ПРОБЛЕМЫ НАДЁЖНОСТИ В ЭНЕРГОСИСТЕМЕ РЕСПУБЛИКИ БАШКОРТОСТАН И ПУТИ ИХ РЕШЕНИЯ

В данной статье рассмотрены проблемы надёжности электропередачи Республики Башкортостан, проанализировано их влияние на энергосистему. Найдены и описаны пути решения проблем с обеспечением надежных электропередачи и электроснабжение потребителей. В качестве исходных данных использованы статистические и прогнозируемые данные по «Схеме и программе перспективного развития электроэнергетики Республики Башкортостан на 2016-2020 годы», а также по «Схеме и программе перспективного развития электроэнергетики Республики Башкортостан на 2020-2024 годы».

Энергосистема Республики Башкортостан обеспечивает электроснабжение потребителей Республики Башкирия, и является одной из девяти региональных энергосистем, входящих в операционную зону Филиала ОАО «СО ЕЭС» ОДУ Урала. В 2017 г электропотребление энергосистемы Республики Башкортостан составило 26368,1 млн. кВтч, а собственный максимум электрической нагрузки потребителей – 4049 МВт при числе часов использования максимума нагрузки - 6512 часов в год [1, с. 38].

Суммарная установленная электрическая мощность электростанций энергосистемы Республики Башкортостан с учетом тепловых электростанций (ТЭС) промышленных предприятий на 01.01.2018 составила 4764,212 МВт [1, с. 42] или 9,7 % от установленной мощности электростанций ОЭС Урала.

В 2009-2018 гг. темпы роста электропотребления в 2,2 % энергосистемы Республики Башкортостан существенно выше соответствующих показателей по ОЭС Урала и Российской Федерации (1,72 % и 1,165 %). За период 2008-2017 гг. в структуре электропотребления Республики Башкортостан выросли доли обрабатывающего производства, добычи полезных ископаемых и комбыта при снижении доли производства и распределения электроэнергии, газа и воды, а также – транспорта и связи.

В период 2009-2018 гг. установленная мощность электростанций (на начало года) снизилась на 403,058 МВт [1, с. 65]. За указанный период было демонтировано 605,06 МВт устаревшего турбинного оборудования, часть которого длительный срок находилась в консервации. Прирост генерирующей мощности за счет новых вводов, перемаркировки и присоединения составил 202,002 МВт [1, с. 69].

В отчетные 2017 г и 2018 г дефицит электроэнергии по сравнению с 2009 г увеличился в 2-3 раза. Потребность энергосистемы Республики Башкортостан в электроэнергии в отчетном 2017 г покрывалась от собственных электростанций на 84 % от суммарного электропотребления. В 2017 году сальдо-переток на прием электроэнергии в энергосистему Республики Башкортостан из соседних энергосистем составил 4213,7 млн. кВт.ч. [1, с. 89]. Наибольший объем электроэнергии величиной 2507,592 млн. кВт.ч [1, с. 90] был получен из Челябинской энергосистемы.

На 01.01.2018 электрические сети напряжением 500, 220, 110 кВ на территории производственное отделение Центральные Электрические Сети (ПО ЦЭС) и Уфимские Городские Электрические Сети (УГЭС) объединяют две по подстанции (ПС) 500 кВ, четыре ПС 220 кВ и около 107 шт. ПС 110 кВ, в том числе принадлежащих ООО «Башкирэнерго» - 69 шт.

План-схема существующих электрических сетей 110 кВ и выше в границах ПО ЦЭС и УГЭС приведена на рисунке 1. Максимум электрической нагрузки ПО ЦЭС и УГЭС в день контрольного замера (20.12.2018 в 10 00 часов) составил 1566 МВт [2, с. 104].

Часть подстанций 110 кВ ПО ЦЭС получают питание по двухцепным тупиковым ВЛ 110 кВ. К ВЛ 110 кВ Дема-Кушнаренково присоединено пять ПС 110 кВ, к ВЛ 110 кВ Павловская ГЭС – Кундашлы – четыре ПС 110 кВ, что противоречит требованию п.5.28 «Методических рекомендаций по проектированию развития энергосистем» (СО 153-34.20.118-2003) о присоединению к двухцепной тупиковой ВЛ 110 кВ до двух подстанций 110 кВ.

