Исследование режимов работы, обоснование путей развития и повышения эффективности Тюменской энергосистемы

Целью настоящей работы является проведение комплексных исследований режимов работы и обоснование путей развития генерирующих мощностей, основных электрических сетей Тюменской энергосистемы и ее внешних связей, а также направлений повышения надежности электроснабжения потребителей. Актуальность поставленной проблемы определяется рядом факторов, связанных с территориальным расположением системы, природными ресурсами региона, а также с конструктивными особенностями распределительных сетей.

Тюменская энергосистема является второй в России по установленной мощности и вырабатываемой электроэнергии. Протяженность ее основных электрических сетей соизмерима с длиной экваторалинии электропередач размещены на площади превышающей 1 миллион квадратных километров. Находясь между восточными регионами и европейской частью страны, тюменская энергосистема занимает удобное географическое положение для организации потоков электрической энергии по различным направлениям. С другой стороны, крупные концентрированно размещенные энергоресурсы и вполне современные источники электрической мощности позволяют ей не только полностью обеспечивать собственные энергетические потребности, но и покрывать дефицит электроэнергии в других регионах страны. По этой причине анализ перспектив развития Тюменской энергосистемы должен основываться на анализе тенденций развития Единой энергетической системы России в целом, а стратегия наращивания генерирующих мощностей должна строиться не только с учетом роста собственного энергопотребления региона, но и страны в целом. Последнее существенно усложняет прогнозные оценки и вынуждает уделять особое внимание методике исследований оптимизации путей развития энергосистемы.

Внутренние распределительные сети энергосистемы в ее северных регионах создавались таким образом, чтобы максимально быстро обеспечить электроснабжение новых добывающих предприятий нефтяной и газовой промышленности. В подобной ситуации в ряде случаев приходилось обходиться минимальным резервированием воздушных линий (ВЛ) электропередач, а их конструктивное исполнение укладывать в рамки типовых решений, не учитывающих в должной мере климатических особенностей региона, специфики его грунтов, часто вечномерзлотных, экологических проблем в тундре, где природа медленно восстанавливается от технической деятельности человека. Опыт эксплуатации северных тупиковых ВЛ выявил недостаточную надежность электроснабжения при грозовых воздействиях. В современной экономической обстановке, когда перерыв электроснабжения предприятий добывающих отраслей промышленности оборачивается весомыми материальными ущербами, вопрос о повышении надежности работы BJI в сложных метеоусловиях стоит поэтому особенно остро.

Тюменский регион является основным нефтегазодобывающим регионом России, где в настоящее время добывается свыше 90% природного газа и более 70% российской нефти. Наряду с этим в регионе имеется развитый электроэнергетический комплекс (рис. 1), основу которого составляют электростанции ОАО «Тюменьэнерго»: Сургутские ГРЭС-1 и ГРЭС-2, Нижневартовская ГРЭС, Тюменские ТЭЦ-1 и ТЭЦ-2, Уренгойская ГРЭС с суммарной установленной мощностью 10 465 МВт, электрические сети напряжением 500, 220 и 110 кВ РАО «ЕЭС России» и ОАО «Тюменьэнерго» протяженностью 33,5 тыс. км. Параллельно с электростанциями ОАО «Тюменьэнерго» по сетям 110−220 кВ работает ряд небольших газотурбинных электростанций — независимых производителей электроэнергии, суммарной мощностью более 260 МВт, расположенных вблизи газоконденсатных месторождений и магистральных газопроводов, идущих на Урал и в Европейскую часть страны. Кроме того, в Тюменском регионе функционирует свыше 3000 мелких, в основном дизельных электростанций, расположенных при различного рода предприятиях, осуществляющих электроснабжение населенных пунктов, не подключенных к системе централизованного электроснабжения. Их суммарная мощность составляет около 1400 МВт.

Наиболее мощными генерирующими источниками Тюменской энергосистемы являются Сургутские ГРЭС 1 и 2 с установленной мощностью соответственно 3292 и 4800 МВт. Тюменская энергосистема в настоящее время имеет значительные избыточные генерирующие мощности и снабжает электроэнергией не только своих потребителей, но и является одним из основных поставщиков электроэнергии на российский федеральный оптовый рынок электроэнергии и мощности (ФОРЭМ).

Значительную часть расходуемого топлива, используемого на электростанциях ОАО «Тюменьэнерго», составляет попутный газ нефтяных месторождений. Электростанции ОАО «Тюменьэнерго» являются основными потребителями попутного газа, и его использование на электростанциях улучшает экологическую ситуацию в регионе, поскольку в противном случае он сжигался бы в факелах.

Большая часть оборудования электростанций и электрических сетей характеризуется относительно небольшой изношенностью. Наибольший срок эксплуатации имеют агрегаты Тюменской ТЭЦ-1, которые были введены в 1963;1970 гг., и агрегаты Сургутской ГРЭС-1, введенные в 1972;1983 гг. Агрегаты других электростанций, введенные в 80 — 90-х гг., в том числе все 7 блоков 800 МВт, являются сравнительно новыми, что выгодно отличает Тюменскую энергосистему от других энергосистем страны.

