автореферат диссертации по энергетике, 05.14.01, диссертация на тему:Исследование режимов работы, обоснование путей развития и повышения эффективности Тюменской энергосистемы

На правах рукописи

, ОД

. - 3 и.он ш

Васильев Виктор Алексеевич

Исследование режимов работы, обоснование путей развития и повышения эффективности Тюменской энергосистемы

05.14.01 - «Энергетические системы и комплексы»

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Сургут - 2000

Работа выполнена в Открытом акционерном обществе«Тюменьэнерго». Научный консультант: доктор технических наук В.А. Баринов

Официальные оппоненты:

доктор технических наук, профессор Резниковский А.Ш. доктор технических наук, профессор Максимов Б.К.

Ведущая организация - Объединенное диспетчерское управление (ОДУ) Урала

на заседании диссертационного совета Д 144.05.03 при Открытом акционерном обществе «Энергетический институт им. Г.М. Кржижановского», по адресу 117927, г. Москва, Ленинский пр., 19.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Открытого акционерного общества «Энергетический институт им. Г.М. Кржижановского», по адресу 117927, г. Москва, Ленинский пр., 19.

Автореферат разослан fofihe.t-A 2000 г.

Ученый секретарь диссертационного совета, к.т.н. Г.А. Волков

Защита состоится

2000 г. в 1000

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ДИССЕРТАЦИОННОЙ РАБОТЫ

Тюменский регион является основным нефтегазодобывающим регионом России, где в настоящее время добывается свыше 90 % природного газа и около 70 % российской нефти. В регионе имеется развитый электроэнергетический комплекс, основу которого составляют электростанции ОАО «Тюменьэнерго» с установленной мощностью 10421 МВт, электрические сети напряжением 500, 220 и 110 кВ РАО «ЕЭС России» и ОАО «Тюменьэнерго», протяженностью 33,5 тыс. км. Параллельно с электростанциями ОАО «Тюменьэнерго» работает ряд небольших газотурбинных электростанций независимых производителей электроэнергии, суммарной мощностью более 260 МВт, которые расположены вблизи газоконденсатных месторождений и магистральных газопроводов. Зона централизованного электроснабжения ОАО «Тюменьэнерго» превышает 1 млн. км2. Основными потребителями энергосистемы являются предприятия топливно-энергетического комплекса.

Тюменская энергосистема имеет значительные избыточные генерирующие мощности и снабжает электроэнергией не только своих потребителей, но и является одним из основных поставщиков электроэнергии на федеральный оптовый рынок электроэнергии и мощности (ФОРЭМ).

Значительную часть расходуемого топлива на электростанциях ОАО «Тюменьэнерго» составляет попутный газ нефтяных месторождений, что улучшает экологическую ситуацию в регионе, поскольку иначе газ сжигался бы частично в факелах. Большая часть оборудования электростанций и электрических сетей характеризуется относительно небольшой изношенностью. Это выгодно отличает Тюменскую энергосистему от других энергосистем страны и объективно повышает в перспективе ее роль в обеспечении электроснабжения потребителей страны. В энергосистеме имеются хорошие заделы по вводу новых генерирующих мощностей. В перспективе в Тюменской энергосистеме могут быть избытки мощности в размере 4000-5000 МВт. Кроме того, в регионе имеется возможность широкого развития электростанций небольшой мощности - независимых производителей электроэнергии, сооружаемых за счет средств потребителей, прежде всего нефтяных и газовых компаний. РАО «Газпром» рассматривает возможность сооружения новых газотурбинных электростанций для электроснабжения предприятий добычи, транспорта и переработки газа на северных территориях Тюменской области. Рассматривают вопросы сооружения собственных электростанций и нефтяные компании. Важным фактором, создающим хорошие перспективы для развития генерирующих мощностей в Тюменском регионе, является наличие достаточных запасов первичных энергоресурсов, в том числе низконапорного газа, объемы которого оцениваются величиной 1,7 трлн. м3 ,.а также попутного газа, которые могут быть ис-

пользованы преимущественно для выработки электроэнергии в самом регионе.

Для реализации имеющегося потенциала генерирующих источников Тюменского региона для электроснабжения потребителей других регионов необходимо развитие электрических связей Тюменской энергосистемы с другими энергосистемами. Эти связи должны будут функционировать совместно с намечаемыми линиями электропередачи транзита Сибирь - Урал - Центр для транспорта электроэнергии от электростанций Восточной Сибири, а также (при наличии соответствующих договоренностей с Казахстаном) и с существующими BJI 1150 кВ и 500 кВ, связывающими ОЭС Сибири с ОЭС Урала через энергосистемы Казахстана. Это требует проведения комплексных исследований по определению эффективности влияния ввода новых линий электропередачи высокого и сверхвысокого напряжения на выдачу мощности от электростанций Тюменского региона, а также по обоснованию путей наиболее рационального развития Тюменской энергосистемы и ее интеграции с другими энергосистемами России.

Важной проблемой является повышение надежности энергоснабжения потребителей в пределах Тюменского региона с его сложными климатическими условиями. Перерыв подачи энергии на предприятия топливодобывающей промышленности влечет за собой не только недоотпуск газа и нефти, но и пагубно сказывается на энергоснабжении собственных электростанций Тюменской энергосистемы. Технические сложности усугубляются тем, что в ряде случаев линии электропередачи проходят по вечно мерзлым грунтам, где трудно обеспечивать типовые величины сопротивления заземления опор, вследствие чего возрастает опасность грозовых отключений BJ1, в т.ч. тупиковых двух-цепных, полностью прерывающих электроснабжение добывающих предприятий в северной части региона.

Перечисленное выше определяет актуальность проведения комплексных исследований режимов работы Тюменской энергосистемы, направленных на повышение надежности и эффективности ее функционирования, а также на обоснование путей наиболее рационального развития энергосистемы и ее интеграции с другими энергосистемами России, что является главной целью диссертационной работы. Для достижения поставленной цели было необходимо решить следующие научно-технические задачи:

1. Разработать модели и провести комплекс обосновывающих исследований по определению предельных по условиям устойчивости выдаваемых мощностей от электростанций Тюменского региона при различных вариантах развития линий электропередачи в транзите Сибирь - Урал- Европейская часть России и различных режимах работы электростанций Сибири.

2. Выполнить комплекс обосновывающих исследований оптимальных вариантов развития генерирующих мощностей Тюменского региона с учетом других регионов

России при подробном учете электрических связей и режимов работы эиергообъе-динений, входящих в ЕЭС России.

3. Выявить потенциальную роль Тюменской энергосистемы в обеспечении надежного и экономичного энергоснабжения потребителей других регионов страны и разработать предложения по наиболее рациональному использованию этого потенциала.

4. Разработать модели, провести исследования и разработать предложения по повышению надежности и эффективности работы Тюменской энергосистемы, в том числе:

- мероприятия по повышению молниестойкости двухцепных ВЛ с аномально высокими сопротивлениями заземления опор,

- гибридный моделирующий комплекс энергосистемы,

- тренажер для управления мощными энергоблоками тепловых электростанций,

- предложения по применению в Тюменской энергосистеме регулируемых источников реактивной мощности.

Научная новизна.

Разработаны методические подходы, расчетные модели для анализа установившихся режимов и апериодической статической устойчивости, оптимизации развития генерирующих мощностей Тюменской энергосистемы в составе ЕЭС России, модели, учитывающие особенности молниезащиты ВЛ с аномально высокими сопротивлениями заземления опор, гибридный моделирующий комплекс Тюменской энергосистемы, предназначенный для моделирования переходных и установившихся режимов энергосистемы. С помощью этих моделей проведены комплексные исследования режимов работы Тюменской энергосистемы и обоснованы пути развития энергосистемы и повышения эффективности ее работы, а также наиболее рациональные направления ее интеграции с другими энергосистемами России.

Практическая ценность и реализация результатов.

Получены количественные оценки в отношении перспектив развития Тюменской энергосистемы с учетом других регионов России. Выявлена потенциальная роль Тюмен-:кой энергосистемы в обеспечении надежного и экономичного энергоснабжения потре-эителей России и разработаны предложения по использованию этого потенциала. Разработаны технические решения и предложения, направленные на повышение надежно-:ти работы Тюменской энергосистемы, разработаны предложения по улучшению режимов работы Тюменской энергосистемы в части регулирования напряжения и реактив-10 Й мощности.

На примере конкретной двухцепной ВЛ Тюменьэнерго с аномально высокими сопротивлениями заземления опор произведено сопоставление уточненной и типовой ме-

тодик расчета числа грозовых отключений. Показана целесообразность применения уточненной методики для расчета грозоупорности ВЛ в районах вечной мерзлоты. Определена эффективность дифференциальной изоляции для ВЛ с аномально высокими сопротивлениями заземления опор. Экспериментами в реальных условиях при помощи специально разработанной аппаратуры доказана возможность массовых регистрации волновых параметров ВЛ в интересах практической молниезащиты, что открывает возможность подготовки банка данных по грозоупорности ВЛ энергосистемы. Доказана возможность эксплуатации в бестросовом исполнении высоких переходов через водные преграды, где велика опасность обрыва троса за счет повышенных гололедных нагрузок.

Разработанные в диссертации предложения используются в энергосистеме, в частности, проведена модернизация и начата опытная эксплуатация двухцепной ВЛ с дифференциальной изоляцией, активно используется гибридный моделирующий комплекс энергосистемы и тренажер для управления мощными энергоблоками, начаты работы по практической реализации предложений по развитию генерирующих мощностей и электрических сетей.

На защиту выносятся:

1. Методические подходы, расчетные модели и результаты комплексных исследований режимов работы Тюменской энергосистемы в составе ЕЭС, включая:

♦ определение предельных по условиям устойчивости выдаваемых мощностей от электростанций Тюменского региона при различных вариантах развития линий электропередачи в транзите Сибирь - Урал - Центр;

♦ выбор оптимальных вариантов развития генерирующих мощностей Тюменского региона с учетом других регионов России;

♦ улучшение режимов Тюменской энергосистемы по напряжению и реактивной мощности;

♦ совершенствование молниезащиты ВЛ Тюменской энергосистемы.

2. Предложения по развитию Тюменской энергосистемы и повышению ее надежности.

Апробация работы

Основные результаты работы обсуждались на конференции «Экологическая безопасность регионов Урала и Западной Сибири (1998 г.), на объединенном научно-техническом семинаре специалистов Тюменьэнерго, ЭНИН и Уралэнергосетьпроект (1998 г.), на конференции МФТИ «Современные проблемы фундаментальных и прикладных наук» (1999 г.), на научно-техническом Совете «Научно-технического центра Энергия- комплекс» (1998-1999 гг.).

Публикации

Основное содержание диссертации отражено в 6-ти печатных трудах. Структура и объем диссертации

Диссертация состоит из введения, четырех глав, заключения. Основной текст содержит 121 страниц машинописного текста, иллюстрирован 21 рисунками.

Краткое содержание работы Введение

Во введении дана характеристика Тюменской энергосистемы, сделан анализ ресурсной базы электроэнергетики и показаны возможные направления развития электроэнергетического потенциала Тюменского региона и его использования для нужд российской электроэнергетики, сформулированы цели и задачи диссертационной работы.

Глава 1. Исследования предельных по устойчивости режимов и выдаваемых мощностей электростапциями Тюменского региона при различпых вариантах развития линий электропередачи в транзите Сибирь - Урал - Центр

1.1. Методика исследований

Для одновременного решения нелинейных уравнений установившихся режимов энергосистемы и определения апериодической статической устойчивости в работе был выбран специальный итерационный метод, по сходимости итераций которого можно судить о наличии апериодической статической устойчивости энергосистемы. Этот метод для решения уравнений установившегося режима, записанных в матричной форме в виде

G(z) = 0, (1.1)

описывается выражением:

Г SG?

Z" = Z' -а

SL,

G(Z'), (1.2)

где: а - коэффициент ускорения.

Критерием апериодической устойчивости определяемого установившегося режима является наличие сходимости итерационного процесса, а его характеристикой служит наибольшее по модулю вещественное собственное значение г|пи( итерационной матрицы, определяемое с помощью степенного метода по формуле:

дг1*'

Л-.^Г (1.3)

где: и Д2'-любая компонента вектора приращений независимых переменных .

Вычисления по формуле (1.3) ведутся для нескольких компонент вектора Д2. Совпадение отношений для этих компонент в двух последовательных итерациях является критерием достаточности итераций. При принятой обычно на практике допустимой величине невязок в уравнениях установившегося режима т^ определяется с достаточно высокой точностью и дополнительных итераций для его определения не требуется.

Критерием апериодической неустойчивости является расходимость итерационного процесса, обусловленная переходом через единицу наибольшего по модулю вещественного собственного значения итерационной матрицы.

В работе рассмотрены наиболее полные уравнения установившихся режимов энергосистем с учетом изменения частоты и статических характеристик систем регулирования генераторов и нагрузки по частоте и напряжению. Приведены алгоритмы одновременного решения уравнений установившегося режима и апериодической статической устойчивости, реализующих итерационный метод (1.2), для наиболее полных уравнений установившихся режимов энергосистем, а также при различных допущениях, в том числе при допущении о наличии в исследуемой энергосистеме шин бесконечной мощности, а также допущении о бесконечно большом коэффициенте усиления регуляторов возбуждения синхронных генераторов.

