Электроснабжение малых нагрузок северных территорий

Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

Актуальность. Развитие Севера будет проходить в контексте глобальной экономической динамики, которая, прежде всего, определяется конъюнктурой мировых рынков углеводородов. Превращение Китая и Индии в основные локомотивы мирового экономического роста, появление новых центров экономического развития в Азии и Латинской Америке неизбежно увеличат спрос на рынках нефти и газа и обеспечат рентабельность освоения арктических шельфовых месторождений.

В будущем Арктическая зона выполнит миссию финансово-экономической поддержки перехода страны на инновационный путь развития. Новые ресурсные мегапроекты освоения Арктической зоны должны создать мощный инновационный импульс во всей российской экономике - в ведущих отраслях российской промышленности - машиностроении, судостроении, ВПК, в отраслях НИИ, КБ, так и послужить финансовой основой для реализации инвестиционных проектов, обеспечивая возможность осуществления перехода России к инновационному пути развития.

Ядром новой политики России в Арктике становится реализация интеллектуального потенциала в рамках инновационной модернизации экономики в условиях обеспечения национальной безопасности и устойчивого природопользования при неукоснительном сохранении уникальных систем Арктики и жизнеспособности местных сообществ.

Арктическая зона Российской Федерации имеет площадь около 9 млн. км², здесь проживает более 2,5 млн. человек, что составляет менее 2% населения страны и около 40% населения всей Арктики. При этом в АЗРФ создается 12-15% ВВП страны, обеспечивается около четверти экспорта России.

Первое место в структуре хозяйства Арктической зоны занимает газовый комплекс (добывается более 80% российского газа); второе - горнопромышленный. В его составе доминируют предприятия цветной металлургии (медно-никелевая промышленность Норильского промышленного узла и золотодобыча). В арктической зоне добывается значительная часть российских алмазов, 100% сурьмы, апатита, флогопита, вермикулита, барита, редких металлов; свыше 95% металлов платиновой группы, более 90% никеля и кобальта, 60% меди. Третье место в хозяйственной структуре АЗРФ занимает рыбный комплекс. Здесь добывается более трети рыбы и морепродуктов России, производится около 20% рыбных консервантов.

В арктической зоне сосредоточены основные запасы важнейших полезных ископаемых, являющихся определяющими для развития национальной экономики. Очевидно, что освоение новых месторождений Арктики должно идти на принципах максимальной ресурсоэффективности, при использовании новых технологических решений, с подключением многочисленных российских субконтрактов к обустройству новых добычных платформ и площадок, российских транспортных средств для экспорта энергоносителей, с загрузкой российских портов.

Для Арктической зоны характерны экстремальные природные условия: низкие в течении всего года температуры, длительная полярная ночь и длительный полярный день, частые магнитные бури, сильные ветры и метели, плотные туманы, однообразные арктические пустыни и тундры, многолетняя мерзлота; высокая, значительно опережающую среднемировую, динамика изменений климата в последние десятилетия. Природная экстремальность усиливается негативным воздействием социально-экономических факторов - транспортной недоступностью, высокими производственными издержками и стоимостью жизни, малыми размерами экономики и тенденциями к ее монополизации, изолированностью и дисперсностью расселения.

Доля транспортных издержек в стоимости конечного продукта Арктической зоны доходит до 60% (в среднем по стране 10%). Жизнеобеспечение населения и хозяйственная деятельность определяющим образом зависят от поставок топлива, продовольствия, промышленных товаров по трассе Северного морского пути в ограниченный период полярной навигации. Экстремальность природных условий обязывает повсеместно в арктических городах и поселках создавать местные системы резервирования и страхования. Системы резервирования включают сеть накопления грузов и товарных ценностей - складское хозяйство нефтебаз, продовольственных грузов, угля в пунктах перевалки; дополнительные источники энергоснабжения, нередко адаптированные к разным энергоносителям для гибкого переключения при необходимости с одного на другой.

Обеспечение безопасности и устойчивости существования местных сообществ в экстремальных природных условиях Арктики с наименьшими затратами является важнейшим стимулом для инновационных усилий и разработок в области энергетики. Арктику можно назвать исследовательской лабораторией человечества, территорией открытий, инновационного поиска.

Предмет исследования.

Объект исследования.

Цель работы. Создание магистральной линии тандемного типа обеспечивающей электроснабжение малых нагрузок северных территорий.

Глава I. Анализ альтернативных систем электроснабжения рассредоточенных малых нагрузок северных территорий (на примере республики Саха (Якутия))

1.1 Децентрализованные системы электроснабжения

электроснабжение нагрузка централизованный потребитель

Около 70% территории России относятся к зонам децентрализованного электроснабжения, включая почти всю территорию Арктической зоны. Надежное электроснабжение населения децентрализованных зон является важнейшей задачей, от успешного решения которой во многом зависит не только социально-экономическое развитие, но и энергобезопасность.

Электроснабжение от дизельных электростанций.

