Добавил:
Upload Опубликованный материал нарушает ваши авторские права? Сообщите нам.
Вуз: Предмет: Файл:
ДИПЛОМ Содержание.docx
Скачиваний:
27
Добавлен:
24.08.2019
Размер:
1.39 Mб
Скачать

УКРАЇНСЬКА ІНЖЕНЕРНО – ПЕДАГОГІЧНА АКАДЕМІЯ

Факультет Енергетичний Кафедра Електроенергетики

Реєстрац. № ________ На правах рукопису

УДК ___________

“Допущено до захисту”

Спеціальність 8.010104.01 Зав. кафедри, к.т.н., доц.

“Професійне навчання.

Електроенергетика” __________ І.В. Пантєлєєва

Денна форма навчання “___” ____________2012р.

Група ДЕН-І1-мг

ДИПЛОМНА РОБОТА

на здобуття кваліфікаційного рівня “МАГІСТР” на тему:

___________________________________________________________

___________________________________________________________

___________________________________________________________

___________________________________________________________

___________________________________________________________

Студентка магістратури ________ (__________________)

підпис ініціали, прізвище

Науковий керівник ____________ ( балів) (__________________)

підпис ініціали, прізвище

Консультанти:

по методичному розділу ________ ( балів) (__________________)

підпис ініціали, прізвище

по розділу охорона

праці ____________ ( балів) (__________________)

підпис ініціали, прізвище

Нормоконтроль ____________ ( Ю.О. Ясинський)

Дата _________

Харків - 2012 р.

ЗМІСТ

Перелік прийнятих скорочень

Вступ

1. Загальні питання стабільної роботи енергосистеми

1.1. Режимы работы больших энергосистем

1.2. Требования, предъявленные к частотным режимам работы энергосистем

1.3. Энергосистема Украины. Возможные частотные режимы работы

2. Дослідження методів забезпечення стабільності частоти в ОЕС України

2.1. Автоматическое регулирование частоты вращения гидро- и турбогенераторов

2.1.1. Назначение и особенности

2.1.2. Алгоритмы автоматического регулирования

2.1.3. Гидродинамические регуляторы частоты вращения турбогенераторов

2.1.4. Электрогидравлические регуляторы частоты вращения гидрогенераторов

2.2. Вставка постоянного тока

3. Дослідження забезпечення стабільності частоти в ОЕС України шляхом регулювання ТЕС і АЕС

Висновки та рекомендації

Додатки

Література

Объектом исследования является энергосистема.

Предметом исследования является

Методы исследования:

1. Общие вопросы стабильной работы энергосистемы

1.1. Режимы работы больших енергосистем

Для нормального функциони­рования объединенной энергоси­стемы переменного тока необхо­димо постоянное обеспечение двух главных технологических условий: взаимной синхронности работы всех генераторов (устой­чивости параллельной работы) и точного баланса между суммар­ной мощностью всех генераторов (турбин) и суммой мощности потребителей, несколько увели­ченной потерями в сетях.

Для выполнения этих условий существуют четыре главных инструмента:

  • достаточный горячий (вра­щающийся) и холодный резервы на электростанциях;

  • достаточная пропускная способность линий электропере­дачи (ЛЭП) во всех частях ОЭС;

  • строгая диспетчерская вер­тикаль и дисциплина;

  • эффективные централизо­ванные и локальные средства балансирующей противоаварийной автоматики и централизован­ного ручного отключения потре­бителей.

До сих пор ни одно из больших электроэнергетических объедине­ний мира в должной мере не обла­дало всеми четырьмя инструмен­тами. Энергообъединения Запада (США и Европы) имеют первый и второй инструменты:

  • В последние периоды резерв мощности электростанций США и большинства стран Европы измерялся величиной 20-35%, хотя в будущем возможно его сокращение и даже возникнове­ние региональных дефицитов вследствие выведения из эксплуа­тации значительного числа энер­гоблоков АЭС (в Германии по экологическим требованиям, а во Франции вследствие выработки ресурса).

  • Системообразующая сеть объединенной энергосистемы Европы (UСТЕ) имеет значи­тельное количество ЛЭП пере­менного тока напряжением 400 и 220 кВ относительно небольшой длины, а также кабельные линии постоянного тока разного напря­жения.

