Обзор технического состояния электрооборудования в развивающейся энергосистеме Республики Таджикистан

Электроэнергетическая система (ЭЭС) Республики Таджикистан (РТ) входила в состав Центральноазиатской энергетической системы (ЦАЭС). Почти 60 % потребности в электроэнергии во времена функционирования ЦАЭС удовлетворялось за счет импорта из соседних республик СССР [1]. Но после распада СССР качество эксплуатации и технического обслуживания электрооборудования ЦАЭС постепенно снижалось, поскольку каждая страна боролась за независимость в вопросах обеспечения производства электроэнергии для потребителей. Вследствие этого ЭЭС РТ отделилась от энергосистемы ЦАЭС, и северная и южная части электрических сетей оказались разделёнными. В северный регион электроэнергия поступала от подстанций (ПС), находящихся на территории Республики Узбекистан, и отключение связующих линий электропередачи (ЛЭП) ограничило эффективность функционирования энергосистемы РТ и привело к трудностям в обеспечении электроэнергией северного региона. Это также обусловило ряд других проблем, в том числе обострение проблемы обеспечения соответствия электрооборудования, установленного в ЭЭС, непрерывно возрастающему уровню токов КЗ.

Целью данной работы является обзор технического состояния электрооборудования, установленного в ЭЭС РТ, с учетом принятых стратегических планов развития энергетического сектора РТ.

Структура ЭЭС РТ

Для решения указанных проблем и с целью достижения энергетической независимости в РТ был принят ряд программ по строительству, модернизации электрических станций (ЭС) малой, средней и большой мощности, ПС и ЛЭП в краткосрочной и долгосрочной перспективе [2–4]. В рамках проекта развития энергосистемы РТ в период с 2006 по 2011 гг. было успешно завершено строительство гидроэлектростанций (ГЭС) – Сангтудинской ГЭС-1 и Сангтудинской ГЭС-2 общей мощностью 892 МВт, высоковольтных ЛЭП «Юг – Север» напряжением 500 кВ, «Хатлон – Челанзар», «Лолазор – Сангтуда», «Худжанд – Айни», «Кайраккум – Ашт», «Геран – Руми», «Сангтуда – Головная ГЭС», ПС 220 кВ «Хатлон» и ПС 220 кВ «Лолазор». После ввода в эксплуатацию этих объектов на 40 % сократился сезонный дефицит электроэнергии, а новые ЛЭП позволили соединить энергосистемы южных и северных регионов РТ.

В связи с увеличением спроса не только на электроэнергию, но и на теплоснабжение, в 2014 г. построена и сдана в эксплуатацию первая очередь Душанбинской ТЭЦ-2 мощностью 100 МВт. Строительство второй очереди данной ТЭЦ мощностью 300 МВт закончено в декабре 2016 г. Однако вопрос дефицита электроэнергии в зимний период остался нерешенным. В связи с этим возобновилось строительство крупнейшей в Центральный Азии Рогунской ГЭС. Первый агрегат данной ГЭС

а)

б)

Рис. 1. ЛЭП с классами напряжения 0,4–500 кВ: а – развитие в период 2001–2017 гг.; б – техническое состояние в 2017 г.

Таблица 1

Количество и мощность электрических ПС по регионам РТ

Название регионов Количество и мощность электрических ПС ПС 500 кВ ПС 220 кВ ПС 110 кВ ПС 35 кВ шт. Sном, МВА шт. Sном, МВА шт. Sном, МВА шт. Sном, МВА Север 1 1002 11 1780 63 1309 128 610,8 Юг – – 10 1300 39 818 90 733,25 РРП 2 2904 5 1610 57 1462 40 410,3 Суммарная 3 3906 26 4690 159 3589 258 3508 мощностью 120 МВт сдан в эксплуатацию в 2018 г., а второй агрегат 240 МВт – в 2019 г. Данная ГЭС по проекту имеет 6 агрегатов общей мощностью 3600 МВт, и после ввода остальных четырёх агрегатов генераторы первого и второго агрегатов будут заменены на генераторы мощностью по 600 МВт.

