Исследование системной эффективности расширения действующих теплоцентралей в энергосистеме Молдовы

Тип работы:
Реферат
Предмет:
ТЕХНИЧЕСКИЕ НАУКИ


Узнать стоимость

Детальная информация о работе

Выдержка из работы

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.
INVESTIGATE A PERFORMANTEI EXTINDERII SISTEMICE A CENTRALELOR TERMICE EXISTENTE iN SISTEMUL DE PUTERE DIN MOLDOVA Vitalie Postolati, Elena Bicova Institutul de Energetica al A§ M Rezumat. Lucrare examineaza regimurile sistemului energetic din Moldova la introducerea de noi capacitati la centralele termice existente. Influenta lor asupra schimbari asupra fluxurilor de putere intra- § i inter-sistem la valoarea pierderilor de putere in sistemele energetice ale Republicii Moldova § i Ucrainei la functionarea in paralel.
Cuvinte-cheie: sistemul energetic, debit si pierderi de putere.
INVESTIGATION OF SYSTEM EFFICIENCY OF EXPANSION OF EXISTING COGENERATING POWER PLANTS IN THE POWER SYSTEM OF MOLDOVA Vitaly Postolaty, Elena Bicova Institute of Power Engineering of the ASM 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.
1. Исследование предельных режимов Молдавской электроэнергетической системы
1.1. 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 28 971 МВт, а суммарная мощность генерации — 29 403 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.2- Cx-2007. gif) — нагрузка энергосистемы: Р_наг=28 971 МВт- _____генерация: Р ген=29 403МВт- потери мощности: АР=366) МВт
№ п/п Название Значение
1 Узлов: (Ыу) 683
2 Ветвей: (Ыу) 926
3 Районов: (Ыа) 8
4 Число отключенных узлов: (Ыу откл) 1
5 Число отключенных ветвей: (Ыу_откл) 1
6 Число балансир. узлов: (Ы бу) 1
7 Число узлов с задан. (Ы ген) 42
8 Число трансформаторов: (Ы Тр) 232
9 Число ЛЭП: (Ы ЛЭП) 685
10 Число выключателей: (Ы выкл) 9
11 Р ген: (Р§) 29 403
12 Р наг: (Рп) 28 971
13 Потери Р (переменные): ^Р) 366
14 Р баланс. узла: (Р бу) 965
15 Постоянные Потери:Р пост) -4,28
16 Минимальное отклонение V (%) ^Р_тт) 23,39
Таблица 2
Нагрузки и генерация в исходном режиме энергосистем Молдовы и Украины по районам (файлы: 2007-МЕ.2- Сх-2007^г^- нагрузка МЕ Рнаг=732 МВт- генерация
МЕ Рген=211 МВт
- Район N06 Рген Рнаг Dp Рпотр Рвн Тс
1 ОБЩЕСИСТЕМ
2 МЕ 211 732 20,8 753 -542
3 DE 387 224 6,11 231 157
55 ОЭ 22 125 18 865 302,23 19 167 2957
88 ВЭ 1332 2621 100,58 2721 -1389
99 ЭКВИВАЛЕНТ 5348 6417 2,39 6420 -1071
101 Romama 112 112 -112
8 Витала
1.2. 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.
Г енерация 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: 200 7-МЕ. гц2- Cx-2007. gr/)_____________
№ Наименование Перетоки мощности по ВЛ-330 кВ при коэффициенте (к).
п/п ВЛ-330 кВ и узлов Увеличения нагрузки энергосистемы в районах 2-МЕ 3-ДЕ)
1.0 1.1 1.2 1.5 1.8 1. 9
1 ДсГЭС-3-ГрСЭСВЭ330 (Ынач=805- Ыкон=1) -229 -242 -255 -295,7 -335 -346
2 Усатово 3 — МгРЭС 330 (Ынач=508- Ыкон=4) -39 -60 -82 -150,3 -218,9 -237
3 Н. Одесск 3 — МГРЭС 330(Ынач=512- Ыкон=4) +50 +33,7 17,5 -33,3 -84 -98,1
4 Котовск 3 — МГРЭС 330 (Ынач=545- Ыкон=4) -64 -68,6 -73,2 -89,7 -106,7 -110,9
