ПУТИ РЕШЕНИЯ ПРОБЛЕМ РЕЖИМНОГО ХАРАКТЕРА ГОРНОГО ЭНЕРГОРАЙОНА РЕСПУБЛИКИ ДАГЕСТАН РАЗМЕЩЕНИЕМ ОБЪЕКТОВ РАСПРЕДЕЛЕННОЙ ГЕНЕРАЦИИ

Рост потребления электрической мощности (и электроэнергии) в Горном энергорайоне Республики Дагестан за последние 12 лет составил порядка 92 %, при этом рост потребления электрической мощности в целом по Республике Дагестан за аналогичный период составил 37 %.

Территория горного энергорайона обладает климатом с большим суточным колебанием температуры, дневная жара в течение лета и морозы с низкими температурами зимой, что оказывает большое влияние на потребление электрической энергии и мощности. В зимний период это сопровождается налипанием мокрого снега,  образованием гололеда на проводах  линий  электропередачи и ветровыми     нагрузками на ВЛ,  что приводит к частым аварийным отключениям линий электропередач.

Максимум потребления мощности в зимний период в Горном энергорайоне превышает максимум потребления мощности в летний период более чем в 3 раза. Одними из основных факторов роста электропотребления являются недостаточный завоз в осенне-зимний период твердого топлива в негазифицированные горные районы, что привело к значительному росту различных видов электрических нагревательных приборов и стало основным источником тепла для жилых помещений. Дополнительно из-за образования гололёда на проводах ЛЭП возникают проблемы режимного характера в схемах плавки гололеда.

В настоящее время в Дагестанской энергосистеме наблюдается отставание ввода новых генерирующих мощностей от роста электропотребления. Сравнительный анализ установленной мощности генерирующих объектов и потребления по Горному энергорайону предоставлен в таблице 1.

Таблица 1.

Электроснабжение Горного энергорайона Республики Дагестан осуществляется по трем линиям электропередачи напряжением 110 кВ от основной части Дагестанской энергосистемы (Рис.1). На территории Горного энергорайона находится Гоцатлинская ГЭС установленной мощностью 100 МВт, и две малых ГЭС: Гунибская ГЭС – 15 МВт и Гергебильская ГЭС – 17,8 МВт.

Особенностью электроснабжения Горного энергорайона является, что все питающие линии электропередач подвержены гололёдообразованию. При производстве плавки гололеда и отключении еще одной линии электропередачи возникают риски связанные с выходом параметров режима за допустимую область в послеаварийных схемах (особенно усложняется режим  при одновременном  на нескольких ВЛ нарастании гололедной муфты).

Например, в схеме плавки гололеда ВЛ 110 кВ Дылым – Тлох ВЛ-167 и отключении ВЛ 110 кВ Гоцатлинская ГЭС-Хунзах, работает автоматика ограничения снижения напряжения (АОСН) на ПС 110 кВ Хунзах и АОСН на ПС 110 кВ Тлох для обеспечения ввода параметров электроэнергетического режима в область допустимых значений. В сложившейся схеме перегружаемым элементом сети является ВЛ 110 кВ Гергебиль – Гунибская ГЭС (ВЛ-158), что препятствует включению потребителей отключенных противоаварийной автоматикой. Значение перегруза в послеаварийной схеме ВЛ-158 составляет порядка 15 А (рис 1).

При этом особенности схемного подключения гидростанций и ресурсы Гоцатлинской ГЭС, Гунибской ГЭС и Гергебилькой ГЭС не могут обеспечить включения потребителей отключенных от АОСН. Станции Гоцатлинская ГЭС и Гергебильская ГЭС размещены до перегружаемого элемента сети и не могут влиять на разгрузку транзита 110 кВ Гергебиль-Гунибская ГЭС-Хунзах, а мощность Гунибской ГЭС недостаточна для включения потребителей отключенных противоаварийной автоматикой.

Описанные проблемы могут быть решены за счет строительства дополнительных малых ГЭС распределенных по территории района и подключенных к транзитам 110 кВ Хунзах-Шамильское-Анцух и Тлох-Ботлих-Миарсо (подстанции данных транзитов несут одноименные названия с населенными пунктами, где они расположены).

Предлагаемое размещение объектов распределенной генерации (ОРГ - малые ГЭС) на реках Аварское Койсу и Андийское Койсу решает одновременно и существующую режимно – балансовую проблему в зимний период и недостаточность производства электрической энергии в Горном энергорайоне в целом.

