Поиск по сайту

Энергокомпания Токио - Архивы 2001

Оглавление
Об использовании выносного заземлителя для плавки гололеда на ВЛ постоянным током
Автоматизированная система для оценки технического состояния электрооборудования
О ближнем резервировании на подстанциях с выключателем 110 кВ в цепи трансформатора
Влияние качества электрической энергии на уровень ее потерь
Применение устройств электрозащитного и противопожарного отключения АСТРО-УЗО
Состояние АЧР энергосистем и пути ее совершенствования
Приложение
Противоаварийная автоматика для энергосистем с большой удельной единичной мощностью
Система анализа показателей работы оборудования электростанций
Система для решения технологических задач ИАСУ ПЭС
Отечественные оперативно-информационные комплексы АСДУ
Компьютерные технологии и оперативный журнал диспетчера
Система для решения технологических задач службы линий
Информационное обеспечение автоматизированных систем управления распредсетями
Тренажеры оперативных переключений
О ресурсе энергетических объектов
Устройство дальнего резервирования отключения коротких замыканий
Области рационального применения ЛЭП высших классов напряжения в ЕЭС России
О ремонте высоковольтных герметичных вводов трансформаторов
Переходные соединительные муфты на 110 кВ
Результаты эксплуатации управляемого подмагничиванием трехфазного шунтирующего реактора
Системы возбуждения генераторов
Тепловизионный контроль генераторов и импульсное дефектографирование трансформаторов
Атлас ветров России
Итоги развития электроэнергетики Польши в 90-е годы
Энергокомпания Токио
Энергетика Южной Кореи

ЭНЕРГОХОЗЯЙСТВО ЗА РУБЕЖОМ

Энергокомпания Токио

Файбисович Д. Л., инж. Энергосетьпроект

Электроэнергетика Японии структурно состоит из 10 крупных региональных энергокомпаний, обеспечивающих выработку, передачу и распределение электроэнергии подавляющему числу потребителей на определенной территории страны.
Общая характеристика деятельности энергокомпаний страны в 1998 г. приведена в табл. 1 (отчетный год закончился 31 /III 1999 г.).
Приведенные материалы показывают, что на долю энергокомпании Токио приходится треть всех абонентов страны, потребляющих треть всей реализуемой в стране электроэнергии.
Некоторые показатели работы Токийской энергокомпании (TEPCO) в 1998 г. приведены далее.
Общая величина вырабатываемой и покупной электроэнергии, млрд. кВт-ч   292,390

Максимальная нагрузка, млн. кВт:
лето (3 июля 1998 г.)                           59,2
зима (3 декабря 1998 г.)                      49,2
Реализуемая электроэнергия,                 267,047
млрд. кВт-ч                                                 
Количество потребителей, тыс.              2602,9
Количество акционеров, тыс.                 42,170
Стоимость основных фондов, млрд. иен 676,433
Доходы за отчетный год, млрд. иен       14,136
Состав и мощность электростанций TEPCO следующие.


