Антиплагиат (1232026), страница 3
Текст из файла (страница 3)
Николаевский э нергорайонфункц ионирует в изолированном реж име.Перечень основных крупных э нергорайонов Хабаровского края с указаниеммаксимума э лектрической нагрузки приведен в таблиц е.Таблиц а 1.1 Максиму э лектрических нагрузок ОЭР Хабаровского края.Наименование э нергоузла 2010 г. 2011 г. 2012 г. 2013 г. 2014 г.ОЭР Хабаровского краяГодовой объемэ лектропотребления, млн.кВт ч7 772 7 833 8 007,923 7 987,598 8 210,436Максимум нагрузки, МВт 1 418 1 438 1 470,93 1 418,36 1 488,84Хабаровский э нергорайонМаксимум нагрузки, МВт 896 903 928,1 907,6 916,6Комсомольский э нергорайонМаксимум нагрузки, МВт 522 535 542,83 510,76 529,65Ванино-Советско-Гаванский э нергорайонМаксимум нагрузки, МВт 76 79 77 76 81Николаевский э нергорайонМаксимум нагрузки, МВт 40,0 40,0 40,43 42,39 42,59На территории края выделены три промышленно-транспортные зоны:первая промышленная зона – "Комсомольск – Амурск – Солнечный", гдеуж е производится более 50 % промышленной продукц ии края;11вторая зона – Верхнебуреинский промышленный узел на базе Ургальскогоместорож дения угля;третья зона – Ванино – Советско-Гаванский транспортно-промышленныйузел.
С учетом намеченного расширения ж /д инфраструктуры и ввода вэ ксплуатац ию новых перегрузочных портовых мощ ностей, перевалка грузов впортах Ванино и Советская Гавань увеличится с сущ ествующ их 14,6 млн. тоннв год до 80 –100 млн. тонн к 2020 – 2025 гг.Развитие э нергетической инфраструктуры Ванино-Советско-Гаванскоготранспортно-промышленного узла и портовой особой э кономической зоны в г.Советская Гавань, которые станут точками роста э кономики Хабаровского края.Рис.1.1.
Карта схема э лектрических сетей 110 кВ и выше Ванино-СоветскоГаванского э нергорайона121.3 Характеристика выбранного сечения«Сечением» являетсясовокупность таких сетевых элементов одной илинескольких связей, отключение которых приводит к полному разделениюэнергосистемы на две изолированные части. А « частичным сечением» совокупность сетевых элементов (часть сечения), отключение которых кделению энергосистемы на две изолированные части не приводит.[1]Рассматриваемое в дипломе контролируемое частичное сечение находитсяв операц ионной зоне Объединенного э нергорайона (ОЭР) ЭС Хабаровского краяи диспетчерском управлении МЭС Востока, и будет введено в 2017 году с ц ельюконтроля перетоков мощ ности в связи с вводом Совгаванской ТЭЦ мощ ностьювыдачи 126 МВт.
Схема контролируемого сечения приведена на рисунке.Элементы схемы и линии выделены ц ветом, в соответствии с классомнапряж ения, на котором они работают: коричневым обозначены сетевыеэ лементы 35 кВ, зеленым – 220 кВ, голубым – 110 (в соотвествии СТО 56947007-http://dvgups.antiplagiat.ru/ReportPage.aspx?docId=427.23841446&repNumb=18/4017.06.2016Антиплагиат25.040.70.101-2011 Стандарт организац ии ОАО «ФСК ЕЭС»). Стрелкой указаноисследуемое частичное сечение.Введение Совгаванской ТЭЦ обуславливается следующ ими причинами:- пропускная способность ВЛ 220 кВ Комсомольская – Селихино – Ваниноу шин ПС Ванино ограничена величиной ~95 МВт по условиям статическойустойчивости передачи;- не обеспечивается э лектроснабж ение всего ЭУ от ПС 220 кВ Ванино из-заотставания сооруж ения сетей 110 кВ – ВЛ 110 кВ от ПС Ванино в район городаСоветская Гавань с ПС 110 кВ;- величина мощ ности, передаваемой от ПС Ванино в сети 35 кВ э нергоузла,ограничена пропускной способностью ВЛ 35 кВ Ванино – Тишкино (2х27 МВтпри t = 0оС) и загрузкой установленных на ПС Ванино трансформаторов110/35/10 кВ 2х40 МВА (52 МВА – допустимая ПТЭ кратковременнаяперегрузка одного трансформатора при отключении второго);- при отключении в послеаварийных и ремонтных реж имах единственнойВЛ 220 кВ, связывающ ей э нергоузел с э нергосистемой, возникаетнеобходимость в пуске неэ кономичного оборудования Майской ГРЭС.Контролируемое частичное сечение состоит из следующ их э лементов:– ВЛ 220 кВ Высокогорная – Ванино;13– ВЛ 220 кВ Селихино – Ванино.ПС Селихино ПС УктурПС Высокогорная ПС ВаниноСовгаванскаяТЭЦПС Тишкино ПС МонгохтоПС Юж наяПС Лесозаводская ПС РП-4ПС ОкочаПС ЦентральнаяПС КислороднаяПС ЛесозаводСечениеРисунок 1.2 – Топологическая схема контролируемого сеченияЗа нормальную схему сети на зимний и летний периоды 2015-2016гг.принята схема со всеми включенными ВЛ 35/110/220 кВ.1.4.
