Просмтор этого файла доступен только зарегистрированным пользователям. Но у нас супер быстрая регистрация: достаточно только электронной почты!

Текст из файла (страница 2)

Кроме отсутствия необходимых резервов мощности системы электроснабжения, на тяговую сеть накладываются ограничения в потреблении электроэнергии и связанные с этим снижение пропускной и провозной способности [5].

Система тягового электроснабжения Российских железных дорог ОАО «РЖД» является транзитной системой доставки электроэнергии от системы внешнего электроснабжения до электроподвижного состава, и это, естественно, связано с определенными потерями энергии. Их минимизация является целевой задачей участия системы тягового электроснабжения в формировании энергетической эффективности электрической тяги в целом [5].

Наличие тяговой нагрузки в схеме электроснабжения БАМа вызывает в питающей сети появление несимметрии выше допустимых значений. Искажения напряжения затрудняют нормальную работу оборудования электроэнергетических систем. В связи с этим особое значение имеет решение комплекса научно-технических проблем, связанных с повышением надежности и экономичности работы электроэнергетических систем, с улучшением качества электрической энергии [6].

Недостаточное финансирование в последние годы привело к значительному технологическому отставанию технических средств стационарной энергетики железнодорожного транспорта. Эксплуатация физически и морально устаревших энергоустановок с низкими эксплуатационными коэффициентами полезного действия привела не только к повышенному потреблению топливно-энергетических ресурсов, но и к дополнительным финансовым затратам на их содержание и ремонт [5].

1.2 Анализ текущего состояния электроэнергетического комплекса Хабаровского края. Основные проблемы и перспективы развития

Энергетическая система Хабаровского края является крупнейшим производителем энергии на Дальнем Востоке, вырабатываемая ею электрическая энергия составляет более 20 % [7].

В структуру энергетики края входят генерирующие мощности, электросетевое хозяйство, а также организации по оперативно-диспетчерскому управлению энергетическими объектами и сбыту энергии [7].

Потребности экономики и населения Хабаровского края в электрической энергии в полном объеме обеспечиваются ТЭС, перетоками электроэнергии из ОЭС Востока, а также ведомственными и муниципальными локальными энергоисточниками. Энергосистема края производит 97 % электрической энергии от всей потребности в крае [7].

Централизованным электроснабжением охвачены города и населенные пункты, в которых проживает около 95 % населения Хабаровского края. Только населенные пункты, расположенные в отдаленных северных районах и имеющие незначительные объемы электропотребления, обеспечиваются электроэнергией от автономных дизельных и газопоршневых электростанций [7].

Общая установленная мощность теплоэлектростанций по состоянию на 1 января 2015 года составляет по выработке электрической энергии - 2234 МВт, в том числе резерв электрических мощностей около 800 МВт [7].

Основные показатели энергосистемы Хабаровского края за 2010-2014 года представлены в таблице 1.1 [7].

Таблица 1.1 – Основные показатели энергосистемы Хабаровского края

Хабаровская энергосистема имеет прямые электрические связи с ОЭС Востока, что значительно повышает надежность электроснабжения и позволяет приобретать электроэнергию, вырабатываемую ГЭС региона, по цене ниже произведенной ТЭС на территории края. Изолированно от ОЭС Востока в энергосистеме края функционирует только Николаевский энергорайон [7].

Системообразующие электрические сети на территории края сформированы на напряжении 500 - 220 кВ общей протяженностью 4,3 тыс. км. Распределительные электрические сети напряжением 110, 35, 6-10 и 0,4 кВ имеют более 8 тыс. км ЛЭП и 157 подстанций общей установленной мощностью 3434,4 МВА [7].

Техническое состояние ЛЭП и подстанций напряжением 500, 220, 110 и 35 кВ поддерживается в удовлетворительном состоянии. Вместе с тем, на подстанциях эксплуатируется оборудование, которое выработало свой ресурс и морально устарело, нуждается в замене [7].

Сведения о техническом состоянии ЛЭП и подстанций напряжением 500, 220, 110, 35 и 0,4/10 кВ приведены в таблице 1.2 [7].

Таблица 1.2 – Техническое состояние линий электропередачи и подстанций

В полном объеме выполнены запланированные на 2015 год работы по ремонту и реконструкции генерирующих мощностей и сетевых объектов энергосистемы края [7].

На ряде подстанций 110 кВ осуществлена замена выработавшего ресурс электротехнического оборудования на современное, с улучшенными техническими характеристиками [7].

Анализ текущего состояния энергосистемы Хабаровского края позволил выделить следующие существующие проблемы [7]:

1. Старение действующих генерирующих мощностей, распределительных электрических и тепловых сетей, ограниченные технические возможности действующих централизованных систем теплоснабжения в крупных городах края.

Износ основного оборудования на энергоисточниках составляет от 60 до 90 %, кроме Комсомольской и Хабаровской ТЭЦ-3, имеющих износ оборудования до 50 %. Средний коэффициент использования установленной мощности - около 40 %.

В распределительных электрических сетях значительная часть электротехнического оборудования находится в работе со сроками эксплуатации на 30 - 80 % превышающие нормативные.

Поэтому приоритетной задачей на ближайшую перспективу является поэтапное замещение на электростанциях выработавшего парковый ресурс генерирующего оборудования с последующим техническим перевооружением, с использованием передовых парогазовых и газотурбинных технологий, а также модернизация, реконструкция и строительство новых электросетевых объектов.

2. Существующие ограничения на технологическое присоединение нагрузок новых потребителей электрической энергии к шинам ряда подстанций энергосистемы Хабаровского края.

Перегруженность действующих электрических сетей и подстанций в центральной части Хабаровска и Ванино - Советско-Гаванском энергорайоне препятствует возможности технологического присоединения объектов нового строительства.