Выполненный комплекс работ по определению предельных по статической устойчивости установившихся режимов и предельных выдаваемых мощностей от электростанций Тюменского региона с учетом различных вариантов развития линий электропередачи в транзите Сибирь - Урал - Центр включал:

1. Построение расчетной модели ЕЭС России с подробным учетом сетей 110 кВ и выше Тюменской энергосистемы и прилегающих энергосистем и более упрощенным представлением других частей ЕЭС России.

2. Разработку усовершенствованной программы расчета по определению предельных по статической устойчивости установившихся режимов.

3. Проведение комплексных исследований по определению предельных выдаваемых мощностей от электростанций Тюменского региона на Урал и Европейскую часть России при различных условиях.

4. Проведение комплексных исследований по определению предельных выдаваемых мощностей от электростанций Восточной Сибири на Урал и Европейскую часть России при различных условиях.

5. Проведение комплексных исследований по определению предельных мощностей при совместной выдаче мощности от электростанций Тюменского региона и Восточной Сибири.

6. Оценку эффективности ввода различных линий электропередачи по коэффици-

ентам чувствительности изменения пропускной способности к стоимости линий электропередачи.

1.2. Характеристика расчетных моделей транзита Сибирь - Урал - Европейская часть России и исследуемых вариантов

Для получения достоверных результатов в отношении влияния тех или иных линий электропередач в транзите Сибирь - Урал - Центр на выдачу мощности от электростанций Тюменской энергосистемы, а также и электростанций Восточной Сибири, необходимо было разработать расчетную модель, позволяющую наиболее точно смоделировать работу Тюменской энергосистемы и других энергосистем, входящих в ЕЭС России и образующих транзит Сибирь - Урал - Центр. Число узлов разработанной расчетной модели составляет более 1700, число ветвей - более 2500, число генерирующих узлов -около 500. Особенностью модели является то, что в ней очень подробно представлена схема Тюменской энергосистемы, где учтены линии электропередачи 110-500 кВ, а также схемы сетей прилегающих энергосистем Уральского региона и Сибири, а при исследованиях при совместной работы с Казахстаном - и электрических сетей прилегающих энергосистем Казахстана. При этом остальная часть ЕЭС России моделировалась более упрощенно с учетом сетей напряжением 330 кВ и выше.

Основным критерием проверки правильности разработанной расчетной модели ЕЭС России было совпадение данных по предельным по устойчивости выдаваемым мощностям от электростанций, предельным потокам мощности по ВЛ, имевшим место в эксплуатации с данными, полученным на основе расчетной модели для характерных режимов работ Тюменской энергосистемы, а также с данными по предельным потокам по межсистемным связям в других частях ЕЭС России, полученным на основе разработанной расчетной модели, и данных ОДУ Урала и ЦДУ ЕЭС России.

Кроме того, исследования проводились также для упрощенной расчетной модели части ЕЭС России, в которой была подробно представлены Тюменская энергосистема, энергосистемы Урала, примыкающие к ним сети энергосистем Казахстана и ОЭС Поволжья. В эту схему включены были также несколько узлов сети 500 кВ ОЭС Центра.

Среди основных вариантов усиления связей при выполнении исследований рассматривались следующие.

В зоне Тюменьэнерго.

Была рассмотрена эффективность реализации намеченных планов по достройке ряда ВЛ 500 кВ суммарной протяженностью более 1000 км, а также сооружения ВЛ 500 кВ по «северному транзиту»: Ильково-БАЗ-Северная-Вятка вначале одной цепи, а затем и второй цепи по всему этому транзиту Сургутские ГРЭС - Кирпичниковская - Ильково - БАЗ - Северная - Вятка - ПП Костромской-Костромская ГРЭС.

В зоне Сибири

Рассматривались BJ1 500 кВ, позволяющие осуществить прямую связь между ОЭС Сибири и Урала: Новосибирск-Барабинск-Омск, Омск - Ишим-Иртыш; Барнаул-Карасук-Омск, Омск-Ишим-Курган, Курган-Козырево (либо Курган-Троицкая ГРЭС); Томск-Парабель-Нижневартовская ГРЭС. Кроме сетей 500 кВ в качестве варианта развития линий электропередачи в транзите Сибирь-Урал рассматривались предложения ОАО «Энергосетьпроект» по вводу ВЛ 1150 кВ, проходящих по территории России.

В зоне Урала. Поволжья. Центра.

В зоне Урала, Поволжья и Центра рассматривались различные варианты развития строящихся или намеченных к строительству линий электропередачи.

Кроме того учитывались два принципиально различных варианта развития транзита Сибирь-Европейская часть России: с учетом связей из BJI 500 кВ и 1150 кВ Сибирь-Урал, проходящих по территории Казахстана, и без учета этих связей.

В работе были выполнены 3 основные группы исследований:

1. Анализ выдачи мощности от различных ГРЭС Тюмени на Урал и в Европейскую часть России при существующих, строящихся и намечаемых BJ1, а также при реализации «северного транзита».

2. Анализ выдачи мощности от электростанций Восточной Сибири при различных вариантах развития BJ1 500 и 1150 кВ, проходящих по территории России, с учетом и без учета связей, проходящих по территории Казахстана.

3. Анализ совместной выдачи мощности от электростанций Тюмени и Восточной Сибири при различных вариантах развития связей 500 и 1150 кВ в регионах Сибири, Тюмени, Урала, Поволжья и Центра, а также при наличии и отсутствии связей 500 и 1150 кВ, проходящих по территории Казахстана.

Исследования апериодической статической устойчивости исследуемой расчетной модели ЕЭС России были проведены с помощью программы СУМ-IIN, разработанной и модифицированной для решения рассматриваемой задачи по заданию ОАО «Тюменьэнерго» ЭНИН им. Г.М. Кржижановского.

В диссертации рассмотрены особенности осуществленных дополнений программы.

1.3. Основные результаты исследований

В диссертации представлены численные характеристики влияния на возможности выдачи мощности электростанциями Тюменской энергосистемы и Восточной Сибири различных линий электропередачи во всем транзите Восток-Запад.

Исследования показали, что существенное увеличение выдачи мощности от ГРЭС Тюменской энергосистемы возможно лишь при сооружении BJ1 500 кВ «северного транзита» Ильково - БАЗ - Северная - Вятка. При сооружении 1-ой цепи этого транзита ве-

личина потока мощности в предельном режиме в сечении Тюмень-Урал и Тюмень-Сибирь увеличится до 3550-3850 МВт. Сооружение 2-ой цепи этого транзита позволит увеличить поток мощности в предельном режиме до 4100-4450 МВт (а зависимости от степени развития ВЛ 500 кВ в ОЭС Урала).

При анализе совместной выдачи мощности от ГРЭС Тюменской энергосистемы и от электростанций Восточной Сибири на Урал и в Европейские регионы России количественно показана существенная зависимость двух потоков мощности друг от друга. Возможные потоки мощности от каждого из этих источников электроэнергии при совместной выдаче мощности уменьшаются по сравнению с вариантами, когда рассматривается выдача мощности от электростанций каждого региона в отдельности. Степень влияния зависит от варианта развития связей между ОЭС Сибири и ОЭС Урала. Такая зависимость двух потоков мощности обуславливает необходимость подробного учета всех основных связей в транзите Сибирь - Европейская часть России и совместного рассмотрения перспектив развития электроэнергетики Тюменского региона и региона Сибири.

Исследования коэффициентов эффективности сооружения различных линий электропередачи с точки зрения увеличения пропускной способности транзита Восток-Запад показывают, что наиболее эффективными являются варианты развития связей 500 кВ «северного транзита» Ильково - БАЗ - Северная - Вятка.

Рассматриваемые сейчас предложения по усилению электрических связей в других частях ОЭС Урала, Поволжья, Центра оказывают незначительное влияние на возможность увеличения выдачи мощности от электростанций Тюменской энергосистемы в силу большой разветвленности и связности электрических сетей в указанных частях ЕЭС России.

Глава 2. Исследования оптимальных вариантов развития генерирующих мощностей Тюменского региона

2.1. Методика исследований

Главной задачей планирования развития и управления функционированием энергосистем является обеспечение минимальной стоимости производства, передачи и распределения электрической и тепловой энергии при обеспечении требуемого уровня надежности и качества энергоснабжения потребителей в процессе функционирования энергосистем и минимизация затрат на расширение энергосистем при планировании их развития.

В новых условиях хозяйствования и формирования рыночных отношений в электроэнергетике становится актуальным использование при выборе оптимальных вариан-

тов развития генерирующих мощностей методов и моделей,- позволяющих решать задачу оптимального выбора развития генерирующих мощностей с учетом детального моделирования условий работы энергосистемы (учета многорежимности), ограничений по пропускной способности межсистемных связей, наличия программ энергосбережения и управления нагрузкой, ограничений, связанных с защитой окружающей среды, возможностью применения различных технологий производства электроэнергии, возможности получения электроэнергии от других производителей электроэнергии.

Целевая функция в общем случае может быть записана в виде т

В=Х (К,+ С,+ У.+ ^+Е. + А,) (2.1)

1=1

где: К, - капитальные затраты в год I; С| - постоянные эксплуатационные затраты на обслуживание всех электростанций в год I, не зависящие от выработки электроэнергии; V, - переменные эксплуатационные затраты на обслуживание всех электростанций, зависящие от объема выработанной электроэнергии; ?! - затраты на топливо на всех электростанциях в год I; Е1 - стоимость недопоставленной энергии потребителям в год г, А, - затраты на программы энергосбережения, управления нагрузкой, на покупку электроэнергии от других производителей в год I; Т - количество лет планируемого периода.

Все разновременные составляющие в целевой функции (2.1) приводятся к начальному периоду времени путем их умножения на коэффициент дисконтирования, определяемый для постоянной нормы дисконта Е, как

Составляющие в (2.1) определяются обычно как линейные функции от мощности агрегатов электростанции и времени ее использования. Последнее определяется графиками нагрузки, которые в задачах оптимизации структуры генерирующих мощностей представляются обычно графиками по продолжительности. При этом для каждой ступени графика по продолжительности должен выполняться баланс мощности генерации и нагрузки с учетом «твердых» поставок и получения мощности от других энергосистем, обеспечения требуемого резерва мощности и потерь в электрической сети. При этом могут учитываться различного рода ограничения, в том числе эксплуатационные по режиму работы генераторов, по пропускной способности передающей сети, на использование ГЭС и АЭС, ограничения по вредным выбросам и др.

Оптимальный план развития энергосистемы состоит в нахождении минимума целевой функции (2.1). Для этого применяются метод динамического программирования, методы линейного и нелинейного программирования, методы теории оптимального

управления на основе принципа максимума Понтрягина и др. Для учета многообразия режимов Тюменской энергосистемы, а также других частей ЕЭС России в качестве основного моделирующего средства была использована модель, реализующая метод линейного программирования, а для учета многорежимности были использованы реальные графики нагрузки Тюменской энергосистемы, а также ОЭС России.

Для решения задачи выбора оптимальных вариантов развития генерирующих мощностей Тюменского региона предварительно был решен ряд других задач, в том числе:

- сделан прогноз потребностей в тепловой и электрической энергии;

- сделан прогноз цен на топливо для электростанций;

' - оценены технико-экономические характеристики существующих, строящихся, новых и реконструируемых электростанций.

В работе дан анализ различных методов прогнозирования спроса. Были рассмотрены три варианта уровней электро- и теплопотребления - высокого, низкого и базового. В базовом варианте уровень электропотребления 1990 г. в целом по России достигается в 2010 г., в варианте высокого уровня электропотребления - в 2007-2008 гг. и в варианте низкого уровня электропотребления в 2012-2013 гг.

В диссертации приведены данные по уровням электропотребления, собственным максимумам нагрузки, а также потребностям в централизованном теплоснабжении о! ТЭЦ и замещающих их котельных для Тюменской энергосистемы (табл. 2.1) и ОЭС России для трех рассмотренных выше вариантов.

При определении прогнозных цен на первичные энергоресурсы были выбраны прогнозы в определенной степени усредняющие другие и соответствующие тенденциям в соотношении цен на первичные энергоресурсы в странах с рыночной экономикой, которые были взяты за основу для проведения исследований по оптимизации структуры генерирующих мощностей. Данные, соответствующие этим прогнозным значениям, приведены в диссертации.

Таблица 2.1

Собственные максимумы нагрузок и уровни электропотребления Тюменской энергосистемы

Годы Рсобст. Максимум (млн. кВт) Электропотребление (млрд. кВт.ч)

Вариант 1 Базовый вариант Вариант 2 Вариант 1 Базовый вариант Вариант 2

1998 7.1 7,1 7,1 47.8 47,8 47,8

2005 8.8 7.8 7.4 57.0 54.0 51.0

2010 9.8 8,7 7,7 64,0 60,0 54.0

2015 11.6 9.2 8.6 75.0 64.0 60.0

При определении технико-экономических характеристик электростанций были рассмотрены различные отечественные и зарубежные данные по укрупненным технико-экономическим показателям сооружения и эксплуатации электростанций различных типов. В диссертации приведены усредненные технико-экономические характеристики новых и реконструируемых электростанций различных типов, принятые при проведении исследований.