Имеется ряд факторов, которые объективно повышают в перспективе роль.

Тюменской энергосистемы в обеспечении электроснабжения потребителей других регионов страны. Это обусловлено, в первую очередь, необходимостью значительных объемов замены и технического перевооружения оборудования электростанций в других регионах России (к 2015 г. отработает свой проектный ресурс почти 70% существующих генерирующих мощностей России), в то время как в Тюменской энергосистеме имеются хорошие заделы по вводу новых генерирующих мощностей.

В соответствии с приказом РАО «ЕЭС России» должны быть осуществлены реконструкция и техническое перевооружение Тюменской ТЭЦ-1, предусматривающие замену существующих турбоагрегатов на ПГУ с установкой паровых и газовых турбин общей мощностью 811 МВт. На Сургутской ГРЭС-1 намечена установка двух ПГУ-360 вместо отрабатывающих свой ресурс четырех конденсационных энергоблоков К-210. На Сургутской ГРЭС -2 имеется возможность ввода седьмого блока мощностью 800 МВт. На Нижневартовской ГРЭС возможен ввод еще двух блоков по 800 МВт каждый. Вместо одного из них рассматривается вариант ввода ПГУ мощностью более 1000 МВт. На Уренгойской электростанции возможен к 2010 г. ввод двух ПГУ-160. Кроме того, возможно дальнейшее расширение станции, поскольку площадка строительства Уренгойской ГРЭС была выбрана на проектную мощность станции 2500 МВт, и на ней выполнен значительный объем работ по жилстроительству и промстроительству. Возможно также возобновление строительства ранее намечаемой Няганьской ГРЭС. При этом в перспективе в Тюменской энергосистеме могут быть избытки мощности в размере 40 005 000 и более МВт.

В новых экономических условиях появилась возможность широкого развития электростанций небольшой мощности — независимых производителей электроэнергии, сооружаемых за счет средств потребителей, прежде всего нефтяных и газовых компаний. В настоящее время РАО «Газпром» рассматривает возможность сооружения новых газотурбинных электростанций для электроснабжения предприятий добычи, транспорта и переработки газа на северных территориях Тюменской области. Рассматривают вопросы сооружения собственных электростанций и нефтяные компании. В случае реализации этих планов резерв мощности в энергосистеме возрастет еще больше.

Анализ перспектив добычи природного газа с месторождений Тюменской области [1−4] показывает, что в целом добыча газа в регионе может начать снижаться уже за 2000 г. и для покрытия потребности в тюменском газе потребуется довыработка находящихся сейчас в эксплуатации месторождений газа вплоть до наступления экономического предела их разработки, а по мере снижения добычи на них и ввод новых месторождений. Это существенно повлияет на энергоснабжение удаленных потребителей газа, но сохранит благоприятную обстановку для собственных потребителей региона, поскольку важным дополнительным источником первичных энергоресурсов может служить низконапорный газ, остающийся в основных месторождениях Тюменской области после завершения их разработки с целью дальнего магистрального транспорта газа. Низконапорный газ может быть эффективно использован для снабжения потребителей в районе добычи.

По оценкам [2] объем неизвлеченных запасов газа в основных месторождениях Тюменской области составляет 1,7 трлн. м3. За период снижения давления перед ДКС от 1 до 0,1 МПа из этих месторождений может быть извлечено порядка 1,6 трлн. м3 природного газа (около 8% от первоначальных запасов) Остаточные запасы месторождения Медвежье в этом диапазоне давлений на входе в ДКС дают возможность обеспечить топливоснабжение ТЭС мощностью в 2−3 ГВт в течение 20 лет. Для Уренгойского месторождения эта величина может составить порядка 12−13 ГВт. При меньшей мощности КЭС продолжительность их эксплуатации при надежном обеспечении низконапорным газом этих месторождений возрастает.

На электростанциях, сжигающих природный газ, потребуется давление от 0,3 до 2,1 МПа в зависимости от типа оборудования. Поэтому давление на выходе из ДКС, обеспечивающее такое давление у потребителя с учетом потерь на транспорт, составляет 1,0−2,5 МПа. Это потребует сжатия газа лишь на низших ступенях при условии размещения электростанций в непосредственной близости от вырабатываемых месторождений газа. Анализ, выполненный в [5], показал возможность размещения КЭС в зонах Медвежьего и Уренгойского месторождений мощностью 2400−3000 МВт с расстояниями от площадок КЭС до центров месторождений — 65 км для Медвежьего месторождения и 100 км для Уренгойского месторождения.

За счет сооружения энергоисточников на низконапорном газе может быть достигнут эффект самообеспечения потребителей северных районов области и освобождения соответствующих мощностей существующих и развивающихся электростанций ОАО «Тюменьэнерго», позволяющих обеспечить повышение возможностей экспорта электроэнергии.

Более того, интенсивное использование низконапорного газа вытеснит из энергопотребления Тюменской области определенную часть высоконапорного газа, который может по магистральным трубопроводам быть транспортирован в удаленные районы страны и на экспорт.