В настоящее время ЭЭС РТ мощностью 5757 МВт работает как единая энергетическая система, соединяющая северный и южный регионы, Душанбе, а также районы республиканского подчинения (РРП) [5]. В электрических сетях источники электроэнергии, ПС и потребители соединяются ЛЭП с уровнями напряжений 6 (10)–500 кВ. Общая протяжённость воздушных ЛЭП составляет 57 208 км, а кабельных ЛЭП – 2697 км. Как видно из рис. 1а, наибольшую протяжённость, 31 567 км (56 %) от общей длины, имеют ЛЭП классом напряжения 0,4 кВ. С 2001 по 2017 г. общая протяженность ЛЭП увеличилась с 58 944 км до 68 247 км. Результаты анализа ЛЭП [6] по трем критериям качества, выполненного в 2017 г., представлены на рис. 1б. Как видно из рис. 1б, ЛЭП ЭЭС РТ находятся в следующем техническом состоянии: 18 115 км (28,3 %) – в хорошем, 32 887,04 км (51,9 %) – в удовлетворительном, 12 263,1 км (19,8 %) – в неудовлетворительном. Наиболее опасным является состояние ЛЭП с уровнем напряжения 0,4 кВ общей длиной 7420 км (23,5 %).

Кроме ЛЭП, приведенных на рис. 1, в на- стоящее время между РТ и соседними странами имеются 13 трансграничных ЛЭП, из них 2 ЛЭП 500 кВ, 6 ЛЭП 220 кВ, 4 ЛЭП 110 кВ и 1 ЛЭП 35 кВ. Общая пропускная способность этих ЛЭП составляет 4570 МВт, в том числе 3500 МВт приходится на ЛЭП между РТ и республикой Узбекистан, 500 МВт между РТ и Кыргызстаном и 570 МВт между РТ и Афганистаном [7].

Количество системообразующих и распределительных электрических ПС в ЭЭС РТ составляет 428 шт. с классами напряжения 35–500 кВ. Суммарная мощность ПС составляет 15 669 МВА (табл. 1).

Техническое состояние электрооборудования

Анализ состояния электротехнического оборудования в городских сетях г. Душанбе [8] выявил, что степень изношенности силовых трансформаторов ПС 35–110 кВ составляет 67 %. В аналогичном изношенном состоянии находятся другие трансформаторы, установленные в остальных 15 сетях энергосистемы. Так же как трансформаторы, большинство коммутационных аппаратов (КА), особенно высоковольтные выключатели (ВВ), установленные в распределительных устройствах ЭС и ПС, работают дольше заводских сроков эксплуатации и являются морально и технически устаревшими. Их параметры по отключающей способности токов КЗ не соответствуют парамет- рам, указанным в технических паспортах. Так как при развитии ЭЭС РТ уровни токов КЗ возрастают, особенно в распределительных устройствах напряжением 110 кВ и выше, на рис. 2 приведены данные по коммутационным аппаратам только классов напряжения 110–500 кВ (в процентах от общего количества).

Из общего КА большую часть составляют отделители ОД–110 кВ, короткозамыкатели КЗ–110 кВ (22,57 %), что приводит к увеличению времени отключения поврежденных узлов во время КЗ. Из ВВ значительную часть составляют масляные выключатели типов ММО (10,5 %), МКП (14 %). Они были произведены в 1960–1970 гг. и в настоящее время такие выключатели не выпускаются. При присоединениях новых ЛЭП от ЭС или к ПС в таких ВВ могут возникать проблемы нормального функционирования в установившихся и аварийных режимах. Поэтому по мере возможности постепенно проведена замена некоторых из них, и продолжается замена изношенных ВВ на новые, в том числе на элегазовые, и в настоящее время их количество составляет 24 % от всех ВВ.

В ЭЭС РТ электроэнергия в основном вырабатывается на ГЭС, установленная мощность которых составляет 94 %, а на долю ТЭЦ приходится около 5 % общей мощности. В последние годы уменьшается импорт электроэнергии и увеличивается экспорт электроэнергии в соседние страны за счет ввода в эксплуатацию новых электростанций и снижения технических потерь [10] (табл. 2).

