Антиплагиат (1226669), страница 6
Текст из файла (страница 6)
Данный э нергорайон характеризуется наличиемкрупных потребителей с двигательной (синхронной) нагрузкой и рисками выделения на изолированную работу от ОЭС Востока(аварийное отключение трансформаторов связи ТС-4 и ТС-5).В таблиц е 3.1 приведен перечень таких потребителей с привязкой к ц ентру питания.Порядковый номерНаименование потребителяЦентр питания1ВодоканалПС БН2ДГКПС ВТОРМЕТ3http://dvgups.antiplagiat.ru/ReportPage.aspx?docId=427.24074045&repNumb=112/2120.06.2016АнтиплагиатФГУП "ГУСС "ДАЛЬСПЕЦСТРОЙ" ПРИ СПЕЦСТРОЕ РОССИИ"ПС ИНДУСТРИАЛЬНАЯ4КГАОУДО "ХАБАРОВСКИЙ КРАЕВОЙ ЦЕНТР РАЗВИТИЯ ХОККЕЯ С МЯЧОМ"ПС ПРОТОКА5АО "ДГК"ПС СДВ6МУП ГОРОДА ХАБАРОВСКА "ГОРСВЕТ"ПС СМ7АО "ДГК"ПС ТРАМПАРК3.2 Характеристика питающ его ц ентраВ рассматриваемом э нергорайоне единственным ц ентром питания является Хабаровская ТЭЦ-1.Хабаровская ТЭЦ-1 является структурным подразделением филиала «Хабаровская генерац ия», входит в состав АО «Дальневосточнаягенерирующ ая компания», и обеспечивает э лектроэ нергией и теплом потребителей города Хабаровска.
Электрическая схемаХабаровской ТЭЦ-1 состоит из закрытых распределительных устройств ЗРУ-110 кВ и ЗРУ-35 кВ, генераторного распределительногоустройства ГРУ-6 кВ и комплектного распределительного устройства КРУ-6 кВ (чертеж 3).Таблиц а 3.2 Технические характеристики турбоагрегатовст. №Тип и марка оборудованияЗавод-изготовительМощ ность, МВтГод ввода в э ксплуатац июНаработка, ч. на 01.01.20131ПР-25/30-90/10/0,9ОАО «Турбомоторный завод», г. Екатеринбург251974195 5102ПТ-25/30-90301990115 5013ПР-25/30-90/10/0,9251976176 0886ПТ-50-90/13АО «Ленинградский металлический завод», г.
С.-Петербург501964321 5967Т-100-130ОАО «Турбомоторный завод», г. Екатеринбург1001967327 7568Т-100-1301001969303 1889Т-100/120-130-21051972284 416Турбогенераторы № 1, 2 работают на шины ГРУ-6 кВ, которые секц ионированы через реактор типа РБ-6-2000-10 и связаны со ЗРУ-35кВ двумя двухобмоточными трансформаторами ТД-31500/35.Турбогенератор № 3 работает в блоке с трансформатором типа ТДТН-40500/35 на шины ЗРУ-35 кВ.Турбогенератор № 6 работает в блоке с трансформатором ТДГ-75000/110 на шины 110 кВ.Турбогенераторы № 7, 8, 9 такж е работают в блоке со своими двухобмоточными трансформаторами ТД4-125000/110 на шины 110 кВ.Связь меж ду шинами 110 кВ и 35 кВ осущ ествляетсяерез два трехобмоточных трансформатора ТС № № 4, 5 типаТДТН-63000/110/35/6.Установленная и располагаемая э лектрическая мощ ность э лектростанц ииэ лектрической мощ ности э лектростанц ии в период с 2008 по 2015 гг. не было.3.3 Описание балансовой ситуац иисоставляет435МВт.ИзмененийустановленнойДля расчета уставки необходимо определение максимально возмож ных аварийных дефиц итов, возникающ их при аварийномвыделении э нергорайона на изолированную работу.