Дополнительным источником энергоресурсов для электростанций Тюменского региона является попутный газ нефтяных месторождений, объемы которого несмотря на падение объемов его добычи, связанных с падением добычи нефти (например, согласно прогнозам СУРГУТНИПа добыча попутного газа в ОАО «Сургутнефтегаз» до 2005 г. сохранится достаточно стабильной на уровне 10 млрд. м3, а затем уменьшится до 7,3 млрд. м3 в 2010 г. и до 4,6 млрд. м3 в 2015 г.) может быть компенсирована за счет повышения сбора попутного газа, сжигаемого в настоящее время в факелах [6].

В целом, учитывая географическое положение Тюменской энергосистемы, можно говорить об обеспеченности первичными энергоресурсами электростанций Тюменского региона на обозримую перспективу. В то же время следует ожидать снижения поставок природного газа с месторождений Тюменской области на электростанции в другие регионы страны, что обуславливает целесообразность развития генерирующих мощностей Тюменского региона и их использование для электроснабжения потребителей других регионов России. Для реализации имеющегося потенциала необходимо развитие электрических связей в направлении Тюмень — Урал — Центр. Эти связи, однако, должны будут функционировать совместно с намечаемыми линиями электропередачи транзита Сибирь — Урал — Центр для транспорта электроэнергии из другого региона страны с мощным энергетическим потенциалом и дешевой электроэнергией — Восточной Сибири, а также, при наличии соответствующих договоренностей с Казахстаном, и с существующими ВЛ 1150 кВ и 500 кВ, связывающими ОЭС Сибири с ОЭС Урала через энергосистемы Казахстана. Вот почему необходима постановка специальных исследований по определению влияния различных условий, в том числе ввода различных линий электропередачи высокого и сверхвысокого напряжения, на выдачу мощности от электростанций Тюменского региона, а также обоснование путей наиболее рационального развития Тюменской энергосистемы и ее интеграции с другими энергосистемами России.

В связи с изложенным в диссертационной работе были решены следующие задачи.

1. Разработана методика и выполнен комплекс исследований по определению предельных по условиям устойчивости выдаваемых мощностей от электростанций Тюменского региона при различных вариантах развития линий электропередачи в транзите Сибирь — УралЕвропейская часть России (глава 1).

2. Выполнены комплексные исследования оптимальных вариантов развития генерирующих мощностей Тюменского региона с учетом других регионов России (глава 2).

3. Разработаны предложения и мероприятия по повышения надежности работы Тюменской энергосистемы, в том числе: методы и средства повышения грозоупорности двухцепных ВЛ с высокими сопротивлениями заземлениями опор в районах вечной мерзлоты (глава 3) — гибридный моделирующий комплекс энергосистемытренажер для управления мощными энергоблоками тепловых электростанций (глава 4) — пути улучшения режимов Тюменской энергосистемы в части регулирования напряжения и реактивной мощностинаправления эффективного применения в Тюменской энергосистеме регулируемых источников реактивной мощности.

ВЫВОДЫ.

Тюменская энергосистема в настоящее время имеет значительный избыток генерирующей мощности и снабжает электроэнергией не только своих потребителей, но и потребителей других регионов России. Имеется ряд объективных факторов, которые повышают роль Тюменской энергосистемы в обеспечении электроснабжения потребителей других регионов страны. Это обусловлено, в первую очередь, необходимостью значительных объемов замены и технического перевооружения оборудования электростанций в других регионах России, в том числе и в энергосистемах ОЭС Урала, наличием на обозримую перспективу необходимых запасов газа для электростанций Тюменской энергосистемы, в том числе низконапорного и попутного, а также наличием хороших заделов по вводу новых генерирующих мощностей. Эти заделы связаны с реконструкцией и техническим перевооружением Тюменской ТЭЦ-1, Сургутской ГРЭС-1, возможностью ввода дополнительных блоков мощностью 800 МВт на Сургутской ГРЭС-2 и Нижневартовской ГРЭС, вводом двух ПГУ-160 на Уренгойской ГРЭС Кроме того, возможно дальнейшее расширение Уренгойской электростанции, а также строительство ранее намечаемой Няганьской ГРЭС. В новых экономических условиях появилась возможность широкого развития электростанций небольшой мощности — независимых производителей электроэнергии, сооружаемых за счет средств потребителей, прежде всего нефтяных и газовых компаний.

Однако реализация этого потенциала Тюменской энергосистемы возможна в случае, если в ЕЭС России будут введены эффективные механизмы совместной работы различных собственников энергетических объектов и будут в достаточной степени развиты межсистемные связи Тюменской энергосистемы с другими энергосистемами России.

Проведенные исследования показали, что суммарные вводы новых и замещающих генерирующих мощностей в целом по России составят в зависимости от уровня энергопотребления от 129 до 201 млн. кВт. ч. При этом основная часть вводов генерирующих мощностей должна быть осуществлена на тепловых электростанциях. До 2015 г. может потребоваться ввод новой, замещающей и реконструируемой мощности тепловых электростанций в объеме 153 ГВт для базового варианта, в объеме 180 ГВт при высоком уровне электрои теплопо-требления и 115 ГВт — при низком как на площадках существующих электростанций, так и новых площадках.

