Просмтор этого файла доступен только зарегистрированным пользователям. Но у нас супер быстрая регистрация: достаточно только электронной почты!

Текст из файла (страница 4)

Мероприятия по перспективному развитию энергосистем, разрабатываемые в рамках деловых процессов, реализация которых позволяет обеспечить допустимые параметры электроэнергетического режима энергосистем, должны разрабатываться только при невозможности обеспечения требований к параметрам электроэнергетического режима посредством реализации схемно-режимных мероприятий.

Мероприятия по перспективному развитию энергосистем, включающие мероприятия по:

-сооружению (реконструкции) ЛЭП и электросетевого оборудования;

-сооружению (реконструкции) объектов по производству электрической энергии;

-развитию противоаварийного управления,

-должны быть приведены в перечнях мероприятий по ликвидации «узких» мест в энергосистеме.

Выбор приоритетного варианта мероприятий по перспективному развитию энергосистем должен осуществляться исходя из необходимости минимизации объема и капиталоемкости технических решений.

При отключении сетевых элементов задачу обеспечения статической устойчивости и устранения недопустимых токовых перегрузок сетевых элементов целесообразно решать в едином комплексе. Таким образом, УВ, выбранные по условию обеспечения устойчивос­ти с нормативным запасом в послеаварийных режимах, должны включать УВ для разгрузки связей (оборудования).

В данном разделе выполнятся расчеты режимов работы электрической сети в различных схемно – режимных ситуациях c учетом выполненных мероприятий по увеличению пропускной способности сети для выдачи установленной мощности электростанций Комсомольского и Совгаванского энергорайонов в зимний минимум нагрузок. Для использования максимальной мощности электростанций Комсомольского энергорайона необходимо увеличить максимально допустимые перетоки в сечениях после выполнения ряда мероприятий в каждом из сечений: замена первичного оборудования подстанций, мероприятия по увеличению динамической устойчивости в сечении, например, заменой УРЗА.

4.1 Разработка мероприятий в сечении «Выдача мощности Комсомольской ТЭЦ-3»

Сечение «Выдача мощности Комсомольской ТЭЦ-3» недостаточно надежна, так как имеет «запертую мощность». Пропускная способность четырех ВЛ 110 кВ, по которым выдается мощность электростанции ограничена номинальной мощностью оборудования на ПС 110 кВ К (трансформатор тока Iном=630 А), на ПС 220 кВ Старт (выключатель Iном=630 А, трансформатор тока Iном=630 А). В настоящее время для расчетной температуры -5°С в нормальной схеме максимально допустимый переток активной мощности по двум ВЛ 110 кВ К-Комсомольская ТЭЦ-3 №1, №2 с отпайкой на ПС ГПП-5 составляет 145 МВт (при отключенной нагрузке ПС ГПП-5) по критерию обеспечения аварийно допустимых токовых нагрузок указанных ВЛ 110 кВ в послеаварийном режиме после отключения одной из них. При этом нагрузка Комсомольской ТЭЦ-3 в режиме зимнего минимума может составлять не более 330 МВт при установленной мощности 360 МВт (420 МВт с учетом допустимой перегрузки оборудования) в соответствии с приложением И. В ремонтных схемах нагрузку станции необходимо существенно снижать из-за увеличения невыпускаемого резерва.

Для повышения МДП в контролируемом сечении «Выдача мощности Комсомольской ТЭЦ-3» и использования всей установленной мощности Комсомольской ТЭЦ-3 предлагается выполнить следующие мероприятия:

- замена разъединителей и трансформаторов тока на ПС 110 кВ К;

- замена выключателей, трансформаторов тока, ошиновок линейных и обходных разъединителей ВЛ 110 кВ на ПС 220 кВ Старт. Замену ошиновок необходимо выполнять для расчета МДП для температуры окружающего воздуха 0°С и выше.

Выполнение данных мероприятий по замене оборудования приведет к увеличению допустимых перетоков по ВЛ 110 кВ. Расчет максимально допустимых перетоков с учетом выполненных мероприятий произведем в разделе 4. Оборудование подлежащее замене на объектах электроэнергетике приведено в приложении Ж.