При подготовке исходной информации для моделирования ЕЭС России Тюменская энергосистема со всеми ее генерирующими источниками была выделена как отдельный узел с целью детального ее учета при моделировании. Остальная часть ЕЭС России была представлена 7-ю крупными узлами, моделирующими следующие регионы России: Северо-Запад, Центр, Поволжье, Северный Кавказ, Урал, Сибирь, Дальний Восток. При этом учитывались ограничения пропускных способностей межсистемных связей между регионами полученные в результате исследований предельных пропускных способностей межсистемных связей. Относительный резерв мощности для каждого региона определялся из условия обеспечения принятого в настоящее время норматива надежности Н = 0,996.

При подготовке информации для моделирования оптимизации развития генерирующих источников были использованы данные ОАО «Тюменьэнерго» и ОАО «ЭНИН им. Г.М. Кржижановского».

Учитывая большую неопределенность в исходных условиях, исследование оптимальной структуры генерирующих мощностей проводилось при вариации различных параметров, к основным из которых относятся: уровни и режимы электро- и тепло-потребления; цены на топливо; технико-экономические показатели существующих, новых и реконструируемых электростанций; различная политика в замене устаревшего оборудования электростанций; ограничения на вводы ПГУ и ГТУ; ограничения на использование отдельных видов топлив; пропускные способности межсистемных связей между ОЭС и между Тюменской и смежными энергосистемами, определяемые по подробной расчетной модели электрической сети; учет возможности введения и определения масштабов распределенной генерации в Тюменской энергосистеме на основе ГТУ и ПГУ небольшой мощности; оценка влияния на оптимальные варианты развития генерирующих мощностей «твердых» поставок мощности.

В диссертации приведен перечень исследуемых вариантов и их характеристики. Расчетные исследования проведены по заданию ОАО «Тюменьэнерго» ЭНИН им. Г.М. Кржижановского.

2.2. Основные результаты исследований оптимизации развития генерирующих мощностей Тюменского региона

В диссертации определены суммарные вводы новых и замещающих генерирующих мощностей и инвестиционные потребности в Тюменской энергосистеме и других регионах России на период до 2015 г. В диссертации показано, что в Тюменской энергосистеме суммарные вводы новых и реконструируемых генерирующих мощностей в период до 2015 г. в случае отсутствия "твердых" поставок мощности в другие энергосистемы страны составят 4,9 ГВт в случае высокого уровня электро- и теплопотребления, 2,3 ГВт - в базовом варианте, 1.4 ГВт - в случае низкого уровня электро- и теплопотребления. В случае наличия "твердых" поставок мощности на Урал и в другие регионы России в объеме 2,4 ГВт в настоящее время и 3,5 ГВт после 2010 года в Тюменской энергосистеме потребуется до 2015 года ввод новой и реконструируемой мощности в объеме 9 ГВт в случае высокого уровня электро- и теплопотребления, 6,3 ГВт - в базовом варианте и 5,6 ГВт - в случае низкого уровня электро- и теплопотребления. Инвестиционные потребности Тюменской энергосистемы в развитие генерирующих мощностей в случае отсутствия "твердых" поставок мощности составят к 2015 г. 3,0 млрд. долл. в случае высокого уровня электро- и теплопотребления, 1,4 млрд. долл. - в базовом варианте, 1,0 млрд. долл. - в случае низкого уровня электро- и теплопотребления. В случае наличия "твердых" поставок мощности на Урал и в другие регионы России в Тюменской энергосистеме потребуется до 2015 г. в варианте высокого уровня электро- и теплопотребления 5,8 млрд. долл., в базовом варианте - 3,7 млрд. долл., в варианте низкого уровня электро- и теплопотребления - 3,2 млрд. долл.

Вводы генерирующих мощностей на ГЭС и АЭС в целом по стране оказываются в оптимальных вариантах незначительными, что связано с существенными капитальными затратами на их строительство и большим сроком сооружения.

Выполненные работы показывают, что будет иметь место существенное увеличение стоимости производства электроэнергии, в значительной степени обусловленное необходимостью вложения значительных инвестиций на замену выбывающего оборудования электростанций. Наименьшая стоимость производства электроэнергии предполагается в регионах Сибири и Тюмени, причем эта стоимость будет в существенной степени зависеть от уровня роста электро- и теплопотребления. Стоимость производства электроэнергии в Тюменской энергосистеме на уровне 2015 г. будет меньше стоимости производства электроэнергии на Урале, в Центре и Поволжье в среднем соответственно на 1,5 цент/кВт.ч., 1,7 цент/кВт.ч. и 1,0 цент/кВт.ч. В этих условиях наличие эффективно работающих электростанций Тюменской энергосистемы, запасов природного и попутного газа в Тюменском регионе, заделов по наращиванию генерирующих мощ-

ностей в Тюменской энергосистеме определяет ее возрастающую роль в электроснабжении потребителей страны дешевой электроэнергией и обуславливает целесообразность реализации имеющихся заделов по наращиванию генерирующих мощностей. Основными направлениями использования избыточных генерирующих мощностей Тюменской энергосистемы являются:

- "Твердая" поставка мощности и электроэнергии из Тюменьэнерго в другие энергосистемы Урала и Европейской части России по долгосрочным контрактам и замещение тем самым требуемой генерирующей мощности в них генерирующими мощностями Тюменской энергосистемы.

- Оптимизация обменов электроэнергией между ОЭС Сибири и Тюменской энергосистемой с целью оптимального использования потенциала гидроэлектростанций Сибири и ГРЭС Тюменской энергосистемы, которая может дать существенный экономический эффект, для реализации которого целесообразно развитие межсистемных связей Тюменской энергосистемы с энергосистемами Сибири.

В работе показано, что для реализации этого потенциала экономически целесообразно сооружение ВЛ 500 кВ «северного транзита», вначале 1-й цепи Ильково - БАЗ -Северная - Вятка, затем и 2-й цепи этого транзита - Сургутские ГРЭС - Кирпичников-ская - Ильково - БАЗ - Северная - Вятка - ПП Костромской - Костромская ГРЭС, а также ВЛ 500 кВ, связывающих Тюменскую энергосистему с энергосистемами Сибири, прежде всего ВЛ 500 кВ Томск - Парабель - Нижневартовская ГРЭС.

Масштабы развития распределенной генерации на базе электростанций нефтяных и газовых компаний В Тюменском регионе будут зависеть от удельной стоимости их сооружения, а также от экономических отношений, которые будут установлены между независимыми производителями электроэнергии и ОАО «Тюменьэнерго». При удельной стоимости 700 долл./кВт эти электростанции не конкурентоспособны с электростанциями ОАО «Тюменьэнерго». При удельной стоимости 600 долл./кВт экономически выгодные масштабы вводов распределенной генерации должны составить порядка 900 МВт.

Глава 3. Расчетные модели для совершенствования молнмезащиты ВЛ Тюменской энергосистемы

В третьей главе рассматриваются расчетные модели, учитывающие особенности молниезащиты ВЛ с аномально высокими сопротивлениями заземления опор. Такие линии типичны для северных районов энергосистемы. В ряде случаев к ним предъявляются повышенные требования по надежности, поскольку помимо наличия второй цепи иного резервирования электроснабжения не предусматривается. Специфические особенности поражения молнией ВЛ с высоким сопротивлением заземления опор были вы-

явлены еще при регистрации токов молнии с помощью магниторегистраторов, проведенных ОАО «Тюменьэнерго» совместно с ОАО «ЭНИН им. Г.М. Кржижановского» и КирНИОЭ. Было установлено наличие «кустов» из 5 - 6 последовательно расположенных опор, по которым одновременно растекались сопоставимые по величине токи. Это указывает на значительный отбор тока молнии из пораженной опоры заземлителями соседних опор. Типовая схема замещения, используемая для расчета тока молнии в пораженной опоре, не учитывает влияния иных опор, кроме ближайшей. Однако, и эта задача решается с большими упрощениями, конечное сопротивление заземления вводится в схему замещения только у пораженной опоры, а молниезащитный трос считается глухо заземленным в конце пролета. Для оценки погрешности были сопоставлены результаты расчета импульсного тока молнии в заземлителе пораженной опоры по типовой упрощенной схеме и по схеме замещения с сосредоточенными параметрами, в которой учитывались реальные сопротивления заземления опор, ближайших к пораженной. Результаты расчета показывают (рис. 1), что при больших сопротивлениях заземления упрощенная расчетная схема приводит к неоправданному преуменьшению тока молнии в заземлителе пораженной опоры. Тем самым неоправданно завышается уровень грозо-упорности ВЛ.

Для уточнения числа грозовых отключений предложена расчетная модель на основе схемы замещения с распределенными параметрами, в рамках которой можно учесть влияние на величину тока молнии в пораженной опоре нескольких соседних опор с их реальными сопротивлениями заземлениями. Показано, что импульс тока в пораженной опоре существенно искажается серией отраженных волн и его форма имеет мало общего с током в канале молнии (рис. 2). Результаты расчета тока по схеме замещения с распределенными параметрами использовались для уточнения числа грозовых отключений, в том числе двухцепных. На примере ВЛ 220 кВ Холмогоры-Вынгапур, где среднее сопротивление заземления опор близко к 100 Ом, было показано, что упрочнение гирлянды одной из цепей на 25% вдвое снижает число двухцепных грозовых отключений; упрочнение на 50% обеспечивает кратность снижения около 3,5 - 4. Для опытной проверки теоретических оценок в эксплуатацию введен участок ВЛ с дифференциальной изоляцией длиной около 50 км.

Численным анализом установлена значительная чувствительность результатов расчета волнового распределения тока молнии по элементам ВЛ к погонному сопротивлению, вводимому в схему замещения. В наибольшей мере это сопротивление определяется грунтом, который выступает в качестве обратного токопровода. Поскольку расчетное определение параметров такого обратного токопровода представляется проблематичным, совместно с НТЦ «Энергия-комплекс» была осуществлена разработка

Время, мкс

Рис. 1. Расчетные зависимости от времени тока в пораженной опоре для косоугольного импульса тока молнии ¡м = А1 в различных схемах замещения

Ток молнии

Время, мкс

Рис. 2. Ток в пораженной опоре, рассчитанный с учетом сопротивления заземления 5-ти соседних опор при различных параметрах импульса тока молнии

макетного образца аппаратуры для измерения волновых характеристик непосредственно на действующих ВЛ. Произведены испытания аппаратуры в полевых условиях, на открытом распредустройстве подстанции непосредственно у портала ВЛ 220 кВ По-лоцкая-Пачетлор-2 Тюменьэнерго длиной около 50 км, доказавшие достаточную эффективность разработанных средств защиты электронной аппаратуры от всех видов наводок. Установлена пригодность результатов испытаний для синтеза волновых параметров, характеризующих распространение волн тока по молниезащитному тросу и фазным проводам ВЛ. Разработаны рекомендации по использованию аппаратуры для систематического обследования ВЛ Тюменской энергосистемы с целью создания банка данных о волновых характеристиках ВЛ, используемых в молниезащите. Особую проблему в труднодоступных районах с тяжелыми климатическими условиями представляет эксплуатация ВЛ с молниезащитными тросами. Возможна ситуация, когда защитное действие троса целиком нивелируется авариями, вызванными его обрывом. Такое типично для высоких переходов через водные преграды, где поверхность воды продолжительное время остается открытой в зимний сезон. Результатом повышенного насыщения воздуха влагой служит интенсивное осаждение гололеда на холодный трос с почти неизбежным обрывом последнего. Идея бестросовой эксплуатации ВЛ обсуждается в электроэнергетике применительно к участкам с естественной молниезащи-той, например, тем, что проходят в горных ущельях. Высокие переходы через водные преграды не имеют естественных молниеотводов, однако их протяженность по сравнению с полной длиной ВЛ относительно невелика, а потому в принципе может быть и невелик их вклад в суммарное число грозовых отключений. Для решения задачи об ожидаемом числе ударов молнии в провода высокого перехода через водную преграду было произведено обобщение статистической расчетной модели для оценки вероятности прорыва, развитой в ОАО «ЭНИН им. Г.М. Кржижановского», на произвольную систему молниеотводов и объектов. Как пример в диссертации выполнены расчеты числа прорывов молнии к фазным проводам переходов через Обь ВЛ 500 кВ СурГРЭС-2 - Ильково и через станционное водохранилище ВЛ 500кВ Сур ГРЭС-1 - Кустовая. Результаты расчетов представлены в таблице 3.1. При демонтаже тросов со всех 3-х пролетах перехода через Обь следует ожидать, что число грозовых отключений возрастет не более чем на 1,5 за год, а при демонтаже только на среднем пролете, наиболее неблагоприятном по условиям гололеда - не более чем на 1 грозовое отключение за год. Одно дополнительное грозовое перекрытие при наличии АПВ приведет к существенно меньшим ущербам, чем устойчивое к.з. из-за обрыва троса. Для ВЛ 500 кВ СурГРЭС-1 - Кустовая демонтаж тросов со всех пролетов перехода над водохранилищем может увеличить число грозовых отключений не более чем на 0,5 за год и не более чем на 0,15 при

демонтаже тросов только на среднем пролете, наиболее подверженном воздействию гололеда. Если близко расположенное от перехода ОРУ хорошо защищено от набегающих волн, демонтаж тросов возможен и в этом случае.

