой ВЛ-330 кВ Кишинэу - Вулканешты параметры режима энергосистемы существенно улучшаются. Уровни напряжения в контролируемых узлах находятся в допустимых пределах. В основном определяющем узле 6035 величина напряжения составляет 112 кВ. Переток мощности по ВЛ-330 кВ Кишинэу - Вулканешты составляет (91,8+j5,4) МВА. Баланс мощности в системе покрывается за счет увеличения перетока по линиям 330 кВ Молдавской ГРЭС - Кишинэу и Днестровск - Бельцы - Страшены - Кишинэу.

Вариант строительства ВЛ-330 кВ Кишинэу - Вулканешты с установкой автотрансформаторов 330/110/35 кВ на подстанции Вулканешты позволяет решить проблему обеспечения требуемых параметров режима в сети 110 кВ Южного региона. Дальнейшее рассмотрение данного варианта может быть обосновано на основании технико-экономических сопоставлений с другими вариантами.

Вопрос о строительстве ВЛ-330 кВ целесообразно увязать также с учетом транзитных возможных в перспективе перетоков мощности по цепочке Днестровская ГЭС - Бельцы - Кишинэу - Вулканешты - Румыния - Болгария.

4. Вариант включения новых генерирующих источников электроэнергии в сетях 110 кВ, примыкающих к шинам 110 кВ подстанции «Вулканешты»

Вторым техническим решением восстановления нормальной работы и требуемых параметров режимов рассмотрено включение дополнительных источников (ПГУ или ГТУ) активной и реактивной мощности в ряде узлов сети 110 кВ, примыкающей к подстанции 110 кВ Вулканешты (рис. 4). В качестве таковых выбраны:

- узел 110 кВ Вулканешты Северная;

- узел 110 кВ Тараклия;

- узел 110 кВ Комрат;

- узел 110 кВ Кахул Южный.

Введение дополнительных источников мощности осуществлено ступенчато. Величина реактивной мощности дополнительных источников определена исходя из работы генераторов при соsф = 0,85.

Выбор мощности ПГУ (или ГТУ) осуществлен исходя из условия полного использования тепловой энергии отходящих продуктов сгорания газовых турбин для целей теплоснабжения населенных пунктов, где размещены указанные узлы сети 110 кВ.

Возможны и другие варианты ввода мощности в узлах 110 кВ Южной части энергосистемы. Однако их суммарная мощность должна быть не меньше указанной. В качестве альтернативного варианта рассмотрено подключение всей дополнительной генерируемой мощности к шинам 110 кВ подстанции Вулканешты - 110 кВ.

Как показали расчеты и проведенный анализ, варианты введения дополнительных источников мощности обеспечивают восстановление параметров режимов на уровне исходного состояния схемы и способствуют снижению потерь активной мощности в системе до прежнего уровня.

4.1. Описание вариантов введения дополнительных новых генерирующих источников электроэнергии.

В данной работе рассмотрено различное сочетание по мощности и местам размещения дополнительных источников активной и реактивной мощности. Ряд вариантов является промежуточным и использован для получения информации, выявления закономерностей и построения обобщенных характеристик.Наиболее представительные варианты размещения новых ПГУ показаны на рис. 4.

Номера и название контролируемых узлов

Таблица 3.2.1

№ узла Название Аи МЖМ-Я-К. Исходный режим, МЖМ-Я-1, Отключена ВЛ-400 кВ МГРЭС-Вулканешты МЖМ-Я-2,. Включена новая ВЛ-330 кВ Кишиннэу -Вулканешты МЖМ-Я-3. с ПГУ-40,5 МВт на п/ст Вулканешты. 11 0 кВ Сев. и 24 МВт в Тараклии МОЯМ-Я-6. при 8=24+] 14 в Кагуле Юж.; 8=24+] 14 в Комрате, 40,5 МВт -Вулк.Сев., 24+] 14 МВАв Тараклии ШЯМ-К-7 (аварийный) отключена 60356010 Вулк.110 -Вулк. Сев. шям-к-8 (аварийный) отключена 6035-6010; ПГУ в Тар., Кагуле, Комрате; ПГУ в Вулканештах -отключена