Расчет максимально возмож ных дефиц итов проведен на основании данныхпотокараспределения контрольных замеров 2015 года летнего и зимнего периода.Характерными часами контрольных замеров 2015 года являются:- для лета 4, 10 и 22 часы;http://dvgups.antiplagiat.ru/ReportPage.aspx?docId=427.24074045&repNumb=113/2120.06.2016Антиплагиат- для зимы 4, 10 и 19 часы.Информац ия контрольных замеров сведена в таблиц ы 3.3 – 3.8.Таблиц а 3.3 Балансовая ситуац ия для лета:Наименование турбогенератора/час замера:ТГ-1ТГ-2ТГ-34 часа0 МВт0 МВт15 МВт10 часов0 МВт0 МВт20 МВт22 часа0 МВт0 МВт20 МВтТаблиц а 3.4Наименование трансформатора/час замера:ТС-4ТС-54 часа20 МВт20 МВт10 часов33 МВт33 МВт22 часа29 МВт28 МВтТаблиц а 3.5Час замера/ ЛЭП-35 кВ:4 часа10 часов22 часаТ14.3МВт6.1 МВт5.7 МВтТ23 МВт4.3 МВт3.6 МВтТ311.7 МВт17.8 МВт16.9 МВтТ46.7 МВт14 МВт11.8 МВтТ52 МВт3.6 МВт2.3 МВтТ62.3 МВт3.8 МВт3.9 МВтТ820 МВт0 МВт3.5 МВтТ833.2 МВт4.7 МВт3 МВтСуммарное потребление33.2 МВт54.3 МВт50.7 МВт[7]http://dvgups.antiplagiat.ru/ReportPage.aspx?docId=427.24074045&repNumb=114/2120.06.2016АнтиплагиатТаблиц а 3.6 Балансовая ситуац ия для зимы:Наименование турбогенератора/час замера:ТГ-1ТГ-2ТГ-34 часа11.5 МВт14.5 МВт0 МВт10 часов10.5 МВт15.4 МВт0 МВт19 часов9.5 МВт15 МВт0 МВтТаблиц а 3.7Наименование трансформатора/час замера:ТС-4ТС-54 часа14 МВт17 МВт10 часов28 МВт29 МВт19 часов28 МВт30 МВтТаблиц а 3.8Час замера/ ЛЭП-35 кВ:4 часа10 часов19 часовТ15.4МВт7 МВт7.1 МВтТ23.1 МВт4.9 МВт4 МВтТ39.7 МВт17.5 МВт18.1 МВтТ411.7 МВт18.6 МВт18.9 МВтТ52.4 МВт4.7 МВт4.2 МВтТ64.3 МВт6.7 МВт6.9 МВтТ821.9 МВт3.2 МВт4.2 МВтТ832.1 МВт3.4 МВт4.4 МВтСуммарное потребление40.6 МВт66 МВт67.8 МВт[7]Для определения максимально аварийных дефиц итов активной мощ ности, следует руководствоваться пунктом 8.2 (б) Стандартаорганизац ии ОАО СО ЕЭС, а именно:http://dvgups.antiplagiat.ru/ReportPage.aspx?docId=427.24074045&repNumb=115/2120.06.2016Антиплагиатдля части энергосистемы питающих связей и/или[10]извозможности аварийного отделения с дефицитом мощности вследствие отключения[1]генерирующеймощности (генератора, энергоблока,укрупненного энергоблока), в том численаиболее мощной электростанции.С[10]учетом вышесказанного в летних реж имах в качестве расчетной ситуац ии рассмотрим э негорайон, получающ ий питание с шин 35 кВс турбогенераторами 1, 2, 3 ХТЭЦ-1 на выделение изолированной работы, путем аварийного отключение трансформатора связи ТС-5,при э том ТС-4 в ремонте.Определим по формуле величину аварийного дефиц ита активной мощ ности с учетом потребления собственных нуж д ТГ-1 ТГ-2; ТГ-3.Рдеф=Рпотр-Рген;Рпотребления - потребление в изолированном э нергорайоне;Ргенерац ии – генерац ия в изолированном э нергорайоне;Результаты расчета сведем в таблиц у 3.9:Таблиц а 3.9ПериодКонтрольный час, МВтРпотребления, МВтРгенерац ии,МВтРдефиц ита, МВтРдефиц ита, %Лето44015256210662046692257203765В зимних реж имах в качестве расчетной ситуац ии рассмотрим э негорайон, получающ ий питание с шин 35 кВ с турбогенераторами1,2,3 ХТЭЦ-1 на выделение изолированной работы, путем аварийного отключение трансформатора связи ТС-5, при э том ТС-4 времонте и так ж е отключенном турбогенераторе ТГ-2.Результаты расчета внесем таблиц у 3.10:Таблиц а 3.10ПериодКонтрольный час, МВтРпотребления, МВтРгенерац ии,МВтРдефиц ита, МВтРдефиц ита, %Зима45711.545.5801082.610.272.487.61982.59.57388.4В результате проведенного анализа определения аварийных дефиц итов активной мощ ности, приведенных в таблиц ах 3.9, 3.10,выявлено, что максимальный дефиц ит составляет 88.4%.