Электростанции

Число

Мощность, МВт

ГЭС

157

7695

ТЭС

26

31 871

АЭС

3

17 308

Всего

186

56 874

По объему реализации электроэнергии и установленной мощности электростанций энергокомпания Токио соизмерима с масштабами развития электроэнергетики в отдельных странах и ряде крупнейших энергокомпаний мира (табл. 2).
Средняя плотность электрической нагрузки по территории TEPCO составляет 1,42 МВт/км2 и крайне неравномерна. Так, средняя плотность нагрузки на территории г. Токио равна 22,51 МВт/км2, в предместье Токио - в зоне 50 км от центра города (префектуры Западный Токио, Сайтама, Тиба, Канагава) - 2,21 МВт/км2 и в остальной пригородной зоне (до 150 км), к которой относится превалирующая часть территории префектур Тотиги, Гумма, Ибараки, Яманаси, Восточная Сидузока, средняя плотность нагрузки составила 0,53 МВт/км2.
Среднегодовые темпы роста максимальной электрической нагрузки TEPCO в 1970 - 1980 гг. составили 6,9%, в 1980 - 1990 гг. - 4,5%, в 1990 - 1998 гг. - 2,8%.
Может быть отмечено, что при общем росте валовых показателей и увеличении объемов прироста отпуска электроэнергии абонентам удержать постоянными темпы роста, как правило, не удается. Быстро растет в TEPCO уровень электрификации валового продукта. Так, за 1951 - 1998 гг. производство валового продукта в зоне обслуживания TEPCO возросло в 14,2 раза, а объем реализуемой электроэнергии и максимальная электрическая нагрузка соответственно в 36,8 и 35,6 раза.
Структура потребления электроэнергии в TEPCO в последние годы достаточно стабильная, что следует из данных о составе потребителей в отчетном году (проценты).
Жилой сектор                                              30
Коммерческий сектор                                  26
Промышленные потребители 44
В том числе:
небольшие                                                   31
крупные                                                       12
прочие                                                          1
По состоянию на 31 /III 1999 г. общее количество промышленных потребителей и абонентов жилого сектора составило 2,6 млн., а отпуск им электроэнергии - 267 млрд. кВт*ч, в том числе в жилом секторе соответственно 2321 тыс. и 81 млрд. кВт*ч, и 282 тыс. промышленных потребителей, реализовавших 186 млрд. кВт*ч электроэнергии. Для потребителей жилого сектора столичной энергокомпании характерна весьма высокая насыщенность электробытовыми приборами внутриквартирного пользования. Так, оснащение отдельной семьи стиральными машинами составляет 98% (в 1990 г. - 98%), цветными телевизорами - 196% (180,9%), кондиционерами обычного исполнения - 135% (98%), кондиционерами совместно с тепловыми насосами - 110% (51,7%) и т.д.
Среднемесячное потребление электроэнергии отдельной семьей постоянно возрастает и в отчетном году составило 287,5 кВт*ч, что на 32,9 кВт*ч больше, чем в 1990 г.
График нагрузки ТЕРСО
Рис. 1. График нагрузки TEPCO и его покрытие:
1 - возобновляемые энергоисточники; 2 - АЭС; 3 - ТЭС на угле; 4 - ТЭС на сжиженном природном газе и других топливных газах; 5 - ТЭС на мазуте; 6 - энергия, затрачиваемая на зарядку ГАЭС; 7 - традиционные ГЭС; 8 - ГАЭС; 9 - суточный график нагрузки; А - пиковая часть; В - средняя часть; С - базисная часть графика нагрузки

В составе крупных промышленных потребителей в отчетном году наибольший удельный вес имели предприятия машиностроительного комплекса (24%), потребители химической промышленности (11%), черной (9%) и цветной (6%) металлургии, бумагоделательной (4%) отрасли.

Таблица 1


№ п/п

Энергокомпания страны (с севера на юг)

Площадь
обслуживания,
км2

Объем продажи электроэнергии, ТВт-ч

Максимальная нагрузка энергосистемы, МВт

Число
потребителей,
тыс.

1

Хоккайдо

78 414

27,063

4855

3678

2

Тохоку

79 550

69,057

12 600

7400

3

Токио

39 494

267,047

56 600

26 029

4

Тюбу

39 131

118,168

25 192

9809

5

Хокурику

12 307

23,970

4668

1919

6

Кансай

28 681

138,818

30 883

12 494

7

Тюгоку

32 272

51,612

10 817

5016

8

Сикоку

18 448

24,595

5515

2769

9

Кюсю

42 144

72,025

15 697

7911

10

Итого по 9 компаниям

370 441

792,355

-

77 025

11

Окинава

2267

6,616

1337

718

12

Итого по 10 компаниям

372 708

798,971

-

77 743

13

Отношение п.3/п.12, %

11

33

 