В условиях рыночной системы развития электроэнергетики одним из экономически выгодных решений (в т.ч. позволяющем минимизировать вложения в развитие электрической сети) является размещение объектов распределенной гидрогенерации в горной части вблизи центров нагрузок. Это позволит улучшить показатели качества электроэнергии, повысить надежность электроснабжения потребителей, разгрузить имеющиеся сети, снизить уровень потерь в электрических сетях (источники напряжения будут расположены в центрах питания).

Для включения потребителей отключенных действием АОСН на величину 40 МВт и снятия оставшегося перегруза ВЛ-158 в послеаварийной схеме необходима генерация в энергоузле мощностью 45 МВт.

Оценка возможной выработки электроэнергии объектами распределенной генерации на реках Аварское Койсу и Андийское Койсу может быть определена исходя из мест размещения объектов, которые в свою очередь определяются выбором точек подключения. (Рис.2).

С учётом расположения подстанций в непосредственной близости от русла рек оптимальными точками подключения являются шины подстанций Шамильское, Анцух и Тлох. С целью исключения необходимости замены трансформаторного оборудования на вышеуказанных подстанциях предлагается выбор мощности ОРГ - 15 МВт. При этом размещение двух объектов распределенной генерации предлагается на реке Аварское Койсу с подключением к подстанциям Анцух и Шамильское (ГЭС-1, ГЭС-2), и размещение одного объекта распределенной генерации на реке Андийское Койсу с подключением к подстанции Тлох (ГЭС-3).

При подключении ОРГ к шинам ПС Шамильское, ПС Анцух и ПС Тлох решается еще и вопрос питания потребителей выделившихся в изолированный энергорайон при возникновении аварийного события не только при прохождении осенне – зимнего периода.

Произведём оценку гидроэнергетических ресурсов для реализации описанного предложения [1]. Мощность на валу гидротурбины Nт (кВт) определяется как

 Nт = 9,81 * Qт * H * η ,

 где Qт – расход воды через гидротурбину, м3/c; H – напор турбины с учётом всех потерь, м; η - КПД турбины (у современных гидротурбин КПД=0,9).

Среднемесячная приточность Qт по реке Аварское Койсу в зимний период составляет 31 м3/c (наблюдения с 2008 г).

C учетом имеющихся данных необходимый напор турбины H = 54.8 м.

В целях определения перепада (Нпереп.) стока реки, гидроресурсы которого необходимо использовать для решения режимной проблемы учитываем и гидравлические потери НW (2…5%), тогда Нпереп. = 55.9 м.

Произведенный расчет показывает возможность выработки зимой необходимой мощности 15 МВт, при использовании стока реки Аварское Койсу с перепадом 55,9 метров.

ОРГ рассчитанные на напор 55,9 м. и установленной мощностью 15 МВт предлагается подключить к подстанциям Анцух и Шамильское (ГЭС-1 и ГЭС-2).

Среднемесячная приточность QT по реке Андийское Койсу в зимний период составляет 30 м3/c (за годы наблюдения с 2008г).

C учетом имеющихся данных необходимый перепад стока Андийское Койсу составляет 57,8 м. Произведенный расчет показывает возможность выработки зимой необходимой нам мощности 15 МВт, при использовании стока реки Андийское Койсу с перепадом 57,8 метров.

ОРГ рассчитанный на напор 57,8 м. и установленной мощностью 15 МВт предлагается подключить к подстанции Тлох (ГЭС-3).

Предпочтительным с точки зрения экономической целесообразности является размещение на горных реках с большими падениями бесплотинных, деривационных станций (производится отвод воды из речного русла к генераторам через водозаборное сооружение и водонапорный трубопровод), что существенно снижает стоимость сооружения ОРГ. Уклон рек Аварское Койсу и Андийское Койсу составляет 12 - 14 м/км.

Технической целесообразностью сооружения деривационных ГЭС, является получение необходимого напора по искусственному водоводу вдоль русла реки при больших уклонах рек в горных условиях, где для выработки электроэнергии кроме потенциальной энергии используется и кинетическая энергия воды при входе в водовод (исходя из этого гидравлические потери НW учтены как 2%).

Выводы.

Аварийное отключение одного элемента сети  создает угрозу обесточения большого количества потребителей в горной части Республики Дагестан при плавке гололеда на ВЛ в период прохождении ОЗП. Дополнительное размещение объектов распределенной генерации на реке Аварское     Койсу и Андийское Койсу позволит не только уменьшить дефицит электроэнергии в горном районе Дагестана, но и значительно повысить надежность электроснабжения, особенно в осенне-зимний период.

Список литературы

1.        Гидроэнергетические установки. Учебник для студентов вузов. / Под редакцией Д.С. Щавелева. – Ленинград. Энергоиздат, Ленинградское отделение, 1981.