Для электроснабжения потребителей децентрализованных зон традиционно используются малые электростанции, основу которой составляют дизельные электростанции.

Республика Саха (Якутия) расположена на северо-востоке Сибири и является крупнейшим административно-территориальным образованием в Российской Федерации: ее территория (свыше 3 млн. кв. км.) составляет 18% площади РФ. Огромная по площади территория Якутии заселена сравнительно слабо и неравномерно. Численность населения Республики составляет 950,7 тыс. чел., из которых 64% проживают в городских поселениях и 36% - в сельской местности. Основой комплекса децентрализованного электроснабжения региона является дочерняя компания АК "Якутскэнерго" - ОАО "Сахаэнерго", специализирующаяся на малой энергетике. Она обеспечивает электрической энергией 128 населенных пунктов, с общей численностью населения более 110 тыс. человек. Общая выработка электрической энергии 388851,2 тыс. кВтч [2]. На 128 ДЭС установлено 605 генераторов различных типоразмеров номинальной мощностью от 12 до 12000 кВт, суммарной мощностью 270562,5 кВт.



Рис.1.х. Карта-схема расположения основных ДЭС на территории Республики Саха (Якутия) {новую карту отсканирую, поставлю}

Основными экономическими характеристиками энергоустановок децентрализованных зон являются: себестоимость производимой электроэнергии и стоимость топлива. Классификацию энергоустановок по этим признакам отражает построенная карта-схема на рис.1.х [21].



Рис.1.х. Зонирование территории Республики Саха (Якутия)

Баланс использования условного топлива по ОАО "Сахаэнерго" в 2007 году представлен на рис.1.х. [2]. Из баланса видно, что эффективность использования энергии топлива в децентрализованных зонах составляет 25,2% (без учета потерь тепловой энергии).



Рис.1.х. Баланс эффективности использования топлива по ОАО "Сахаэнерго", 2007 год, тут (%)

Согласно данным табл.1.х. стоимость одной тонны натурального топлива по ОАО "Сахаэнерго" в 2007 году составляет 21957,525 рублей. Общий расход финансовых средств, связанный с приобретением топлива, идущего на выработку электрической энергии, составляет 2,208 млрд. рублей. Учитывая, что КПД в целом по ОАО "Сахаэнерго" составляет 25,2%, эффективно используется 556,416 млн. рублей.

Таблица 1.х. Стоимость дизельного топлива по РЭС ОАО "Сахаэнерго"

Для решения проблем в малой энергетике в 2001 г была утверждена Программа "Развитие малой энергетики Республики Саха (Якутия) на 2001-2005 годы", которая является единственной в Дальневосточном регионе РФ. В 2005 году срок действия программы продлен, и мероприятия по малой энергетике включены подпрограммой республиканской целевой программы "Развитие электроэнергетики Республики Саха (Якутия) на период до 2010 года и прогноз до 2015 года". Опыт разработки и реализации Программы малой энергетики необходимо распространять в других объектах РФ, в которых значительная зона децентрализованного энергоснабжения, с поддержкой из Федерального бюджета. Реализация программы малой энергетики РС(Я) позволила комплексно решить ряд проблем, в том числе, повысить надежность работы дизельных электростанций, обеспечила возможность проведения единой технической политики. Общая экономия от реализации Программы малой энергетики более 200 млн.руб. в 2005 г [6]. В программе предусмотрены направления по постепенному переходу на максимально возможное самообеспечение за счет использования местных энергетических ресурсов, один из которых является строительство ТЭЦ малой мощности работающие на сырьевой базе угольных месторождений. Основной задачей строительства ТЭЦ малой мощности - снижение использования дорогостоящего привозного топлива на выработку электрической энергии. Среди основных проблем децентрализованного электроснабжения - старение основных фондов. Средний износ основного оборудования на дизельных станциях ОАО "Сахаэнерго" составляет 52%, дизельного оборудования 48%, сетевого хозяйства 60%, зданий и сооружений 50%. Воспроизводство основных фондов идет низкими темпами, для полного обновления потребуется около 20 лет, т.е можно сказать, что в настоящее время удается лишь удерживать существующий уровень износа.

Возобновляемые источники электрической энергии.

Вопросы использования возобновляемых источников энергии (ВИЭ) актуальны для всех стран мира в силу различных обстоятельств. Для промышленно развитых стран мира, зависящих от импорта топливно-энергетических ресурсов, - это, прежде всего, энергетическая безопасность. Для промышленно развитых стран мира, богатых энергоресурсами, - это экологическая безопасность, завоевание рынков сбыта оборудования. Для развивающих стран - это наиболее быстрый путь к улучшению социально-бытовых условий населения, возможности развития промышленности по экологически приемлемому пути, а для всего мира в целом это возможность снижения эмиссии парниковых газов и избежание глобального изменения климата. Качественная оценка влияния различных видов ВИЭ на решение указанных проблем, представленная в табл. 1.2 [3], является несомненным доказательством актуальности исследования и поиска решений проблем использования ВИЭ.