Значительная часть электрооборудования на ЭС, установленного еще во время СССР, достигла окончания срока службы, его доля составляет около 74 % [11]. Фактическая доступная мощность ЭС ниже, чем установленная мощность, из-за старения оборудования и низкого стока рек, особенно в зимний период. Для повышения производства электроэнергии два каскада Варзобских ГЭС были модернизированы, а также заменены две гидротурбины Нурекской ГЭС. Ведется модернизация агрегатов Кайракумской ГЭС, ее предполагается завершить в 2020 г. [12]. Реконструкция всех ЭС по проекту модернизации должна завершиться до 2027 г. В табл. 3 приведены характеристики генерирующих ЭС ЭЭС РТ.

• ■    ОД-110, КЗ-110 кВ

  
  
  

ЯЭ-110Л-23{13}У4

• ■    GL312F1/4031P

• ■    LW-13A-550/3150

• ■    ММО-110-1250-20-У1

• ■    У-220

ЭГВ-220 кВ

• ■    HPL550B2

• ■    LW25-252

• ■    LW30A-550/4500Q

в LW-36-125

• < ОД-220, КЗ-220 кВ

  ИВМТ-110Б-25/1250

• ■    ВМТ-220Б-25/1250

• ■    GL-314/31B0

• ■    ВП-220-40/2500

• ■    3AP1F1

КБ-105-3150

• ■    ВП-110-40/2500

• ■    У-110

• ■    МКП-110Б-630-20У1

• ■    LTB-245E1

■ LW25-126

• ■    LIB-145 D1/B

Рис. 2. Общее количество КА в ЭЭС РТ классом напряжения 110–550 кВ, %

Таблица 2

Производство, импорт и экспорт электроэнергии в ЭЭС РТ в 2011–2017 гг., ТВт·ч

Наименование	2011 г.	2012 г.	2013 г.	2014 г.	2015 г.	2016 г.	2017 г.
ГЭС	16,2	16,9	17,07	16,31	16,9	16,8	17,42
ТЭЦ	0,04	0,1	0,04	0,16	0,04	0,04	0,5
Остальные	0,0025	0,0034	0,0039	0,0041	0,0047	0,0051	0,0056
Всего	16,54	17,06	17,17	16,5	17,2	17,2	17,92
Импорт	0,1	0,01	0,02	0,01	0,06	0,04	0,097
Экспорт	0,2	0,7	1	1,5	1,4	1,4	1,4

Таблица 3

Характеристика ЭС ЭЭС РТ

Электростанции		Кол-во агрегатов, шт.	Установленная мощность, МВт	Фактически доступная, МВт	Мощность после модернизации, МВт
№	Название
1	Нурекская ГЭС	9	3000	2690	3069
2	Байпазинская ГЭС	4	600	550	600
3	Головная ГЭС	6	240	240	259
4	Перепадная ГЭС	3	30	30	30
5	Центральная ГЭС	2	15	15	17
6	Варзобская ГЭС-1	2	10	10	20
7	Варзобская ГЭС-2	2	14	14	14
8	Варзобская ГЭС-3	2	4	4	4
9	Кайракумская ГЭС	6	126	126	152
10	Сангтудинская ГЭС-1	4	670	670	670
11	Сангтудинская ГЭС-2	2	220	220	220
12	Яванская ТЭЦ	2	120	0	0
13	Душанбинская ТЭЦ-1	4	198	128	128
14	Душанбинская ТЭЦ-2	4	400	400	400
15	Суммарная	52	5647	5097	5583

Перспективы развития

Стратегическая задача развития ЭЭС РТ заключается в достижении энергетической независимости с целью обеспечения баланса между производством и потреблением электроэнергии, а также экспорта электроэнергии в соседние страны. Основой при планировании перспективного развития ЭЭС является прогнозирование уровня потребности в электроэнергии. Прогнозируемое изменение спроса на электрическую энергию (ГВт·ч) и потребляемую электрическую нагрузку (МВт) в энергосистеме РТ по трем сценариям на период 2015–2039 гг. представлено на рис. 3 [13]. При экономическом развитии страны предполагается, что фактический спрос на электроэнергию находится в рамках предложенных высокого и низкого сценариев. В 2015 г. объем электропотребления составил 21 963 ГВт·ч. К концу прогнозируемого периода общий спрос на электроэнергию по ЭЭС