По состоянию на 1 января 2015 года около 60 центров питания 35-110 кВ перегружены и их количество имеет тенденции к росту. Кроме того, воздушные линии 110 кВ краевого центра имеют значительный физический износ, так как срок их эксплуатации превышает нормативный.

Не обладают достаточной надежностью:

- схема электроснабжения потребителей, питающихся от однотрансформаторных и имеющих одностороннее питание подстанций. Аварийное или ремонтное отключение тупиковых ЛЭП или единственного трансформатора на этих подстанциях ведет к полному их погашению;

- схема выдачи мощности Хабаровской ТЭЦ-3, что обусловлено необходимостью передачи мощности в сеть 110 кВ прилегающего к ТЭЦ-3 района, нагрузка которого не соответствует по величине мощности блока – 180 МВт, присоединенного к шинам 110 кВ, влечет ограничение нагрузок потребителей города.

Схема внешнего электроснабжения Ванино – Советско-Гаванского энергорайона не обладает достаточной степенью надежности. По воздушной ЛЭП 220 кВ «Комсомольская – Селихино – Высокогорная – Ванино» расчетный максимально допустимый переток мощности составляет 80 МВт у шин подстанции 220 кВ «Ванино».

Часто возникающие на ЛЭП аварийные ситуации приводят к потере 75 МВт в Ванино – Советско-Гаванском энергорайоне и к необходимости пуска пиковых газотурбинных установок Майской ГРЭС, использующих дорогостоящее дизельное топливо. В нормальном режиме на существующем оборудовании станция может выдать в сеть 65 МВт.

Также имеется сложность по регулированию режима напряжения на подстанции 220/110 кВ «Ванино» из-за недостаточной реактивной мощности компенсирующих устройств.

3. Отсутствие централизованного электроснабжения от Хабаровской энергосистемы в ряде населенных пунктов края, обеспечивающихся электроэнергией от локальных, низкоэффективных источников.

4. Резкое сокращение бюджетного финансирования строительства энергетических объектов, недостаточность собственных инвестиционных ресурсов региональных энергетических компаний и сложность привлечения средств из внешних источников [7].

Помимо планов на реконструкции и строительства энергетических объектов, одним из стратегически важных проектов является объединение энергосистем Сибири и Востока. Для этого ведется проектирование второй линии электропередачи от подстанции 220 кВ «Чара» (Забайкальский край) до подстанции «Тында» в Приамурье и уникального преобразовательного комплекса с применением вставки постоянного тока на подстанции 220 кВ «Хани» в Якутии. В результате ввода в эксплуатацию этих объектов будет обеспечен переток электроэнергии между двумя энергосистемами и повысится надежность электроснабжения потребителей [8].

Усовершенствование электроэнергетического комплекса Хабаровского края продолжается год за годом, но растет потребность в электроэнергии значительно быстрее. Именно поэтому мы наблюдаем множество проблем с передачей большей мощности к потребителю. Целью данной работы является повышение пропускной способности энергосистемы края с помощью технологии гибкой электропередачи. Для достижения данной цели необходимо выполнить расчет схемы электрической сети края с применением компенсирующих устройств и посредством анализа полученных результатов убедиться в эффективности предложенного метода.

2 СОВРЕМЕННЫЕ УСТРОЙСТВА ГИБКОЙ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ

2.1 Средства балансирования реактивной мощности в энергосистеме

Передача электроэнергии от генераторов электростанций до потребителей является сложным физическим процессом. При этом энергия многократно преобразуется трансформаторами для снижения потерь. Поэтому данный процесс преобразования требует наличия как активной мощности, так и реактивной. На выработку реактивной мощности не требуется непосредственного расхода топлива. Однако при передаче ее по линиям затрачивается активная мощность, проявляющаяся в виде потерь электроэнергии, и дополнительно загружаются элементы электрической сети, что приводит к уменьшению общей пропускной способности системы. Поэтому увеличивать выдачу реактивной мощности генераторами, чтобы доставить ее потребителю, нецелесообразно [9].

Эффективно и экономично решить данную проблему позволяет компенсация реактивной мощности у потребителя, наглядно представленная на рисунке 2.1 [9].

Рисунок 2.1 – Эффект компенсации реактивной мощности у потребителя

В первом случае подводимая мощность из сети равна потребляемой потребителем мощности, во втором случае величина подводимой мощности меньше, поскольку реактивная мощность скомпенсирована установкой компенсирующего устройства у потребителя [9].

На практике в большинстве случаев наблюдается экономическая и техническая выгода от полной или близкой к ней компенсации реактивной мощности. При этом регулируется основной параметр – реактивная мощность, которая влияет на один из главных параметров режимов – напряжение. Регулируя уровни напряжения в сети, улучшается качество электрической энергии. Согласно стандарту ГОСТ 32144-2013 [10] для медленного изменения напряжения установлены нормы, согласно которым положительные и отрицательные отклонения напряжения в точке передачи электрической энергии не должны превышать 10 % номинального значения напряжения.

В энергосистемах и промышленных предприятиях реактивная мощность является неотъемлемой частью технологического процесса, влияющая на его экономическую эффективность. Поэтому компенсация реактивной мощности – это наиболее простой, доступный и эффективный способ энергосбережения как в электроэнергетических сетях, так и в сетях предприятий. От того, как технически грамотно будет решаться данный вопрос, зависит надежность всей электроэнергетической системы страны [11].

Поскольку игнорирование данной проблемы приводит к повышенной передаче и потреблению реактивной мощности, то в сети появляются нежелательные последствия, представленные на рисунке 2.2 [9].

Характеристики

Список файлов ВКР