Таблица 1.2. Роль ВИЭ в решениях трех глобальных проблем человечества (энергетика, экология, продовольствие) + положительное влияние, - отрицательное влияние, 0 - отсутствие влияния

№	Вид ресурсов или установок	Энергетика	Экология	Продовольствие
1	Ветроустановки	+	+	+1
2	Малые и микроГЭС	+	+	+2
3	Солнечные тепловые установки	+	+	+3
4	Солнечные фотоэлектрические установки	+	+	+4
5	Геотермальные электрические станции	+	+/-	0
6	Геотермальные тепловые установки	+	+/-	+5
7	Биомасса. Сжигание твердых бытовых отходов	+	+/-	0
8	Биомасса. Сжигание сельскохозяйственных отходов, отходов лесопереработок	+	+/-	+6
9	Биомасса. Биоэнергетическая переработка отходов	+	+	+7
10	Биомасса. Газификация	+	+	0
11	Биомасса. Получение жидкого топлива	+	+	+8
12	Установки по утилизации низкопотенциального тепла	+	+	0

Примечания: 1. Водоподъемные установки на пастбищах и в удаленных населенных пунктах. 2. Орошение земель на базе малых водохранилищ, водоподъемные устройства таранного типа. 3. Установки для сушки сена, зерна, сельхозпродуктов, фруктов. 4. Водоподъемные системы , питание охранных устройств на пастбищах. 5. Обогрев теплиц геотермальными водами. 6. Использование золы в качестве удобрения. 7. Получение экологически чистых удобрений в результате сбраживание отходов. 8. Получение дизельного топлива из семян рапса - самообеспечение сельского хозяйства дизельным топливом.

Поэтому, выше сказанное о необходимости использования ВИЭ в различных странах, в равной степени относится к современной России. Прежде всего, для обеспечение устойчивого, соответствующего принятым в аналогичных климатических условиях нормам, тепло- и электроснабжения населения и промышленного производства в зонах децентрализованного энергоснабжения в районах Крайнего Севера и приравненным к ним территорий. В районы автономного энергоснабжения Крайнего Севера, Дальнего Востока и Сибири ежегодно завозится 6-8 млн. тонн горюче-смазочных материалов и 20-25 млн. тонн угля. В связи с увеличением транспортных расходов стоимость топлива в указанных районах удваивается и утраивается по сравнению с ценами производителей. На топливо и на завоз тратится более половины бюджета регионов. Нехватка топлива зачастую ставит под угрозу жизнь людей. Использование местных видов топлива и возобновляемых источников энергии является приоритетным направлением развития региональной энергетической политики в современных условиях. В соответствии с Генеральной схемой размещения объектов электроэнергетики до 2020 года [4] стратегическими целями использования возобновляемых источников энергии являются: сокращение потребления не возобновляемых топливно-энергетических ресурсов; снижение экологической нагрузки от деятельности топливно-энергетического комплекса; обеспечение энергией децентрализованных потребителей и регионов с дальним и сезонным завозом топлива; снижение расходов на дальнепривозное топливо. Внедрение технологий возобновляемой энергетики особенно актуально для зон децентрализованного электроснабжения Республики Саха (Якутия). Объективные проблемы энергоснабжения децентрализованных потребителей региона, связанные с обширной территорией обслуживания, низким уровнем развития транспортной инфраструктуры и суровыми климатическими условиями приводят к существенному удорожанию себестоимости вырабатываемой электроэнергии, обусловленными дальним транспортом топлива, и ограниченностью сезонного завоза в труднодоступные районы. По этой причине страдают надежность электроснабжения отраслей народного хозяйства Крайнего Севера и система жизнеобеспечения населения. Повысить энергетическую эффективность комплекса децентрализованного электроснабжения региона, обеспечив при этом значительную экономию финансовых ресурсов, возможно за счет использования в энергетическом балансе возобновляемых источников энергии. Кроме очевидных экономических преимуществ, связанных с замещением части органического топлива, применение установок возобновляемой энергетики позволяет повысить надежность электроснабжения потребителей в децентрализованных районах Республики, способствует сохранению окружающей среды и обеспечению экологической безопасности региона.

Ветроэнергетические ресурсы

Удельная мощность ветроэнергетических ресурсов по территории республики колеблется в широких пределах: от 3 в континентальной части до 476 Вт/м² на побережье море Лаптевых. В последних регионах с помощью ветроустановок можно выработать с 1 км² площади от 250 тыс. кВтч до 2 млн. кВтч электроэнергии в год [7]. По предварительным оценкам, на территории Якутии, где среднегодовая скорость ветра достигает более 4 м/с, запасы потенциальной энергии ветра составляет 15,6 млрд. кВтч в год [8,9].