Однако энергообъединениям Запада трудно создавать третий и четвёртый инструменты, так как при планировании и реализации их режимов выработки и распре­деления электроэнергии приори­тетными являются экономиче­ские факторы, усилившиеся в последние годы с либерализацией рынков электроэнергии. В этих условиях технологические пока­затели работы энергосистем стали первостепенными, и мнение диспетчера эиергообъединения, как правило, не имеет силы команды, обязательной для выполнения.

Развитие средств противоаварийного управления в ОЭС Запа­да сдерживается трудностью получения согласия энергокомпа­ний и потребителей электроэнер­гии на воздействие в аварийных условиях: отключение энергобло­ков электростанций или сниже­ние их мощности и отключение потребителей. Кроме того, при наличии резервов мощности элек­тростанций и достаточной пропу­скной способности сетей необхо­димость в противоаварийном управлении не всегда кажется первостепенной.

Полностью противоположная картина была в бывшем СССР, где, как и в других сферах жизни, в единой энергетической системе (ЕЭС) действовала государствен­ная централизованная система, неизбежным спутником которой был всеобщий дефицит, в том числе и дефицит мощности элек­тростанций, а также недостаточ­ное число ЛЭП, длина которых к тому же была существенно боль­шей, чем в энергосистемах Запа­да, особенно в азиатской части СССР. В течение всех осенне-зимних максимумов нагрузки в ЕЭС СССР практически не было резерва мощности электро­станций. Однако режим гигант­ского но территории энергообъе­динения держался за счет двух последних инструментов. Осо­бые, невиданные на Западе, успе­хи в ЕЭС СССР были достигнуты в части развития средств балан­сирующей противоаварийной автоматики и централизованного ручного отключения потребите­лей. Эти средства применялись очень часто, поэтому даже высо­кие партийные руководители знали, например, такую аббревиа­туру как САОН (система автома­тизированного ограничения нагрузки), а главной задачей союзного и республиканских министерств энергетики была борьба с потребителями. Вслед­ствие глобальности системы противоаварийного управления и разветвленности её каналов пере­дачи информации балансирова­ние осуществлялось не только регионально, но и в масштабах всей ЕЭС.

Значительным технико-эконо­мическим преимуществом боль­ших энергосистем, особенно ЕЭС СССР, охватывавшей большую территорию, растянутую по широте, является возможность снижения общего резерва мощно­сти электростанций за счет разно­временности наступления утрен­них и вечерних максимумов нагрузки в разных часовых поясах. Кроме того, в больших энергосистемах мощность элек­тростанции, даже самой большой, составляет относительно неболь­шую часть общей мощности, поэ­тому даже значительное аварий­ное снижение мощности одной электростанции (вплоть до нуля) не приводит к существенному снижению частоты объединения. Однако в этих случаях могут быть перегружены и автоматически отключены связи отдельных частей объединения, иногда даже значительно удалённых от ава­рийной электростанции. Таким образом, повышенная вероятность глобальных лавинообразных ава­рий является существенным недо­статком больших энергосистем. В ЕЭС СССР вообще и в ОЭС Украины, в частности, неодно­кратно возникали такие аварии.

Особенно часты были аварии с разделением на части в первый период работы межгосударствен­ного энергообъединения, создан­ного в рамках СЭВ в начале 1979 года. Связано это было с тем, что наши партнёры по СЭВ работали больше по-западному, не всегда выполняя команды диспетчеров ИЛУ ЕЭС СССР (Москва) и 1ЦУ СЭВ (Прага), поэтому часто поток электроэнергии в межгосу­дарственном сечении по уровню мощности превышал предел устойчивости. В результате этого действием средств противоава­рийной автоматики межгосудар­ственные связи автоматически отключались. В первый год рабо­ты нового объединения было более двухсот таких разделений, во второй год - 85. При каждом из таких разделений снижалась частота и отключались потребите­ли в отделившихся энергосисте­мах, а в ОЭС Украины действием средств автоматики отключались агрегаты ГЭС и энергоблоки ТЭС, в том числе и па удаленных от западной границы электро­станциях Донбасса. Это автома­тическое сбалансирование было необходимо для исключения воз­растания частоты и увеличения мощности перегруженных линий связи между внутренними частя­ми ЕЭС СССР. Однако в некото­рых аварийно-ремонтных режи­мах основной сети ЕЭС СССР такого балансирования было недостаточно, и тогда происходи­ло автоматическое отключение связей между удаленными от ОЭС Украины частями ЕЭС.