5 Арциз 3 — МГРЭС 330 (Ынач=545- Ыкон=4) -5 -4,3 -4 -2,8 -1,4 -1
6 Котовск 3 — Рыб. 330−2 (Ынач=530- Ыкон=3188) -23 -27,9 -33 -49,2 -65,2 -69,8
7 Котовск 3 — Рыб. 330−1 (№ач=530- №он=33 244) -47 -54,2 -61,7 -85 -108,2 -115,2
8 Суммарный переток из энергосистемы Украины в энергосистему Молдовы, МВт -357 -423,3 -491,4 -706 -919,4 -978
9 Суммарная генерация МЕ (район 2), МВт 211 211 211 211 211 211
10 Суммарная нагрузка МЕ (район 2), МВт 732 800 866 1071 1271 1327
11 Суммарная генерация ДЕ (район 3), МВт 387 387 387 387 387 387
12 Суммарная нагрузка в ДЕ (район 3), МВт 224 246 266 330 393 411
13 Суммарная генерация МЕ и ДЕ (районы 2, 3), МВт 598 598 598 598 598 598
14 Суммарная нагрузка в МЕ и ДЕ (районы 2, 3), МВт 956 1046 1132 1401 1664 1738
15 Суммарная генерация в ОЭС, МВт 29 403 29 500 29 595 29 897 30 206 30 299
16 Суммарная нагрузка в ОЭС, МВт 28 971 29 060 29 147 29 415 29 679 29 752
17 Потери мощности в МЕ, МВт 20,8 23,38 26,3 36,9 50,61 56,41
18 Потери мощности в ДЕ, МВт 6,11 6,49 6,95 8,99 11,81 12,9
19 Потери мощности в МЕ и ДЕ, МВт 26,91 29,87 33,25 45,89 62,42 69,31
20 Суммарные потери мощности в ОЭС, МВт 366 374 383 417 463 483
*) 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.
1.3. 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^оМ (при к=1 — исходный режим, файлы: 2007-МЕ. гц2- Сх-2007. gif)
Наименование ВЛ-330 кВ и узлов Перетоки мощности по ВЛ-330 кВ при коэффициенте (к) увеличения нагрузки энергосистемы Молдовы (МЕ+ДЕ), МВт
1.0 1.9 2,0
1 ДсГЭС-3-ГрСЭСВЭ330 (Шач=805- №он=1) -229 -346 -332
2 Усатово 3 — МгРЭС 330 (Шач=508- №он=4) -39 -237 -239,5
3 Н. Одесск 3 — МГРЭС 330(Шач=512- №он=4) +50 -98,1 -99,6
4 Котовск 3 — МГРЭС 330 (№ач=545- №он=4) -64 -110,9 -115,5
5 Арциз 3 — МГРЭС 330 №ач=545- №он=4) -5 -1 -0,5
6 Котовск 3 — Рыб. 330−2 (№ач=530- №он=3188) -23 -69,8 -69,5
7 Котовск 3 — Рыб. 330−1 (№ач=530- №он=33 244) -47 -115,2 -117,2
8 Суммарный переток из энергосистемы Украины в энергосистему Молдовы, МВт -357 -978 -973,8
9 Суммарная генерация МЕ (район 2), МВт 211 211 311
10 Суммарная нагрузка МЕ (район 2), МВт 732 1327 1395
11 Суммарная генерация ДЕ (район 3), МВт 387 387 387
12 Суммарная нагрузка в ДЕ (район 3), МВт 224 411 431
13 Суммарная генерация МЕ и ДЕ (районы 2, 3), МВт 598 598 698
14 Суммарная нагрузка в МЕ и ДЕ (районы 2, 3), МВт 956 1738 1826
15 Суммарная генерация в ОЭС, МВт 29 403 30 299 30 391
16 Суммарная нагрузка в ОЭС, МВт 28 971 29 752 29 841
17 Потери мощности в МЕ, МВт 20,8 56,41 59,93
18 Потери мощности в ДЕ, МВт 6,11 12,9 13,7
19 Потери мощности в МЕ и ДЕ, МВт 26,91 69,31
20 Суммарные потери мощности в ОЭС, МВт 366 483 487
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-(РГБТЭЦ+ 100). г"2- Сх-2007-ВМ-1 -к=2-РгБТЭЦ+100). «гГ.
- Район №& gt-б Рген Рнаг Dp Рпотр Рвн Тс
1 ОБЩЕСИСТЕМ
2 МЕ 311 1395 58,93 1454 -1143
3 DE 387 431 1,7 445 -58
55 ОЭ 23 013 18 865 351,46 19 216 3796
88 ВЭ 1332 2621 124,02 2745 -1412
99 ЭКВИВАЛЕНТ 5348 6417 2,39 6420 -1071
101 Romama 112 112 -112
8 Вокала
2. 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
