8 (800) 250-79-14
help@gkh62.ru

Сейчас в энергосистеме Монголии сложилась и сохраняется ситуация, когда значения напряжения в контрольных точках энергосистемы в ночные часы при минимальной нагрузке достигают максимально допустимых значений, установленных «Правилом объединенной системы», а в вечернее время (при перегрузках) падают ниже минимально допустимых. Несмотря на то, что регулирование напряжения ведется на шинах с помощью возбудителя генераторов, а на подстанциях с помощью регулятора под нагрузки (РПН) и переключения без возбуждения (ПБВ) трансформаторов или с помощью управляемых реакторов, этого оказывается недостаточно. Для решения данной проблемы проводятся изыскания и расчеты, которые позволят сделать обобщенный вывод и разработать комплекс научно обоснованных мер по регулированию напряжения.

Энергосистема Монголии

Энергосистема Монголии состоит из четырех независимых региональных энергосистем: Западной (ЗЭС), Алтай-Улиастайской (АУЭС), Центральной (ЦЭС) и Восточной (ВЭС). Электроэнергию генерируют восемь ТЭЦ, две ГЭС («Дургун» и «Тайшир»), а также ветровые электростанции «Салхит», «Цэций» и «Сайншанд», дизельные электростанции Алтая и Улиастая и солнечные электростанции малой мощности. Потребители снабжаются электроэнергией через распределительные сети Центрального, Западного, Восточного и Южногобийского регионов.

По состоянию на 2018 год все имеющиеся 335 центров питания сомонов¹ во всех 21 аймаках Монголии подключены к ЦЭС. С экономической точки зрения необходимо рационально использовать передающие способности ЛЭП, постройка которых потребовала больших капиталовложений.

Из-за того, что линии распределительных сетей протянулись на большие расстояния, но рассчитаны на очень малую нагрузку, обеспечивающую лишь освещение центров сомонов и населенных пунктов, они экономически неэффективны.

Поскольку источники электрической энергии расположены в Центральном регионе и сконцентрированы в одном месте, регулирование напряжения и потоков реактивной мощности очень затруднительно, в особенности на ЛЭП 110 и 35 кВ.

СПРАВКА

Монголия – страна с огромной территорией и малочисленным населением. Основную долю в потреблении электроэнергии занимает бытовой сектор, поскольку промышленность относительно малоразвита. Несмотря на то, что в последние годы наблюдается подъем горнодобывающей отрасли, в ближайшее время, согласно прогнозу, бытовой сектор останется лидером по потреблению электроэнергии. К числу других особенностей монгольской энергосистемы можно отнести малую нагрузку, огромную протяженность линий электропередачи, малое число источников генерации, которые сконцентрированы в одном месте, а также сезонное (лето–зима) или суточное (утро–вечер) регулирование напряжения и реактивной мощности. Все это негативно отражается на качестве поставляемой электроэнергии. Очевидна тенденция, что и в дальнейшем будет расти интервал между максимальным и минимальным значениями пиковой суточной нагрузки.

Цели и задачи по оптимизации работы энергосистемы

Для решения проблемы поставлены следующие задачи:

• дать оценку по режиму работы энергосистемы в целом на основании расчетов;

• оптимизировать режим работы энергосистемы для поддержания нормального уровня напряжения и качества электрической энергии;

• сформулировать рекомендации по проведению технических мероприятий;

• определить основные направления политики развития энергосистемы.

В течение последних 5 лет проводились работы по измерению уровня напряжения в контрольных точках энергосистемы Центрального региона.

В результате собраны данные, из которых видно, что значение напряжения в контрольных точках превышает предельно допустимые значения (см. табл.).

Проблемы, возникающие при регулировани напряжения

Поскольку главные источники электроэнергии расположены в Центральном регионе, а потребители разбросаны почти по всей территории, необходимость передачи энергии на большие расстояния влечет за собой не только значительные потери энергии, но и низкую способность передачи.

Кроме того, устойчивая работа и качество электроэнергии энергосистемы Монголии зависят от энергосистемы России и не имеют маневренного или регулирующего источника электроэнергии при различных возмущениях, например аварийных ситуациях, или при смене пиковых нагрузок на ночные минимальные нагрузки [2].

Также, как уже было отмечено, имеются трудности по регулированию напряжения в контрольных точках: удаленные на большие расстояния линии и подстанции не имеют возможности передавать большие мощности, необходимые промышленности. Разница между минимальным и максимальным значениями нагрузки составляет до 30 % (рис. 1). Данный фактор является одним из основных дестабилизирующих влияний на уровень напряжения в удаленных точках электрических сетей.

Расчет статической устойчивости энергосистемы

Был выполнен расчет по определению режимов статической устойчивости системы с использованием уравнений узловых напряжений:

где W – n-векторная функция последовательности; n – количество цепей в схеме моделирования, исключая балансирующие цепи; X – n-переменный вектор с n-последовательностью. Для значения переменной вектора Х модуль напряжения и угла (в координатной системе с полюсом) или активное и реактивное напряжения могут быть отобраны.