Таблица 3.1

Расчетное число прорывов молнии в переход через водную преграду

Высокий переход Длина Макс, высота Ожидаемое число прорывов ТУ,,

м м с тросом без троса без троса в центре

Через Обь 2625 148 0,48 1,83 1,3

Над водохранилищем 1720 43 4x10-3 0,41 0,17

В завершение главы сформулированы первоочередные направления совершенствования молниезащиты распределительных сетей Тюменской энергосистемы, где помимо уже рассмотренных мероприятий, предполагается опытная эксплуатация ограничителей перенапряжения, устанавливаемых непосредственно на опорах с высоким сопротивлением заземления, а также решение проблемы создания ВЛ повышенной надежности на специальных опорах для распределительных сетей северных регионов страны.

Глава 4. Разработка технических мероприятий по повышению эффективности работы Тюменской энергосистемы

4.1. Гибридный моделирующий комплекс Тюменской энергосистемы

По техническим условиям и заданию, разработанным автором, при непосредственном взаимодействии с ОАО «Тюменьэнерго» Томским политехническим институтом был разработан гибридный моделирующий комплекс (ГМК) Тюменской энергосистемы, предназначенный для непрерывного моделирования в реальном времени единого спектра трехфазных процессов, охватывающих всевозможные режимы работы энергосистемы. ГМК разработан на основе концепции параллельного гибридного многопроцессорного моделирования энергосистем и имеет модульную и физически наращиваемую структуру. Все модули ГМК являются цифро-аналого-физическими процессорами, решающими в реальном времени полные дифференциально-алгебраические системы уравнений соответствующих трехфазных элементов энергосистемы и осуществляющими преобразование нужных математических переменных в физические, а также обеспечивающими на физическом уровне полный спектр коммутаций для симметричных и несимметричных режимов. Гибридные процессоры элементов ГМК имеют информационные цифровые связи с центральным процессором ГМК и функциональные трехфазные физические связи между собой соответственно электрической схеме энергосистемы. ГМК Тюменской энергосистемы рассчитан на использование в качестве центрального

процессора IBM PC, работающего со средой WINDOWS 95, на базе которой разработана программная часть ГМК - специализированное программное обеспечение (СПО). Основу СПО составляют профессионально ориентированный язык высокого уровня и адаптируемая база данных. Работа программной части ГМК осуществляется полностью под управлением ПЭВМ с помощью СПО и не требует вмешательства пользователя СПО, предоставляет пользователю три возможных режима работы: интерактивный, пакетный и комбинированный, объединяющий в различных сочетаниях первых два режима.

Настройка параметров ГМК и проверка правильности отображения реальных процессов в энергосистеме проводилась путем сопоставления результатов моделирования с экспериментальными данными.

Разработанный ГМК Тюменской энергосистемы включает:

- 34 различные электрические машины: генераторы, синхронные и асинхронные двигатели с соответствующими системами регулирования;

- 198 линии электропередач, выполненные с учетом взаимоиндукции;

- 48 различных трансформаторов;

- 14 шунтирующих реакторов;

- 10 эквивалентных подсистем, включающих 44 эквивалентных линии и 10 нагрузок в виде статических характеристик;

- 1326 коммутационных элементов: выключателей и короткозамыкателей.

В диссертации рассмотрены особенности представления Тюменской энергосистемы в ГМК, а также приведены уравнения отдельных элементов энергосистемы - синхронных генераторов, их систем регулирования возбуждения и скорости, двигателей и элементов электрической сети.

К настоящему времени ГНК Тюменской энергосистемы используется для решения ряда задач анализа переходных процессов в Тюменской энергосистеме, результаты которых используются для выбора настроек систем релейной защиты и противоаварий-ной автоматики в энергосистеме, что обеспечивает повышение надежности работы Тюменской энергосистемы и увеличивает возможности выдачи мощности от ее электростанций в другие энергосистемы.

4.2. Полномасштабный комплексный тренажер блока 800 МВт автоматизнроанной системы обучения и тренажа оперативного персонала Сургутской ГРЭС-2

По инициативе и под непосредственным контролем автора в соответствии с приказом Минэнерго СССР от 03.04.1989 г. № 122 «О преобразовании и подчинении Центра тренажерной подготовки персонала Нижневартовской ГРЭС» был разработан полномасштабный комплексный тренажер блока 800 МВт (ПКТ-800).

ПКТ-800 воспроизводит характеристики основного оборудования энергоблока 800

МВт, в качестве которого взято:

- прямоточный однокорпусный газомазутный котел ТГМП-204-XJl;

- одновальная турбина К-800-240-5 ЛМЗ;

- генератор ТВВ-800 ПЭО «Электросила».

На ПКТ-800 моделируются все основные режимы работы оборудования энергоблока 800 МВт.

Для работы ПКТ-800 в широком диапазоне режимов было разработано специальное математическое обеспечение ПКТ, представляющее собой совокупность всережим-ных логико-динамических моделей, имитирующих протекание технологических процессов в основных узлах (котел, турбина, генератор) энергоблока-прототипа, и имитационных моделей, имитирующих состояние оборудование системы контроля и управления энергоблока 800 МВт Сургутской ГРЭС-2.

Техническое задание на ПКТ-800 было разработано ОАО «Тюменьэнерго». Его внедрение в составе АСОТ Сургутской ГРЭС-2 позволило повысить профессиональный уровень подготовки оперативного персонала, что способствовало повышению надежности работы основного оборудования реальных энергоблоков 800 МВт за счет снижения аварийности по вине оперативного персонала и повышению надежности и экономичности работы Тюменской энергосистемы в целом. На ПКТ-800 проходил тренажерную подготовку персонал с электростанций из разных регионов России, что способствовало повышению надежности работы оборудования электростанций РАО «ЕЭС России».

4.3. Направления улучшения режимов Тюменской энергосистемы в части регулирования напряжения и реактивной мощности

В настоящее время режимы работы Тюменской энергосистемы характеризуются тем, что по условиям обеспечения баланса мощности ОЭС Урала и ЕЭС России в целом требуется как максимальная выдача мощности за пределы энергосистемы в часы максимума нагрузки ЕЭС России, так и глубокая разгрузка электропередачи Сургутские ГРЭС -Урал и электростанций Тюменьэнерго в ночные часы, что приводит к значительным изменениям уровней напряжения в электрической сети, достигающим в отдельных узлах электрической сети почти 30%, и вызывает необходимость коммутации шунтирующих реакторов и ряда ВЛ 500-220 кВ.

Были проведены исследования уровней напряжения в энергосистеме при различных режимах ее работы и средствах регулирования напряжения. Выявлена необходимость установки дополнительных шунтирующих реакторов единичной мощностью 180 Мвар на основных подстанциях 500 кВ, где уровни напряжения при глубокой разгрузке электропередачи Сургутские ГРЭС - Урал близки, либо превышают предельно допус-

тимый уровень напряжения 550 кВ. Вместе с тем в режимах максимальных нагрузок сохранение дополнительных реакторов в работе приводит к заметному уменьшению максимальной передаваемой мощности из Тюменской энергосистемы. Поэтому для кардинального улучшения управления режимами Тюменской энергосистемы и, в первую очередь, электропередачи Сургутские ГРЭС-Урал, необходима установка статических компенсаторов реактивной мощности (СКРМ).

В работе рассмотрены математические модели СКРМ разных типов:

♦ статических компенсаторов с тиристорно-управляемыми реакторами;

♦ статических компенсаторов с тиристорно-коммутируемыми конденсаторами;

♦ статических компенсаторов с управляемыми подмагничиванием реакторами.

При упрощенном представлении СКРМ и при исследованиях установившихся режимов и апериодической статической устойчивости СКРМ был учтен как узел с заданным модулем напряжения и граничными значениями реактивной мощности Qrpmaj< и Qrpmin ■ В этих диапазонах обеспечивается поддержание задаваемого модуля напряжения. После достижения граничных значений Qrp проводимость СКРМ должна остаться неизменной, что может быть учтено включением в данный узел реактивной нагрузки со статической характеристикой QH = Q!p (1 - iß /lf3ad ).

Проведенные исследования показали, что установка статических регулируемых источников реактивной мощности наряду с улучшением качества напряжения является эффективным средством повышения передаваемой мощности из Тюменской энергосистемы, что имеет существенное значение в масштабах ЕЭС России. Наиболее эффективными местами установки статических компенсаторов реактивной мощности, определенные по коэффициентам чувствительности увеличения предельной мощности Сургутских ГРЭС к мощности компенсирующих устройств, являются центральные подстанции в электропередаче и прежде всего подстанция Демьянская, где отношение прироста передаваемой мощности к увеличению реактивной мощности регулируемого СТК составляет 0,4 МВт/ Мвар.

Из электрических сетей более низкого класса напряжения наиболее критичными в отношении роста нагрузок и надежности электроснабжения потребителей являются северные электрические сети. Улучшение ситуации возможно при развитии распределенной генерации в этом районе, а также развитии электрической сети 110 кВ, которая является резервным источником питания для потребителей этого района, а также может служить целям приема в Тюменскую энергосистему возможной избыточной мощности и электроэнергии.

Заключение

В работе разработаны методические подходы, различного рода расчетные модели, с помощью которых решен комплекс взаимосвязанных задач по обоснованию путей повышения эффективности и надежности функционирования Тюменской энергосистемы, а также путей наиболее рационального ее развития и интеграции с энергосистемами других регионов страны, в том числе:

1. Разработана методика и проведен комплекс обосновывающих исследований по определению предельных выдаваемых мощностей от электростанций Тюменского региона при различных вариантах развития линий электропередачи в транзите Сибирь -Урал - Европейская часть России. Показано, что существенное увеличение выдачи мощности от ГРЭС Тюменьэнерго возможно лишь при сооружении ВЛ 500 кВ «северного транзита» Ильково-БАЗ-Северная-Вятка. Реализация других рассмотренных мероприятий по усилению связей как в самой Тюменской энергосистеме, так и связей в других энергосистемах ОЭС Урала, а также межсистемных связей между ОЭС Урала, Поволжья и Центра оказывается значительно менее эффективной.

При анализе совместной выдачи мощности от ГРЭС Тюменской энергосистемы и от электростанций Восточной Сибири на Урал и в Европейские регионы России выявлены существенные зависимости двух потоков мощности друг от друга, что обуславливает необходимость подробного учета всех основных связей в транзите Сибирь -Урал - Европейская часть России при выборе наиболее рациональных вариантов развития генерирующих мощностей и систем транспорта электроэнергии от электростанций Тюменского региона и Восточной Сибири.

2. Проведен комплекс обосновывающих исследований по выбору оптимальных вариантов развития генерирующих мощностей Тюменского региона с учетом других регионов страны при подробном моделировании режимов работы энергообъединений для трех вариантов роста уровня электропотребления. Показано, что основными направлениями использования избыточных генерирующих мощностей Тюменской энергосистемы является:

- «твердая» поставка электроэнергии и мощности из Тюменьэнерго в другие энергосистемы Урала и Европейской части России по долгосрочным контрактам и замещение тем самым требуемой генерирующей мощности в этих энергосистемах генерирующими мощностями Тюменской энергосистемы;

- оптимизация обменов электроэнергией между ОЭС Сибири и Тюменской энергосистемой с целью оптимального использования потенциала гидроэлектростанций Сибири и ГРЭС Тюменской энергосистемы.

Для реализации этого потенциала Тюменской энергосистемы экономически целе-

сообразно сооружение ВЛ 500 кВ «северного транзита», вначале цепи Ильково - БАЗ -Северная - Вятка, затем и 2-й цепи этого транзита - Сургутские ГРЭС - Кирпичников-ская - Ильково - БАЗ - Северная - Вятка - ПП Костромской - Костромская ГРЭС, а также ВЛ 500 кВ, связывающих Тюменскую энергосистему с энергосистемами Сибири и прежде всего ВЛ 500 кВ Томск - Парабель - Нижневартовская ГРЭС.

3. Оценены инвестиционные потребности Тюменской энергосистемы в развитие генерирующих мощностей и сделан прогноз средней стоимости производства электроэнергии на перспективу, который показал, что стоимость производства электроэнергии в Тюменской энергосистеме на уровне 2015 г. будет меньше стоимости производства электроэнергии на Урале, в Центре и Поволжье в среднем соответственно на 1,5 цент/кВт.ч., 1,7 цент/кВт.ч. и 1,0 цент/кВт.ч. Это обуславливает целесообразность реализации имеющихся заделов по наращиванию генерирующих мощностей Тюменского региона. Кроме этого появляются возможности реализации для нужд электроэнергетики имеющихся запасов нефтяного и низконапорного газа Тюменского региона, что особенно актуально в условиях возможного дефицита топлива и массового старения генерирующего оборудования в стране.

4. Показано что, для улучшения режимов работы Тюменской энергосистемы при разгрузке электропередачи Сургутские ГРЭС - Урал необходима установка дополнительных компенсирующих реакторов на основных подстанциях 500 кВ. Для кардинального улучшения режимов работы необходима установка в энергосистеме регулируемых статических компенсаторов реактивной мощности, которые наряду с улучшением качества напряжения позволят увеличить передачу мощности от ГРЭС Тюменской энергосистемы на Урал. При установке статических компенсаторов на подстанция Демьянская эффект увеличения передаваемой мощности может составить 0,4 МВт/Мвар.