Дистанционное балансирова­ние с передачей импульсов отклю­чения использовалось не только в режимах межгосударственного деления. Так, для разгрузки ЛЭП в сечении Москва-Липецк нео­днократно производилось отклю­чение мощных печей на Запорож­ском и Никопольском ферросплавных заводах. Это делалось из соображений простоты исполне­ния: проще отключить несколько удалённых печей с большой еди­ничной мощностью, чем большое число местных, но более мелких потребителей.

Известно, что наличие значи­тельного резерва мощности элек­тростанций не спасает от больших системных аварий и энергосисте­мы Запада. Первыми такими ава­риями были: обесточение региона Нью-Йорка в 1965 году и разделе­ние ОЭС Франции в 1979 году. Особенно тяжелой была авария в восточной части США в 2003 году, когда восстановление нормального режима длилось более двух суток. Одной из наиболее показательных была «режимно - диспетчерская» авария с отделением ОЭС Италии в этом же 2003 году. Перед аварией была допущена практически пре­дельная нагрузка сечения ОЭС Италии - материковая часть UСТЕ, поэтому после отключения одной из ЛЭП 400 кВ этого сечения в результате короткого замыкания на дерево возникла перегрузка других ЛЭП. В этих условиях про­медление диспетчера ОЭС Италии в подъеме мощности своих элек­тростанций привело к каскадному отключению всех линий связи ОЭС Италии с ИСТЕ (около 20 ЛЭП 220 и 400 кВ).

Типичной каскадной аварией, в которой несогласованные дей­ствия диспетчеров сетевых опера­торов и энергокомпаний сыграли ключевую роль, была и последняя авария в Европе 4 ноября 2006 года, в результате которой UСТЕ разделилась па три части с боль­шим дефицитом в Испании, Франции, Италии и западной части Германии, где частота сни­жалась до 49 Гц, и с большим избытком в северо-восточной части UСТЕ, где частота повыси­лась до 51,4 Гц [1].

Авария произошла в режиме значительной общей избыточно­сти мощности электростанций европейской части синхронной зоны UСТЕ. Непосредственно перед аварией (в 22 часа 9 минут по среднеевропейскому времени) из этой зоны через подводные кабели постоянного и переменно­го тока осуществлялась передача электроэнергии в ОЭС Скандина­вии (через кабели постоянного тока, мощностью 2 200 МВт), в ОЭС Британии (через кабели постоянного тока, мощностью 1 910 МВт), в ОЭС Северной Африки (через кабели перемен­ного тока, мощностью 490 МВт). Одновременно значительный обмен электроэнергией был и между отдельными частями евро­пейской части синхронной зоны UСТЕ. В частности, текущая мощность двухцепной ЛЭП 400 кВ Diele - Conneforde, которую планировалось отключить для безопасного пропуска корабля по реке Ems, составляла значитель­ную величину - 1700 МВт. Одна­ко диспетчеры операторов сетей Е.ОN Netz (Германия) и Tenne Т (Нидерланды) не приняли мер для предварительной разгрузки этой ЛЭП и в 21 час 38 минут отключили её, полагая, что остав­шихся ЛЭП будет достаточно для надёжной связи энергосистем. Однако из-за ремонтных отклю­чений части ЛЭП региона это сечение оказалось ослабленным, и в результате перераспределения потоков электроэнергии произо­шла перегрузка ЛЭП 400 кВ Landesbergen – Wehrendorf, соединяю­щая сети компаний Netz E.ON и RWE (Германия). В течение получаса диспетчеры пытались устранить перегрузку. Однако в результате их несогласованных действий перегрузка только воз­росла, и в 22 часа 10 минут ЛЭП 400 кВ Landesbergen – Wehrendorf автоматически отключилась, что привело к дальнейшему автома­тическому лавинному отключе­нию многих других ЛЭП и к нару­шению взаимного синхронизма между тремя частями UСТЕ и их разделением.

