Питання розвитку генерації з ВДЕ в Острові БуТЕС
•
0 likes•742 views
Презентація дослідження переспектив розвитку генерації з ВДЕ в "Острові Бурштинської ТЕС"
Питання розвитку генерації з ВДЕ в Острові БуТЕС
- 1. Питання розвитку генерації з ВДЕ в "Острові Бурштинської ТЕС"
- 2. Актуальна схема «Острова Бурштинської ТЕС» 2
- 3. Характеристика «Острова Бурштинської ТЕС» 3 • Площа «острова»: 27 тис. кв. км, Закарпатська область, південна частина Львівської та західна частина Івано-Франківської областей. • Населення - близько 3 млн чоловік • Споживання «острова»: зима/мах – 1050-1150 МВт (історичний максимум 03.02.2012 – 1197 МВт) • літо/міn – 450-500 МВт • Експорт (фізичний) з «острова» – не більше 650 МВт. • Встановлена потужність електростанцій «острова» – 2694,2 МВт. Генерація Потужність, МВт Частка, % Потужність, МВт Частка, % Бурштинська ТЕС Калуська ТЕЦ Теребле-Ріцька ГЕС Дрогобицька ТЕЦ Електростанції, що працюють на ВДЕ, всього - СЕС - ВЕС - ГЕС - БіоЕС 2351 87.17 2351 73.49 200 7.42 200 6.25 27 271 0.84 2018 рік (станом на 01.04) 2022 рік (прогноз відповідно до виданих ТУ) 17 170.63 0.53 102.05 50.76 34.50 13.62 3.17 0.12 0.5 3.78 1.88 1.28 604.04 18.88 236.07 275.80 82.00 10.17 0.32 2.56 7.38 8.62
- 4. В «острові Бурштинської ТЕС» експлуатуються: 4 електропідстанцій 220-750 кВ8 1300 км магістральних ЛЕП 220-750кВ Зовнішні зв’язки «острова» РумуніяСловаччинаУгорщина ПЛ 750 кВ Західноукраїнська - Альбертірша ПЛ 400 кВ Мукачеве – Вельке Капушани ПЛ 400 кВ Мукачеве - Рошіорь ПЛ 400 кВ Мукачеве - Шайосегед ПЛ 400 кВ Мукачеве - Тисальок ПЛ 220 кВ Мукачеве - Кішварда
- 5. Мережа «Острова Бурштинської ТЕС» 5 ЗАХІДНОУКРАЇНСЬКА Аль бертірш а (Уг орщ ина) БА 35кВ 35кВ 1 125 2 125 220кВ БОРИСЛАВ АСО-400 41,8 Ст.Самбір ДДЗ 110кВ І СШ ОСШ ОВ СВ АВР-АТ-2 ІІ СШ Дрогобич-20 Дрогобич-21 І СШ ІІ СШ ОСШ ОВ ШЗВ 220кВ Стрий-30/А Стрий-30/Б 110кВ ОВ 2 125 1 125 ОСШ СВ ІІ СШ АВР Дашава Жулино Долина-2 Долина-1 Трускавець-91 Любенці Резерв-1 Резерв-2 СТРИЙ АСО-500 84,4 АСО-500 84,4 БА Б А І СШ 35кВ 220кВ АСО-300 9,8 АСО-300 10,1 ВОЛОВЕЦЬ 1 125 2 125 ІІ СШ 110кВ ОСШ ОСВ СР-2СР-1 СкотарськПилипець АВР І СШ ОВ ПлавкаожеледіВовчий Гусне Росош АСО-500 59,8 АСО-500 80,9 Тісальок (Угорщина) Кішварда (Угорщина) АС-400 96,6(24,2) АС-400 53,8(24,2) ОВ ОСШ ШЗВ 220кВ 35кВ І СШ ІІ СШ 1 200 2 200 І СШ Мукачево-6Страбичево Ужгород-1Берегово-4 110кВ ОСШ СВ ІІ СШ Мукачево-1Іршава Ужгород-2 