5. На основе схемы замещения с распределенными параметрами уточнена методика расчета числа обратных перекрытий для ВЛ с аномально высокими сопротивлениями заземления опор. Использование уточненной методики позволило оценить эффективность применения дифференциальной изоляции на двухцепных ВЛ. Разработана и испытана в натурных условиях аппаратура для измерения волновых параметров линии, необходимых для расчета фактической молниестойкости в районах вечной мерзлоты.

6. Разработан ряд технических решений для повышения надежности и эффективности работы Тюменской энергосистемы, в том числе:

- гибридный моделирующий комплекс Тюменской энергосистемы, позволивший провести исследования переходных и стационарных процессов в Тюменской энергосистеме, уточнить выбор средств релейной защиты и противоаварийного управления и повысить надежность работы Тюменской энергосистемы.

- полномасштабный комплексный тренажер блока 800 МВт автоматизированной системы обучения и тренажа оперативного персонала Сургутской ГРЭС-2, позволивший повысить уровень подготовки персонала и снизить вероятность его ошибочных действий.

Основные результаты исследований, выполненных в рамках настоящей диссертации, опубликованы в следующих работах:

1. Зайцев Л.И., Васильев В.А. Перспективы развития электроэнергетики Тюменской области. Научно-практический журнал «Энергетика Тюменского региона», № 2, июнь 1999 г.

2. Васильев В.А. Состояние, перспективы развития и место Тюменской энергосистемы на рынке электроэнергии Урала и России. Сообщение на научно-практической конференции «Экологическая безопасность регионов Урала и Западной Сибири», г. Томск, декабрь 1998 г.

3. Федоров Н.С., Васильев В.А., Зайцев Л.И. Перспективы развития ОЭС Урала до 2010

года. Электрические станции, № 9, 1999 г.

4. Невельский В.А., Эдлин М.А., Васильев В.А., Сурин Ю.П. Способ управления мощностью синхронной нагрузки. Изобретение, патент № 2076421, зарегистрирован в государственном реестре изобретений 27.03.1997 г.

5. Васильев В.А. Техническое перевооружение - перспектива дальнейшего развития Тю-

менской энергосистемы. Научно-практический журнал «Энергетика Тюменского региона», № 4 (5), 1999 г., с.13-17.

6. Базелян Э.М., Берлина Н.С., Васильев В.А. Особенности расчета тока молнии в пораженной опоре с большим сопротивлением заземления. Электричество. № 7, 2000 г. (принято к печати).

(1сч. л. Тираж Заказ-/73

Типография Д1ЭИ, Красноказарменная, 13

ВВЕДЕНИЕ

Глава 1. ИССЛЕДОВАНИЯ ПРЕДЕЛЬНЫХ ПО УСТЙЧИВОСТИ РЕЖИМОВ И ВЫДАВАЕМЫХ МОЩНОСТЕЙ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЯМИ ТЮМЕНСКОГО РЕГИОНА ПРИ РАЗЛИЧНЫХ ВАРИАНТАХ РАЗВИТИЯ ЛИНИЙ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ В ТРАНЗИТЕ СИБИРЬ-УРАЛ-ЦЕНТР

1.1. Методика исследований

1.2. Характеристика расчетных моделей транзита Сибирь - Урал -Европейская часть России и исследуемых вариантов

1.3. Основные результаты исследований

1.3.1. Результаты исследований предельных выдаваемых мощностей электростанциями Тюменского региона

1.3.2. Результаты исследований предельных выдаваемых мощностей электростанциями Восточной Сибири

1.3.3. Исследование взаимного влияния электростанций Тюменского региона и Восточной Сибири на предельные по устойчивости режимы и выдачу мощностей электростанциями

1.3.4. Оценка сравнительной эффективности сооружения линий электропередачи высокого и сверхвысокого напряжения в транзите Сибирь - Европейская часть России

Глава 2. ИССЛЕДОВАНИЯ ОПТИМАЛЬНЫХ ВАРИАНТОВ РАЗВИТИЯ

ГЕНЕРИРУЮЩИХ МОЩНОСТЕЙ ТЮМЕНСКОГО РЕГИОНА.

2.1. Методика исследований

2.1.1. Характеристика задачи

2.1.2. Исходные данные для моделирования

2.1.3. Перечень исследуемых вариантов

2.2. Основные результаты исследований оптимальных вариантов развития генерирующих мощностей Тюменского региона

Глава 3. РАСЧЕТНЫЕ МОДЕЛИ ДЛЯ СОВЕРШЕНСТВОВАНИЯ МОЛНИЕЗАЩИТЫ ВЛ ТЮМЕНСКОЙ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ

3.1. Особенности воздействия молнии на BJI в местах с низкой проводимостью грунта

3.2. Прогнозные оценки расчетной модели на основе волнового решения задачи о распределении тока молнии

3.3. Технические требования к методике и аппаратуре для исследования волн тока, использующих грунт в качестве обратного токопровода

3.4. Апробация аппаратуры для исследования волновых процессов на действующей ВЛ

3.5. Методические подходы к расчету числа обратных перекрытий BJI на основе волновой схемы замещения для распределения тока молнии в пораженной опоре

3.6. Перспективы повышения грозоупорности двухцепных BJT с высоким сопротивлением заземления опор

3.7. Возможность эксплуатации переходов BJI через водные преграды в бестросовом исполнении

3.8. Направления совершенствования молниезащиты энергосистемы

Глава 4. РАЗРАБОТКА ТЕХНИЧЕСКИХ МЕРОПРИЯТИЙ ПО

ПОВЫШЕНИЮ ЭФФЕКТИВНОСТИ РАБОТЫ ТЮМЕНСКОЙ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ

4.1. Гибридный моделирующий комплекс Тюменской энергосистемы

4.2. Полномасштабный комплексный тренажер блока 800 МВт автоматизированной системы обучения и тренажа оперативного персонала Сургутской ГРЭС

4.3. Направления улучшения режимов Тюменской энергосистемы в части регулирования напряжения и реактивной мощности

Целью настоящей работы является проведение комплексных исследований режимов работы и обоснование путей развития генерирующих мощностей, основных электрических сетей Тюменской энергосистемы и ее внешних связей, а также направлений повышения надежности электроснабжения потребителей. Актуальность поставленной проблемы определяется рядом факторов, связанных с территориальным расположением системы, природными ресурсами региона, а также с конструктивными особенностями распределительных сетей.

Тюменская энергосистема является второй в России по установленной мощности и вырабатываемой электроэнергии. Протяженность ее основных электрических сетей соизмерима с длиной экватора; линии электропередач размещены на площади превышающей 1 миллион квадратных километров. Находясь между восточными регионами и европейской частью страны, тюменская энергосистема занимает удобное географическое положение для организации потоков электрической энергии по различным направлениям. С другой стороны, крупные концентрированно размещенные энергоресурсы и вполне современные источники электрической мощности позволяют ей не только полностью обеспечивать собственные энергетические потребности, но и покрывать дефицит электроэнергии в других регионах страны. По этой причине анализ перспектив развития Тюменской энергосистемы должен основываться на анализе тенденций развития Единой энергетической системы России в целом, а стратегия наращивания генерирующих мощностей должна строиться не только с учетом роста собственного энергопотребления региона, но и страны в целом. Последнее существенно усложняет прогнозные оценки и вынуждает уделять особое внимание методике исследований оптимизации путей развития энергосистемы.

Внутренние распределительные сети энергосистемы в ее северных регионах создавались таким образом, чтобы максимально быстро обеспечить электроснабжение новых добывающих предприятий нефтяной и газовой промышленности. В подобной ситуации в ряде случаев приходилось обходиться минимальным резервированием воздушных линий (ВЛ) электропередач, а их конструктивное исполнение укладывать в рамки типовых решений, не учитывающих в должной мере климатических особенностей региона, специфики его грунтов, часто вечномерзлотных, экологических проблем в тундре, где природа медленно восстанавливается от технической деятельности человека. Опыт эксплуатации северных тупиковых ВЛ выявил недостаточную надежность электроснабжения при грозовых воздействиях. В современной экономической обстановке, когда перерыв электроснабжения предприятий добывающих отраслей промышленности оборачивается весомыми материальными ущербами, вопрос о повышении надежности работы BJI в сложных метеоусловиях стоит поэтому особенно остро.

Тюменский регион является основным нефтегазодобывающим регионом России, где в настоящее время добывается свыше 90 % природного газа и более 70 % российской нефти. Наряду с этим в регионе имеется развитый электроэнергетический комплекс (рис. 1), основу которого составляют электростанции ОАО «Тюменьэнерго»: Сургутские ГРЭС-1 и ГРЭС-2, Нижневартовская ГРЭС, Тюменские ТЭЦ-1 и ТЭЦ-2, Уренгойская ГРЭС с суммарной установленной мощностью 10465 МВт, электрические сети напряжением 500, 220 и 110 кВ РАО «ЕЭС России» и ОАО «Тюменьэнерго» протяженностью 33,5 тыс. км. Параллельно с электростанциями ОАО «Тюменьэнерго» по сетям 110-220 кВ работает ряд небольших газотурбинных электростанций - независимых производителей электроэнергии, суммарной мощностью более 260 МВт, расположенных вблизи газоконденсатных месторождений и магистральных газопроводов, идущих на Урал и в Европейскую часть страны. Кроме того, в Тюменском регионе функционирует свыше 3000 мелких, в основном дизельных электростанций, расположенных при различного рода предприятиях, осуществляющих электроснабжение населенных пунктов, не подключенных к системе централизованного электроснабжения. Их суммарная мощность составляет около 1400 МВт.

Наиболее мощными генерирующими источниками Тюменской энергосистемы являются Сургутские ГРЭС 1 и 2 с установленной мощностью соответственно 3292 и 4800 МВт. Тюменская энергосистема в настоящее время имеет значительные избыточные генерирующие мощности и снабжает электроэнергией не только своих потребителей, но и является одним из основных поставщиков электроэнергии на российский федеральный оптовый рынок электроэнергии и мощности (ФОРЭМ).

Значительную часть расходуемого топлива, используемого на электростанциях ОАО «Тюменьэнерго», составляет попутный газ нефтяных месторождений. Электростанции ОАО «Тюменьэнерго» являются основными потребителями попутного газа, и его использование на электростанциях улучшает экологическую ситуацию в регионе, поскольку в противном случае он сжигался бы в факелах.

Большая часть оборудования электростанций и электрических сетей характеризуется относительно небольшой изношенностью. Наибольший срок эксплуатации имеют агрегаты Тюменской ТЭЦ-1, которые были введены в 1963-1970 гг., и агрегаты Сургутской ГРЭС-1, введенные в 1972-1983 гг. Агрегаты других электростанций, введенные в 80 - 90-х гг., в том числе все 7 блоков 800 МВт, являются сравнительно новыми, что выгодно отличает Тюменскую энергосистему от других энергосистем страны.

Имеется ряд факторов, которые объективно повышают в перспективе роль

Тюменской энергосистемы в обеспечении электроснабжения потребителей других регионов страны. Это обусловлено, в первую очередь, необходимостью значительных объемов замены и технического перевооружения оборудования электростанций в других регионах России (к 2015 г. отработает свой проектный ресурс почти 70% существующих генерирующих мощностей России), в то время как в Тюменской энергосистеме имеются хорошие заделы по вводу новых генерирующих мощностей.

В соответствии с приказом РАО «ЕЭС России» должны быть осуществлены реконструкция и техническое перевооружение Тюменской ТЭЦ-1, предусматривающие замену существующих турбоагрегатов на ПГУ с установкой паровых и газовых турбин общей мощностью 811 МВт. На Сургутской ГРЭС-1 намечена установка двух ПГУ-360 вместо отрабатывающих свой ресурс четырех конденсационных энергоблоков К-210. На Сургутской ГРЭС -2 имеется возможность ввода седьмого блока мощностью 800 МВт. На Нижневартовской ГРЭС возможен ввод еще двух блоков по 800 МВт каждый. Вместо одного из них рассматривается вариант ввода ПГУ мощностью более 1000 МВт. На Уренгойской электростанции возможен к 2010 г. ввод двух ПГУ-160. Кроме того, возможно дальнейшее расширение станции, поскольку площадка строительства Уренгойской ГРЭС была выбрана на проектную мощность станции 2500 МВт, и на ней выполнен значительный объем работ по жилстроительству и промстроительству. Возможно также возобновление строительства ранее намечаемой Няганьской ГРЭС. При этом в перспективе в Тюменской энергосистеме могут быть избытки мощности в размере 40005000 и более МВт.

В новых экономических условиях появилась возможность широкого развития электростанций небольшой мощности - независимых производителей электроэнергии, сооружаемых за счет средств потребителей, прежде всего нефтяных и газовых компаний. В настоящее время РАО «Газпром» рассматривает возможность сооружения новых газотурбинных электростанций для электроснабжения предприятий добычи, транспорта и переработки газа на северных территориях Тюменской области. Рассматривают вопросы сооружения собственных электростанций и нефтяные компании. В случае реализации этих планов резерв мощности в энергосистеме возрастет еще больше.

Анализ перспектив добычи природного газа с месторождений Тюменской области [1-4] показывает, что в целом добыча газа в регионе может начать снижаться уже за 2000 г. и для покрытия потребности в тюменском газе потребуется довыработка находящихся сейчас в эксплуатации месторождений газа вплоть до наступления экономического предела их разработки, а по мере снижения добычи на них и ввод новых месторождений. Это существенно повлияет на энергоснабжение удаленных потребителей газа, но сохранит благоприятную обстановку для собственных потребителей региона, поскольку важным дополнительным источником первичных энергоресурсов может служить низконапорный газ, остающийся в основных месторождениях Тюменской области после завершения их разработки с целью дальнего магистрального транспорта газа. Низконапорный газ может быть эффективно использован для снабжения потребителей в районе добычи.

