АНАЛИЗ СХЕМНО-РЕЖИМНОЙ СИТУАЦИИ СЕВЕРА САХАЛИНСКОЙ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ

ANALYSIS OF THE SCHEME-MODE SITUATION OF THE NORTH SAKHALIN POWER SYSTEM

Nikita Abramov

master's student, power engineering institute, Irkutsk National Research Technical University,

Russia, Irkutsk

Dmitriy Efimov

scientific supervisor, candidate of technical Sciences, associate professor, Irkutsk National Research Technical University,

Russia, Irkutsk

АННОТАЦИЯ

В статье анализируется схемно-режимная ситуация северной части Сахалинской энергосистемы, рассматриваются основные проблемы, такие как высокая степень износа оборудования, отсутствие резервных мощностей и сложные условия эксплуатации. Предложены методы повышения надежности энергоснабжения, включая внедрение распределенной генерации и автоматизацию управления энергосистемой.

ABSTRACT

The article analyzes the scheme-mode situation of the northern part of the Sakhalin power system, discussing key issues such as high equipment wear, lack of reserve capacities, and challenging operational conditions. Methods for improving the reliability of power supply are proposed, including the integration of distributed generation and automation of power system management.

Ключевые слова: изолированная энергосистема; распределенная генерация; потери напряжения и мощности.

Keywords: isolated power system; distributed generation; voltage and power losses.

Электроэнергетика является основой функционирования экономики и жизнеобеспечения [3]. Роль электроэнергетики возрастает в условиях изолированных энергосистем.  В таких энергосистемах обеспечение надежного и качественного электроснабжения носит определяющий характер для функционирования моно-экономик, как правило, и решения важных социальных задач.

Снижение параметров качества электроэнергии, надежности электроснабжения обусловлено малой оперативной гибкостью таких энергосистем, ограниченными возможностями регулирования по сравнению с ЕЭС или полным отсутствием такой способности по ряду параметров. Развитие технологий smart grid предполагает переход к кардинально новому подходу к анализу режимов работы таких энергосистем.

 Северосахалинская энергосистема, как и я ряд других изолированных энергосистем, имеет в своем составе малое количество источников энергии, потребители распределены на ограниченной территории, вблизи этого источника. Физическое и моральное устаревание оборудование, неоптимальное распределение генерирующих мощностей и потребителей, привело к значительному снижению эффективности работы энергосистемы.

Потребителями таких энергосистем являются предприятия, имеющие стратегическое значение для экономики регионов, добывающей промышленности, транспортной отрасли и населенные пункты.

На Рис.1 рассмотрен ГЭН энергосистемы севера Сахалинской области.  Конечно, такой состав энергосистем в значительной степени оказывает влияние на   суточный ГЭН. Соответственно вопрос эффективного регулирования в таких условиях решаем путем установки высокоманевренных энергетических установок, например, на базе ГТУ.

Рисунок 1. Суточный ГЭН энергосистемы севера Сахалинской области

В ИЭ возможны также стохастические изменения режима, обусловленные отключением потребителей действием устройств релейной защиты и автоматики различного вида. При таких возмущениях, называемых также динамическими, возникают задачи сохранения параллельной работы генераторов, обеспечения оптимальных перетоков электроэнергии и обеспечения ее качества. Влияние таких процессов на работу изолированных энергосистем несомненно выше, чем на объекты ЕЭС. Стоит отметить тот факт, что зачастую отключение таких потребителей приводит к полному прекращению электроснабжения, в отсутствии сетевого резервирования или иного резервирования. Справедливо заметить, что, как правило, изолированные энергосистемы территориально располагаются регионах крайнего севера, либо приравненных к ним. Этот факт предполагает следующие сложности:

1. Возникновение проблем с доставкой топлива, при отсутствии местных источников;
2. Сложные климатические условия, как следствие, высокая вероятность стихийных повреждений оборудования;
3. Значительно большая продолжительность отопительного сезона;
4. Определяющее значение энергетики в социальной сфере.

Опыт эксплуатации изолированных энергосистем показывает необходимость проведения тщательного анализа схемно-режимной ситуации, с целью повышения надежности и качества электроснабжения потребителей, повышения живучести энергосистем в целом.

Таким образом возникает задача улучшения работы изолированных энергосистем, с учетом ее топологии и состава оборудования, характерных особенностей потребителей и экономико-географического положения.

Важным для решения этой задач остается применение качественных методов анализа схемно-режимной ситуации.