В соответствии с пунктом стандарта 11.6 исходя из условий того, что каж дые10%дефицита активной мощности приводят к увеличению скорости снижения частоты на 0,45 – 0,5[1]Гц /сек, имеем, что расчетная скорость сниж ения частоты, будет определяться по формуле:dfdt=88.410×0.45=3.9 Гц /секСравниваем полученное значение с фактическими уставками, выставленными в устройствах АЧР на подстанц иях.Таблиц а 3.11№ п/пНаименование подстанц ииТип устройства АЧРНаличие уставки по скорости сниж ения частотыВеличина, выставленная на устройстве, Гц /секhttp://dvgups.antiplagiat.ru/ReportPage.aspx?docId=427.24074045&repNumb=116/2120.06.2016АнтиплагиатРасчетная величина, Гц /сек1БНРЧ-13,9 Гц /сек2ВторметРСГ-113,9 Гц /сек3ИндустриальнаяSPAC-810+4,0 Гц /сек3,9 Гц /сек4ПротокаТОР 2003,9 Гц /сек5СДВРЧ-13,9 Гц /сек6СМРЧ-13,9 Гц /сек7ТрампаркСириус-2-АЧР+4,0 Гц /сек3,9 Гц /секВывод: в результате проведенного мною сравнения, было определенно, что расчетные и выставленные уставки практическисовпадают, следовательно, расчет был определен верно.
Подстанц ии БН, Втормет, СДВ, СМ, на которых отсутствует выполнениеданной уставки поскорости снижения частоты, требуется оснастить устройствами АЧР на[4]микропроц ессорной базе, у которых сущ ествует техническая возмож ность реализац ии уставки, а АЧР подстанц ии Протокаперепрограммировать на выставление уставки по скорости сниж ения частоты не ниж е расчетной 3,9 Гц /сек.3.4 Мероприятия по повышению надеж ности э лектроснабж енияПри рассмотрении любых аспектов развития э нергетической отрасли всегда следует учитывать динамичный рост спроса наэ лектроэ нергию, т.к.
даж е в условиях финансово-э кономического кризиса требуется все больше э лектроэ нергии для поддерж аниясущ ествующ ей инфраструктуры, а такж е для дальнейшего развития э кономики.Основные макроэ кономические показатели Хабаровского края за 2010 -2014г.г.
наглядно представлены в таблиц е 3.12.№ п/ппоказательабсолютный показатель / уровень роста201020112012201320141.Валовой региональный продукт (валовая добавленная стоимость в текущ их ц енах)млн. руб.353 590399 594437 994498 067549 289%1131101141102.Основные фонды в э кономике (по полной учетной стоимости, на конец года)млн. руб.http://dvgups.antiplagiat.ru/ReportPage.aspx?docId=427.24074045&repNumb=117/2120.06.2016Антиплагиат809 1051 041 7491 203 1681 353 0201 434 201%1291151121063.Объем добычи полезных ископаемыхмлн.
руб.25 03729 18841 71143 23349 980%1171431041164.Объем отгруж енных товаров обрабатывающ их производствмлн. руб.86 529115 875120 201114 933160 118%134104961395.Объем производства и распределения э лектроэ нергии, газа и водымлн. руб.38 47244 32044 97450 37253 264%1151011121066.Продукц ия сельского хозяйствамлн. руб.16 90317 24717 87118 27420 758%1021041021147.Ввод в действие общ ей площ ади ж илых домовтыс. кв. м315402344325444%1288694http://dvgups.antiplagiat.ru/ReportPage.aspx?docId=427.24074045&repNumb=118/2120.06.2016Антиплагиат1368.Оборот розничной торговли, млн. руб.млн.
руб.144 975167 132184 692210 414239 263%1151111141149.Объем э лектропотребления всего, в т.ч.млн. кВтч.6 0806 2486 6506 8687 291%1031061031069.1.филиал "ХЭС" АО "ДРСК"млн. кВтч.1 4451 5741 5841 6451 752%1091011041079.2.прочие ТСОмлн. кВтч.3 4893 5693 9634 0924 146%102111103101Условия работы э нергосистемы характеризуются увеличением мощ ности, передаваемой по отдельным линиям, из-за конц ентрац иипотребителей, необходимостью компактного исполнения объектов сетевого хозяйства вследствие высокой стоимости земли,повышенными требованиями к обеспечению надеж ности, наблюдаемости, управляемости и автоматизац ии работы оборудования исетей в ц елом, а такж е более ж есткой э кологической политикой.
![](https://s.studizba.com/z.php?f=/templates/si/i/noavatar.png&w=100&h=100&t=1"){kind=avatar}