Как видим, в больших синхрон­ных энергосистемах США и Евро­пы, обеспечивающих значитель­ный обмен электроэнергией между разными географическими зонами, возросший в условиях либерализа­ции рынков электроэнергии, зна­чительной является и частота воз­никновения больших аварий, раз­мах которых пропорционален раз­мерам энергосистемы.

Для изменения текущей мощ­ности линии переменного тока в нормальных или аварийных режимах обязательным является изменение балансов между выра­боткой и потреблением электро­энергии в соединяемых ею частях энергосистемы, что является непростой технической и органи­зационной задачей и требует много времени.

Однако текущая мощность передачи или вставки постоянно­го тока (ППТ и ВПТ) как по вели­чине, так и по направлению легко изменяется воздействием на систему управления тиристором (или транзисторов в новых уста­новках HDVC Light, использую­щих диодно-транзисторные моду­ли IGВТ). В результате такого воздействия мощность ППТ или ВПТ будет установлена точно на заданном уровне независимо от балансов мощности соединяемых энергосистем. Это свойство обес­печивает возможность простого поддержания заданного графика нагрузки ППТ и ВПТ в нормаль­ных режимах и возможность быстрой дозированной взаимопо­мощи связываемых энергосистем в аварийных режимах. Конечно, в результате такого воздействия возникнет некоторый дисбаланс в соединяемых ОЭС. однако его величина будет заранее известна и установлена только в допусти­мых пределах, поэтому аварийная ситуация одной ОЭС не распро­странится в другую. Таким обра­зом, ППТ и ВПТ являются барье­рами на пути аварийной волны.

В случае выполнения ППТ и ВПТ по технологии HDVC Light через них возможна подача напряжения на обесточенную сеть, т.е. выполнить так называ­емый black start.

В процессе восстановления режима восточной части энерго­системы США после аварии 2003 года существенная помощь была подана из энергосистемы Квебека через ППТ и ВПТ, через которые она соединена с пострадавшей объединенной энергосистемой США и Канады.

В материалах предварительно­го отчёта UСТЕ [ 1 ] об обстоятель­ствах аварии в UСТЕ 04.11.06 не содержится информации о режи­ме работы ППТ между Францией и Англией в процессе подъёма частоты в дефицитной Западной зоне. Однако указано лишь, что непосредственно перед аварией она работала с передачей электро­энергии в направлении британ­ской энергосистемы с мощностью 1910 МВт. В то же время показа­но, что ППТ, связывающие избы­точную Северо-Восточную зону UCTE со скандинавской системой NORDEL были дополнительно нагружены на 200 МВт для умень­шения избытка мощности элек­тростанций этой зоны.

Энергетики Украины имеют свой многолетний опыт использо­вания ППТ Донбасс Волгоград, включенной в работу еще в 1962 году, как в нормальных, так и в аварийных режимах. Как мини­мум два раза использование этой ППТ позволило восстановить частоту в аварийно отделившемся восточной части Донбасской энергосистемы, которая всегда была дефицитной. Первый слу­чай был в конце 60-х годов, когда во время тяжелой сетевой аварии (пылевая буря с последующим туманом) было отключено боль­шое количество ЛЭП 110 и 220 кВ, в том числе и основная связь центрального и восточного Дон­басса - двухцепная ЛЭП 220 кВ Чайкино - Михайловка. Восста­новление частоты в отделившем­ся регионе оказалось возможным только путем реверса ППТ. рабо­тавшей перед этим с передачей электроэнергии в сторону Волж­ской ГЭС, и задания режима пере­дачи в сторону Донбасса с мощно­стью около 200 МВт.

Второй случай произошел 17.11.74, когда при неполнофазном оперативном отключении одной из ЛЭП 330 кВ на ПС Чайкино и последующих ошибок дежурного персонала с большим дефицитом отделилась восточная часть Донбасской энергосистемы вместе с энергосистемой Ростова и Северного Кавказа. Около получаса частота в отделившейся части оставалась па уровне 48.4 Гц, и только после включения ППТ с мощностью 400 МВт уда­лось восстановить частоту и про­извести ресинхронизацию.