При этом следует выделить следующие этапы анализа:

1. Характеристика энергообъектов северосахалинской энергосистемы;
2. Произвести структурный анализ схемы сети;
3. Расчёт и анализ установившихся режимов работы сети;
4. Выявление «узких мест» изолированной энергосистемы.

Важным для решения поставленных задач является применение качественных методов анализа схемно-режимной ситуации.

Энергосистема Сахалинской области работает изолированно от Единой национальной электрической системы России и делится на отдельные автономные энергорайоны на территории самой области:

1. Центральный энергорайон;
2. Северный энергорайон;
3. Изолированные энергорайоны на территориях Курильских островов и отдаленных населенных пунктов ряда муниципальных образований на о. Сахалин [2].

Северосахалинская энергосистема изолирована не только от материковой энергосистемы Дальнего востока, но и от энергосистемы Сахалина. Это обстоятельство во многом определяет особенности работы энергосистемы Охинского района, но и ряда изолированных энергосистем России и мира.

Ниже приведена таблица состава источников района.

Таблица 1.

Состав генерации Охинского района

В северном энергорайоне основным топливом для электростанции является природный газ местных месторождений, а в качестве резервного может быть использована сырая нефть. Работа резервных электростанций, расположенных на территории района, обеспечивается сжиганием дизельного топлива и реже природного газа. Дизельное топливо доставляется с материка, что говорит о значительной транспортной составляющей в стоимости электроэнергии, вырабатываемой данными типами электростанций. Отметим, что Сахалинская область располагает большим потенциалом возобновляемых источников энергии, таких как энергия ветра и гидроэнергия. Наибольшая интенсивность ветра отмечена в прибрежных районах региона, что говорит от возможности применения ВИЭ наравне с традиционными электростанциями [1].

На данный момент установленная мощность основного источника электро и тепло энергии Охинской ТЭЦ составляет 99 МВт. Станция введена в эксплуатацию в 1961 году и по настоящее время обеспечивает потребителей энергии района. К основным потребителям относятся населенные пункты город Оха и ряд поселков, а также предприятия нефтегазодобывающей отрасли. Амортизационный износ основных производственных фондов составляет 25,23% (с учетом принятой в феврале 2007 года на баланс газотурбинной электростанции Alstom и реконструированных турбогенераторов №5 и №6 станции типа ТС-32 с турбинами ПТ-25). На станции установлены четыре котлоагрегата типа БКЗ-120-100ГМ выработавшие 2/3 своего паркового ресурса.

Дизельные, газопоршневые электростанции имеют мощность от нескольких десятков киловатт до 2,5 МВт. Все источники работают как резервные. С целью повышения надежности электроснабжения, обеспечения требуемого качества электроэнергии возможно включение данных элементов в сеть в качестве распределённой генерации. Конечно эффективная работа такой энергосистемы требует проведение следующих мероприятий:

1. Повышение уровня автоматизации объектов распределенной генерации;
2. Техническое перевооружение распределительной сети, в связи с введением новых элементов;
3. Повышение наглядности работы ОРГ, применением дистанционных измерительных комплексов.

Радиальная схема сети создает ряд трудностей для нормального электроснабжения. Так, например, при отключении питающей ЛЭП и отсутствии сетевого резерва возможно полное прекращение электроснабжения потребителей. Отключения ЛЭП производится как действиями устройств РЗ и А, так и действиями оперативного персонала   Учитывая наличие ответственных потребителей в том числе и первой категории необходимо повышение надежности электроснабжения. В настоящее время единственным способом решения данной задачи является установка резервных источников- дизель-генераторных электростанций. Рассмотрим схему электрической сети Охинского района, рис.2.

Рисунок 2. Схема электрической сети севера Сахалинской области

В настоящее время ведется реконструкция схемы выдачи мощности. Система электроснабжения основных бытовых и промышленных потребителей формируется семью ЛЭП 35 кВ общей протяженностью 293 км.

Итак, согласно схеме по рис.2 большая часть подстанций выполнена двухтрансформаторными, с учётом малой загруженности вторые трансформаторы находятся в резерве. Линии Т-602 «Колендо» и Т-605 «Москальво» не имеют сетевого резервирования, так как являются линиями тупикового питания удаленных потребителей. Наличие перемычки на ПС «Северная» позволяет, переводить нагрузку ЛЭП «Колендо» на линию «Новогородская», но эффективность данного элемента невелика поскольку переключение производятся по месту действиями ОВБ, в качестве коммутационных аппаратов используются разъединители.  Таким образом отсутствует возможность производить переключения под нагрузкой. Недостаток еще и в том, что данный коммутационный узел, находится в начале ЛЭП (1 км от шин ТЭЦ), то есть при повреждении на остальных 26 км линии нет возможности восстановить электроснабжение до устранения повреждений.