Оценка ветроэнергетических ресурсов Якутии сделана впервые отделом энергетики ИФТПС СО РАН. Наиболее сильные ветра и постоянные ветры со средней скоростью 5-8 м/с отмечены по всей арктической зоне, при этом продолжительность ветровых часов достигает 75-80% [10]. Проведенный анализ ветроэнергетического ресурса республики отражен на карте схеме, представленной на рис.1.х [11,12]

Рис. 1.х. Годовой ход средней скорости ветра.

Рис. 1.х. Зонирование территории республики по ветроэнергетическому потенциалу.

Как показывает зонирование (рис. 1.х) во многих улусах, есть пункты, среднегодовая скорость ветра в которых превышает общую ветровую характеристику данного района. Для энергетических целей перспективны районы в которых интегральные показатели скорости ветра превышают 3 м/с, что следует из технических характеристик большинства ВЭС. Наиболее перспективными районами, где можно эффективно использовать ветровую энергию, является побережье, от запада до восточной границы полосой около 100-200 км и долина реки Лена, от устья до впадения реки Алдан.

Анализ сопоставления децентрализованных зон и зон распределения скорости ветра показывает, что ветронасыщенные зоны расположены, главным образом, на территориях районов с наиболее тяжелыми условиями транспорта топлива для электроснабжения. Следует отметить, что в некоторых районах период наиболее ветрового потенциала приходится на более теплое время года, что не исключает возможность частичного участия ВЭУ в системе электроснабжения [13]. Все основные характеристики ветрового режима Якутии подтверждают реальную возможность значительно большего участия энергии воздушных потоков в энергетическом балансе децентрализованных зон. Суммарная электрическая энергия, которая может быть получена в республике от использования валового потенциала ветровой энергии при современном уровне технических средств, представляет практический интерес при полном или частичном покрытии фактического электропотребления в децентрализованных зонах.

Гидроэнергетические ресурсы малых рек.

Для энергоснабжения децентрализованной зоны Якутии авторы [7] рекомендуют строительство 20 малых ГЭС (табл.1.х).

Таблица 1.х. Возможные малые ГЭС на территории Республики Саха

Река	Населенный пункт	Средний расход, м2/с	Установленная мощность, тыс.кВт	Средняя выработка энергии, млн.кВтч
I децентрализованная зона
Доруоха	Саскылах	6,4	2,1	5,3
Федор	Саскылах	5,6	1,0	2,5
Нуорда	Жиганск	3,9	1,85	2,56
Нэлсэгэ	Лазо	-	52,0	257
Маайында	Оленек	1,9	3,0	6,0
Сутуруоха	Сутуруоха	11,5	2,4	3,26
Улахан-Таймылыр	Таймылыр	3,4	1,0	2,0
Эбэлээх	Эбэлээх	8,16	6,0	7,5
Итого			69,35	286,12
II децентрализованная зона
Арга-Эсэлээх	Кулун-Олбют	1,38	1,45	3,6
Хатыннах	Предпорожний	0,81	0,55	1,38
Сарылах	Сарылах	0,55	0,4	1,0
Хаастаах	Сасыр	0,92	1,3	3,2
Тяна	Тяна	32,0	2,5	5,0
Колгос	Хонуу	0,53	0,35	0,9
Ыстаах-Юрэх	Чумпу-Кытыл	1,32	1,0	2,5
Дэлингэ	Дэлингэ	24,3	0,27	1,78
Бахылай	Нелькан	0,32	0,2	0,5
Боль.Делюнгюеннях	Эльгинский	0,5	0,35	0,9
Итого			8,37	20,76
III децентрализованная зона
Синяя	Синск	39,0	3,0	6,0
Итого			3,0	6,0
Централизованная зона
Гранитный	Ольчан	0,44	0,3	0,75
Итого			0,3	0,75
ИТОГО			69,35	313,63

Согласно данных таблицы 1.х с классификации децентрализованных зон видно, что наибольший гидроэнергетический потенциал для малых ГЭС находится в первой децентрализованной зоне. Использование гидроэнергии малых рек на Севере значительно сложнее, чем на территории с умеренным климатом. При эксплуатации малых ГЭС возможны очень серьезные затруднения из-за резкого колебания водности рек по годам, сезонам года, в организации параллельной работы малых ГЭС с дизельными и ветровыми электростанциями, вопросах создания нормальных социально-бытовых условий для обслуживающего персонала, обеспечения его круглогодичной занятости и т.д. Опыт эксплуатации малых ГЭС, накопленный на Кольском полуострове, полезен, но не дает достаточных оснований для однозначного ответа на вопрос о перспективности строительства ГЭС на малых реках Якутии. Энергетическое строительство и эксплуатация малых ГЭС в экстремальных природно-климатических условиях Севера требует технико-экономического обоснования его целесообразности. В условиях Крайнего Севера малые ГЭС следует рассматривать в комплексе с другими энергогенерирующими источниками.

Гелиоэнергетические ресурсы.

На территории Якутии выделены четыре района, характеризующих возможности внедрения систем солнечного теплоснабжения (ССТ) рис.1.х.