Описание Совгаванской ТЭЦ.В состав основного э лектрооборудования ТЭЦ входят 2 турбогенератора сфорсированным воздушным охлаж дением обмотки ротора, сопрягаемых спаровыми турбинами. Полная э лектрическая мощ ность генератора приноминальном реж име работы 78.75 МВА. Степень защ иты генератора IP54.Выдача э лектрической мощ ности предусматривается по воздушным линиямэ лектропередачи на напряж ении 110 кВ.Для выдачи э лектрической мощ ности предусматривается ОРУ-110 кВ свыключателями на номинальный ток 2000 А и током отключения до 40 кА.К шинам ОРУ-110 кВ подключаются:Повышенные трансформаторы э нергоблоков №1, №2 по типу ТДЦ80000/110У1 мощ ностью по 80 МВА;Резервный трансформатор собственных нуж д типа ТРДНС25000/110У1 мощ ностью 25 МВА;5 воздушных линий 110 кВ – по две линии на ПС «Ванино» и «Окоча»,одна линия на ПС «Эгге».14Для расчетов необходима характеристика источников питания.Генераторы производства НПО «ЭЛСИБ» ОАО мощ ностью 63 МВт типа ТФ63К-2У3, напряж ением 10,5 кВ, с частотой вращ ения3000 об/мин, с тиристорнойсистемой самовозбуж дения.Таблиц а 1.2 Основные технические характеристики турбогенератора типа ТФ63-2У3.Наименование ЗначениеНоминальная активная мощ ность, МВт 63Полная мощ ность, МВА 78,75Напряж ение, В 10500Ток статора, А 4330Коэ ффиц иент мощ ности, о.е.
0,8Частота вращ ения, об/мин 3000Частота, Гц 50Коэ ффиц иент полезного действия, % 98,2Отношение короткого замыкания, о.е. 0,45Переходное индуктивное сопротивление Хd’, о.е. 0,35Сверхпереходное индуктивное сопротивление Хd’’, о.е. 0,14http://dvgups.antiplagiat.ru/ReportPage.aspx?docId=427.23841446&repNumb=19/4017.06.2016АнтиплагиатГенераторы э нергоблоков подключаются к ОРУ-110 кВ черезповышающ ие трансформаторы номинальной мощ ностью 80 МВА по типу ТДЦ80000/110ХЛ1 с сочетанием напряж ений 125/10.5.На стороне 110 кВтрансформаторов предусматриваются с устройством регулирования напряж ениятипа ПБВ. ОРУ выполнено по схеме с двумя рабочими несекц ионированными иодной обходной системами сборных шин.Схема подстанц ии представлена в Прилож ении №1.1.5 Обоснование выбора расчетных программных средствПрограммные средства для расчета устойчивости э нергосистемы, а именноконтролируемого частичного сечения, были выбраны по критериям простоты вобращ ении, точности расчетов, удобства построения графиков, а такж е согласнорекомендац ий НИИПТ – научно-исследовательского института по передаче15э лектроэ нергии постоянным током высокого напряж ения, который являетсямногопрофильным э лектроэ нергетическим научно-исследовательским ц ентроми головной научной организац ией отрасли в области систем и линийэ лектропередачи постоянного и переменного тока, развития системообразующ ейсети ЕЭС и меж государственных э лектрических связей.