Аи, % Ир, кВ исх. АИ, % Ир, кВ АИ, % Ир, кВ Ир, кВ Ир, кВ АИ, % Ир, кВ АИ, % Ир, кВ АИ, % Ир, кВ

1 ГрСЭСВЭ-330 +2,85% 330,2 +0,79 323,5 +2,09 327,7 +2,18 328,0 +3,06 330,8 +2,84 330,1 +2,26 328,3

3 Стр.-330 +0,38% 324,2 -3,16 312,8 -0,83 320,3 -0,84 320,3 +0,65 325,1 +0,26 323,9 -0,7 320,7

4024 Киш.-330 -0,72% 325,6 -4,41 313,5 -1,89 321,8 -2,01 321,4 -0,49 326,4 -0,9 325,1 -1,88 321,8

5 МГРЭС-400 -2,13% 395,4 -5,71 380,9 -3,79 388,7 -3,68 389,1 -2,48 394 -2,86 392,5 -3,63 389,3

6 Вулк.-400 -2,23% 395,0 -2,23 395,0 Отключен Отключен Отключен Отключен Отключен

2068 Бэлць-330 +2,87% 324,0 0,09 315,3 +1,87 320,9 +1,93 321,1 +3,12 324,8 2,81 323,9 2,04 321,4

4 МГРЭС-330 -2,52% 331,4 -5,73 320,5 -3,8 327,0 -3,7 327,4 -2,48 331,6 -2,87 330,3 -3,65 327,6

От Кишиневской 110 кВ Левая ветка

4026 Кишин.110 +5,5% 124,5 0,77 118,9 +3,66 122,3 +3,98 122,7 +6,09 125,2 +5,58 124,6 +4,23 123,0

4028 Хынчешть +6,47% 123,5 +0,48 116,6 +4,16 120,8 +4,66 121,4 7,24 124,4 +6,67 123,7 +5,0 121,8

6029 Леово 1,54% 121,9 -11,51 106,2 -3,5 115,8 -2,07 117,5 3,27 123,9 +2,36 122,8 -1,14 118,6

6400 Комрат +6,42% 122,4 -10,74 102,7 -0,3 114,7 +1,78 117,0 8,78 125,1 +7,63 123,8 +3,03 118,5

6007 Кагул Сев. +7,25% 123,3 -17,03 95,4 -2,56 112,1 +1,28 116,5 +10,83 127,5 +21,55 169,8 +7,53 123,7

6033 Кагул Южн. +3,1% 123,7 -21,17 94,6 -6,75 111,9 -2,84 116,6 6,68 128 +18,74 142 +3,88 124,7

6010 Вулкан. Сев. +6,85% 125,0 -19,9 93,7 -4,17 112,1 +0,41 117,5 +8,74 127,2 +24,9 146 6,49 124,6

6035 Вулканеш.-110 +2,92 125,6 -23,44 93,4 -8 112,2 -4,96 115,9 2,58 125,2 -4,94 116 -8,88 111,2

Центральная ветка

4026 Кишин.-110 +5,5% 124,5 0,77 118,9 +3,66 122,3 +3,98 122,7 +6,09 125,2 +5,58 124,6 +4,23 123

6164 Гура Галбенэ +1,16% 123,4 -8,21 112,0 -2,44 119,0 -1,55 120,1 2,33 124,8 +1,62 124,0 -0,92 120,9

6027 Чимишлия +8,69% 122,8 -4,5 107,9 +3,6 117,1 +4,99 118,6 +10,40 124,7 +9,47 123,7 -5,92 119,7

6400 Комрат +6,42% 122,4 -10,74 102,7 -0,30 114,7 +1,78 117 8,78 125,1 +7,63 123,8 +3,03 118,5

6234 Конгаз +9,87% 123,1 -11,63 99,0 +1,30 113,5 +3,8 116,3 +11,34 124,7 +7,74 120,7 +3,16 115,3