Из изложенного выше следу­ет, что при соединении энергоси­стем через ППТ или ВПТ суще­ственно облегчается реализация графиков обмена электроэнерги­ей, расширяются возможности локализации системных аварий и упрощается послеаварийное восстановление режима.

3. 0>ио иасНз - куда идти?

Возможные режимы совме­стной работы ОЭС Украины, ЕЭС России/СНГ и ИСТЕ в будущем

3.1. Варианты

В последние годы в энергетиче­ских отраслях РФ и Украины ведется подготовка к совместной работе энергосистем наших стран с объединенной энергосистемой Европы (UСТЕ), которая выпол­няется на основе принятия соот­ветствующих правительственных и отраслевых решений. В этих условиях в будущем технически возможны пять вариантов совме­стной работы ОЭС Украины, ЕЭС России и UСТЕ:

  1. Синхронная работа всех трех энергосистем, возможна только после длительного подго­товительного этапа, необходимо­го для модернизации оборудова­ния электростанций и сетей в направлении адаптации их харак­теристик к нормам UСТЕ, а также для соответствующего изменения нормативной п законодательной баз наших стран.

Б. Синхронная работа ОЭС Украины и UСТЕ с предваритель­ным разделением ОЭС Украины и ЕЭС России. Этот вариант, как и вариант А, возможен только после длительного подготовитель­ного этапа, объем работ которого для Украины может быть несколь­ко большим, чем в первом вариан­те. так как все необходимые резер­вы по регулированию частоты и мощности ОЭС Украины в этом случае должна обеспечить без солидарной помощи ЕЭС Рос­сии СНГ. у которой диапазон таких резервов существенно шире, чем \ ОЭС Украины.

  1. Совместная работа всех трех энергосистем при сохране­нии существующего режима син­хронности (только между ОЭС Украины и ЕЭС России/СНГ) и наращиванием объемов обмена электроэнергией энергосистем Украины и России с ИСТЕ через установки управляемой несин­хронной связи: вставки постоян­ного тока (ВИТ). В этом случае со стороны UСТЕ не будет требо­ваться адаптация характеристик электростанции и сетей ОЭС Украины к европейским нормам, а подготовительный этап будет сводиться только к поэтапному сооружению ВПТ.

Г. Совместная работа ОЭС Украины и UСТЕ через ВПТ с

разделением ОЭС Украины и ЕЭС России/СНГ.

Д. Видоизменённый режим 90-х годов: отключение ОЭС Украины от ЕЭС России/СНГ при существующем режиме связи с UСТЕ.

В вариантах Б, Г и Д обмен электроэнергией между ОЭС Украины и ЕЭС России/СНГ воз­можен только через ППТ Донбасс - Волгоград.

3-2. Характеристика вариан­тов

Как известно, РАО «ЕЭС Рос­сии» уже несколько лет готовится к параллельной работе с UСТЕ, проводя реконструкцию электро­станций и сетей с разработкой соответствующих нормативных и распорядительных документов, особенно в части улучшения характеристик регулирования частоты и мощности. В ОЭС Украины в последние годы успешно модернизирован цен­тральный регулятор частоты и мощности, но па станционном уровне модернизация выполнена только на части агрегатов ГЭС. К сожалению, на ТЭС системы регулирования частоты и мощно­сти ещё не модернизировались и поэтому имеют неудовлетвори­тельные характеристики либо отключены вовсе.

Состояние и характеристики средств регулирования частоты и мощности электростанций ЕЭС России и ОЭС Украины оценены в работе |2| путём анализа резуль­татов системных испытаний, выполненных в ЕЭС Рос­сии/СНГ 15 апреля 2004 года, а также анализа реакции средств регулирования частоты в режиме аварийного сброса мощности Саяно-Шушенской ГЭС на 3200 МВт, произошедшего 19.10.04.

На основании этого анализа можно сделать два вывода:

• системные характеристики регулирования частоты в ЕЭС России за последние годы суще­ственно улучшены и по некото­рым показателям близки к уров­ню норм ИСТЕ;

  • электростанции Украины практически не функционируют в цикле регулирования частоты.

Такое положение дел свиде­тельствует о следующем:

  • ЕЭС России в ближайшие годы технически может быть готовой к синхронному объедине­нию с ИСТЕ, но не имеет соб­ственных линий связи с Европой.