Используетсяпрограммный комплекс: RastrWin.Программный комплекс RastrWin предназначен для решения задач порасчету, анализу и оптимизации режимов электрических сетей и систем.[14]Особенности программного комплекса:–расчет установившихся режимов электрических сетей произвольногоразмера и сложности, любого напряжения ([14]от 0.4 до 1150 кВ).[25]Полныйрасчетвсех электрических параметров режима (токи, напряжения, потоки и потериактивной и реактивной мощности во всех узлах и ветвях электрической сети);– расчет установившихся режимов с учетом частоты;– эквивалентирование электрических сетей;– оптимизация электрических сетеймощности и–[14]распределению[25]расчет[14]поуровням[25]напряжения,потерямреактивной мощности;предельных по передаваемой мощности режимов энергосистемы,определение опасных сечений;–[14]моделированиеотключения ЛЭП, в том числе одностороннего, иопределение напряжения на открытом конце;–[25]анализдопустимой токовой нагрузки ЛЭП и трансформаторов, в томчисле с учетом зависимости допустимого тока от температуры.[14]ДиалоговыйАвтоматизированный Комплекс Анализа Режимов (ДАКАР)предназначен для расчета и анализа установившихся нормальных, предельных ипослеаварийных режимов работы электрических сетей напряжением0.4÷1150кВ; электромеханических переходных процессов (анализ устойчивости)электроэнергетических систем с учетом действия любых устройств автоматики,реакции теплосилового оборудованияВ состав[27]информационного[23]электрических станций.обеспечения комплекса входятинформационная база данных (ИБД) и программные средства (ПС) работы с ней.Информационная база состоит из данныхрежимах, а также[23]об [27]электрической[23]оборудовании [29]энергосистемысхеме сети и ееи нормативно-справочнаяинформация.16[27]КомплексДАКАР позволяет решать следующие задачи:расчет и анализ установившихся режимов;эквивалентирование электрической сети;создание графической схемы сети и коммутационных схем подстанций, с[23]отображением [27]наних результатов расчета;[23]исследование [27]статической[23]анализдлительныхи динамической устойчивости;[27]переходныхпроцессов;анализ несимметричных, неполнофазных режимов и расчет токов[23]короткогозамыкания;http://dvgups.antiplagiat.ru/ReportPage.aspx?docId=427.23841446&repNumb=110/4017.06.2016Антиплагиатнастройка АРВ, АЛАР,[27]теплосилового оборудования (ТСО) сиспользованием графического анализа.172 РАСЧЕТ РЕЖ ИМОВ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ ДО И ПОСЛЕ ВВОДА ТЭЦ2.1 Постановка задачи расчета установившихся реж имов.Расчеты установившихся режимов и статическойустойчивости выполняются на основной расчетный срок (5-10 лет), а принеобходимости, для решения отдельных вопросов развития сети, также напромежуточные и перспективные этапы.Выбор схемы и параметров основных электрических сетейэнергосистем производится:- по планируемым потокам мощности, которые характеризуютсясредними условиями нахождения основного оборудования электростанций вплановом и аварийном ремонтах;- по расчетным максимальным потокам мощности, которыехарактеризуются неблагоприятными сочетаниями нахождения в плановом ипослеаварийном ремонтах основного оборудования электростанций.Для обеспечения надежного функционирования ЕЭС России сэлектропередачами большой пропускной способности на дальние расстояния ипредотвращения возможного развития аварий при их отключении принятымаксимально допустимые значения относительных дефицитов мощности принормальной схеме и в нормальных режимах работы, которые зависят отмощности нагрузки в приемных частях Единой энергосистемы.Необходимая пропускная способность в сечениях основной электрическойсети ОЭС определяется таким образом, чтобы обеспечивать:покрытие максимума нагрузки в дефицитных частях ОЭС принормальной схеме сети в утяжеленном режиме (после аварийного отключениянаиболее крупного генерирующего блока в рассматриваемой части ОЭС присредних условиях нахождения остального генерирующего оборудования вплановых и послеаварийных ремонтах) при использовании имеющегося врассматриваемой части ОЭС собственного резерва мощности;покрытие максимума нагрузки после аварийного отключениялюбого ее элемента: линии (одной цепи двухцепной линии), трансформатора[7]илидругого системообразующ его обродования в нормальной схеме сети.18Расчеты установившихся режимов рекомендуемой схемы сети(определение потокораспределения, потерь мощности и уровней напряжения)выполняются для условий годового максимума электрических нагрузок, аименно зимний максимум для ОЭС и большинства региональных энергосистеми летний минимум — для отдельных энергосистем и энергорайонов с крупнымисезонными потребителями.Для проверки соответствия схемы требованиям надежностиэлектроснабжения выполняются расчеты послеаварийных режимов приотключении наиболее загруженных линий и трансформаторов.При выполнении расчетов установившихся режимов работы сетирекомендуется руководствоваться следующими исходными условиями.Расчеты режимов сетей 110 кВ и выше выполняются для полной схемысети — при всех включенных линиях и трансформаторах.
![](https://s.studizba.com/z.php?f=/templates/si/i/noavatar.png&w=100&h=100&t=1"){kind=avatar}