В Тюменской энергосистеме суммарные вводы новых и реконструируемых генерирующих мощностей в период до 2015 г. в случае отсутствия «твердых» поставок мощности в другие энергосистемы страны составит 4,9 ГВт в случае высокого уровня электрои теплопо-требления, 2,3 ГВт — в базовом варианте, 1,4 ГВт — в случае низкого уровня электрои теп-лопотребления. В случае наличия «твердых» поставок мощности на Урал и в другие регионы России в объеме 2,4 ГВт в настоящее время и 3,5 ГВт после 2010 года в Тюменской энергосистеме потребуется до 2015 года ввод новой и реконструируемой мощности в объеме 9 ГВт в случае высокого уровня электрои теплопотребления, 6,3 ГВт — в базовом варианте и 5,6 ГВт — в случае низкого уровня электрои теплопотребления.

Инвестиционные потребности для трех рассмотренных выше вариантов развития генерирующих мощностей существенно различаются и соответственно составляют для России в целом: для варианта низкого, базового и высокого уровней электрои теплопотребления: 103, 141 и 167 млрд долл. Инвестиционные потребности Тюменской энергосистемы в развитие генерирующих мощностей в случае отсутствия «твердых» поставок мощности составит к 2015 г. 3,0 млрд долл. в случае высокого уровня электрои теплопотребления, 1,4 млрд долл. — в базовом варианте, 1,0 млрд долл. — в случае низкого уровня электрои теплопотребления. В случае наличия «твердых» поставок мощности на Урал и в другие регионы России в объеме 2,4 ГВт в настоящее время и 3,5 ГВт после 2010 г. в Тюменской энергосистеме потребуется до 2015 г. в варианте высокого уровня электрои теплопотребления 5,8 млрд долл., в базовом варианте — 3,7 млрд долл., в варианте низкого уровня электрои теплопотребления — 3,2 млрд долл.

Вводы генерирующих мощностей на ГЭС и АЭС в целом по стране оказываются в оптимальных вариантах незначительны, что связано с существенными капитальными затратами на их строительство и большим сроком сооружения.

Сделанный прогноз средней стоимости производства электроэнергии на перспективу по различным регионам страны показывает, что будет иметь место существенное увеличение стоимости производства электроэнергии, что в значительной степени обусловлено необходимостью вложения значительных инвестиций на замену выбывающего оборудования электростанций. При этом наименьшая стоимость производства электроэнергии будет иметь место в регионах Сибири и Тюмени, причем эта стоимость будет в существенной степени зависеть от уровня роста электрои теплопотребления. Стоимость производства электроэнергии в Тюменской энергосистеме на уровне 2015 г. будет меньше стоимости производства электроэнергии на Урале, в Центре и Поволжье в среднем соответственно на 1,5 цент/кВт.ч., 1,7 цент/кВт.ч. и 1,0 цент/кВт.ч.

В этих условиях наличие эффективно работающих электростанций Тюменской энергосистемы, значительных запасов природного и попутного газа в Тюменском регионе, заделов по наращиванию генерирующих мощностей в Тюменской энергосистеме определяет возрастающую роль Тюменской энергосистемы в электроснабжении потребителей страны дешевой электроэнергией, и обуславливает целесообразность реализации имеющихся заделов по наращиванию генерирующих мощностей Тюменского регионах. Основными направлениями использования избыточных генерирующих мощностей Тюменской энергосистемы является:

Твердая" поставка мощности и электроэнергии из Тюменьэнерго в другие энергосистемы Урала и Европейской части России по долгосрочным контрактам и замещение тем самым требуемой генерирующей мощности в других энергосистемах генерирующими мощностями Тюменской энергосистемы.

Оптимизация обменов электроэнергией между ОЭС Сибири и Тюменской энергосистемой с целью оптимального использования потенциала гидроэлектростанций Сибири и ГРЭС Тюменской энергосистемы.

Масштабы развития распределенной генерации на базе электростанций нефтяных и газовых компаний в Тюменском регионе будет зависеть от удельной стоимости их сооружения, а также от экономических отношений, которые будут установлены между независимыми производителями электроэнергии и ОАО «Тюменьэнерго». При удельной стоимости 700 долл./кВт эти электростанции не конкурентоспособны с электростанциями ОАО «Тюменьэнерго». При удельной стоимости 600 долл./кВт экономически выгодные масштабы вводов распределенной генерации могут составить порядка 900 МВт.

Глава 3. РАСЧЕТНЫЕ МОДЕЛИ ДЛЯ СОВЕРШЕНСТВОВАНИЯ.

МОЛНИЕЗАЩИТЫ ВЛ ТЮМЕНСКОЙ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ.