Проведенные исследования динамической устойчивости генерирующего оборудования Комсомольской ТЭЦ-3 показали следующее:

- При нормативных возмущениях 1 и 2 группы динамическая устойчивость генерирующего оборудования Комсомольской ТЭЦ-3 обеспечивается при работе электростанции с мощностью, соответствующей установленной.

- Нарушение динамической устойчивости генерирующего оборудования наблюдается в нормальной схеме при нормативных возмущениях 3 группы – отключение сетевого элемента действием УРОВ при КЗ(3) у шин КТЭЦ-3 или ПС 110 кВ К.

- При нормативных возмущениях 3 группы – отключение сетевого элемента действием УРОВ при КЗ(3) у шин КТЭЦ-3 или ПС 110 кВ К – для сохранения динамической устойчивости генерирующего оборудования КТЭЦ-3 в зимний период требуется снижение мощности станции на меньшую величину, чем в период летних максимальных нагрузок.

Для обеспечения динамической устойчивости генерирующего оборудования Комсомольской ТЭЦ-3 необходимо выполнение одного из следующих мероприятий:

1. Замена устройств РЗА на Комсомольской ТЭЦ-3 и ПС 110 кВ К на более быстродействующие;

2. Ограничение мощности станции при работе двумя блоками на 80 МВт в зимний период. При работе станции одним блоком в зимний период требуется ограничение установленной мощности на 30 МВт;

3. Установка автоматики АРЗКЗ действующей при затяжных КЗ на отключение ШСВ-110 с временем 0,23 сек. и после выявления СШ поврежденного элемента на отключение последней с временем не превышающим 0,42 сек.

4.2 Разработка мероприятий в сечении «Комсомольск»

Сечение «Комсомольск» имеет «запертую мощность» при полном составе электростанций Комсомольского энергорайона при включенной всей установленной мощности. При загрузке Комсомольских станций до установленной мощности (868МВт) происходит перегрузка оборудования (в соответствии с приложением К) 3АТ, 4АТ ПС 500 кВ Комсомольская и 1АТ, 2АТ ПС 220 кВ Старт. Значения параметров оборудования приведены в таблице 4.1.

Узким местом в сечении является 3АТ установленный на ПС 500 кВ Комсомольская мощностью 63МВА. Так же максимально допустимые перетоки мощности в сечении ограничены номинальной мощностью оборудования на ПС 110 кВ Т, на ПС 220 кВ Старт (выключатели автотрансформаторов Iном=630 А), на Комсомольской ТЭЦ-2 (ВЧ 110 С-86 Iном=600 А и трансформаторы тока ТТ ОМВ-110 Iном=630 А). На ПС 110 кВ Т необходимо произвести реконструкцию по замене оборудования ячеек обходного выключателя 110 кВ и линейной ячейки ВЛ 110 кВ С-86.

В настоящее время схеме для расчетной температуры -5°С в нормальной схеме максимально допустимый переток активной мощности с учетом нерегулярных колебаний (ΔР_но=20 МВт) составляет 455 МВт по критерию обеспечения длительно допустимой токовой нагрузки 3АТ и 4АТ ПС 500 кВ Комсомольская в нормальной схеме. При этом нагрузка электростанций КЭР в режиме зимнего минимума может составлять не более 770 МВт при установленной мощности 868 МВт (в соответствии с приложением Л). В ремонтных схемах нагрузку станции необходимо существенно снижать из-за увеличения невыпускаемого резерва.

Таблица 4.1 – Длительно допустимая токовая нагрузка электросетевого оборудования.

Критерий динамической устойчивости в сечении «Комсомольск» не является определяющим. Расчет динамической устойчивости производился в сечениях «Выдача мощности Комсомольской ТЭЦ-3» и «Выдача мощности Амурской ТЭЦ-1».

Для повышения МДП в контролируемом сечении «Комсомольск» и использования всей установленной мощности электростанций КЭР предлагается выполнить следующие мероприятия:

- замена 3АТ ПС 500 кВ Комсомольская;

- замена разъединителей, трансформаторов тока, ВЧЗ и выключателей на ПС 110 кВ Т;

- замена выключателей на ПС 220 кВ Старт;

- замена трансформаторов тока и ВЧЗ на Комсомольской ТЭЦ-2;

Оборудование, подлежащее замене на объектах электроэнергетике, приведено в приложении Ж.