33

Максимальная нагрузка энергосистемы в отчетном году составила 59,2 тыс. МВт, что на 124 МВт больше, чем в предшествующем году.
Максимальная нагрузка в зимний период, начиная с начала 70-х годов, ниже, чем в летний, и в отчетном году составила 49,2 млн. кВт, что несколько ниже, чем в прошлом году. На величину максимума электрической нагрузки существенное влияние оказывает температура наружного воздуха. Так, при том же уровне деловой активности максимальная нагрузка 3 июля 1998 г. составила 59,2 млн. кВт при температуре наружного воздуха 34,4°С, а 3 августа 1988 г. 56,5 млн. кВт при 32,9°С.

Отмеченное влияние на максимум нагрузки температуры наружного воздуха определяется более интенсивной работой всех видов охлаждающих устройств. Указанная зависимость хорошо изучена и широко используется диспетчерской и другими службами энергокомпании. Наименьшее значение месячного максимума нагрузки в отчетном году имело место в ноябре и составило около 73% годового максимума. В суточном разрезе в отчетном году максимум имел место в 15 ч, а минимум нагрузки - в 3 ч ночи. Отношение минимальной нагрузки к максимальной составило 0,49. Естественный ход суточного графика нагрузки определяет указанное ранее соотношение на уровне 0,46 - 0,47, однако период с 1 - 5 ч утра характерен для режима максимальной зарядки ГАЭС.
Коэффициент заполнения графика нагрузки в отчетном году составил 56,9%.
Суточный график нагрузки и покрытие графика электростанциями различных типов показаны на рис. 1.
Таблица 2


Энергокомпания

Страна

Объем продажи электроэнергии, ТВт-ч

Установленная
мощность
электростанции,
МВт

Государственная энергокомпания

Китай

520,600

138 340

EDF

Франция

383,800

102 000

TEPCO

Япония

267,047

56 874

ENEL

Италия

219,263

56 236

КЕРСО

Южная Корея

193,470

40 891

Hydro - Quebec

Канада

161,373

31 472

Энергокомпания штата: Нью-Йорк

США

97,639

19 137

Техас

США

131,40

21 080

Таблица 3


Показатель

1998 г. (отчет)

1999 г.

2000 г.

2003 г.

2008 г.

Среднее значение ежегодного роста, %

Отпуск электроэнергии потребителям, ТВт-ч

267,047

271,7

276,8

297,0

329,7

2,1

В том числе:

 

 

 

 

 

 

жилой сектор

80,984

82,8

84,8

89,4

97,7

1,9

промышленные потребители

186,063

188,9

192,4

207,6

232,0

2,2

Максимальная нагрузка энергосистемы, ГВт (среднее значение в течение 3 дней)

56,6

58,45

59,69

63,63

69,72

2,1

Резерв мощности, %

10,9

10,7

11,3

9,2

9,0

 

Таблица 4

 

Мощность, МВт

Тип электростанций

1998 г.

2003 г.

2008 г.

 

TEPCO

с учетом закупленной мощности

TEPCO

с учетом закупленной мощности

TEPCO

с учетом закупленной мощности

Гидравлические:

 

 

 

 

 

 

традиционного типа

2157

3838

2167

4067

2186

4090

ГАЭС

5538

9263

7138

10 863

8038

11 763

Итого

7695

13 101

9304

14 930

10 224

15 853

Тепловые на:

 

 

 

 

 

 