По оценкам [2] объем неизвлеченных запасов газа в основных месторождениях Тюменской области составляет 1,7 трлн. м3. За период снижения давления перед ДКС от 1 до 0,1 МПа из этих месторождений может быть извлечено порядка 1,6 трлн. м3 природного газа (около 8% от первоначальных запасов) Остаточные запасы месторождения Медвежье в этом диапазоне давлений на входе в ДКС дают возможность обеспечить топливоснабжение ТЭС мощностью в 2-3 ГВт в течение 20 лет. Для Уренгойского месторождения эта величина может составить порядка 12-13 ГВт. При меньшей мощности КЭС продолжительность их эксплуатации при надежном обеспечении низконапорным газом этих месторождений возрастает.

На электростанциях, сжигающих природный газ, потребуется давление от 0,3 до 2,1 МПа в зависимости от типа оборудования. Поэтому давление на выходе из ДКС, обеспечивающее такое давление у потребителя с учетом потерь на транспорт, составляет 1,0-2,5 МПа. Это потребует сжатия газа лишь на низших ступенях при условии размещения электростанций в непосредственной близости от вырабатываемых месторождений газа. Анализ, выполненный в [5], показал возможность размещения КЭС в зонах Медвежьего и Уренгойского месторождений мощностью 2400-3000 МВт с расстояниями от площадок КЭС до центров месторождений - 65 км для Медвежьего месторождения и 100 км для Уренгойского месторождения.

За счет сооружения энергоисточников на низконапорном газе может быть достигнут эффект самообеспечения потребителей северных районов области и освобождения соответствующих мощностей существующих и развивающихся электростанций ОАО «Тюменьэнерго», позволяющих обеспечить повышение возможностей экспорта электроэнергии.

Более того, интенсивное использование низконапорного газа вытеснит из энергопотребления Тюменской области определенную часть высоконапорного газа, который может по магистральным трубопроводам быть транспортирован в удаленные районы страны и на экспорт.

Дополнительным источником энергоресурсов для электростанций Тюменского региона является попутный газ нефтяных месторождений, объемы которого несмотря на падение объемов его добычи, связанных с падением добычи нефти (например, согласно прогнозам СУРГУТНИПа добыча попутного газа в ОАО «Сургутнефтегаз» до 2005 г. сохранится достаточно стабильной на уровне 10 млрд. м3,а затем уменьшится до 7,3 млрд. м3 в 2010 г. и до 4,6 млрд. м3 в 2015 г.) может быть компенсирована за счет повышения сбора попутного газа, сжигаемого в настоящее время в факелах [6].

В целом, учитывая географическое положение Тюменской энергосистемы, можно говорить об обеспеченности первичными энергоресурсами электростанций Тюменского региона на обозримую перспективу. В то же время следует ожидать снижения поставок природного газа с месторождений Тюменской области на электростанции в другие регионы страны, что обуславливает целесообразность развития генерирующих мощностей Тюменского региона и их использование для электроснабжения потребителей других регионов России. Для реализации имеющегося потенциала необходимо развитие электрических связей в направлении Тюмень - Урал - Центр. Эти связи, однако, должны будут функционировать совместно с намечаемыми линиями электропередачи транзита Сибирь - Урал - Центр для транспорта электроэнергии из другого региона страны с мощным энергетическим потенциалом и дешевой электроэнергией - Восточной Сибири, а также, при наличии соответствующих договоренностей с Казахстаном, и с существующими ВЛ 1150 кВ и 500 кВ, связывающими ОЭС Сибири с ОЭС Урала через энергосистемы Казахстана. Вот почему необходима постановка специальных исследований по определению влияния различных условий, в том числе ввода различных линий электропередачи высокого и сверхвысокого напряжения, на выдачу мощности от электростанций Тюменского региона, а также обоснование путей наиболее рационального развития Тюменской энергосистемы и ее интеграции с другими энергосистемами России.

В связи с изложенным в диссертационной работе были решены следующие задачи.

1. Разработана методика и выполнен комплекс исследований по определению предельных по условиям устойчивости выдаваемых мощностей от электростанций Тюменского региона при различных вариантах развития линий электропередачи в транзите Сибирь - Урал- Европейская часть России (глава 1).

2. Выполнены комплексные исследования оптимальных вариантов развития генерирующих мощностей Тюменского региона с учетом других регионов России (глава 2).

3. Разработаны предложения и мероприятия по повышения надежности работы Тюменской энергосистемы, в том числе: методы и средства повышения грозоупорности двухцепных ВЛ с высокими сопротивлениями заземлениями опор в районах вечной мерзлоты (глава 3); гибридный моделирующий комплекс энергосистемы; тренажер для управления мощными энергоблоками тепловых электростанций (глава 4); пути улучшения режимов Тюменской энергосистемы в части регулирования напряжения и реактивной мощности; направления эффективного применения в Тюменской энергосистеме регулируемых источников реактивной мощности.

ВЫВОДЫ

Тюменская энергосистема в настоящее время имеет значительный избыток генерирующей мощности и снабжает электроэнергией не только своих потребителей, но и потребителей других регионов России. Имеется ряд объективных факторов, которые повышают роль Тюменской энергосистемы в обеспечении электроснабжения потребителей других регионов страны. Это обусловлено, в первую очередь, необходимостью значительных объемов замены и технического перевооружения оборудования электростанций в других регионах России, в том числе и в энергосистемах ОЭС Урала, наличием на обозримую перспективу необходимых запасов газа для электростанций Тюменской энергосистемы, в том числе низконапорного и попутного, а также наличием хороших заделов по вводу новых генерирующих мощностей. Эти заделы связаны с реконструкцией и техническим перевооружением Тюменской ТЭЦ-1, Сургутской ГРЭС-1, возможностью ввода дополнительных блоков мощностью 800 МВт на Сургутской ГРЭС-2 и Нижневартовской ГРЭС, вводом двух ПГУ-160 на Уренгойской ГРЭС Кроме того, возможно дальнейшее расширение Уренгойской электростанции, а также строительство ранее намечаемой Няганьской ГРЭС. В новых экономических условиях появилась возможность широкого развития электростанций небольшой мощности - независимых производителей электроэнергии, сооружаемых за счет средств потребителей, прежде всего нефтяных и газовых компаний.

Однако реализация этого потенциала Тюменской энергосистемы возможна в случае, если в ЕЭС России будут введены эффективные механизмы совместной работы различных собственников энергетических объектов и будут в достаточной степени развиты межсистемные связи Тюменской энергосистемы с другими энергосистемами России.

Проведенные исследования показали, что суммарные вводы новых и замещающих генерирующих мощностей в целом по России составят в зависимости от уровня энергопотребления от 129 до 201 млн. кВт. ч. При этом основная часть вводов генерирующих мощностей должна быть осуществлена на тепловых электростанциях. До 2015 г. может потребоваться ввод новой, замещающей и реконструируемой мощности тепловых электростанций в объеме 153 ГВт для базового варианта, в объеме 180 ГВт при высоком уровне электро- и теплопо-требления и 115 ГВт - при низком как на площадках существующих электростанций, так и новых площадках.

В Тюменской энергосистеме суммарные вводы новых и реконструируемых генерирующих мощностей в период до 2015 г. в случае отсутствия "твердых" поставок мощности в другие энергосистемы страны составит 4,9 ГВт в случае высокого уровня электро- и теплопо-требления, 2,3 ГВт - в базовом варианте, 1,4 ГВт - в случае низкого уровня электро- и теп-лопотребления. В случае наличия "твердых" поставок мощности на Урал и в другие регионы России в объеме 2,4 ГВт в настоящее время и 3,5 ГВт после 2010 года в Тюменской энергосистеме потребуется до 2015 года ввод новой и реконструируемой мощности в объеме 9 ГВт в случае высокого уровня электро- и теплопотребления, 6,3 ГВт - в базовом варианте и 5,6 ГВт - в случае низкого уровня электро- и теплопотребления.

Инвестиционные потребности для трех рассмотренных выше вариантов развития генерирующих мощностей существенно различаются и соответственно составляют для России в целом: для варианта низкого, базового и высокого уровней электро- и теплопотребления: 103, 141 и 167 млрд. долл. Инвестиционные потребности Тюменской энергосистемы в развитие генерирующих мощностей в случае отсутствия "твердых" поставок мощности составит к 2015 г. 3,0 млрд. долл. в случае высокого уровня электро- и теплопотребления, 1,4 млрд. долл. - в базовом варианте, 1,0 млрд. долл. - в случае низкого уровня электро- и теплопотребления. В случае наличия "твердых" поставок мощности на Урал и в другие регионы России в объеме 2,4 ГВт в настоящее время и 3,5 ГВт после 2010 г. в Тюменской энергосистеме потребуется до 2015 г. в варианте высокого уровня электро- и теплопотребления 5,8 млрд. долл., в базовом варианте - 3,7 млрд. долл., в варианте низкого уровня электро- и теплопотребления - 3,2 млрд. долл.

Вводы генерирующих мощностей на ГЭС и АЭС в целом по стране оказываются в оптимальных вариантах незначительны, что связано с существенными капитальными затратами на их строительство и большим сроком сооружения.

Сделанный прогноз средней стоимости производства электроэнергии на перспективу по различным регионам страны показывает, что будет иметь место существенное увеличение стоимости производства электроэнергии, что в значительной степени обусловлено необходимостью вложения значительных инвестиций на замену выбывающего оборудования электростанций. При этом наименьшая стоимость производства электроэнергии будет иметь место в регионах Сибири и Тюмени, причем эта стоимость будет в существенной степени зависеть от уровня роста электро- и теплопотребления. Стоимость производства электроэнергии в Тюменской энергосистеме на уровне 2015 г. будет меньше стоимости производства электроэнергии на Урале, в Центре и Поволжье в среднем соответственно на 1,5 цент/кВт.ч., 1,7 цент/кВт.ч. и 1,0 цент/кВт.ч.

В этих условиях наличие эффективно работающих электростанций Тюменской энергосистемы, значительных запасов природного и попутного газа в Тюменском регионе, заделов по наращиванию генерирующих мощностей в Тюменской энергосистеме определяет возрастающую роль Тюменской энергосистемы в электроснабжении потребителей страны дешевой электроэнергией, и обуславливает целесообразность реализации имеющихся заделов по наращиванию генерирующих мощностей Тюменского регионах. Основными направлениями использования избыточных генерирующих мощностей Тюменской энергосистемы является:

Твердая" поставка мощности и электроэнергии из Тюменьэнерго в другие энергосистемы Урала и Европейской части России по долгосрочным контрактам и замещение тем самым требуемой генерирующей мощности в других энергосистемах генерирующими мощностями Тюменской энергосистемы.

Оптимизация обменов электроэнергией между ОЭС Сибири и Тюменской энергосистемой с целью оптимального использования потенциала гидроэлектростанций Сибири и ГРЭС Тюменской энергосистемы.

Масштабы развития распределенной генерации на базе электростанций нефтяных и газовых компаний в Тюменском регионе будет зависеть от удельной стоимости их сооружения, а также от экономических отношений, которые будут установлены между независимыми производителями электроэнергии и ОАО "Тюменьэнерго". При удельной стоимости 700 долл./кВт эти электростанции не конкурентоспособны с электростанциями ОАО «Тюменьэнерго». При удельной стоимости 600 долл./кВт экономически выгодные масштабы вводов распределенной генерации могут составить порядка 900 МВт.

Глава 3. РАСЧЕТНЫЕ МОДЕЛИ ДЛЯ СОВЕРШЕНСТВОВАНИЯ

МОЛНИЕЗАЩИТЫ ВЛ ТЮМЕНСКОЙ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ

По опасности воздействия на ВЛ молния выделяется из других опасных природных явлений в связи с климатическими особенностями региона, в пределах которого размещены распределительные сети Тюменьэнерго, а также из-за достаточно большого числа тупиковых линий. Предназначенные для энергоснабжения предприятий добычи нефти и газа они в большой мере проходят по необжитым районам страны и не имеют иного резервирования, кроме второй цепи, подвешенной на общих опорах. Удар молнии в опору или в молниезащитный трос возбуждает импульс атмосферного перенапряжения, одновременно воздействующего на фазную изоляцию обеих цепей. Перекрытие одной из гирлянд пораженной опоры несколько ограничивает перенапряжение, но не снижает его полностью, оставляя весомой вероятность повторных перекрытий, в т. ч. и во второй цепи. Если амплитуда перенапряжений велика, имеется достаточная вероятность одновременного отключения двух цепей с полным перерывом энергоснабжения объектов. Число столь тяжелых грозовых аварий возрастает по мере увеличения сопротивления заземления опор. Из сказанного очевидна необходимость особого отношения к молниезащите тех В Л Тюменьэнерго, которые частично или полностью проходят в районе вечной мерзлоты и характеризуются аномально высокими сопротивлениями заземления опор, вплоть до 100 Ом и выше.