6133 Бурлачень-1 +7,26% 125,5 -20,08 93,5 -4,06 112,3 -0,9 115,9 6,95 125,1 -0,8 116,1 -4,91 111,3

6134 Бурлачень-2 +7,32% 125,6 -20,17 93,4 -4,07 112,2 -0,9 115,9 6,97 125,2 -0,87 116,0 -4,98 111,2

6035 Вулканеш.-110 +2,92% 125,6 -23,44 93,4 -8,000 112,2 -4,96 115,9 2,58 125,2 -4,94 116 -8,88 111,2

Правая ветка

4026 Кишин.-110 +5,5% 124,5 0,77 118,9 +3,66 122,3 +3,98 122,7 +6,09 125,2 +5,58 124,6 +4,23 123

4045 Хорешть +2,5% 124,0 -3,56 116,7 +0,16 121,2 +0,65 121,8 3,26 124,9 +2,70 124,3 +1,01 122,2

4020 Тараклия Сев. +0,58% 122,7 -10,74 110,7 -3,22 118,1 -2,21 119,3 1,89 124,3 +1,14 123,4 -1,54 120,1

6132 Бесарабка +3,43% 122,1 -10,40 105,7 -1,096 115,7 -0,29 117,7 5,40 124,4 +4,42 123,2 +0,7 118,8

6400 Комрат +6,42% 122,4 -9,28 110,7 -0,30 114,7 +1,78 117 8,78 125,1 +7,63 123,8 +3,03 118,5

6122 Томай +11,45% 122,6 -8,7 100,4 +3,49 113,8 +6,25 116,9 13,74 125,1 +11,21 122,3 +6,49 117,1

6102 Чадыр-Лунга +9,88% 123,1 -13,39 97,0 +0,54 112,6 +4,24 116,7 11,86 125,3 +7,24 120,1 +2,77 115,1

6143 Тараклия-2 +3,88% 124,7 -21,05 94,7 -6,33 112,4 -1,91 117,7 5,47 126,6 -0,88 118,9 -4,9 114,1

Украинские подстанции

544 Болград-1 -15,73 92,7 +1,5 111,7 +4,89 115,4 13,30 124,6 +4,92 115,4 +0,53 110,6

528 Коса-110(1) +9,27% 120,2 -16,43 91,9 -1,23 108,7 +1,73 111,9 9,12 120 +1,91 112,1 -2,0 107,8

549 Рении-110 +13,39 124,7 -16,2 92,2 +1,15 111,3 +4,57 115,0 +13,01 124,3 +4,59 115,1 +0,18 110,2

543 Измаил-1 +4,45 114,9 -15,59 92,9 -3,5 106,2 -1,4 108,5 +4,39 114,8 -0,97 108,9 -4,11 105,5

Новые ЛЭП узлы

6037 Вулканеш.-330 - - - - -2,02 323,3 - - - - - - - -

Таблица 3.2.2. Контролируемые ветви

Номера узлов Наименование ветвей Файл КОЯМ-Я-К Исходный режим Файл КОЯМ-Я-1 Отключены 685, 6-6035(1); 6-6035 (2) узел 5 включен Файл КОЯМ-Я-2; включена ВЛ-330 Кишинев -Вулканешты и АТ-330/110 на п/ст Вулканешты; Узел 5 включен Файл КОЯМ-Я-3 включены ПГУ-24 Тараклия; ПГУ-40,5 в Вулканештах; МГРЭС -Вулканешты 400 кВ отключена; Узел 5 включен Аварийный режим. КОЯМ-Я-7 отключена 6035-6010 Вулканешты 110 - Вулканешты Сев.; отключены ПГУ в Тараклии, Комрате, Кагуле по 24 МВт; Вулканешты Сев. - ПГУ-40,5

Начало Конец

1 2068 ГрСЭСВЭ-330 - Бэлць-330 -165,5-136,9 -165,57-]52,21 -173,54-]44,11 -161,97-146,24 -155,25-139,5