Район 1 - крайне ограниченного использования солнечной энергии; район 2 - возможного использования солнечной энергии; район 3 - умеренного использования солнечной энергии; район 4 - благоприятного использования солнечной энергии.

Рис.1.х. Сводная карта радиационно-климатичесого районирования территории Республики Саха (Якутия).

Сводная карта-схема радиационно-климатического районирования является ориентиром для размещения гелиотехнических систем по районам республики и оценки возможного объема энергосбережения.

Использование солнечной энергетики в балансе I,II децентрализованных зон сезонно, так как ограничивается продолжительностью дня (полярная ночь, порядка 9 месяцев года зимний период) и низким энергетическим потенциалом [14].

Электроснабжение от плавучих атомных станций малой мощности.

Рациональным местом размещения АТЭЦ ММ являются труднодоступные населенные пункты со значительным перспективным ростом электропотребления, связанным с разработкой новых месторождений полезных ископаемых. В связи с этим в энергетической стратегии [22] в качестве мест размещения АТЭЦ ММ рекомендованы с. Юрюнг-Хая, вблизи которого расположено Томторское ниобий-редкоземельное месторождение, и п. Усть-Куйга для разработки Кючусского месторождения золота. Кроме того, строительство АТЭЦ ММ предусматривается в п. Тикси вследствие возможного роста энергетических нагрузок из-за возобновления функционирования Северо-Восточного морского пути и куда доставка топлива также затруднена.

Государственная корпорация "Росатом" развернула широкую пропаганду о перспективности атомных станций малой мощности (АСММ) и активизировала строительство плавучих атомных теплоэлектростанций (ПАТЭС), которые являются одним из вариантов этого типа атомных станций (АС). Прототипами энергоустановок для этих станций были выбраны реакторные установки типа КЛТ-40С, имеющие опыт эксплуатации на нескольких советских атомных ледоколах и лихтеровозе "Севморпуть" и использующие в качества топлива высокообогащенный уран. Основной аргумент, который используют сторонники развития АСММ сегодня, - это необходимость решения проблем энергообеспечения северных и дальневосточных регионов. По их расчетам, не смотря на то, что удельные капиталовложения различных проектов АСММ в 5 и более раз превышают вложения в большие стационарные АЭС, эти проекты являются перспективными. Развернутые Минатомом России работы по АСММ имеют "дальний прицел". Министерство хочет выйти с этим проектом на зарубежный рынок ядерных технологий. Однако страны, заинтересованные в этом проекте, ставят обязательным условием наличия положительного опыта эксплуатации АСММ у нас в стране, так как не хотят приобретать экспериментальную установку. Росатом представляет проект по строительству ПАТЭС как инновационный, однако технологии, которые используются в реакторной установке и в другом оборудовании станции, на самом деле являются достаточно устаревшими, а техническая надежность используемого оборудования недостаточно высокая. Об этом свидетельствует не совсем блестящий опыт эксплуатации ледоколов, атомных подводных лодок и надводных кораблей.

Рис.1. Динамика происшествий на ядерных энергетических установках атомных ледоколов в 1994-2000 гг.

Официальная статистика нарушений в работе транспортных ядерных энергоустановок является "закрытой", а появляющиеся в открытой печати данные, подобные содержащимся в докладе организации GREENPEACE "Проблемы Тихоокеанского флота: радиоактивные отходы, утилизация атомных подводных лодок, аварийность АПЛ, безопасность ядерного топлива" автора Д. Хэндлэра и монографии С.П. Буканя "По следам подводных катастроф", к сожалению, не могут быть отнесены к разряду официальных источников. Да и анализы тех аварий, официальные сведения о которых имеются, тоже не позволяют сделать однозначный вывод о том, что возможная эксплуатация судовых реакторных установок (РУ) на промышленных ПАТЭС будет иметь исключительно положительные стороны.

Стоимость первого реализованного проекта ПАТЭС выросла с задекларированных Минатомом в 2001 году 150 млн. долларов до объявленных в 2010 году С. Кириенко 550 млн. долларов (16,5 млрд. руб.), т.е. более чем в 3,5 раза, а сейчас сумма приближается к 20 млрд. руб. (официально). 18-20 октября 2011 года в Якутске проходила конференция по радиационной безопасности, там Росатомом была озвучена цифра 60 млрд. руб. Ситуация такова, что атомная промышленность сегодня сознательно занижает стоимость плавучей станции.