  • ОЭС Украины имеет значи­тельное количество ЛЕИ связи с ИСТЕ с высокой пропускной спо­собностью, однако технически не готова к синхронному объедине­нию с ИСТЕ (за исключением «острова Бурштынской ГЭС»).

Этот перекос в распределении сетевой возможности и систем­ной готовности может привести к мысли о варианте входа в ИСТЕ за счет регулирования только электростанций России без выполнения реконструкции элек­тростанций Украины. Но по нор­мам ИСТЕ требования иметь дол­жное регулирование не только на каждой электростанции, но и на каждом агрегате. Кроме того, при такой неравномерности в терри­ториальном распределении регу­лирующих электростанций в слу­чае возникновения системных дисбалансов мощности увеличи­вается вероятность перегрузки сечения ОЭС Украины - ЕЭС России, при которой эти ЛЭП будут автоматически отключены. Таким образом, сегодня нет тех­нической готовности к синхрон­ной работе с ИСТЕ и у ЕЭС Рос- сип и у ОЭС Украины.

8

Однако можно предположить возможность достижения неко то­рого компромисса с Техническим комитетом ИСТЕ о допустимости неполной реконструкции элек­тростанций при условии се выполнения на ряде мощных электростанций и достижении должного уровня только общеси­стемных параметров регулирова­ния. Но даже в этом случае будет обязательным достижение норм

ИСТЕ па наиболее мощных элек­тростанциях Украины, особенно, западного ее региона, так как без этого невозможно обеспечить динамические показатели регули­рования и исключить дополни­тельные перегрузки межсистем­ных связей.

Тем не менее по статическим показателям регулирования можно рассчитывать на солидар­ную помощь более подготовлен­ных электростанций ЕЭС России, что совсем невозможно в вариан­те Б (синхронизации без ЕЭС России). Поэтому при сравнении вариантов А и Б можно учесть возможность некоторого сниже­ния затрат на реконструкцию систем регулирования электро­станций в варианте А по сравне­нию с вариантом Б.

Следует отметить, что разделе­ние ОЭС Украины и ЕЭС России крайне нежелательно, так как они были спроектированы и созданы для работы в формате единой энергосистемы, и при разделении ухудшаются режимы обеих энер­госистем и значительно снижает­ся надежность электроснабжения потребителей вдоль линий разде­ления.

Но для ОЭС Украины, имею­щей почти половину мощности в текущих режимах на АЭС, глав­ным недостатком отделения от ЕЭС России является существен­ное повышение вероятности тяжелой системной аварии с лавиной частоты, которая может иметь непредсказуемые послед­ствия. 13 режиме раздельной рабо­ты аварийное снижение мощно­сти электростанций ОЭС Украи­ны только на 2000 МВт. напри­мер, путем отключения двух бло­ков АЭС по 1000 МВт. приводит к снижению частоты примерно до 49 Гц. При этой частоте по прави­лам ядерной безопасности произ­водится разгрузка реакторов АЭС не менее, чем па 10"». что приве­дет к дальнейшему снижению частоты и т.д. В режимах совме­стной работы ОЭС Украины и ЕЭС России при таком уменьше­нии мощности электростанций частота снизи тся не более, чем на 0.2 Гц.

В процессе раздельной работы ОЭС Украины п ЕЭС России в 90-х годах ОЭС Украины неодно­кратно оказывалась на грани катастрофы, предотвращению которой в значительном мере способствовал опыт и высокий профессионализм тогдашних руководителей и специалистов I[аппонального Диспетчерского Центра (ИДИ) электроэнергети­ки Украины. В настоящее время ИДИ входит в состав НЭК «Укрэнерго».

Вариант Г поч ти так же неже­лателен, как и ваэпат Б, поскольку в нём нарушается надёжность электроснабжения приграничных регионов Украины и России.

Вариан т Д является худшим из всех, однако, как и в 90-х годах, он может стать реальным в случае возникновения крайних полити­ческих или экономических про­тиворечий между Украиной и Россией.