4.3 Разработка мероприятий в сечении «Выдача мощности Амурской ТЭЦ-1»

Амурская ТЭЦ-1 осуществляет выдачу мощности в ОЭС Востока по двум связям – ВЛ 110 кВ Амурская ТЭЦ-1 – Хурба, ВЛ 110 кВ Амурская ТЭЦ-1 - Комсомольская. В сечении «Выдача мощности Амурской ТЭЦ-1» нет возможности использовать установленную мощность станции. Трансформаторы 1Т и 2Т имеют недостаточную мощность (60 МВА), и при загрузке Амурской ТЭЦ-1 в режиме зимнего минимума более 245 МВт (при установленной мощности 285 МВт) трансформаторы загружаются до максимума, в соответствии с приложением М. Для исключения перегруза ВЛ 110 кВ на станции установлена АОПО ВЛ 110 кВ Амурская ТЭЦ-1 – Хурба, ВЛ 110 кВ Амурская ТЭЦ-1 – Комсомольская, действующая на отключение турбогенераторов. При загрузке станции более 145 МВт не соблюдается динамическая устойчивость. С учетом потребления в зоне Амурской ТЭЦ-1 пропуск по ВЛ 110 кВ 222 МВт (510 А по каждой ВЛ) при установленной мощности 285МВт.

На Амурской ТЭЦ-1 при выдаче установленной мощности (285 МВт) происходит перегрузка трансформаторов (1Т, 2Т). Значения параметров оборудования приведены в таблице 4.2.

В расчетах рассматривался максимальный состав генерирующего оборудования – в работе все турбогенераторы с нагрузкой, равной установленной мощности. Для исключения перегруза трансформаторов 1Т, 2Т, необходимо установить трансформаторы мощностью 125 МВА каждый.

Таблица 4.2 - Длительно допустимая токовая нагрузка электросетевого оборудования Амурской ТЭЦ-1.

Проведенные исследования динамической устойчивости генерирующего оборудования Амурской ТЭЦ-1 с установленной мощностью (285 МВт) показали следующее:

- при нормативных возмущениях I группы ДУ Амурской ТЭЦ-1 сохраняется;

- при нормативных возмущениях II группы (отключения ВЛ 110 кВ Амурская ТЭЦ-1-Комсомольская, ВЛ 110 кВ Амурская ТЭЦ-1-Хурба резервными защитами при однофазном КЗ у шин АТЭЦ-1 с успешным и не успешным АПВ в нормальной схеме) в зимний период ДУ Амурской ТЭЦ-1 сохраняется;

- при нормативных возмущениях II группы (отключения ВЛ 110 кВ Амурская ТЭЦ-1-Хурба резервными защитами при однофазном КЗ у шин Амурской ТЭЦ-1 с успешным и не успешным АПВ в нормальной схеме) в летний период ДУ Амурской ТЭЦ-1 сохраняется;

- нарушение динамической устойчивости генерирующего оборудования наблюдается в нормальной схеме при нормативных возмущениях II группы (отключения сетевого элемента 110 кВ резервными защитами при однофазном КЗ у шин ПС 500 кВ Комсомольская с успешным и не успешным АПВ);

- нарушение динамической устойчивости генерирующего оборудования наблюдается в нормальной схеме при нормативных возмущениях II и III группы – отключение сетевого элемента действием УРОВ при однофазном и трехфазном КЗ.

- нарушение динамической устойчивости генерирующего оборудования наблюдается в ремонтной схеме при нормативных возмущениях II группы (отключение сетевого элемента 110 кВ основными защитами при трехфазном КЗ с неуспешным АПВ; отключение сетевого элемента 110 кВ действием УРОВ при однофазном КЗ с отказом одного выключателя).

- при нормативных возмущения II и III группы (отключение сетевого элемента действием УРОВ при однофазном и трехфазном КЗ) оборудование схемы выдачи мощности АТЭЦ-1 (ВЛ 110 кВ и 1Т, 2Т) перегружается в 2 раза.

Согласно выполненным исследованиям реализация технических мероприятий или применение ПА для сохранения ДУ Амурской ТЭЦ-1 при выдаче установленной мощности не эффективны.

Характеристики

Список файлов ВКР