РТ оценивается на уровне 39 253 ГВт·ч, что на 17 290 ГВт·ч выше уровня 2015 г. Ежегодное увеличение роста спроса на электроэнергию в среднем составит 2,08 %. Максимальная электрическая нагрузка ЭЭС РТ в 2015 г. достигла уровня 4090 МВт, а к 2039 г. этот показатель ожидается на уровне 6654 МВт, что соответствует среднегодовому темпу прироста нагрузки за период 2015–2039 гг. на 1,6 %.

Развитие мощностей ЭС, обеспечивающих покрытие ожидаемого спроса на электрическую энергию и потребляемые мощности нагрузок, предусматривает ввод в эксплуатацию нового генерирующего оборудования и реализацию мероприятий по модернизации и реконструкции действующих источников электроэнергии. Ввод новых генерирующих мощностей с высокой вероятностью реализации на ЭС, планируется в объеме 6476 МВт, в том числе, на крупных и средних ГЭС – 5701 МВт,

а)

б)

Рис. 3. Три сценария прогноза потребления электрической энергии на период 2015–2039 гг.: а – электроэнергия; б – мощность нагрузки на малых и микроГЭС – 65 МВт, на ТЭЦ – 700 МВт. Также планируется ввод возобновляемых источников энергии (ВЭИ) мощностью 10 МВт. При реализации ввода в эксплуатацию запланированных объектов и модернизации ЭС установленная мощность ЭС увеличится на 12 059 МВт. Объемы вводов, предусмотренных проектами строительства электростанций, приведены в табл. 4.

Передача электроэнергии, произведенной новыми источниками, по электрическим сетям в рамках перспективного развития связана с решением задач, необходимых для поддержки прогнозируемой нагрузки и роста выработки до 2039 г, направленных на улучшение технической и экономической эффективности функционирования ЭЭС РТ. Развитие электрических сетей напряжением 110–500 кВ предусматривает ввод в эксплуатацию ЛЭП и трансформаторов для обеспечения нагрузки и экспорта электроэнергии с учетом проекта CASA-1000 [14]. В период 2015–2039 гг. расширение ЭЭС РТ будет поэтапным. Всего предусмотрен ввод в эксплуатацию ЛЭП протяжённостью 1586,2 км. Из них напряжением 110 кВ –

134,7 км, 220 кВ – 877,1 км, 500 кВ – 630 км (рис. 4а). Из-за увеличения нагруженности ЛЭП также необходимо повысить пропускную способность тех ЛЭП, которые могут быть перегруженными. В основном предусмотрено повышение пропускной способности ЛЭП напряжением 110– 220 кВ (см. рис. 4а). Ввод новых силовых трансформаторов предусматривает строительство новых ПС и реконструкцию существующих для обслуживания нагрузки на весь период перспективного развития (рис. 4б).

Структура ввода элементов ЭЭС РТ на период 2015–2039 гг., каждый из которых имеет свою функциональную значимость, представлена на рис. 5.

Как видно из рис. 5, большая часть вводимых объектов будет предназначена для выдачи мощности от электростанций и экспорта электроэнергии в соседние страны. С учетом намеченных вводов и модернизации электросетевого оборудования протяженность электрической сети к 2039 г. возрастет до 1641 км, трансформаторная мощность на подстанциях увеличится до 508,6 тыс. МВА, мощно-