С учетом изложенного выше, оптимальным представляется третий вариант совместной рабо­ты энергосистем (вариант В), так как он:

  • Позволяет поэтапно и отно­сительно быстро увеличивать объем обмена электроэнергией наших энергосистем с ИСТЕ практически без реконструкции электростанций и сетей с исполь­зованием существующих межго­сударственных сетей п привлече­нием средств инвесторов разных стран и форм собственности.

  • Обеспечивает возможность получения более высокой пропу­скной способности межгосудар­ственного сечения, так как при связи через ВПТ нет ограничений по условию устойчивости парал­лельной работы, а преде.ч по нагреву проводов ЛЭП 400 и 750 кВ значительно выше, чем предел устойчивости.

  • Требует меньших средств, чем первый и второй варианты, так как стоимость сооружения вставок постоянного тока значи­тельно ниже стоимости работ по адаптации к нормам ГСП:.

  • За счет подпои управляемо­сти ВПТ, не зависящей от вну­тренних балансов связываемых энергосистем, обеспечивает воз­можность точного выполнения контрактных графиков энергооб­мена, а также локализацию аварии внутри одной из энергосистем с возможностью оказать быструю аварийную взаимопомощь.

  • Не требует изменения нор­ма тп в по-за кон одател ыюй базы Украины.

Не противоречит политиче­ским решениям руководства Украины и РФ относительно вза­имоотношения наших стран между собой и с ЕС.

Целесообразность использова­ния 13111" уже достаточно прора­ботана вплоть до стадии ТЭО.

Безусловно, ППТ и ВИТ явля­ются дорогостоящим и объектами, поэтому их применение необходи­мо дол ж н 1)1 м образом обосновы­вать, что уже и делалось. Целесо­образность строительства ВПТ на связях ().')(' Украины с ИСТЕ. в частности, с размещением её пер­вого экземпляра на полет;

ВЫВОДЫ 750 кВ «Западноукрапнская», за последние годы три раза подтвер­ждалась путем разработки ТЭО.

Для синхронного соединения ОЭС Украины и ИСТЕ неизбе­жен длительный и дорогостоя­щий подготовительный этап, оценка затрат по которому приве­дена в документе: „Першочергов1 оргашзацппп та техшчш заходи (Концешпя) щодо штеграцп ОЕС Украпш до об'еднання енергоси- стем свропейських краУн". В раз­деле 5 Концепции сказано: „Та­ким чином, загальна потреба в швеепщшних ресурсах д.тя забез- печення переходу ОЕС Украпш на роботу у паралелыюму режили з енергосистемою ИСТЕ у перюд до 2010 року складае ор1ентовно 11.4 млрд. грпвень або 2,2 млрд. долар1в США."

С учетом реального спроса на электроэнергию в ИСТЕ её импорт с востока вряд ли в обоз­римом будущем превысит уро­вень мощности 2 ГВт, поэтому затраты на реально необходимые ВПТ могут быть на уровне 200-300 млн дол. США.

Вследствие высокой заводской готовности оборудования ВПТ их строительство может быть выпол­нено в срок 2 3 года. 11апрпмер, строительство линии постоянного тока ЕзШпк (Эстония-Финлян­дия), включенной в работу в нояб­ре 2006 года, даже с изготовлением и прокладкой кабеля длиной 107 км было выполнено за 19 месяцев.

Сооружение ВПТ не означает отказ от реконструкции электро­станций и сетей ОЭС Украины в целях повышения надежности их работы и улучшения регулиро­вочных характеристик. Такая реконструкция необходима и для повышения качества и надежно­сти энергоснабжения собствен­ных потребителей, а увеличение экспорта электроэнергии через ВПТ только создаст дополнитель­ные экономические возможности для модернизации энергетиче­ской отрасли Украины.

Независимо от вариантов взаи­модействия ОЭС Украины и ИСТЕ целесообразно рассмо­треть возможность обновления ППТ Донбасс-Волгоград, что обеспечит более гибкое регулиро­вание обмена электроэнергией между ОЭС Украины и ЕЭС Рос­сии/СНГ, а в случае разделения наших энергосистем (аварийно или по злой воле) эта ППТ будет с'пшствсиной связью между ОЭС Украины и ЕЭС России/СНГ.

Соседние файлы в предмете [НЕСОРТИРОВАННОЕ]