2.1. 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-ЫоМ (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-ME. rg2- Cx-2007. grf)_________
№ Наименование Перетоки мощности по ВЛ-330 кВ при коэффициенте (к)
п/п ВЛ-330 кВ и узлов увеличения нагрузки энергосистемы в районах 2-МЕ- 3-ДЕ)
1.0 1.1 1.2 1.2 1.2 1.2 1. 2
1 ДсГЭС-3-ГрСЭСВЭ330 (№ач=805- №он=1) -229 -255 -230,6 -132,7 -171 -155 -138
2 Усатово 3 — МГРЭС 330 (ЪТнач=508- №он=4) -39 -82 -64,1 -40,1 +2 +25,9 +49,8
3 Н. Одесск 3 — МГРЭС 330 (ЪТнач=512- №он=4) +50 + 17.5 +31,2 +49,5 +81,5 +99,7 + 117,8
4 Котовск 3 — МГРЭС 330 (ЪТнач=545- №он=4) -64 -73.2 -73,6 -65 -56,1 -47,3 -38,4
5 Арциз 3 — МГРЭС 330 (ЪТнач=545- №он=4) -5 -4 -3,8 -3,8 -3,5 -3,4 -3,3
6 Котовск 3 — Рыб. 330−2 (№ач=530- №он=3188) -23 -33 -27,9 -23,4 -13,9 -9,4 -4,9
7 Котовск 3 — Рыб. 330−1 (№ач=530- №он=33 244) -47 -61.7 -56,6 -52,1 -42,5 -38 -33,5
8 Суммарный переток из энергосистемы Украины в энергосистему Молдовы, МВт -357 -491.4 -425 -267,6 -205,5 -127,5 +50,5
9 Суммарная генерация МЕ (район 2), МВт 211 211 311 411 611 711 811
10 Суммарная нагрузка МЕ (район 2), МВт 732 866 872 879 887 892 895
11 Суммарная генерация ДЕ (район 3), МВт 387 387 387 387 387 387 387
12 Суммарная нагрузка в ДЕ (район 3), МВт 224 266 268 269 271 272 273
13 Суммарная генерация МЕ и ДЕ (районы 2, 3), МВт 598 598 698 798 998 1098 1198
14 Суммарная нагрузка в МЕ и ДЕ (районы 2, 3), МВт 956 1132 1140 1148 1158 1164 1168
15 Суммарная генерация в ОЭС, МВт 29 403 29 595 29 597 29 598 29 603 29 607 29 612
16 Суммарная нагрузка в ОЭС, МВт 28 971 29 147 29 154 29 163 29 173 29 179 29 183
17 Потери мощности в МЕ, МВт 20,8 26.3 25,35 23,21 23,77 24,56 26,6
18 Потери мощности в ДЕ, МВт 6,11 6. 95 6,94 6,47 6,27 6,13 6,12
19 Потери мощности в МЕ и ДЕ, МВт 26,91 33. 25 32,29 29,68 30,4 30,69 32,72
20 Суммарные потери мощности в ОЭС, МВт 366 383 377 369 363 362 362
21 Ввод дополнительной генерации на СЕТ-Норд 100 100 200 200 200
22 Ввод дополнительной генерации на СЕТ-2 — 100 200 300 400
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 23,224, 5 МВт). Практически неизменными остаются потери в энергосистеме ДЕ (на уровне 6,96, 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 Р М № 958 от 21 августа 2007.
Сведения об авторах:
Постолатий В. М., гл.н.с., академик, д.т.н. Область научных интересов: энергетические системы, управляемые линии электропередач переменного тока повышенной пропускной способности, проблемы передачи энергии, режимы энергетических систем, переходные электромеханические процессы, электрические станции, теплоэнергетика, экономика энергетики, вопросы управления энергетическим комплексом.
Быкова Е. В., вед. н.с., к.т.н. Профессиональные интересы находятся в области исследования и анализа общих проблем энергетики, методологии расчета и мониторинга индикаторов энергетической безопасности страны (региона) — в области применения современных технологий производства электрической и тепловой энергии и окружающей среды.

ПоказатьСвернуть
Заполнить форму текущей работой