Таблица 4

Перспективные проекты строительства ЭС в ЭЭС РТ

№ п/п	Названии ЭС	Установленная мощность МВт		Напряжение РУ, кВ
		Кол-во агрегатов	Общая мощность
1	ГЭС Рогун	6	3600	765/500/220
2	ГЭС Шураб	4	850	500/220/110
3	ГЭС Нуробод-1	3	200	220
4	ГЭС Нуробод-2	2	160	220
5	ГЭС Зеравшанский	2	170	220/110
6	ГЭС Фондаря	5	135	220
8	ГЭС Санобад	1	200	220
9	ГЭС Нурек 2	4	100	220
7	ТЭЦ Айни	2	160	220
10	ГЭС Яван	4	126	220
11	ТЭЦ Фон-Ягноб	2	700	500/220
12	Малые и микроГЭС	–	65	10/0,4
13	ВЭИ		10	10/0,4
	Всего		6476

а)

б)

Рис. 4. Расширение ЭЭС РТ на период 2015–2039 гг.: а – ввод в эксплуатацию и увеличение пропускной способности ЛЭП 110–500 кВ; б – ввод трансформаторной мощности

Рис. 5. Структура ввода основных элементов напряжением 110–500 кВ по ЭЭС РТ на период 2015–2039 гг. по функциональной значимости

сти электрических станции – на 12 059 МВт, а экспорт электроэнергии в 2039 г. возрастает до 3200 МВт.

Развитие ЭЭС РТ способствует росту экономики страны, а также росту электрических нагрузок с соответствующим увеличением генерирующих мощностей, что приводит к росту токов КЗ, особенно в тех регионах, которые имеют высокую плотность потребителей электроэнергии и ЭС. К сожалению, в перспективных планах развития, модернизации и замены электрооборудования предусмотрена только часть энергосистемы. Поэтому согласно РД 34.20.175-76 [2] при вводе и замене электрооборудования рекомендуется проверять электродинамическую стойкость и отключающую способность токами КЗ, особенно тех ВВ, которые могут быть неспособны отключать токи КЗ в настоящее время и в перспективе развития. Также требуется поиск путей решения проблемы, связанной с координации уровней токов КЗ в ЭЭС РТ.

Выводы

• 1.    Анализ технического состояния электрооборудования с точки зрения непрерывности работы и обеспечения надежности показывает, что его большая часть, около 70 %, работает дольше нормативных сроков. ЛЭП ЭЭС РТ находятся в следующем техническом состоянии: 18 115 км (28,3 %) – в хорошем, 32 887,04 км (51,9 %) – в удовлетворительном, 12 263,1 км (19,8 %) – в неудовлетворительном. По сравнению с ЛЭП электрооборудование, установленное на ЭС и ПС, находится в более опасном состоянии. Доля работающих дольше своих нормативных сроков, установленных заводами-изготовителями, силовых

• 2.    Средний прирост электрической нагрузки к 2039 г. прогнозируется почти на 21963 ГВт·ч, что на 17 290 ГВт·ч выше, чем в 2015 г. Нагрузка увеличится с 4179 МВт в 2015 г. до 7468 МВт к 2039 г. При реализации запланированных проектов по модернизации и вводам новых генераторов, общая установленная мощность ЭС возрастет с 5647 до 12 059 МВт. При развитии электрических сетей запланирован ввод ЛЭП суммарной протяженностью 1641 км и трансформаторной мощности 5855 МВА.

• 3.    Некоторые актуальные вопросы, связанные с созданием единой энергосистемы и обеспечением энергетической независимости во все времена года, уже решены после ввода в эксплуатацию новых ЭС и ЛЭП в годы независимости страны. В перспективных планах предусмотрены замена и ввод нового электрооборудования и ожидается, что Таджикистан в перспективе станет главным экспортом электроэнергии в соседние страны. Кроме того, возобновились вопросы соединения Таджикистана с ЦАЭС. Однако острым остается вопрос обеспечения соответствия электрооборудования уровням токов КЗ, поскольку увеличивается концентрация узлов генерации, переток мощности через ЛЭП по основной энергосистеме и по трансграничным ЛЭП, проходящим через территорию РТ. В настоящее время исследования по этим вопросам не проводились, поэтому рекомендуется проверить электродинамическую стойкость силовых трансформаторов и отключающую способность ВВ по токам КЗ в существующей ЭЭС РТ с учетом перспективы ее развития.

трансформаторов – 78 %, ВВ – 56 %, синхронных генераторов – 70 %.