По опасности воздействия на ВЛ молния выделяется из других опасных природных явлений в связи с климатическими особенностями региона, в пределах которого размещены распределительные сети Тюменьэнерго, а также из-за достаточно большого числа тупиковых линий. Предназначенные для энергоснабжения предприятий добычи нефти и газа они в большой мере проходят по необжитым районам страны и не имеют иного резервирования, кроме второй цепи, подвешенной на общих опорах. Удар молнии в опору или в молниезащитный трос возбуждает импульс атмосферного перенапряжения, одновременно воздействующего на фазную изоляцию обеих цепей. Перекрытие одной из гирлянд пораженной опоры несколько ограничивает перенапряжение, но не снижает его полностью, оставляя весомой вероятность повторных перекрытий, в т. ч. и во второй цепи. Если амплитуда перенапряжений велика, имеется достаточная вероятность одновременного отключения двух цепей с полным перерывом энергоснабжения объектов. Число столь тяжелых грозовых аварий возрастает по мере увеличения сопротивления заземления опор. Из сказанного очевидна необходимость особого отношения к молниезащите тех В Л Тюменьэнерго, которые частично или полностью проходят в районе вечной мерзлоты и характеризуются аномально высокими сопротивлениями заземления опор, вплоть до 100 Ом и выше.

Другой стороной проблемы являются климатические воздействия на молниезащитный трос, ведущие к его обрыву и падению на фазные провода. Короткое замыкание, которое за этим следует, может быть более вероятной причиной аварийного отключения ВЛ, чем грозовое воздействие. С подобной ситуацией приходилось встречаться и ранее в практике работы ЕЭС СССР, например, в Киргизэнерго [25]. Сильные ветровые и гололедные нагрузки столь часто приводили к отключениям ВЛ в зимнее время, что оказалось целесообразным полностью отказаться от тросовой защиты на ряде участков горных линий.

В Тюменьэнерго возникает сходная ситуация, но не с линиями в горных ущельях, как в Киргизии, а на высоких переходах через водные преграды, такие как реки и водохранилища около крупных ГРЭС. Сброс теплой воды делает водохранилища незамерзающими, что ведет к осаждению толстых слоев льда на холодный молниезащитный трос. Вероятность обрыва троса оказывалась настолько большой, что в ряде случаев после окончания каждого грозового сезона приходилось демонтировать трос в пределах высокого перехода, а затем заново восстанавливать его весной.

Решение отказаться от молниезащитного троса не кажется здесь столь очевидным, как для ВЛ в горных ущельях, где высокие скальные склоны выступают в роли естественных молниеотводов.

Сказанное объясняет повышенное внимание к проблеме молниезащиты, поставленной в ряд ведущих в связи с обеспечением высокой надежности функционирования энергосистемы. Исследования соответствующего профиля были начаты еще в 80-е годы, когда с привлечением специалистов ЭНИН и КирНИОЭ удалось провести измерения токов молнии на действующих ВЛ в северных районах энергосистемы [26]. В настоящее время исследования направлены как на детализацию механизма воздействия молнии на изоляцию ВЛ с высокими сопротивлениями заземления опор с целью уточнения физических моделей для расчета числа грозовых отключений, так и на разработку конкретных технических мероприятий, повышающих устойчивость ВЛ к атмосферным перенапряжениям. В этой главе излагаются основные результаты исследований, направленных на совершенствование расчетных моделей для определения последствий воздействия на ВЛ прямого удара молнии и определяются направления дальнейшего повышения надежности средств молниезащиты.

3.1. Особенности воздействия молнии на ВЛ в местах с низкой проводимостью грунта.

Известно [27], что амплитуда перенапряжений прямого удара молнии в опору или трос ВЛ зависит от амплитуды и временных параметров импульса тока молнии 1 м и от той его доли, которая растекается через заземлитель опоры гоп. Первая величина определяет ЭДС взаимной индукции и электрическую составляющую перенапряжения, обязанную своим происхождением растеканию по проводу наведенного там заряда. Вторая величина задает падение напряжения на сопротивлении заземления опоры и на ее собственной индуктивности. В совокупности все эти составляющие формируют перенапряжение, воздействующее на гирлянду изоляторов.

В настоящее время отсутствуют надежные сведения об изменении тока молнии в равнинной местности в зависимости от широты рассматриваемой точки Земли. Как правило, ориентируются на экспериментальные данные, обобщенные СЮКЕ [28−29], согласно которым амплитуда тока молнии, длительность его фронта и полная длительность импульса являются независимыми статистическими параметрами. Для описания вероятности появления тока с амплитудой, большей чем 1 м, используется логнормаль-ный закон.

Р (1м)= I.

7 (71&-42Л.

ЕХР н й{?1му, 1мт.

3.1).

Здесь с% - стандарт распределения логарифмов амплитуд импульсов тока молнии, (1ё1м)ср — среднее значение логарифмов тока. Для импульса тока первого и последующих компонентов тока отрицательной молнии согласно [30] е% = 0,265 и 0,3- (^1м)ср — 1,475 и 1,1 соответственно. Распределение токов положительных молний характеризуется параметрами ?% да 0,7- (^1м)ср" 1,54. Их достоверность много меньше, чем достоверность параметров отрицательных молний из-за непредставительной статистики измерений.