2068 3 Бэлць-330 - Стрэшень-330 +27+] 12,3 -27,77+]8,48 -36,83+118,82 -23,7+114,57 -16,46+121,41

4024 4026 Кишинэу-330 - Кишин-110 -75,6-139,0 -95,39-]44,8 -80,58-]47,81 -93,34-140,73 -83,73-133,49

4024 4026 Кишинэу-330 - Кишин-110 -74,6-138,3 -96,69-]45,29 -81,77-148,48 -92,11-140,23 -84,82-134,01

4024 8 Кишинэу-330 - Отп.ХБК-2- +110,0+151,4 +138,71+]52,89 +161,24+]38,11 +136,02+149,29 -127,7+143,15

330

4024 7 Кишинэу-330 - Отп.ХБК-1-330 +108,2+141,7 +136,04+141,36 +156,93+125,66 +133,2+138,05 +124,76+132,64

4024 3 Киш.-330 - Отп. Стрэш-330 -68,0-115,9 -82,68-14,15 -63,12+117,57 -83,76-16,37 -83,92-18,29

4 8 МГРЭС-330 - ХБК-2 -177,0-176,9 -209,83-179,58 -230,72-181,77 -206,91-175,25 -197,86-167,85

-4 7 МГРЭС-330 - ХБК-1 -180,1-169,5 -212,42-170,07 -231,52-161,18 -209,31-166,06 -200,02-159,44

4026 4028 Кишинэу-110 - Хынчешть -18-11,4 -28,91-12,59 -23,18-14,25 -26,5-10,7 -21,3+11,7

4026 6164 Кишинэу-110 . Гура-Галб. -18,4-12,2 -58,8-113,2 -37,14-115,86 -50,2-14,4 -31,2+17,2

4026 4045 Кишинэу-110 - Хорешть -15,3-10,8 -38,2-14,9 -26,46-17,37 -32,9-10,4 -21,8+15,1

6035 6010 Вулканешты -110 - Вулк.Сев -20,5-13,0 +38,3+119,4 -9,4+12,4 +34,7+117,7 Отключена

6035 6143 Вулканешты-110 - Таракл 2 -16,6-12,2 +8,7-10,7 -4,1+14,3 +24+17,9 37,9+114,4

6035 6078 Вулканешты-110 - п/ст. Вулканешты районная -14,1-13,0 -13,6-13,2 -13,7-13,1 -13,8-13,1 -13,8-13,1

6035 6134 Вулканешты-110 -Бурлач.-2 -0,3-10,0 -0,3-10,0 -0,3-10,0 -0,3-10,0 -0,3-10,0

6035 6191 Вулканешты-110 - Кирил.-1 -2,0+11,4 -1,9+11,0 -1,9+11,1 -1,9+11,2 -1,9+11,2

6035 6242 Вулканешты-110 - Кирил.-2 -1,4+10,5 -1,3+10,4 -1,3+10,4 -1,3+10,4 -1,3+10,4

6035 6133 Вулканешты-110 - Бурлач.-1 -22,1-14,4 -14,9-12,0 -4,0+15,4 +9,1-15,5 +29,7+14,5

6035 6012 Вулканешты-110 - Етулия-4 -7,7-10,9 -7,6-11,4 -7,6-11,2 -7,7-11,1 -7,6-11,1

6035 6 Вулканешты -110 - Вулк-400 +68,6+113,1 отключена отключена

6035 6 Вулканешты -110 - Вулк-400 +81,0+115,5 отключена отключена

6035 528 УКРАИНА Вулканешты-110 - Коса-1 -41,8-117,4 -14,1-113,7 -26,4-19,3 19,7-117,8 -19,6-116,5

5 6 МГРЭС-400 - Вулканеш-400 -150,8+151,5 отключена отключена Отключена Отключена

6 5 Вулканеш-400 - МГРЭС-400 150,3+135,9 отключена отключена Отключена Отключена

6035 544 Вулканешты-110 - Болград-1 -23,1+10,1 -23,1+10,2 -23,1+10,2 -23,1+10,2

ВКЛЮЧЕНИЕ НОВЫХ ЛЭП

4024 6037 Кишинэу-330 - Вулкан.-330 (0-330) - - -92,64+150,08 Нет связи Нет связи

6037 6035 Вулканешты-330 -Вулканешты-110 (переток через АТ) -91,76-15,37 Нет связи Нет связи

4.2. Основные результаты расчетов параметров режимов сетей 110 кВ при включении дополнительных электрических мощностей в нормативном режиме.