Другой стороной проблемы являются климатические воздействия на молниезащитный трос, ведущие к его обрыву и падению на фазные провода. Короткое замыкание, которое за этим следует, может быть более вероятной причиной аварийного отключения ВЛ, чем грозовое воздействие. С подобной ситуацией приходилось встречаться и ранее в практике работы ЕЭС СССР, например, в Киргизэнерго [25]. Сильные ветровые и гололедные нагрузки столь часто приводили к отключениям ВЛ в зимнее время, что оказалось целесообразным полностью отказаться от тросовой защиты на ряде участков горных линий.

В Тюменьэнерго возникает сходная ситуация, но не с линиями в горных ущельях, как в Киргизии, а на высоких переходах через водные преграды, такие как реки и водохранилища около крупных ГРЭС. Сброс теплой воды делает водохранилища незамерзающими, что ведет к осаждению толстых слоев льда на холодный молниезащитный трос. Вероятность обрыва троса оказывалась настолько большой, что в ряде случаев после окончания каждого грозового сезона приходилось демонтировать трос в пределах высокого перехода, а затем заново восстанавливать его весной.

Решение отказаться от молниезащитного троса не кажется здесь столь очевидным, как для ВЛ в горных ущельях, где высокие скальные склоны выступают в роли естественных молниеотводов.

Сказанное объясняет повышенное внимание к проблеме молниезащиты, поставленной в ряд ведущих в связи с обеспечением высокой надежности функционирования энергосистемы. Исследования соответствующего профиля были начаты еще в 80-е годы, когда с привлечением специалистов ЭНИН и КирНИОЭ удалось провести измерения токов молнии на действующих ВЛ в северных районах энергосистемы [26]. В настоящее время исследования направлены как на детализацию механизма воздействия молнии на изоляцию ВЛ с высокими сопротивлениями заземления опор с целью уточнения физических моделей для расчета числа грозовых отключений, так и на разработку конкретных технических мероприятий, повышающих устойчивость ВЛ к атмосферным перенапряжениям. В этой главе излагаются основные результаты исследований, направленных на совершенствование расчетных моделей для определения последствий воздействия на ВЛ прямого удара молнии и определяются направления дальнейшего повышения надежности средств молниезащиты.

3.1. Особенности воздействия молнии на ВЛ в местах с низкой проводимостью грунта

Известно [27], что амплитуда перенапряжений прямого удара молнии в опору или трос ВЛ зависит от амплитуды и временных параметров импульса тока молнии 1м и от той его доли, которая растекается через заземлитель опоры гоп. Первая величина определяет ЭДС взаимной индукции и электрическую составляющую перенапряжения, обязанную своим происхождением растеканию по проводу наведенного там заряда. Вторая величина задает падение напряжения на сопротивлении заземления опоры и на ее собственной индуктивности. В совокупности все эти составляющие формируют перенапряжение, воздействующее на гирлянду изоляторов.

В настоящее время отсутствуют надежные сведения об изменении тока молнии в равнинной местности в зависимости от широты рассматриваемой точки Земли. Как правило, ориентируются на экспериментальные данные, обобщенные СЮКЕ [28-29], согласно которым амплитуда тока молнии, длительность его фронта и полная длительность импульса являются независимыми статистическими параметрами. Для описания вероятности появления тока с амплитудой, большей чем 1м , используется логнормаль-ный закон

Р(1м)= I

7 (71&42Л

ЕХР н й{\£1му,1мт

3.1)

Здесь с% - стандарт распределения логарифмов амплитуд импульсов тока молнии, (1ё1м)ср - среднее значение логарифмов тока. Для импульса тока первого и последующих компонентов тока отрицательной молнии согласно [30] е% = 0,265 и 0,3; (^1м)ср - 1,475 и 1,1 соответственно. Распределение токов положительных молний характеризуется параметрами £% да 0,7; (^1м)ср» 1,54. Их достоверность много меньше, чем достоверность параметров отрицательных молний из-за непредставительной статистики измерений.

Характерная длительность фронта импульса первого компонента отрицательной молнии тф да 5,5 мкс. Для последующих компонентов соответствующие цифры постоянно пересматриваются по мере накопления результатов измерений все более совершенными регистрирующими приборами. Сегодня можно говорить, что импульсы тока с тф < 1 и даже 0,1 мкс вполне реальны [31]. Для положительных молний среднее значение тф ~ 20 мкс, но вероятны молнии с длительностью фронта до 100 мкс и длительностью полуспада импульса почти до 1000 мкс. У отрицательных молний эта величина приблизительно на порядок меньше.

Поскольку амплитуда импульса тока у наиболее вероятных отрицательных молний достигается в течение 1 - 5 мкс, процесс распределения тока между металлическими элементами линии, соединенными с землей, в значительной мере зависит от реактивных параметров проводников, в первую очередь, от их индуктивностей. В схему замещения, помимо активных сопротивлений, приходится вводить индуктивности металлоконструкций пораженной и соседних с нею опор, молниезащитного троса, взаимные индуктивности с каналом молнии. Простейшая схема такого рода (рис. 3.1) хорошо известна из работ Д.В. Разевига [27]. Она рассматривает сколько-нибудь полно только пораженную опору, которая отображается своей индуктивностью Ь0„, сопротивлением заземления и взаимной индуктивностью с каналом молнии М. Помимо опоры в схеме очень приближенно учитывается ветвь, образованная молниезащитным тросом. Его представляют как сосредоточенную индуктивность Ьтр проводника, длина которого равна длине пролета. Принимается, что этот проводник накоротко замкнут на землю на соседней опоре; отсос тока более удаленными опорами не учитывается. С принятыми допущениями решение для тока в пораженной опоре имеет вид 3.1 Упрощенная схема замещения для расчета тока молнии в пораженной опоре

• , ч А

Аир

-EXPi-Xt)) ; Я = г.

3.2) £„

Выражение справедливо только для фронта тока молнии, который считался линейно нарастающим: учтены также две ветви троса, вправо и влево от пораженной опоры. Зависимость взаимной индуктивности М от времени вызвана распространением с конечной скоростью обратной волны тока по каналу молнии от земли к облаку. В [27] для Мтр предложено приближенное выражение М тр 7 2лтр

Г, ^ + 2Нтр ТЛ

1п———+1 v

2(1 +РЖ тр

Р =

3.3) где ктр - высота подвеса троса, уг - скорость волны главной стадии молнии, с - скорость света. Ориентируясь на молнию с усредненными параметрами, для оценочных расчетов обысно принимается ¡5» 0,3.

Приближенная схема замещения удовлетворительно зарекомендовала себя применительно к опорам с типовым сопротивлением заземления ~ 10 Ом. Действительно, индуктивность троса на длине пролета Ьтр « 500 - 700 мкГн, что при » 10 - 20 Ом обеспечивает постоянную времени 1т/Я3 >>тф не только в случае поражения отрицательными, но и, в большинстве случаев, положительными молниями. При этом ток, ответвившийся в трос, определяется, главным образом, его индуктивным сопротивлением, а не активным сопротивлением цепи заземления. Ситуация такого рода часто не свойственна линиям Тюменьэнерго с сопротивлением заземления опор ~ 100 Ом, при котором рассматриваемая постоянная времени становится сопоставимой с длительностью фронта импульса тока первого компонента молнии. В этой ситуации, как минимум, приходится учитывать конечное значение сопротивления заземления троса на опоре, ближайшей к пораженной молнией, переходя к полной схеме замещения с сосредоточенными (рис. 3.2). Ее решение относительно токов в опоре /ои(I) и в двух, отходящих от нее ветвях троса, Итр, дается системой дифференциальных уравнений г'ОЙ(0+2гир(0 = 7м(0

Д,+= Цк,+Ятр)+(Ьтр+ы^-мя,(0 лI

11

3.4) куда для общности представлений введено также Ятр - сопротивление контура, образованного тросом и землей. Численное решение системы (3.4) не встречает трудностей. Оно может быть выполнено для любого закона изменения импульса тока молнии и произвольных временных зависимостей параметров Мтр и Ятр. Величина Мтр, как известно, меняется во времени вследствие удаления от земли фронта волны тока главной стадии молнии, от чего увеличивается длина участка канала молнии, охваченная большим током. Причиной изменения продольного сопротивления троса Ятр служит скин-эффект в земле и стальном тросе. Чтобы сопоставить результат с тем, что дает типовая методика при глухо заземленном тросе, разумно провести расчет для косоугольного импульса 1м(г) = А1, приняв при этом Жтр = 0. Расчетные данные на рис. 3.3 показывают, в какой мере достоверна упрощенная схема замещения. Штриховые кривые на этом рисунке соответствуют расчету по формулам (3.2) - (3.3), сплошные нанесены по результатам численного решения системы (3.4). Результаты, соответствующие двум вариантам схем замещения близки при сопротивлении заземления Я3 = 10 Ом, но сильно расходятся, когда Я3 увеличивается до 100 Ом. Различие нарастает по мере роста фронта импульса тока молнии. Уже при тф- 10 мкс оно достигает 50%.

По традиционной методике определение числа грозовых перекрытий производится при помощи кривой опасных параметров, которая связывает между собой крутизну фронта тока молнии А, принимаемого линейно нарастающим, с его амплитудой 1м, достаточной для перекрытия гирлянды [32]. Влияние высокого сопротивления заземления на ход кривой опасных параметров предсказуемо: с увеличением сопротивления заземления вследствие роста резистивной составляющей перенапряжения £/д = /дД, при прочих равных условиях, должна снижаться амплитуда опасного тока молнии. Качественно этот прогноз подтверждается даже упрощенной схемой замещения с нулевым сопротивлением заземления соседних опор. Кривые опасных параметров на рис. 3.4, построенные по традиционной методике [27], показывают, что при Л3= 100 Ом амплитуда опасного тока молнии в 2 - 5 раз меньше, чем при Л3 = 10 Ом. Однако истинной картины упрощенная схема замещения воспроизвести не может.

Как видно из рис. 3.4, в рамках традиционной методики опасный ток молнии резко нарастает по мере снижения крутизны его фронта. Результат такого рода лишен физического смысла при большом сопротивлении заземления опоры, когда основу перенапряжения составляет его резистивная составляющая, фактически не зависящая от параметров фронта импульса тока молнии. Получающийся из расчета вид кривой опасных параметров нужно считать следствием ошибочного пренебрежения сопротивлением заземления троса на соседней опоре. В такой схеме доля тока молнии, ответвившегося в трос, будет нарастать по мере увеличения длительности фронта импульса, что вызовет ложное снижение токовой нагрузки пораженной опоры и, как следствие, расчетного перенапряжения на гирлянде. В действительности такое явление не имеет места, особенно, когда сопротивление заземления опор аномально велико.

О влиянии сопротивления на форму кривой опасных параметров можно судить по рис. 3.5, где представлены результаты численного расчета кривых опасных параметров по упрощенной и полной схемам замещения [33]. В последнем случае ток молнии в заземлителе пораженной опоры извлекался из численного решения системы (3.4). Для ВЛ 220 кВ с Я3=ЮОм амплитуда опасного тока молнии в вычислениях по полной схеме (рис. 3.2) возрастает не слишком значительно, - всего в 1,5 раза, когда крутизна фронта импульса снижается от 12 до 2 кА/мкс. Как следует из кривой опасных параметров, ток с амплитудой импульса около 30 кА вызывает здесь перекрытие изоляции практически при любых временных параметрах фронта. В случае же использования упрощенной схемы замещения (рис. 3.1) расчет вообще привел бы к ложному заключению о невозможности существования кривой опасных параметров при А < 4 кА/мкс. Это должно было бы означать полное отсутствие перекрытий гирлянд при воздействии на ВЛ молний с током, крутизна фронта которого меньше 4 кА/мкс. Ошибочность такого результата очевидна. Как уже было сказано, это является следствием неоправданного занижения тока пораженной опоры при использовании в расчете упрощенной схемы с нулевым сопротивлением в цепи молниезащитного троса.

Таким образом, оценка числа грозовых отключений ВЛ с аномально высокими сопротивлениями заземления опор действительно не может проводиться по типовой упрощенной методике. Ее использование ведет к значительному преувеличению молние-стойкости. Модернизация методики должна быть ориентирована на учет реальных значений сопротивления заземления троса на опорах, ближайших к пораженной молнией.

Нужно указать еще на один фактор, не принятый во внимание не только упрощенной, но и полной схемой замещения с сосредоточенными параметрами. Как известно, в ней рассматривается распределение тока в пределах единственного пролета В Л и учитывается отбор тока только заземлением опор, ближайших к пораженной, справа и слева от нее. Это оправдано, когда сопротивление заземления опоры соотносится с волновым сопротивлением троса как Л3« 2тр. Однако в случае аномально больших указанное неравенство перестает выполняться. По этой причине реально значимый ток молнии должен проникать к более удаленным опорам и их параметры также должны быть отражены в схеме замещения, используемой для расчета.