Характерная длительность фронта импульса первого компонента отрицательной молнии тф да 5,5 мкс. Для последующих компонентов соответствующие цифры постоянно пересматриваются по мере накопления результатов измерений все более совершенными регистрирующими приборами. Сегодня можно говорить, что импульсы тока с тф < 1 и даже 0,1 мкс вполне реальны [31]. Для положительных молний среднее значение тф ~ 20 мкс, но вероятны молнии с длительностью фронта до 100 мкс и длительностью полуспада импульса почти до 1000 мкс. У отрицательных молний эта величина приблизительно на порядок меньше.

Поскольку амплитуда импульса тока у наиболее вероятных отрицательных молний достигается в течение 1 — 5 мкс, процесс распределения тока между металлическими элементами линии, соединенными с землей, в значительной мере зависит от реактивных параметров проводников, в первую очередь, от их индуктивностей. В схему замещения, помимо активных сопротивлений, приходится вводить индуктивности металлоконструкций пораженной и соседних с нею опор, молниезащитного троса, взаимные индуктивности с каналом молнии. Простейшая схема такого рода (рис. 3.1) хорошо известна из работ Д. В. Разевига [27]. Она рассматривает сколько-нибудь полно только пораженную опору, которая отображается своей индуктивностью Ь0&bdquo-, сопротивлением заземления и взаимной индуктивностью с каналом молнии М. Помимо опоры в схеме очень приближенно учитывается ветвь, образованная молниезащитным тросом. Его представляют как сосредоточенную индуктивность Ьтр проводника, длина которого равна длине пролета. Принимается, что этот проводник накоротко замкнут на землю на соседней опореотсос тока более удаленными опорами не учитывается. С принятыми допущениями решение для тока в пораженной опоре имеет вид 3.1 Упрощенная схема замещения для расчета тока молнии в пораженной опоре.

•, ч А.

Аир

— EXPi-Xt)) — Я = г.

3.2) ?".

Выражение справедливо только для фронта тока молнии, который считался линейно нарастающим: учтены также две ветви троса, вправо и влево от пораженной опоры. Зависимость взаимной индуктивности М от времени вызвана распространением с конечной скоростью обратной волны тока по каналу молнии от земли к облаку. В [27] для Мтр предложено приближенное выражение М тр 7 2лтр

Г, ^ + 2Нтр ТЛ.

1п———+1 v.

2(1 +РЖ тр

Р =.

3.3) где ктр — высота подвеса троса, уг — скорость волны главной стадии молнии, с — скорость света. Ориентируясь на молнию с усредненными параметрами, для оценочных расчетов обысно принимается ?5″ 0,3.

Приближенная схема замещения удовлетворительно зарекомендовала себя применительно к опорам с типовым сопротивлением заземления ~ 10 Ом. Действительно, индуктивность троса на длине пролета Ьтр «500 — 700 мкГн, что при «10 — 20 Ом обеспечивает постоянную времени 1т/Я3 >>тф не только в случае поражения отрицательными, но и, в большинстве случаев, положительными молниями. При этом ток, ответвившийся в трос, определяется, главным образом, его индуктивным сопротивлением, а не активным сопротивлением цепи заземления. Ситуация такого рода часто не свойственна линиям Тюменьэнерго с сопротивлением заземления опор ~ 100 Ом, при котором рассматриваемая постоянная времени становится сопоставимой с длительностью фронта импульса тока первого компонента молнии. В этой ситуации, как минимум, приходится учитывать конечное значение сопротивления заземления троса на опоре, ближайшей к пораженной молнией, переходя к полной схеме замещения с сосредоточенными (рис. 3.2). Ее решение относительно токов в опоре /ои (I) и в двух, отходящих от нее ветвях троса, Итр, дается системой дифференциальных уравнений г’ОЙ (0+2гир (0 = 7 м (0.

Д,+= Цк,+Ятр)+(Ьтр+ы^-мя,(0 лI.

3.4) куда для общности представлений введено также Ятр — сопротивление контура, образованного тросом и землей. Численное решение системы (3.4) не встречает трудностей. Оно может быть выполнено для любого закона изменения импульса тока молнии и произвольных временных зависимостей параметров Мтр и Ятр. Величина Мтр, как известно, меняется во времени вследствие удаления от земли фронта волны тока главной стадии молнии, от чего увеличивается длина участка канала молнии, охваченная большим током. Причиной изменения продольного сопротивления троса Ятр служит скин-эффект в земле и стальном тросе. Чтобы сопоставить результат с тем, что дает типовая методика при глухо заземленном тросе, разумно провести расчет для косоугольного импульса 1 м (г) = А1, приняв при этом Жтр = 0. Расчетные данные на рис. 3.3 показывают, в какой мере достоверна упрощенная схема замещения. Штриховые кривые на этом рисунке соответствуют расчету по формулам (3.2) — (3.3), сплошные нанесены по результатам численного решения системы (3.4). Результаты, соответствующие двум вариантам схем замещения близки при сопротивлении заземления Я3 = 10 Ом, но сильно расходятся, когда Я3 увеличивается до 100 Ом. Различие нарастает по мере роста фронта импульса тока молнии. Уже при тф- 10 мкс оно достигает 50%.