Результаты расчетов режимов энергосистемы для различных вариантов введения дополнительных генерирующих источников приведены в таблицах 3.2.1 и 3.2.2

Каждый из рассмотренных вариантов характеризуется своими показателями и

Рис. 4. Структурная схема для оценки индикатора режимной безопасности узла

Вулканешты 110 кВ

На основании приведенных расчетов и анализа удалось получить обобщенные зависимости потерь напряжения и потерь мощности в системе в зависимости от величины вводимых дополнительных генерирующих мощностей ПГУ.

В качестве характерного определяющего узла выбран узел 110 кВ подстанции Вулканешты-110 кВ (узел 6035).

В результате были построены зависимости разности величин суммарных потерь в системе по сравнению с исходным режимом (рис.5) и уровня напряжения на шинах 110 кВ подстанции Вулканешты (рис.6) от величины вводимой дополнительной (рассредоточенной) мощности новых источников, суммарная величина которой изменялась от 24 до 112,5 МВт.

Анализ полученных зависимостей показал, что для восстановления параметров режима сети 110 кВ и уровня напряжения в узле 110 кВ подстанции Вулканешты необходимо ввести дополнительные источники суммарной электрической мощностью 88,5 МВт, в том числе:

- 24 МВт в узле 110 кВ в Тараклии;

- 40,5 в узле 110 кВ в Вулканештах Северная;

- 24 МВт в узле 110 кВ подстанции Комрат.

При проведении расчетов был рассмотрен дополнительный вариант сосредоточенного размещения всей мощности ПГУ непосредственно на шинах 110 кВ подстанции Вулканешты. ( таблица 4.2.1).

Таблица 4.2.1

Дополнительные режимы при введении всей дополнительной генерирующей мощности только в узле 6035___________________________________________________________________

№ п/п Файл Генерация в узле 6035 Вулканешты-110 Напряжение в узле 6035

1 №гт-Я31 24+^4 103,3 (-15,29%)

2 №гт-К22 40,5+]24 109,6 (-10,15 %)

3 №гт-К23 64,5+]38 117,2 (-3,96 %)

4 №гт-К24 88,5+]52 123,6 (+1,28 %)

Данный вариант характеризуется большим эффектом по поддержанию уровня напряжения в заданном узле 110 кВ подстанции Вулканешты -110 кВ, о чем можно судить по данным таблиц 4.2.1 и графика, показанного на рис. 6 (зависимость ир от мощности ПГУ).

Например, при рассредоточенной генерации в сумме 64,5 МВт уровень напряжения в узле 110 кВ Вулканешты составлял 115,9 кВ, а при сосредоточенной генерации 117,2 кВ.

Определенный интерес представляет анализ зависимости величины суммарных потерь мощности в энергосистеме от величины вводимой дополнительной мощности генерации на базе ПГУ. Для удобства и наглядности на рис. 5 построена зависимость разности суммарных потерь мощности в энергосистеме для рассматриваемых вариантов по отношению к базовому (исходному) режиму.

При отключении ВЛ-400 кВ МГРЭС - Вулканешты, как было показано выше, происходит значительное ухудшение режима энергосистемы, при этом потери сетях возрастают на 7,68 МВт по сравнению с исходным режимом.

При введении дополнительной рассредоточенной генерации потери в сети снижаются и при мощности дополнительных ПГУ, равной 64,5 МВт, становятся такими же, как в исходном режиме. При дальнейшем увеличении мощности ПГУ потери мощности снижаются по сравнению с исходной их величиной.