ХУСТ-220 10кВ 1 125 220кВ АБ І СШ 110кВ Тячів Хуст-1 ОСШ ОВ СВ ІІ СШ ТересваВиноградово-2 АС-300 81,4 АС-300 81,4 А АБ Б 12 3 133х3 35кВ 90 12 12 12 Капушани (Словаччина)2AlFe-450 51,2(39,2) Шайосегед (Угорщина)3АСО-400 142,5(26,3) Рошіорь (Румунія)2AlFe-450 115(76) І СШ ІІ СШ 400кВ МУКАЧЕВЕ 1 2 І СШ ІІ СШ 400кВ 3 4 БУРШТИНСЬКА ТЕС 35кВ 35кВ 20Т-3 32 ІІ СШ ІБ СШ 2АСО-500 197,4 4 195 250 5 215 250 6 195 250 20Т-2 32 220кВ ШЗВ-Б2 АС-400 27 ОСШ ОВ СВ ШЗВ-А 1 195 250 2 185 250 3 185 250 7 206 250 110кВ 20Т-1 32 ІА СШ 5 125 А Б 1 АСО-500 60,2 АСО-500 60,2 АС-400 17,5 ІІБ СШ ІБ СШ 330кВ 6 210х3 3 133х3 2 133х3 10 195 АСТГ 11 195 12 195 ШОВ2 250 250 250 1 СВ-1 СВ-2 2АСО-300 42,3 2 ОСШ ШОВ1 330кВ 8 195 9 195 АСТГ 250 250 ІІА СШ ІА СШ 35кВ 240х2 35кВ 1А 1Б КАЛУШ І СШ 220кВ СОВ ОСШ ІІ СШ АСК-400 7,0 12 АПС2К-400 13,0 АПС2К-400 1,1 35кВ 35кВ 1 200 2 200 ОВ ОСШ ШЗВ Резерв ГПП-1 Кроно-Україна Височанка-А Височанка-БПГВ-11,12 КТЕЦ-1 ПГВ-31 І СШ ІІ СШ 110кВ 10кВ 1 125 110кВ ОВ ОСШ ШЗВ АЗП КЛ-ПГВ-31 Калуш КТЕЦ-3КТЕЦ-2 ПГВ-11,12 ПГВ-31 ПГВ-21 І СШ ІІ СШ ГПП-1 АСК-400 7,0 Умовні позначенння: -вимк нений вимикач -увімк нений вимик ач -увімк нений роз єднювач -вимк нений роз єднювач -роз єднані ш лейфи -ПЛ -КЛ -нормальна фік саці я приєд нань Класи напруги 750кВ 400кВ 330кВ 220кВ 110кВ 35кВ 24кВ 15,75кВ 10кВ 6кВ 12 27кВ АВР-АТ-1 4 133х3 35кВ 90 10кВ 2 125 -незавершене буд івництво -межа двох несинхронних систем 82 81 80 330 кВ Р13 110х3 Р14 110х3 4АС-500 270 4АС-400 208,5 о.564 3 333х3 11В-12 11В-1 11В-2 750 кВ Тернопільська Івано-Франківськ Західноукраїнська
- 6. Особливості роботи «острова» 6 Схема контролю кордонів «острова»; 2 блоки БуТЕС постійно підключені до автоматики виділення блоків на навантаження власних потреб; первинні датчики телеметрії - клас точності 0,5; циклічність збору інформації 1 сек; на ПС 750 кВ «Західноукраїнська» та ПС 220 кВ «Стрий» несинхронні зони відділені шляхом фізичного поділу струмопровідних частин; передбачена спеціальна автоматика для поділу ENTSO-E і ОЕС України при випадковому несинхронному замиканні (ТДА, БДА, НДА); стійкість БуТЕС при трифазному короткому замиканні біля шин станції і відмові вимикача забезпечується дією спеціальної автоматики відділення шин (АВШ) 400-330-220 кВ; у ремонтних схемах «острова» стійкість БуТЕС забезпечується за допомогою автоматики розвантаження станції (АРС) або резервної струмової автоматики (РСА).