Для проведения расчета статической устойчивости требуется выполнить многовариантные предварительные оценки.

Расчет статической устойчивости – это комплексное исследование различных факторов, таких как текущие параметры системы, ее нагрузка, переход с нормального на ненормальный режим работы, перегрузочные или разгрузочные ситуации, климатические условия, различные аварийные ситуации и т. п. в соответствии с требованиями к релейной защите и автоматике в рассматриваемых условиях [3].

Критерии данных для расчета режима статической устойчивости

При реальном режиме работы системы:

• по техническим и эксплуатационным условиям:

Umin доп ≤ Ui.er ≤ Umax доп (допустимый),
Umin доп ≤ Ui ≤ Umax доп,
Umin пр.доп ≤ Ui ≤ Umax пр.доп (предельно допустимый),
Imin доп ≤ Ii–j ≤ Imax доп,
Imin доп. элем ≤ Ii–j ≤ Imax доп.элем,
Imin пр.доп ≤ Ii–j ≤ Imax пр.доп,
fmin доп ≤ fi ≤ fmax доп;

• по предельно допустимым значениям данных:

Umin ≤ Uгбаз ≤ Umax, Pmin ≤ Pгбаз ≤ Pmax, Qmin ≤ Qгбаз ≤ Qmax,
Umin ≤ Uiг ≤ Umax, Pmin ≤ Piг ≤ Pmax, Qmin ≤ Qiг ≤ Qmax,
Imin ≤ Ii–j ≤ Imax,
Pmin ≤ Pн ≤ Pmax, Qmin ≤ Qн ≤ Qmax;

• статические и динамические характеристики нагрузки.

Расчет напряжения в системе был проведен с учетом критериев² данных. Выявлено, что напряжение в контрольных точках сети 110 кВ колеблется в пределах 104–126 кВ (рис. 2).

Расчетные показатели напряжения в контрольных точках системы в Центральном регионе

Меры усовершенствования регулирования напряжения

Как показывает эксплуатация ЛЭП 110 кВ (Булган – Морон – Тэлмэн и Чойр – Сайншанд – Замын Ууд), трудно регулировать напряжение и передавать мощности в разное время года, невозможно передавать большую мощность без источника электроэнергии в приемных удаленных концах линий или без перехода на другой уровень напряжения линий электропередачи.

Реактивная мощность, возникающая в ЛЭП 35 кВ, регулируется путем установления шунтируюших реакторов.

В монгольской энергосистеме нет опыта применения устройств, позволяющих регулировать напряжение, таких как синхронные двигатели и синхронные компенсаторы.

Статические ВАР-компесаторы, установленные в 2013 году на ветроэлектростанции «Салхит» мощностью 50 МВт и на подстанции 220/35 кВ горнодобывающей фабрики «Оюутолгой», предназначены только для регулирования напряжения и реактивной мощности на собственных шинах. Режим потребления и генерации реактивной мощности на шинах генераторов ТЭЦ является одним из методов регулирования напряжения и реактивной мощности. Этого недостаточно для энергосистемы страны потому, что количество этих генераторов и их мощности малы и они не были рассчитаны на регулирование напряжения и реактивной мощности в широких диапазонах, как это требуется.

Выводы и рекомендации

За последние 20 лет в Монголии за счет финансирования из госбюджета к централизованному энергоснабжению были подключены все поселения, включая малые административные единицы. Это стало важным достижением в социально-экономическом плане, но усугубило имеющиеся проблемы.

В результате анализа собранных исследовательских данных сделан вывод, что регулирование напряжения в контрольных точках системы 110/35 кВ при использовании традиционных методов невозможно, особенно если потребление электроэнергиии будет увеличиваться, а требования потребителей к качеству электроэнергии, обусловленные развитием применяемых ими оборудования и технологий, станут ужесточаться.

Поэтому Монголии следует обратить особое внимание как на структуру источников генерации электроэнергии, так и на ее потребление, на удаленность источников от потребителей, на развитие инфраструктуры передачи и распределения электроэнергии [2].

В Монголии основными производителями электроэнергии являются ТЭЦ. Поэтому первоочередной вопрос – выбор альтернативных источников электроэнергии, например:

• строительство гидроэлектростанции, которая могла бы стать регулятором системы;

• введение в эксплуатацию возобновляемых источников электроэнергии и других новых их видов (например, батарей).

К числу важнейших задач страны в области электроэнергетики относятся:

• введение в эксплуатацию генераторов с широким диапазоном регулирования реактивной мощности, новых электростанций, а также реконструкция существующих генераторов;

• выполнение расчетов регулирования напряжения и реактивной мощности и проведение реконструции (внедрение новых статических ВАР-компенсаторов и т. д.) магистральной линии с учетом прогноза по повышению потребления электроэнергии, а также интересов производителей и потребителей;

• уменьшение разницы между значениями мaксимальной и минимальной нагрузок путем повышения потребления электроэнергии в ночные часы (с опорой на положительный опыт Дарханского металлургического завода).

Источник информации: https://www.abok.ru/for_spec/articles.php?nid=7400