4.3. Анализ ремонтного и аварийного режимов сети 110 кВ (при выводе в ремонт одной ВЛ-110 кВ (при п-1) и аварийном отключении второй ВЛ-110 кВ (при п-2)).

Для моделирования ремонтного и аварийного режимов в сети 110 кВ в качестве исходного варианта был выбран вариант с дополнительной рассредоточенной генерацией мощности при размещении ПГУ в узлах 110 кВ Вулканешты Северная, Тараклия и Комрат.

В ремонтном режиме предполагалась отключенной одна из загруженных ВЛ -110 кВ, а именно, ВЛ Вулканешты-110 - Вулканешты Северная (т.е. моделировался режим при при п-1). Анализ полученных результатов свидетельствует о том, что в этом режиме удается обеспечить требуемые уровни напряжения в узлах при наличии принятых генерирующих источников общей мощностью 88,5 МВт. При этом реактивная мощность ПГУ в узле Вулканешты Северная оказывается избыточной, и ее необходимо снизить до величины 5 МВАр (вместо 24 МВАр в исходном режиме), что является вполне допустимым.

Далее был рассмотрен аварийный режим, при условии нахождения в ремонте указанной выше ВЛ-110 кВ и аварийном отключении второй ВЛ-110 кВ в качестве которой была выбрана ВЛ-110 кВ Кишинев-110 кВ - Гура Галбенэ.

При незначительном регулировании реактивной мощности ПГУ удается обеспечить требуемые параметры режима сети 110 кВ, не выходя за пределы допустимых для аварийного режима. Суммарная мощность ПГУ при этом составляла 88,5 МВт.

4.4. Анализ режимов энергосистемы для условий летнего максимума.

Летний максимум нагрузок характеризуется сниженным их значением до величины 0,7 от значений для зимнего максимума. Расчетные величины мощности генерирующих источников в энергосистеме Молдовы указаны в таблице 1.2.

Выбранные по условиям зимнего максимума дополнительные величины генерирующих источников (ПГУ) в пределах до 88,5 МВт обеспечивают необходимые параметры режимов и для условий летнего максимума.

Выводы

1. Отключение ВЛ-400 кВ «МГРЭС - Вулканешты» приводит к ухудшению режима Южной части энергосистемы Молдовы и Украины, недопустимым потерям напряжения в ряде узлов сети 110 кВ и увеличению суммарных потерь мощности в системе.

2. Восстановить параметры режимов электрических сетей 110 кВ, примыкающих к подстанции 110 кВ Вулканешты, можно за счет одного из двух мероприятий:

- Сооружения новой ВЛ-330 кВ «Кишинэу - Вулканешты» и установки двух автотрансформаторов 330/110/35 кВ на подстанции Вулканешты.

- Введения дополнительных генерирующих источников активной и реактивной мощности в Южном регионе сети 110 кВ энергосистемы суммарной установленной мощностью не менее 88 МВт, с возможным вариантным их размещением:

- В узле 110 кВ подстанции Вулканешты Северная (на уровне 24-40,5 МВт);

- В узле 110 кВ подстанции Тараклия (24 МВт);

- В узле 110 кВ подстанции Комрат (24 МВт).

В качестве рекомендуемого для практической реализации предлагается второй вариант.

Установка дополнительных генерирующих источников в узлах энергосистемы отвечает перспективе развития системы электроснабжения и покрытия баланса электрической мощности в энергосистеме, а также развития систем теплоснабжения крупных населенных пунктов, расположенных вблизи рассматриваемых электрических узлов энергосистемы, за счет утилизации тепловой энергии отработанных продуктов сгорания в ПГУ при комбинированной выработке ими электрической и тепловой энергии.

Литература

1. Справочник по проектированию электроэнергетических систем / В.В. Ершевич,

А.Н. Зейлигер, Г.А. Илларионов, Л.Я. Рудык, Д.Л. Файбисович, Л.Д. Хабачев, И.М. Шапиро; Под ред.

С.С. Рокотяна и И.М. Шапиро. - 3-е изд. перераб. и доп. - М.: Энергоатомиздат, 1985. - 352 с.