- 7. Регулювання частоти і потужності хвилинний резерв – 195-200 МВт - відповідає брутто-потужності найбільшого з включених в мережу енергоблоків первинне регулювання - 9 МВт; вторинне регулювання – > 10% PгенΣ; регулювання сальдо перетоку в безаварійному стані з допустимим максимальним відхиленням енергії обміну не більше 20 МВт∙год/год і миттєвим максимальним відхиленням потужності не більше 50 МВт; у разі порушення балансу потужності - врегулювання миттєвого балансу обміну до допустимого значення не більше ніж за 15 хвилин; регулювання навантаження здійснюється тільки на енергоблоках БуТЕС Відхилення фактичного сальдо перетоку «острова» від планового Період Кількість відхилень середньогодинних значень на величину (МВт∙год) 01.07.02-30.04.18 % від тривалості роботи (138 792 годин) ± 0÷5 ± 5÷20 > ± 20 121264 17390 138 87,371 % 12,53 % 0,099 % 7
- 8. Основні умови розрахунків 8 низькі рівні споживання електроенергії в «острові»; можливості використання потужностей ГЕС для балансування практично відсутні; зношеність та низькі маневрові можливості третини енергоблоків Бурштинської ТЕС, яка є єдиною балансуючою електростанцією, а її можливості з балансування визначаються рівнем попиту на електроенергію споживачів «острова» та законтрактованими обсягами постачання електроенергії на експорт; необхідність підтримки значних рівнів резервів для забезпечення вимог адекватності та виконання вимог щодо їх відновлення в аварійних ситуаціях, відносно навантаження «острова»; складність, а інколи й неможливість забезпечення вторинних резервів в режимах мінімальних навантажень; відсутність відповідальності за небаланси генерації з негарантованою потужністю (ВЕС і СЕС) та обов’язковості їх участі у покритті графіка електричних навантажень (ГЕН) 1 2 3 4 5 6
- 9. Регулювання частоти і потужності 9 прогнозна встановлена потужність генерації до 2022 року (слайд 3); щорічний приріст природного росту споживання електроенергії в «острові» на рівні 2%; експортне навантаження «острова» – від 0 до 650 МВт; діапазон регулювання енергоблоків Бурштинської ТЕС – від 60% до 100% від номінальної потужності для реконструйованих енергоблоків, та від 80% до 100% - для нереконструйованих; аналіз характерних графіків генерації та навантаження в «острові» для робочого та вихідного дня влітку та взимку, а також графіки абсолютного максимуму та мінімуму. Аналіз графіків споживання для замірних днів у Львівській та Івано- Франківський областях; для оцінки профілів роботи ВЕС і СЕС обрано ВЕС Eco-Optima встановленою потужністю 6,6 МВт та сонячні електростанції ТОВ «Євроімекс», які працюють в та сонячні електростанції ТОВ «Євроімекс», які працюють в «острові». 4 1 2 3 5 6
- 10. Основні умови розрахунків 10 0.00 0.10 0.20 0.30 0.40 0.50 0.60 0.70 0.80 0.90 1.00 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 Максимум Середнє Минімум Година доби КВВП Референтний профіль та діапазони змін потужності ВЕС енергосистеми «Острова Бурштинської ТЕС»
- 11. Основні умови розрахунків 11 0.00 0.10 0.20 0.30 0.40 0.50 0.60 0.70 0.80 0.90 1.00 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 Максимум Середнє Минімум Година доби КВВП Референтний профіль та діапазони змін потужності СЕС енергосистеми «Острова Бурштинської ТЕС»
- 12. Графік електричних навантажень вихідного типового дня неопалювального сезону 2022 року в «Острові Бурштинської ТЕС» за наявності максимального експорту 12
- 13. Графік електричних навантажень вихідного типового дня неопалювального сезону 2022 року в «Острові Бурштинської ТЕС» за відсутності експорту 13