По традиционной методике определение числа грозовых перекрытий производится при помощи кривой опасных параметров, которая связывает между собой крутизну фронта тока молнии А, принимаемого линейно нарастающим, с его амплитудой 1 м, достаточной для перекрытия гирлянды [32]. Влияние высокого сопротивления заземления на ход кривой опасных параметров предсказуемо: с увеличением сопротивления заземления вследствие роста резистивной составляющей перенапряжения £/д = /дД, при прочих равных условиях, должна снижаться амплитуда опасного тока молнии. Качественно этот прогноз подтверждается даже упрощенной схемой замещения с нулевым сопротивлением заземления соседних опор. Кривые опасных параметров на рис. 3.4, построенные по традиционной методике [27], показывают, что при Л3= 100 Ом амплитуда опасного тока молнии в 2 — 5 раз меньше, чем при Л3 = 10 Ом. Однако истинной картины упрощенная схема замещения воспроизвести не может.

Как видно из рис. 3.4, в рамках традиционной методики опасный ток молнии резко нарастает по мере снижения крутизны его фронта. Результат такого рода лишен физического смысла при большом сопротивлении заземления опоры, когда основу перенапряжения составляет его резистивная составляющая, фактически не зависящая от параметров фронта импульса тока молнии. Получающийся из расчета вид кривой опасных параметров нужно считать следствием ошибочного пренебрежения сопротивлением заземления троса на соседней опоре. В такой схеме доля тока молнии, ответвившегося в трос, будет нарастать по мере увеличения длительности фронта импульса, что вызовет ложное снижение токовой нагрузки пораженной опоры и, как следствие, расчетного перенапряжения на гирлянде. В действительности такое явление не имеет места, особенно, когда сопротивление заземления опор аномально велико.

О влиянии сопротивления на форму кривой опасных параметров можно судить по рис. 3.5, где представлены результаты численного расчета кривых опасных параметров по упрощенной и полной схемам замещения [33]. В последнем случае ток молнии в заземлителе пораженной опоры извлекался из численного решения системы (3.4). Для ВЛ 220 кВ с Я3=ЮОм амплитуда опасного тока молнии в вычислениях по полной схеме (рис. 3.2) возрастает не слишком значительно, — всего в 1,5 раза, когда крутизна фронта импульса снижается от 12 до 2 кА/мкс. Как следует из кривой опасных параметров, ток с амплитудой импульса около 30 кА вызывает здесь перекрытие изоляции практически при любых временных параметрах фронта. В случае же использования упрощенной схемы замещения (рис. 3.1) расчет вообще привел бы к ложному заключению о невозможности существования кривой опасных параметров при, А < 4 кА/мкс. Это должно было бы означать полное отсутствие перекрытий гирлянд при воздействии на ВЛ молний с током, крутизна фронта которого меньше 4 кА/мкс. Ошибочность такого результата очевидна. Как уже было сказано, это является следствием неоправданного занижения тока пораженной опоры при использовании в расчете упрощенной схемы с нулевым сопротивлением в цепи молниезащитного троса.

Таким образом, оценка числа грозовых отключений ВЛ с аномально высокими сопротивлениями заземления опор действительно не может проводиться по типовой упрощенной методике. Ее использование ведет к значительному преувеличению молние-стойкости. Модернизация методики должна быть ориентирована на учет реальных значений сопротивления заземления троса на опорах, ближайших к пораженной молнией.

Нужно указать еще на один фактор, не принятый во внимание не только упрощенной, но и полной схемой замещения с сосредоточенными параметрами. Как известно, в ней рассматривается распределение тока в пределах единственного пролета В Л и учитывается отбор тока только заземлением опор, ближайших к пораженной, справа и слева от нее. Это оправдано, когда сопротивление заземления опоры соотносится с волновым сопротивлением троса как Л3″ 2тр. Однако в случае аномально больших указанное неравенство перестает выполняться. По этой причине реально значимый ток молнии должен проникать к более удаленным опорам и их параметры также должны быть отражены в схеме замещения, используемой для расчета.

Сказанное подтверждено прямыми регистрациями тока молнии с помощью магни-торегистраторов на В Л 110 кВ Холмогоры-Городская Тюменьэнерго с сопротивлением заземления опор до 170 Ом. Выборка из результатов измерений в табл. 3.1, выполненных в 1985 г. [26], показывают на существование «гнезд» из нескольких последовательно идущих опор с ненулевой остаточной намагниченностью установленных там магнито-регистраторов. Расшифровка дает для них сопоставимые уровни токов, причем, прослеживается тенденция к снижению тока по мере удаления от опоры с максимальной токовой нагрузкой, которая по этому признаку может рассматриваться как непосредственно пораженная молнией.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

.

В работе разработаны методические подходы, различного рода расчетные модели, с помощью которых решен комплекс взаимосвязанных задач по обоснованию путей повышения эффективности и надежности функционирования Тюменской энергосистемы, а также путей наиболее рационального ее развития и интеграции с энергосистемами других регионов страны, в том числе:

1. Разработана методика, расчетная модель и проведен комплекс обосновывающих исследований по определению предельных по условиям устойчивости выдаваемых мощностей от электростанций Тюменского региона при различных вариантах развития линий электропередачи в транзите Сибирь — Урал — Европейская часть России. Показано, что существенное увеличение выдачи мощности от ГРЭС Тюменьэнерго возможно лишь при сооружении ВЛ 500 кВ «северного транзита» Ильково-БАЗ-Северная-Вятка. Реализация других рассмотренных мероприятий по усилению связей как в самой Тюменской энергосистеме, так и связей в других энергосистемах ОЭС Урала, а также межсистемных связей между ОЭС Урала, Поволжья и Центра оказывается значительно менее эффективной.