Рисунок 1. План-схема существующих электрических сетей 110 кВ и выше в границах ПО ЦЭС и УГЭС

Потери активной мощности в рассматриваемой сети 110 кВ при перетоках мощности в сечении Урал – Запад и Запад – Урал, близких к максимально допустимым значениям потери могут близко к 16,4 МВт [1, с. 201], а в сети 220-500 кВ - 33,8 МВт. В результате расчета режимов работы электрических сетей 110 кВ и выше ПО ЦЭС и УГЭС в отчетный период зимнего максимума и летнего максимума 2017 г для нормальных схем и при отключении одного элемента для выявления «узких» загрузки автотрансформаторов подстанций Бекетово, Уфа-Южная не превышают 92 % от номинальных значений, загрузки ВЛ 110-220 кВ ПО ЦЭС и УГЭС – 81 % от допустимых значений, наиболее загруженными линиями являлись:

- ВЛ 220 кВ Уфимская ТЭЦ -2 –НПЗ – 75 % от длительно допустимого тока в режиме отключения первой СШ 220 кВ ПС Бекетово;

 - ВЛ 220 кВ Бекетово – Уфа-Южная – ТЭЦ-2 – 66 % в режиме отключения ВЛ 220 кВ ТЭЦ-2 – НПЗ;

 - ВЛ 110 кВ Бекетово - Дема, 2 – 71 % в режиме отключения первой СШ 110 кВ ПС Дема, при отключении второй СШ 110 кВ в работе остаются две ВЛ 110 кВ;

 - ВЛ 110 кВ Уфа – Южная – Старая Уфа 1, 2 -81 % в режиме отключения второй цепи;

 - ВЛ 110 кВ Уфимская ТЭЦ-4 – Приуфимская ТЭЦ – 70 % в режиме отключения второй цепи [2, с. 186].

При этом выявлена перегрузка одного АТ 220/110 кВ ПС НПЗ при отключении другого до 44 % от номинального тока, что недопустимо. В настоящее время перегрузка ликвидируется путём включения в транзит ВЛ 110 кВ СПП-НПЗ 1,2. Автоматика АОПО на АТ 220/110 кВ ПС 220 кВ НПЗ отсутствует. Ещё одним путём решения сложившейся проблемы является замена двух АТ 125000 кВА на более мощные.

Также расчеты выявили:

- высокую загрузку ВЛ 220 кВ Уфимская – Уфа-Южная 1, 2 в режиме отключения ВЛ 500 кВ Бекетово – Уфимская до 89 %;

- перегрузку АТГ 500/220 кВ ПС Уфимская в режиме отключения ВЛ 500 кВ Бекетово – Уфимская на 31 %;

- высокую загрузку ВЛ 220 кВ Бекетово – Благовар до 96 % в режиме отключения ВЛ 500 кВ Бугульма – Бекетово;

- высокую загрузку ВЛ 220 кВ Бекетово – Уфа-Южная – ТЭЦ-2 – 96 %.

Для исключения риска перегрузки АТГ 500/220 кВ ПС 500 кВ Уфимская при отключении ВЛ 500 кВ Бекетово -Уфимская в настоящее время оперативным персоналом при перетоках по ВЛ 500 кВ Бекетово -Уфимская более 700 МВт в сторону ПС 500 кВ Бекетово на ПС 220 кВ Уфа-Южная отключается ВЭ 220 Уфимская 2 [2, с. 194].

Особенностью электроснабжения является то, что питающие ВЛ 220 кВ шунтируют сечение 500 кВ «Урал - Запад» и «Запад - Урал». При отключении ВЛ 500 кВ Бугульма – Бекетово в данном режиме возможна перегрузка участков транзита 220 кВ Бугульма – Бекетово, которая ликвидируется действием существующей АОПО на ВЛ 220 кВ Бугульма – Туймазы или ВЛ 220 кВ Бекетово – Благовар. В режимах с отключением одного электросетевого элемента возможны перегрузки транзита 220 кВ Бугульма – Бекетово, которые устраняются существующей автоматикой АОПО. Анализ существующей ситуации выявил возможность возникновения перегрузок в режиме с отключением одного электросетевого элемента АТ 1 и 2 ПС Аксаково при МДП с Запада на Урал [2, с. 233]. Перегрузки ликвидируются действием существующей АОПО.

«Узким» местом в схеме внешнего электроснабжения потребителей ПО БцЭС (Белорецкий и Иремель-Учалинский энергоузлы) является присоединение четырех питающих ВЛ 220 кВ к шинам 220 кВ ПС 500 кВ Смеловская. При наложении аварийного отключения одной СШ 220 кВ на ремонт другой СШ 220 кВ ПС Смеловская режим находится в области недопустимых значений из-за значительного снижения напряжения в Белорецком и Учалинском энергоузлах. Ввод режима в допустимую область осуществляется существующими устройствами противоаварийной автоматики АОСН.

Список литературы:

1. Схема и программа перспективного развития электроэнергетики Республики Башкортостан на 2016-2020 годы // Министерство промышленности и инновационной политики Республики Башкортостан [Электронный ресурс] URL: https://industry.bashkortostan.ru/activity/26873/ дата обращения  20.12.2018
2. Схема и программа перспективного развития электроэнергетики Республики Башкортостан на 2020-2024 годы // Министерство промышленности и инновационной политики Республики Башкортостан [Электронный ресурс] URL: https://industry.bashkortostan.ru/documents/active/222524/ дата обращения 06.05.2019