Аналогичная ситуация имеет место на линии Т-603 «Сабо» после ПС «Тунгор», отдаленные потребители которой питаются по тупиковой схеме.  В случае тупикового питания отдаленных потребителей целесообразно установка резервных источников питания, то есть объектов распределенной генерации. Так при повреждении ЛЭП возможно деление ее на части, с сохранением питания части ответственных промышленных потребителей добывающей отрасли линий «Сабо» и «Колендо», объектов ЖКХ и инфраструктуры порта Москальво. Остальные ПС района имеют достаточное надежное сетевое резервирование от двух и более источников. Оперативность диспетчерского управления обеспечивается внедрением в районе системы АСДУ производства НПО «МИР».

Несмотря на это имеются сдерживающие факторы:

1. Отсутствие дистанционного управления у части коммутационных, аппаратов;
2. Применение разъединителей в тех местах, где целесообразней установка выключателей.

Так, например, ПС «Медвежье озеро» в нормальном режиме подключена к линии «Сахарная сопка».  В плановых и аварийных случаях перевод питания на линию «Эхаби» затягивается на время действия оперативно-выездной бригады, что часто усложняется тяжелыми погодными условиями. Отметим тот факт, что от данной ПС питаются ответственные потребители, в том числе первой категории по надежности электроснабжения, обеспечивающие водоснабжение населения и предприятий района.  С учетом сказанного, следует привлечь внимание к пересмотру схемы питания данной ПС от двух линий через выключатели с дистанционным управлением. В настоящее время уже разработан соответствующий проект реконструкции ПС «Медвежье озеро».

Итак, для повышения надежности работы энергосистемы необходимо проведение следующих мероприятий:

Установка современных коммутационных аппаратов с дистанционным управлением, повышения оперативной гибкости сети.

Ввод новых объектов распределенной генерации для питания удаленных потребителей не имеющих резервного питания. Целесообразно применение установок, работающих на природном газе, ВИЭ (например, ветроэнергетики) и накопителей энергии.

Повышения информативности оперативно-диспетчерского управления.

Применение современных устройств РЗА на микропроцессорной основе, внедрение комплексов ОМП и терминалов селективной сигнализации ОЗЗ. Реализация последнего усложняется тем что часть линий выполнены проводами различных сечений и неунифицированными опорами ЛЭП местного исполнения.

При исследовании малых энергосистем важен анализ не только баланса электроэнергии и мощности, но и ГЭН. На основе этой информации можно решать вопросы оптимального распределения нагрузки между различными типами генераторов, целесообразность применения того источника энергии.

Ниже приведены результаты анализа режимов работы изолированной энергосистемы. Для детального исследования режимной ситуации района был выполнен расчет установившихся режимов работы электрической сети в компьютерной среде ПВК RastrWin3.

 Основными целями расчета режимов электрических сетей является:

1. Выбора схемы и основных параметров сети;
2. Определение загрузки элементов сети по соответствиям их пропускной способности ожидаемым потокам мощности;
3. Выбора и проверка сечений проводников и мощностей трансформаторов;
4. Выбор средств регулирования напряжения, выбор устройств компенсации реактивной мощности;
5. Оптимизации потокораспределения;
6. Определение потерь мощности и электроэнергии в электрических сетях, решение задачи их ограничения.

Для решения поставленных задач в схемах производятся расчеты:

1. Установившихся режимов работы, выполняются на основной расчетный период (5-10 лет, в зависимости от темпов развития района), а также на при изменении конфигурации сети(поэтапно).
2. Динамической устойчивости (в схемах выдачи мощности электростанций); токов КЗ - выполняются с перспективой не менее чем в 5 лет, а при необходимости — на промежуточный период.

Выбор схемы и параметров основных элементов электрических сетей производится по планируемым потокам мощности, которые характеризуются средними условиями нахождения основного оборудования электростанций в плановом и аварийном ремонтах. Для рассматриваемой энергосистемы задача определения плановых потоков упрощается тем, что переток обусловлен нагрузкой соответствующих подстанций. Планируемые потоки мощности обусловлены совмещением максимумов нагрузок рассматриваемых узлов района.