При анализе совместной выдачи мощности от ГРЭС Тюменской энергосистемы и от электростанций Восточной Сибири на Урал и в Европейские регионы России выявлены существенные зависимости двух потоков мощности друг от друга, что обуславливает необходимость подробного учета всех основных связей в транзите СибирьУрал — Европейская часть России — ОЭС Сибири, Казахстана, Урала, Поволжья и Центра при выборе наиболее рациональных вариантов развития генерирующих мощностей и систем транспорта электроэнергии от электростанций Тюменского региона и Восточной Сибири.

2. Проведен комплекс обосновывающих исследований по выбору оптимальных вариантов развития генерирующих мощностей Тюменского региона с учетом других регионов страны при подробном моделировании режимов работы энергообъединений для трех сценариев роста уровня электропотребления — базового, высокого и низкого. Показано, что основными направлениями использования избыточных генерирующих мощностей Тюменской энергосистемы является:

— «твердая» поставка мощности и электроэнергии из Тюменьэнерго на Запад в другие энергосистемы Урала и Европейской части России по долгосрочным контрактам и замещение тем самым требуемой генерирующей мощности в других энергосистемах генерирующими мощностями Тюменской энергосистемы;

— оптимизация обменов электроэнергией между ОЭС Сибири и Тюменской энергосистемой с целью оптимального использования потенциала гидроэлектростанций Сибири и ГРЭС Тюменской энергосистемы.

Для реализации этого потенциала Тюменской энергосистемы экономически целесообразно сооружение ВЛ 500 кВ «северного транзита», вначале цепи Ильково — БАЗСеверная — Вятка, затем и 2-й цепи этого транзита — Сургутские ГРЭС — Кирпичников-ская — Ильково — БАЗ — Северная — Вятка — ПП Костромской — Костромская ГРЭС, а также ВЛ 500 кВ, связывающих Тюменскую энергосистему с энергосистемами Сибири и прежде всего ВЛ 500 кВ Томск — Парабель — Нижневартовская ГРЭС.

3. Оценены инвестиционные потребности Тюменской энергосистемы в развитие генерирующих мощностей и сделан прогноз средней стоимости производства электроэнергии на перспективу, который показал, что стоимость производства электроэнергии в Тюменской энергосистеме на уровне 2015 г. будет меньше стоимости производства электроэнергии на Урале, в Центре и Поволжье в среднем соответственно на 1,5 цент/кВт.ч., 1,7 цент/кВт.ч. и 1,0 цент/кВт.ч. Это обуславливает целесообразность реализации имеющихся заделов по наращиванию генерирующих мощностей Тюменского региона. Кроме этого появляются возможности реализации для нужд электроэнергетики имеющихся запасов нефтяного и низконапорного газа Тюменского региона, что особенно актуально в условиях возможного дефицита топлива и массового старения генерирующего оборудования в стране.

4. Показано что, для улучшения режимов работы Тюменской энергосистемы при разгрузке электропередачи Сургутские ГРЭС — Урал необходима установка дополнительных компенсирующих реакторов на подстанциях Магистральная, Демьянская, Ильково, Иртыш, Луговая. Для кардинального улучшения режимов работы необходима установка в энергосистеме регулируемых статических компенсаторов реактивной мощности, которые наряду с улучшением качества напряжения позволят увеличить передачу мощности от ГРЭС Тюменской энергосистемы на Урал. Наиболее эффективным местом установки статических компенсаторов реактивной мощности является подстанция Демьянская, где эффект увеличения передаваемой мощности от установки статического компенсатора может составить величину 0,4 МВт/Мвар.

5. На основе схемы замещения с распределенными параметрами уточнена методика расчета числа обратных перекрытий для ВЛ с аномально высокими сопротивлениями заземления опор. Использование уточненной методики позволило оценить эффективность применения дифференциальной изоляции на двухцепных ВЛ. Разработана и испытана в натурных условиях аппаратура для измерения волновых параметров линии, необходимых для расчета фактической молниестойкости в районах вечной мерзлоты.

6. Разработан ряд технических решений для повышения надежности и эффективности работы Тюменской энергосистемы, в том числе:

— гибридный моделирующий комплекс Тюменской энергосистемы, позволивший провести различного рода исследования переходных и стационарных процессов в Тюменской энергосистеме, уточнить выбор средств релейной защиты и противоаварийного управления и повысить надежность работы Тюменской энергосистемы;

— полномасштабный комплексный тренажер блока 800 МВт автоматизированной системы обучения и тренажа оперативного персонала Сургутской ГРЭС-2, позволивший повысить уровень подготовки персонала и снизить вероятность его ошибочных действий.