В 16,5 млрд. руб. не включены такие финансово значимые затраты, как [24,25,26]: северное удорожание берегового строительства; затраты на охранный периметр, как сухопутный, так и подводный; строительство и содержание маломерных судов для обслуживания и специального буксирного судна-ледокола, способного в кратчайшие сроки отвести судно на безопасное расстояние от населенных пунктов; полная стоимость обращения с радиоактивными отходами (хранение транспортировка); стоимость перегрузки топлива в конце каждой кампании; стоимость доставки свежего топлива и транспортировки отработавшего ядерного топлива; затраты на транспортировку ПАЭС для проведения капитального ремонта через 10-12 лет и сама стоимость ремонта (по-видимому, несколько десятков млн. долларов); стоимость постановки в док для очистки от коррозии и обрастания подводной части ПАЭС; затраты на возвращение кредита (после постройки АЭС и сдачи ее в эксплуатацию проценты на кредит переходят на эксплуатационные расходы); инфляционное удорожание за период эксплуатации; отчисления на снятие ПАЭС с эксплуатации (в других странах -- около 3% от стоимости каждого кВт.ч выработанного электричества за весь период эксплуатации); стоимость страхования рисков и компенсации возможного ущерба, связанных с работой АЭС; стоимость снятия с эксплуатации после 40 лет ее использования и многое другое…

Как и в случае с обычными АЭС капитальные расходы имеют огромное значение для рентабельности проекта, однако в данном случае гораздо большее значение имеет неопределенность, связанная с его дальнейшей эксплуатацией. Объем реализации, выражаемый через коэффициент использования установленной мощности (КИУМ), зависит от двух факторов: спроса на энергию в районе и от бесперебойности работы самой станции. Для закрытой энергосистемы, не имеющей возможности продавать излишки энергии за пределы региона в периоды низкого энергопотребления, реалистичны более низкие значения КИУМ - не более 50%. Кроме спросовых ограничений существуют ограничения технологические, поскольку станция должна регулярно вставать на профилактический ремонт (ежегодно на два месяца), а раз в 10-12 лет проходить капитальный ремонт в сухом доке. Эксплуатационные показатели Билибинской АТЭС работающий в условиях, близких к предполагаемым для ПАЭС, КИУМ колеблется между 35-40%.

КИУМ имеет огромное значение для себестоимости на единицу продукции, поскольку большинство текущих издержек не зависит от объема реализации. Текущие эксплуатационные издержки распадаются на затраты, связанные с топливным циклом, заработную плату и различные отчисления по нормативам для обеспечения будущих обязательств. Если КИУМ ПАЭС будет 35-40%, то не понятно, каким образом при подобной производительности будет обеспечиваться рентабельность (по проекту КИУМ ПАТЭС 82%)? Кроме того в районе необходимо иметь резервные источники мощности для обеспечения энергоснабжения в периоды плановых и аварийных остановок ПАТЭС.

Поэтому нами предлагается вариант расширения зоны централизованного электроснабжения. Эти же вопросы в плане централизованного электроснабжения, сокращения зоны действия и оптимизации работы децентрализованной энергетики и создания единой энергосистемы республики с выходом ее на энергосистемы ОЭС Востока и ОЭС Сибири обсуждались и отражены в Рекомендациях сессии "Энергетика и энергоэффективность" и в Резолюции Международной конференции "Комплексное развитие инфраструктуры Северо-востока России" (Якутск, 17-19.08.2011 г).

1.2 Традиционные системы транспорта электроэнергии

Дальнейшее формирование электроэнергетических систем обусловлено перспективами развития энергетики в целом и связано в первую очередь с решением проблем производства, транспорта и распределения электрической энергии. Требования к средствам передачи электрической энергии во всех странах являются практически одними и теми же. Различия обусловлены в основном только дальностями передачи, величинами передаваемых мощностей, масштабами и сложностью энергосистем, ограничениями природно-климатического характера, экологическими и некоторыми другими причинами. Однако, во всех случаях стремятся произвести выбор таких типов электропередач и средств регулирования, которые обеспечили бы требуемые пропускную способность и другие технические характеристики при минимальных затратах и возможно меньшим влиянием их на окружающую среду.

Новые исследования по увеличению пропускной способности трехфазных ВЛ позволяют увеличить ее натуральную мощность в 2 и более раза [28]. Однако значительное увеличение передаваемой мощности на одну цепь приемлемо лишь в случае решения проблемы надежности. На ВЛ СВН подавляющее число отказов (более 98%) является однофазными. Более 50% из них являются дуговыми и могут ликвидироваться в цикле однофазного повторного включения. В случае устойчивых однофазных повреждений в одноцепных ЭП повышенной пропускной способности одним из путей повышения надежности является использование кратковременных и длительных неполнофазных режимов, для чего необходимо оснащение ЭП симметрирующими устройствами. Сосредоточение в одной цепи трехфазной линии больших мощностей обостряет также проблему ее экологического влияния. В результате экономическая эффективность трехфазных ЭП повышенной мощности заметно снижается, когда учитываются затраты на мероприятия для удовлетворения требований по надежности и экологическому влиянию [29].

Очень распространенными являются воздушные линии электропередачи 110-330 кВ на переменном токе. Главные достоинства этих линий: простота конструкции и монтажа, значительно более низкая стоимость передачи электроэнергии, чем по всем другим линиям электропередачи. Совокупность этих свойств воздушных линий электропередачи делает их незаменимым и в будущем.