- 14. Графік електричних навантажень вихідного типового дня неопалювального сезону 2022 року в «Острові Бурштинської ТЕС» на основі ретроспективних даних щодо експорту 14
- 15. Висновки 15 Без проведення спеціальних заходів щодо підвищення можливостей «острова» з інтеграції електростанцій з негарантованою потужністю, потужність ВЕС і СЕС при прийнятих припущеннях обмежується на рівні не більше 140 МВт, а при наявності експорту - 280-300 МВт, без необхідності примусового обмеження їх участі у покритті графіка електричного навантаження на рівні 2018 року. Для забезпечення потужності ВЕС і СЕС близько 500 МВт та виконання вимог щодо вторинних і третинних резервів необхідно впровадити: - 420-440 МВт потужностей енергоблоків зі швидким стартом та - близько 160 МВт потужностей накопичувачів електроенергії для забезпечення нівелювання стохастичних відхилень генерації ВЕС та СЕС. Один з можливих варіантів підвищення спроможності «острова» по інтеграції електростанцій з негарантованою потужністю: TEC зі швидким стартом, ГВт Акумулятори для компенсації флуктуацій потужності ВЕС і СЕС, ГВт 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 0.22 0.06 0.44 0.44 0.44 0.44 0.44 0.44 0.44 0.44 0.07 0.1 0.1 0.11 0.125 0.15 0.16 0.17
- 16. Висновки 16 2019 2021 2023 2025 2027 0.000 0.100 0.200 0.300 0.400 0.500 0.600 0.700 0.800 Експорт є, заходи є Експорт є, заходів нема Експорту не має, заходи є Експорту не має, заходів не має Рік ГВт Зміна граничних потужностей ВЕС і СЕС при різних умовах їх впровадження до «острова»
- 17. Висновки 17 Обсяги скорочення виробництва електроенергії та компенсації «втраченої вигоди» власникам ВЕС і СЕС на рівні 2022 року Без експорту Сценарні припущення Максимальний обсяг експорту Усереднений рівень експорту *усереднений рівень «зеленого» тарифу ВЕС і СЕС – 3 грн/кВт∙год Необхідно вдосконалити нормативно-правову базу України в частині приєднання до електромереж та умов роботи генеруючих потужностей на ВДЕ Обмеження виробництва, млн кВт∙год Обсяг компенсації «втраченої вигоди), млн кВт∙год 735.68 79.77 309.19 2207.03 239.32 927.57
- 18. 18 Пропозиції змін до Кодексу системи передачі N з/п 1 2 3 4 5 Пункт КСП Пропозиція п. 1.7. частини 1 Розділу ІІІ Видалити п. 6.3.3. частини 6 Розділу Х п. 6.3.6. частини 6 Розділу Х Новий п. 6.3.3. частини 6 Розділу Х Новий п. 6.3.4. частини 6 Розділу Х 6.3.3. Кожний ОСР повинен надавати ОСП структурну інформацію, пов’язану з областю спостереження, зокрема, по підстанціях за напругою; лініях приєднання підстанцій за напругою; трансформаторах на підстанціях за напругою; значних користувачах; реакторах і конденсаторах, приєднаних до підстанцій, за напругою; електростанціях встановленою потужністю понад 1 МВт 6.3.6. Кожний ОСР повинен щомісяця надавати ОСП, з розподілом за джерелами первинної енергії перелік та сумарну генеруючу потужність усіх генеруючих одиниць типу А (з приведенням потужності до напруги 35 кВ та вище підстанцій ОСР відповідно до нормальної схеми мережі), які виконують вимоги глави 2 розділу ІІІ цього Кодексу, і приєднані до його розподільної мережі разом з відповідною інформацією щодо їхньої частотної характеристики. Кожен ОСР повинен надавати ОСП Технічні умови на приєднання електроустановок до мереж ОСР генеруючих одиниць типу В, С, D для формування технічних вимог до мереж ОСП. Кожен ОСР повинен надавати ОСП інформацію щодо підписання (розірвання) договорів про приєднання генеруючих одиниць типу В, С, D до електричних мереж ОСР не пізніше 5 робочих днів з моменту вчинення їх реєстрації
- 19. Thank you for attention!