Сказанное подтверждено прямыми регистрациями тока молнии с помощью магни-торегистраторов на В Л 110 кВ Холмогоры-Городская Тюменьэнерго с сопротивлением заземления опор до 170 Ом. Выборка из результатов измерений в табл. 3.1, выполненных в 1985 г. [26], показывают на существование "гнезд" из нескольких последовательно идущих опор с ненулевой остаточной намагниченностью установленных там магнито-регистраторов. Расшифровка дает для них сопоставимые уровни токов, причем, прослеживается тенденция к снижению тока по мере удаления от опоры с максимальной токовой нагрузкой, которая по этому признаку может рассматриваться как непосредственно пораженная молнией.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В работе разработаны методические подходы, различного рода расчетные модели, с помощью которых решен комплекс взаимосвязанных задач по обоснованию путей повышения эффективности и надежности функционирования Тюменской энергосистемы, а также путей наиболее рационального ее развития и интеграции с энергосистемами других регионов страны, в том числе:

1. Разработана методика, расчетная модель и проведен комплекс обосновывающих исследований по определению предельных по условиям устойчивости выдаваемых мощностей от электростанций Тюменского региона при различных вариантах развития линий электропередачи в транзите Сибирь - Урал - Европейская часть России. Показано, что существенное увеличение выдачи мощности от ГРЭС Тюменьэнерго возможно лишь при сооружении ВЛ 500 кВ «северного транзита» Ильково-БАЗ-Северная-Вятка. Реализация других рассмотренных мероприятий по усилению связей как в самой Тюменской энергосистеме, так и связей в других энергосистемах ОЭС Урала, а также межсистемных связей между ОЭС Урала, Поволжья и Центра оказывается значительно менее эффективной.

При анализе совместной выдачи мощности от ГРЭС Тюменской энергосистемы и от электростанций Восточной Сибири на Урал и в Европейские регионы России выявлены существенные зависимости двух потоков мощности друг от друга, что обуславливает необходимость подробного учета всех основных связей в транзите Сибирь -Урал - Европейская часть России - ОЭС Сибири, Казахстана, Урала, Поволжья и Центра при выборе наиболее рациональных вариантов развития генерирующих мощностей и систем транспорта электроэнергии от электростанций Тюменского региона и Восточной Сибири.

2. Проведен комплекс обосновывающих исследований по выбору оптимальных вариантов развития генерирующих мощностей Тюменского региона с учетом других регионов страны при подробном моделировании режимов работы энергообъединений для трех сценариев роста уровня электропотребления - базового, высокого и низкого. Показано, что основными направлениями использования избыточных генерирующих мощностей Тюменской энергосистемы является:

- «твердая» поставка мощности и электроэнергии из Тюменьэнерго на Запад в другие энергосистемы Урала и Европейской части России по долгосрочным контрактам и замещение тем самым требуемой генерирующей мощности в других энергосистемах генерирующими мощностями Тюменской энергосистемы;

- оптимизация обменов электроэнергией между ОЭС Сибири и Тюменской энергосистемой с целью оптимального использования потенциала гидроэлектростанций Сибири и ГРЭС Тюменской энергосистемы.

Для реализации этого потенциала Тюменской энергосистемы экономически целесообразно сооружение ВЛ 500 кВ «северного транзита», вначале цепи Ильково - БАЗ -Северная - Вятка, затем и 2-й цепи этого транзита - Сургутские ГРЭС - Кирпичников-ская - Ильково - БАЗ - Северная - Вятка - ПП Костромской - Костромская ГРЭС, а также ВЛ 500 кВ, связывающих Тюменскую энергосистему с энергосистемами Сибири и прежде всего ВЛ 500 кВ Томск - Парабель - Нижневартовская ГРЭС.

3. Оценены инвестиционные потребности Тюменской энергосистемы в развитие генерирующих мощностей и сделан прогноз средней стоимости производства электроэнергии на перспективу, который показал, что стоимость производства электроэнергии в Тюменской энергосистеме на уровне 2015 г. будет меньше стоимости производства электроэнергии на Урале, в Центре и Поволжье в среднем соответственно на 1,5 цент/кВт.ч., 1,7 цент/кВт.ч. и 1,0 цент/кВт.ч. Это обуславливает целесообразность реализации имеющихся заделов по наращиванию генерирующих мощностей Тюменского региона. Кроме этого появляются возможности реализации для нужд электроэнергетики имеющихся запасов нефтяного и низконапорного газа Тюменского региона, что особенно актуально в условиях возможного дефицита топлива и массового старения генерирующего оборудования в стране.

4. Показано что, для улучшения режимов работы Тюменской энергосистемы при разгрузке электропередачи Сургутские ГРЭС - Урал необходима установка дополнительных компенсирующих реакторов на подстанциях Магистральная, Демьянская, Ильково, Иртыш, Луговая. Для кардинального улучшения режимов работы необходима установка в энергосистеме регулируемых статических компенсаторов реактивной мощности, которые наряду с улучшением качества напряжения позволят увеличить передачу мощности от ГРЭС Тюменской энергосистемы на Урал. Наиболее эффективным местом установки статических компенсаторов реактивной мощности является подстанция Демьянская, где эффект увеличения передаваемой мощности от установки статического компенсатора может составить величину 0,4 МВт/Мвар.

5. На основе схемы замещения с распределенными параметрами уточнена методика расчета числа обратных перекрытий для ВЛ с аномально высокими сопротивлениями заземления опор. Использование уточненной методики позволило оценить эффективность применения дифференциальной изоляции на двухцепных ВЛ. Разработана и испытана в натурных условиях аппаратура для измерения волновых параметров линии, необходимых для расчета фактической молниестойкости в районах вечной мерзлоты.

6. Разработан ряд технических решений для повышения надежности и эффективности работы Тюменской энергосистемы, в том числе:

- гибридный моделирующий комплекс Тюменской энергосистемы, позволивший провести различного рода исследования переходных и стационарных процессов в Тюменской энергосистеме, уточнить выбор средств релейной защиты и противоаварийного управления и повысить надежность работы Тюменской энергосистемы;

- полномасштабный комплексный тренажер блока 800 МВт автоматизированной системы обучения и тренажа оперативного персонала Сургутской ГРЭС-2, позволивший повысить уровень подготовки персонала и снизить вероятность его ошибочных действий.

1. Стратегия развития нефтегазовых компаний. Под ред. Р.И. Вяхирева. М.: Наука, 1998.

2. Наливкин В.Д. Прогноз развития нефтяной и газовой промышленности России. Геология нефти и газа, № 12, 1997.

3. Боксерман Ю. И., Смирнов В.А., Газовая промышленность России, Вести РАН, т. 66, №2, 1996.

4. Лесничий В., Лобанов Б., Сысолятин В. «Что делать с "попутчиком?" О проблеме рационального использования нефтяного газа», Нефть России, № 1, 1998.

5. Четаев Н.Г. Устойчивость движения. М.: Гостехиздат, 1946.

6. Лебедев С.А., Жданов П.С., Городский Д.А., Кантор P.M. Устойчивость электрических систем и динамические перенапряжения. Тр. ВЭИ, вып. 40. М.: Госэнерго-издат, 1940.

7. Баринов В.А., Совалов С.А. Режимы энергосистем. Методы анализа и управления. М.: Энергоатомиздат, 1990.

8. Elements for the development of a future European systems. UNIPEDE Report. December, 1993.

9. Справочник по проектированию электроэнергетических систем. Под ред. С.С. Ро-котяна и И.М. Шапиро. М.: Энергоатомиздат, 1985.

10. Баринов В.А., Воропай Н.И., Развитие программного и информационного обеспечения для решения задач развития и функционирования энергосистем в условиях формирования электроэнергетического рынка. Известия академии наук. Энергетика, № 6, 1999.

11. Экономико-математические модели оптимизации развития энергосистем и ихобъединений. М.: ЭНИН, 1973.

12. Expansion planning for electrical generating systems. A Guidebook, International Atomic Energy Agency, Vienna, 1984.

13. Методические рекомендации по оценке эффективности инвестиционных проектов и их отбору для финансирования. М.: Официальное издание, 1994.

14. Совместное Российско-Американское исследование альтернатив развития энергетики. М.: 1995.

15. Разработка «Стратегии развития электроэнергетики России на период до 2015 года». Этап 1. Разработка основных положений стратегии развития электроэнергетики на период до 2015 г. Отчет ЭНИН, М., 1997.

16. Annual Energy Outlook 1997 with Projections to 2015. U.S.Department of Energy. Washington DC 20585, December, 1996.

17. Annual Energy Outlook 1999 with Projections to 2020. U.S.Department of Energy. Washington DC 20585, December, 1998.

18. Energy in Europe. European Energy to 2020. DIRECTORATE GENERAL FOR ENERGY, 1996.

19. Реструктуризация угольной промышленности. Под общей ред. Малышева Ю.Н. М.: Росуголь, 1996.

20. Новая энергетическая политика России. М.: Энергоатомиздат, 1995.

21. Основные положения программы развития гидроэнергетики России на 19972015 гг. с перспективой до 2030 г. М.: РАО «ЕЭС России», 1996.

22. Исследование грозопоражаемости и токов молнии на BJT Тюменьэнерго. Научный отчет ЭНИН. Инв. № 14, М., 1988.

23. Разевиг Д.В. Атмосферные перенапряжения на линиях электропередачи. Госэнер-гоиздат. 1959.

24. Berger К., Anderson R.B., Kroninger H. Parameters of lightning flashes. Electra. № 41, 1975.

25. Anderson R.B., Eriksson A.J. Lightning parameters for Engineering application. Electra. No 69, 1980.

26. Uman M. Lightning discharge. New York: Academic Press. 1987.

27. Fisher R.J., Schnetzer G.H., Thottappillil R., Rakov V.A., Uman M.A., Goldberg J.D. Parameters of triggered-lightning flashes in Florida and Alabama. Journal of Geophisical Research. Vol. 98, No D12, 1993.

28. Руководство по защите электрических сетей 6 1150 кВ от грозовых и внутренних перенапряжений. 1999. С-П: ПЭИПК.

29. Базелян Э.М., Берлина Н.С., Васильев В.А. Особенности расчета тока молнии в пораженной опоре с большим сопротивлением заземления. Электричество. № 7, 2000 г. (в печати).

30. Разработка методики и программного обеспечения для оперативного контроля числа грозовых отключений BJI с высоким сопротивлением заземления опор. Научный отчет ЗАО «НТЦ Энергия- комплекс», М., 1999.

31. Александров Г.Н, Иванов B.JL, Кизаветтерт В.Э. Электрическая прочность наружной высоковольтной изоляции. М.: Энергия, 1969.

32. Sargent М.А., Darvrniza М. The calculation of Double circuit outage rate of transmission lines. IEEE Transactions on Power appar. and Systems. 1967. Pas-86 No 6.

33. Kawai M., Azuma H. Design and performance of unbalanced isolation in doube-circuit transmission lines. IEEE Transactions on Power appar. and Systems. September, 1965.

34. Костенко M.B. Атмосферные перенапряжения и грозозащита высоковольтных установок. JT: Госэнергоиздат. 1949.

35. Разработка рекомендаций по снижению числа двухцепных грозовых отключений BJI 110 и 220 кВ Тюменьэнерго с повышенным сопротивлением заземления опор. Научный отчет (заключительный) ЗАО «НТЦ Энергия-комплекс», М., 1999.

36. Инструкция по устройству молниезащиты зданий и сооружений. РД 34.21.122-87. М.: Энергоатомиздат, 1989.

37. Базелян Э.М. Зоны защиты одиночных стержневых молниеотводов. Электричество. №7, 1967.

38. Базелян Э.М., Горин Б.Н., Левитов В.И. Физические и инженерные основы молниезащиты. Л.: Гидрометеоиздат, 1978.

39. Базелян Э.М., Берлина Н.С., Горин Б.Н, Филиппова Е.Б. Зоны защиты молниеотводов, рассчитанные вероятностным методом. В кн. Физика молнии и молниезащиты. Труды ЭНИН. М., 1979.

40. Зайцев Л.И., Васильев В.А. Перспективы развития электроэнергетики Тюменской области. «Энергетика Тюменского региона», № 2, 1999.

41. Васильев В.А. Состояние, перспективы развития и место Тюменской энергосистемы на рынке электроэнергии Урала и России. Доклад на научно-практической конференции «Экологическая безопасность регионов Урала и Западной Сибири», г. Тюмень, декабрь 1998.

42. Невельский В.А., Эдлин М.А., Васильев В.А., Сурин Ю.П. Способ управления мощностью синхронной нагрузки. Изобретение, патент № 2076421, зарегистрирован в государственном реестре изобретений 27.03.1997.

43. Васильев В.А. Техническое перевооружение перспектива дальнейшего развития Тюменской энергосистемы. «Энергетика Тюменского региона», № 4 (5), 1999.

44. Федоров Н.С., Васильев В.А., Зайцев Л.И. Перспективы развития ОЭС Урала до 2010 года. Электрические станции, № 9, 1999.

45. Васильев В.А., Панчешный С.В. Развитие катодонаправленного стримерного разряда в воздухе. Тезисы докл. XLII научн. конф. МФТИ «Современные проблемы фундаментальных прикладных наук», ч. 3, г. Долгопрудный МО, ноябрь 1999.

46. Александров Н.Л., Базелян Э.М., Васильев В.А. Наработка активных частиц в дымовых газах с помощью импульсной короны. Тезисы докл. XLII научн. конф. МФТИ «Современные проблемы фундаментальных прикладных наук», ч. 4, г. Долгопрудный МО, ноябрь 1999.

47. Александров Н.Л., Базелян Э.М., Васильев В.А. Наработка активных частиц в дымовых газах с помощью стримерного разряда в режиме перекрытия. Письма в ЖТФ. 2000 (принято к печати).

48. Толстов Ю.Г. Автономные инверторы тока. М.: Энергия, 1976 г.