мазуте

8755

9471

8760

10 130

8760

9939

угле

-

2123

1600

3825

2200

6425

сжиженном и природном газе

23 112

23 540

28 889

29 595

29 902

30 574

других типах газа

-

1525

-

1788

-

1788

Итого

31 871

36 620

39 253

45 341

40 866

48 729

Атомные

17 308

18 188

17 308

18 188

20 068

21 277

Всего

56 874

67 951

65 865

78 459

71 158

86 859

Одним из интегральных показателей эффективности работы тепловых электростанций является коэффициент термической эффективности. Значение этого коэффициента в отчетном году для совокупности электростанций TEPCO составило 40%, что несколько выше, чем в предшествующем году (39,7%). Для ТЭС всей страны этот показатель в последние годы был на уровне 37,2%. Для сопоставления может быть отмечено, что в электроэнергетике Великобритании этот коэффициент равен 36,3%, Германии - 34,7%, США - 33,5%, Канады - 30,8%.
Потери электроэнергии в электрических сетях TEPCO составили в 1998 г. 5,2% отпуска электроэнергии в сеть, что несколько ниже, чем в целом по стране. Низкая величина потерь электроэнергии в сетях определяется, прежде всего, компактностью энергосистемы, при которой дальность передачи электроэнергии по сетям всех напряжений была незначительна, а также большим числом электростанций на территории TEPCO. Уровень потерь электроэнергии в последние годы в сетях энергосистем Германии составил 5,0%, Италии - 6,7, Франции - 7,3, Великобритании - 7,6%.
Техническими службами TEPCO была выполнена оценка роста спроса на электроэнергию и максимума нагрузки на перспективу до 2008 г. (табл. 3).
Общая установленная мощность электростанций TEPCO по состоянию на 31 марта 1999 г. составила 56 874 МВт, в том числе ГЭС и ГАЭС - 7695 МВт (13,2%), ТЭС - 31 871 МВт (56,3%) и АЭС - 17 308 МВт (30,5%). С учетом привлекаемой мощности других энергосистем в покрытии максимума TEPCO участвовала общая мощность 67 951 МВт.
Структура электростанций TEPCO по видам используемого топлива и привлекаемая (закупленная) мощность соседних энергокомпаний в отчетном году и на перспективу приведены в табл. 4.
В электрической сети переменного тока (50 Гц) используется шкала напряжений 500 - 275 - 154 - 66 кВ. Протяженность воздушных и кабельных линий TEPCO, а также установленные мощности подстанций различных напряжений приведены в табл. 5.
Общая протяженность кабельных линий распределительной сети TEPCO составила около 308 тыс. км (8,5%), в границах Токио 42% и в центральных районах столицы 84,7% общей протяженности. Для ВЛ распределительной сети преимущественно используются железобетонные опоры (97,5%).

Таблица 5


Напряжение сети, кВ

Протяженность линий электропередачи, км

Подстанции

воздушных

кабельных

число,
шт.

установленная
мощность,
МВ-А

в одноцепном исчислении

по трассе

в одноцепном исчислении

по трассе

500

4054

2216

-

-

19

75 790

275

2484

1275

952

350

44

54 880

154

6287

3102

783

302

164

45 140

66

15 044

7825

5657

2999

 

 

 

 

 

 

 

1271

61 788

Ниже 66

373

306

1854

1378

 

 

Отчетные данные по развитию электрических сетей TEPCO позволяют отметить ряд характерных особенностей:

  1. Преимущественное использование двухцепных, а в ряде случаев и многоцепных линий. Это характерно не только для распределительных, но и для магистральных ВЛ самого высокого напряжения. Так, практически все ВЛ 500 кВ выполнены в двухцепном исполнении. Нередки случаи, когда на одной опоре подвешены четыре-пять цепей ВЛ разного напряжения. При сооружении кабельных линий нередко в одной траншее прокладывают две-три кабельные линии. Указанное определяется стремлением использовать выделенную трассу для воздушных и кабельных линий максимальным образом.
  2. Широкое использование кабельных линий. Так, если для энергокомпаний всей страны протяженность кабельных линий в отчетном году составила 10,9% общей, то для TEPCO - 24,7%, а для Токио - 89,3%.
  3. Высокий уровень токов КЗ. Отмеченное является следствием того, что на территории, обслуживаемой TEPCO, сосредоточена большая установленная мощность электростанций. Другим фактором, определяющим высокий уровень токов КЗ, является значительная плотность электрической сети, при которой линии электропередачи не создают сколько-нибудь значительных сопротивлений, ограничивающих уровень токов КЗ. Указанная особенность определила широкое применение “тяжелых” выключателей, рассчитанных на 63 кА.
  4. Помимо обычных требований к электротехническому оборудованию (надежность, удобство эксплуатации, достаточный ресурс и др.) в качестве очень важного фигурирует требование минимизации размеров. Это относится не только к коммутационной аппаратуре, но и к силовым трансформаторам напряжением до 500 кВ включительно. Указанное требование продиктовано условиями сооружения закрытых и подземных подстанций. Это требование определяется условиями сооружения подстанций в Токийском мегаполисе. Такой крупнейшей подстанцией подземного исполнения будет подстанция 500 кВ Шин-Тоесу, строительство которой заканчивается в настоящее время.
  5. Большое значение в электрических сетях TEPCO придается мониторингу за состоянием оборудования, что позволяет на ранних этапах выявлять возникновение дефектов оборудования, а также контролировать динамику их развития. Постоянный контроль за состоянием оборудования с помощью компьютерного слежения обеспечивает высокий уровень надежной работы электрической сети высокого напряжения.

Карта-схема внешнего электроснабжения Токио
Рис. 2. Карта-схема внешнего электроснабжения г. Токио:
квадратики - станции; кружочки - подстанции, одинарные - 275 кВ, двойные - 500 кВ; залитые обозначения - действующие объекты; светлые - начинаемые строительством; заштрихованные - сооружаемые; жирные линии - ВЛ 500 кВ; тонкие - ВЛ 275 кВ; 1,2 - переключательные пункты, начинаемые строительством, и действующие; 3, 4 - преобразователи частоты, начинаемые строительством, и действующие

Электроснабжение такого крупного мегаполиса, как Токио, является сложной технической задачей. Опорная сеть города формируется и развивается с использованием самых высших напряжений электрической сети: 275 - 500 - 1000 кВ. Надстройкой к сети 275 кВ явились первые объекты 500 кВ, ввод в работу которых был осуществлен в 60-е годы. В отчетном году потребители Токио получали электроэнергию от 10 ПС 500 кВ, в стадии строительства находятся еще две ПС этого напряжения.
В конце 80-х годов было начато строительство ВЛ кольцевой сети напряжением 1000 кВ. В отчетном году в работе находился двухцепной транзит 1000 кВ АЭС Касивадзаки Карива - ПС Ниши Гунма - ПС Хигаси Яманахи (западное полукольцо) и ПС Ниши Гунма - ПС Шин Имахи - ПС Минами Иваки (северная часть кольцевой сети). Общая протяженность действующих ВЛ 1000 кВ (временно на 500 кВ) составила около 500 км. На ВЛ 1000 кВ использована конструкция фазы, состоящая из 8 сталеалюминиевых проводов сечением 810 мм2. С целью снижения шума (корона) на отдельных участках использовано сечение 960 мм2 х 8. Для части ВЛ, временно работающих на 500 кВ, подвешена половина токоведущей части (810 мм2 х 4).
Для отдельных ВЛ 1000 кВ средние высоты двухцепных опор составили 97 - 120 м, а средние пролеты 550 - 650 м. Карта-схема внешнего электроснабжения мегаполиса Токио приведена на рис. 2.

Список литературы

  1. Годовой отчет энергокомпании Токио за 1998/1999 год.
  2. Годовой отчет развития электроэнергетики Японии в 1998/1999 году.


 
« Аппараты распределительных устройств низкого напряжения   Безрельсовая перевозка трансформаторов »
Карта сайта + все метки | Контакты
© Электроэнергетика При перепечатке и цитировании активная гиперссылка на сайт обязательна.