К одному из направлений повышения надежности ЭП относится использование передачи постоянного тока. Технические проблемы, связанные с созданием линий электропередачи постоянного тока, весьма обширны. Главной из них является проблема создания достаточно совершенных вентилей. Тиристорные блоки обладают своими особенностями, выдвигающими немалое число новых технических задач. Нужно обеспечить равномерное деление напряжения между ними и одновременность их отпирания и запирания. Достаточно сложна проблема автоматического управления преобразователями. Для нормального функционирования преобразователей надо на каждый их вентиль ежепериодно в строго определенные моменты времени подавать управляющие импульсы. Пропадание или своевременная подача таких импульсов может привести к тяжелым последствиям, вплоть до аварийных. В силу этого система автоматического управления преобразователями должна выполнятся из весьма надежных элементов и иметь в своем составе достаточно дублирующих элементов. При снижениях напряжения в приемной системе (например, вследствие близких к к.з.), перегрузках инвертора и задержках отпирания его вентилей инвертор склонен к опрокидыванию, т.е. переходу в режим к.з. через несвоевременно проводящие вентили. Опрокидывание инвертора иногда расценивают как своего рода аналог потери устойчивости линии электропередачи переменного тока. Однако эти явления физически совершенно различны. Прежде всего на устойчивость линии электропередачи переменного тока определяющее влияние оказывает ее длина.

Одна из особенностей линий электропередач постоянного тока состоит в том, что переменные токи преобразовательных мостов имеют характерную трапецеидальную форму [27]. В этих токах содержатся высшие гармоники. Проникновение высших гармоник тока в отправную и приемную энергосистемы отрицательно сказывается на ее работе: возникают дополнительные потери энергии в сетях, снижается нагрузочная способность генераторов, синхронных компенсаторов, конденсаторных батарей, ухудшается качество напряжения и т.д.

На переменном токе путем непосредственного или трансформаторного присоединения осуществляются разветвленные электрические сети любой сложности. Противоположность этому при использовании постоянного тока отбор мощности и построение простейших разветвленных сетей не осуществлены. И дело здесь не только в том, что для промежуточного отбора мощности в линиях электропередачи постоянного тока требуется сооружение дополнительных преобразовательных подстанций. Технические трудности осуществления разветвленных линий электропередачи постоянного тока обусловлены особенностями их режимного регулирования, обеспечивания устойчивости, необходимостью локализации аварий. Главная проблема заключается в создании особого выключателя, способного включать и отключать отдельные ответвления на стороне постоянного тока без перерыва в работе остальных частей линии. В отличие от выключателей переменного тока, у которых ток прекращается в момент его естественного перехода через нуль, выключатели постоянного тока при оперативных отключениях должны разрывать полный рабочий ток, а при авариях - ток, во много раз превышающий номинальное значение. В процессе таких отключений должна быть погашена энергия, неизмеримо большая той, которая выделяется в выключателях переменного тока. Поэтому выключатели для линии постоянного тока должны содержать, кроме собственно отключающих устройств, специальные и весьма громоздкие гасители энергии и не менее громоздкие колебательные контуры, которые были бы в состоянии возбуждать колебания тока с амплитудой, большей, чем постоянная составляющая тока в отключаемой цепи, для облегчения гашения дуги при искусственном переходе тока через нуль [27].

Главные недостатки линий постоянного тока - высокая стоимость преобразовательных подстанций, сложность преобразовательной техники и нерешенность проблемы создания разветвленных сетей. Именно эти недостатки линий постоянного тока значительно сужают сферу их применения и выделяют лишь несколько областей использования, к которым относятся линии без отбора мощности, вставки или линии постоянного тока для несинхронной связи крупнейших объединений энергосистем и кабельные линии электропередач большой длины.

1.3 Нетрадиционные системы электропередачи

Систематические исследования в области полуволновых ВЛ начали проводить в Сибирском НИИ Энергетики с 1956 года под руководством профессора В.К. Щербакова. В результате исследований, проведенных совместно с другими организациями страны, были созданы научно-технические основы, обоснована техническая осуществимость и экономическая эффективность таких электропередач [33,34,35,36]. Полуволновая ЭП имеет простую структуру и включает в свой состав в концевые подстанции и полуволновую ВЛ. Такая ВЛ обладает двумя замечательными качествами, которые определяют ее преимущество перед компенсированной линией. Первое качество заключается в том, что полуволновая линия не имеет ограничений на передаваемую мощность по условию устойчивости в силу того, что ее реактивное сопротивление равно нулю. Второе качество состоит в том, что такая линия сбалансирована по реактивной мощности и для ее работы не требуется установки компенсирующих устройств. Работоспособность полуволновой ЭП была подтверждена успешным проведением натурных испытаний на линии 500 кВ Волгоград - Москва - Челябинск.