Пропускная способность распределительной сети рассматриваемой изолированной энергосистемы определяется по расчетным максимальным перетоками мощности, которые обусловлены планируемыми нагрузками мощности между ТЭЦ и узлами нагрузки, а также перетоками взаиморезервирования.

Перетоки взаиморезервирования обусловлены сокращением расчетного оперативного резерва ТЭЦ при их совместной работе с распределенными источниками.

Для удобства расчета установившегося режима был сформирован граф сети. Узлы которого представляют собой подстанции, с соответствующей нагрузкой или генерируемой мощностью, а ветви ЛЭП.

Следующим этапом было определение и систематизация параметров замещения элементов сети.

Рисунок 3. Граф электрической сети

Далее была создана модель энергосистемы в ПВК RastrWin3 и произведен расчет установившегося режима. Вывод о адекватности модели сделан на основе сравнения результатов расчета режима с данными контрольных замеров.

Энергосистема севера сахалинской энергосистемы имеет величину потерь электроэнергии в распределительной сети 35 кВ около 7%. В основном это обусловлено неудовлетворительным состоянием электрооборудования, малой загрузкой трансформаторов, не оптимальными классами напряжения части участков сети.  Так, например, ЛЭП 35 кВ «Сабо» удалена на 76 км от ОТЭЦ.

Рисунок 3. Графической представление результатов расчет установившегося режима

Ниже представлен график динамики электропотребления в Охинском районе по годам позволяющий предположить такую динамику.

Таблица 2.

Динамика электропотребления Охинского района

Нефтегазодобывающая отрасль составляет основу экономики района. Изменение электропотребления определяется, в основном, введением новых объектов добывающей промышленности. Изменяя нагрузку подстанций, питающих нефтепромыслы можно проследить значительное отклонение напряжения от требований ГОСТ 54149-2010, на части удаленных подстанциях. К примеру, на ПС «Мухто» напряжение на стороне НН имеет значение 5,6 кВ. При этом возможности компенсирующих устройств и ПБВ трансформаторов исчерпаны Такие параметры, особенно неблагоприятны для питания асинхронных двигателей, как основных потребителей.

Анализ энергосистемы северной части Сахалина выявил ряд ключевых проблем и перспектив развития:

1. Системный подход: необходимо рассматривать северную часть Сахалина как единую энергосистему, требующую комплексного подхода к управлению и развитию.
2. Модернизация оборудования: устаревшее коммутационное оборудование является серьезным ограничением для надежности и эффективности системы. Требуется его замена на современные аналоги.
3. Учет генерации: при планировании развития энергосистемы необходимо учитывать суточные и годовые графики генерации электроэнергии, особенно при вводе новых объектов распределенной генерации.
4. Проблемы надежности: Северная часть Сахалинской энергосистемы характеризуется низкой надежностью из-за устаревшего оборудования, отсутствия резервных мощностей и других факторов.
5. Потенциал распределенной генерации: Внедрение объектов распределенной генерации позволит повысить автономность и надежность энергоснабжения, особенно в удаленных районах.
6. Моделирование и оптимизация: Использование современных программных комплексов для моделирования режимов работы энергосистемы позволит определить оптимальные схемы управления.
7. Интеллектуальные сети: Автоматизация управления сетью и внедрение интеллектуальных технологий являются ключевыми направлениями модернизации энергосистемы.
8. Финансирование: необходимо разработать экономически обоснованные модели финансирования модернизации, сочетающие государственную поддержку и частные инвестиции.

Результаты анализа могут быть использованы при разработке стратегии модернизации изолированных энергосистем, таких как Северосахалинская энергосистема, с учетом современных технологических тенденций и экономических реалий.

Список литературы:

1. Санеева Б.Г., Тихоньких В.Н. Топливно-энергетический комплекс Сахалинской области: современное состояние и перспективы развития. – М.: Энергия, 2010. – 240 с.
2. Топливно-энергетический комплекс Сахалинской области [Электронный ресурс]. – Режим доступа: https://sakhalin.gov.ru/?id=165 (дата обращения 12.11.2024)
3. Федеральный закон от 26.03.2003 № 35-ФЗ "Об электроэнергетике" 2024 год. – Екатеринбург: УралЮрИздат, 2024. – 180 с.