По мере развития энергообъединений возникает необходимость использования новых электропередач для усиления системаобразующей сети, а также для выдачи мощности от отдаленных энергокомплексов. Помимо обеспечения экономической эффективности ЭП должна быть решена и проблема надежности. Мировой опыт показывает, что сравнительно высокий уровень надежности энергосистем обеспечивается, если при их проектировании и эксплуатации выполняется критерий n-1 [37]. Традиционным решением проблемы надежности для широко используемых в мире дальних ЭП является сооружение двухцепных линий. Однако по экономическим и экологическим соображениям для сверхдальнего транспорта электроэнергии целесообразно использовать одноцепные ЭП вместо двухцепных. Такой путь допустим, если имеется техническое решение, гарантирующее одинаковый уровень надежности в этих вариантах при ликвидации однофазных повреждений, поскольку подавляющее число отказов ЭП СВН являются однофазными.

Проблема ликвидации однофазных аварий более эффективно может быть решена путем внедрения двухфазных режимов. В этом случае при обнаружении однофазного КЗ аварийная фаза отключается и происходит переход на длительную работу по двухфазной системе. В длительном двухфазном режиме может быть передано не более 70% мощности номинального режима, т.е. критерий n-1 удовлетворяется не в полной мере.

Более радикально проблему надежности можно решить путем использования одноцепных ВЛ с резервной фазой. В этом случае при однофазных повреждениях вместо аварий фазы включается резервная и критерий n-1 выполняется на 100%. Очевидным недостатком ЭП с резервной фазой линии является недоиспользование суммарного сечения ВЛ в нормальном режиме. Поэтому целесообразно предусматривать переоборудование со временем трехфазной ЭП с резервной фазой в четырехфазную ЭП [30, 31].

В основе четырехфазной ЭП (ЧЭП) лежит четырехфазная уравновешенная симметричная система переменного тока с фазовым сдвигом 90^о (рис.х).

Рис. х. Системы переменного тока

Преобразование трехфазного тока в четырехфазный и обратно является принципиально решенной проблемой, если иметь в виду известные схемы преобразования трехфазного переменного тока (а,в,с) в двухфазный (б,в) и обратно [32].

Система четырехфазного переменного тока получается из трехфазной с помощью двух фазопреобразующих трансформаторов. Первый трансформатор преобразует трехфазную систему (а,в,с) в двухфазную систему (б,в) с противоположным направлением составляющих относительно первой двухфазной системы, так что в совокупности образуется четырехфазная симметричная уравновешенная система переменного тока. Схема фазопреобразующего трансформатора может быть получена из схемы трансформатора путем соответствующего переключения вводов обмоток.

Повышение натуральной мощности четырехфазной линии в 4/3 раза имеет место даже при равенстве волновых сопротивлений этих линий, в силу того, что в четырехфазной линии рабочих фаз на одну больше, чем в трехфазной. Дополнительно к этому имеет место эффект снижения волнового сопротивления в четырехфазной линии, состоящей из двух симметричных двухфазных линий. При одинаковом фазном напряжении трехфазной и четырехфазной линии и идентичной конструкции их фаз, натуральная мощность четырехфазной линии превосходит почти в 1,5 раза натуральную мощность трехфазной линии [29].

Глава II. Методы и средства обеспечения надежности, живучести и эффективности централизованного электроснабжения потребителей Северных территорий

2.1 Характеристики вариантов централизованного электроснабжения Северных территорий Республики Саха (Якутия)

Согласно Стратегии развития Арктической зоны Российской Федерации и обеспечения национальной безопасности на период до 2020 года [38] в энергетической сфере будет проведена модернизация дизель-генераторов и оптимизирован марочный состав и типы энерговырабатывающего оборудования с учетом ускоренного внедрения дизельных электрических станций, производящих комбинированную выработку электрической и тепловой энергии и более широкого использования альтернативных возобновляемых источников энергии.

Для решения надежного и экономичного энергоснабжения населенных пунктов и объектов промышленности удаленных районов Республики Саха (Якутия) целесообразно расширение централизованного электроснабжения, что сократит объемы северного завоза; обеспечить надежное энергоснабжение объектов Минобороны России; ограничить темпы роста тарифов на электрическую и тепловую энергию для населения и промышленности, и главное, создаст условия для устойчивого социально-экономического развития арктических улусов Республики Саха (Якутия), восстановления горнодобывающей промышленности в отдаленных топливно-дефицитных районах.

Карта с вариантами ….

Общая нагрузка линии составит около 200 МВт, согласно энергетической стратегии РС(Я). Описание будет.

Первый вариант предусматривает магистральную линию Усть-Нера - Усть-Куйга - Томтор протяженностью 1500 км. Линия проходит через самые высокие точки Верхоянских хребтов вне населенных пунктов Верхоянского улуса. Чтоб обеспечить электроснабжением Верхоянский улус придется сделать отбор с подстанции Усть-Куйга

Второй вариант - магистральная линия Хандыга - Усть-Куйга - Томтор протяженностью 1630 км.

И, наконец, третий вариант базируется на использовании тандемной схемы электропередачи Хандыга - Усть-Куйга - Томтор,

Размещено на Allbest.ru