Пересада ПЗ (Автосохраненный)2 ГОТОВЫЙ (1232027), страница 2

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

Текст из файла (страница 2)

Хабаровский, Комсомольский (с учетом Советско-Гаванского ЭР) энергорайоны составляют Объединенный энергорайон (ОЭР) ЭС Хабаровского края, который входит в состав ОЭС Востока. Николаевский энергорайон функционирует в изолированном режиме.

Перечень основных крупных энергорайонов Хабаровского края с указанием максимума электрической нагрузки приведен в таблице.

Таблица 1.1 – Максимум электрических нагрузок ОЭР Хабаровского края

На территории края выделены три промышленно-транспортные зоны:

• первая промышленная зона – "Комсомольск – Амурск – Солнечный", где уже производится более 50 % промышленной продукции края;

• вторая зона – Верхнебуреинский промышленный узел на базе Ургальского месторождения угля;

• третья зона – Ванино – Советско-Гаванский транспортно-промышленный узел. С учетом намеченного расширения ж/д инфраструктуры и ввода в эксплуатацию новых перегрузочных портовых мощностей, перевалка грузов в портах Ванино и Советская Гавань увеличится с существующих 14,6 млн. тонн в год до 80 –100 млн. тонн к 2020 – 2025 гг.

Развитие энергетической инфраструктуры Ванино-Советско-Гаванского транспортно-промышленного узла и портовой особой экономической зоны в г.Советская Гавань, которые станут точками роста экономики Хабаровского края.

Рисунок.1.1 – Карта схема электрических сетей 110 кВ и выше Ванино-Советско-Гаванского энергорайона

1.3 Характеристика выбранного сечения

«Сечением» является совокупность таких сетевых элементов одной или нескольких связей, отключение которых приводит к полному разделению энергосистемы на две изолированные части. А «частичным сечением» - совокупность сетевых элементов (часть сечения), отключение которых к делению энергосистемы на две изолированные части не приводит.

Рассматриваемое в дипломе контролируемое частичное сечение находится в операционной зоне Объединенного энергорайона (ОЭР) ЭС Хабаровского края и оперативном управлении МЭС Востока, и будет введено в 2017 году с целью контроля перетоков мощности в связи с вводом Совгаванской ТЭЦ мощностью выдачи 126 МВт. Схема контролируемого сечения приведена на рисунке 1.2.

Элементы схемы и линии выделены цветом, в соответствии с классом напряжения, на котором они работают: коричневым обозначены сетевые элементы 35 кВ, зеленым – 220 кВ, голубым – 110 (в соотвествии СТО 56947007- 25.040.70.101-2011 Стандарт организации ОАО «ФСК ЕЭС»). Стрелкой указано исследуемое частичное сечение.

Введение Совгаванской ТЭЦ обуславливается следующими причинами:

• пропускная способность ВЛ 220 кВ Комсомольская – Селихино – Ванино у шин ПС Ванино ограничена величиной ~95 МВт по условиям статической устойчивости передачи;

• не обеспечивается электроснабжение всего ЭУ от ПС 220 кВ Ванино из-за отставания сооружения сетей 110 кВ – ВЛ 110 кВ от ПС Ванино в район города Советская Гавань с ПС 110 кВ;

• величина мощности, передаваемой от ПС Ванино в сети 35 кВ энергоузла, ограничена пропускной способностью ВЛ 35 кВ Ванино – Тишкино (2х27 МВт при t = 0 ^оС) и загрузкой установленных на ПС Ванино трансформаторов 110/35/10 кВ 2х40 МВА (52 МВА – допустимая ПТЭ кратковременная перегрузка одного трансформатора при отключении второго);

• при отключении в послеаварийных и ремонтных режимах единственной ВЛ 220 кВ, связывающей энергоузел с энергосистемой, возникает необходимость в пуске неэкономичного оборудования Майской ГРЭС.

Контролируемое сечение состоит из следующих элементов:

– ВЛ 220 кВ Высокогорная – Ванино;

– ВЛ 220 кВ Селихино – Ванино.

Рисунок 1.2 – Топологическая схема контролируемого сечения

За нормальную схему сети на зимний и летний периоды 2015-2016гг. принята схема со всеми включенными ВЛ 35/110/220 кВ.

1. Описание Совгаванской ТЭЦ

В состав основного электрооборудования ТЭЦ входят 2 турбогенератора с форсированным воздушным охлаждением обмотки ротора, сопрягаемых с паровыми турбинами. Полная электрическая мощность генератора при номинальном режиме работы 78.75 МВА. Степень защиты генератора IP54.

Выдача электрической мощности предусматривается по воздушным линиям электропередачи на напряжении 110 кВ.

Для выдачи электрической мощности предусматривается ОРУ-110 кВ с выключателями на номинальный ток 2000 А и током отключения до 40 кА.

К шинам ОРУ-110 кВ подключаются:

• Повышающие трансформаторы энергоблоков №1, №2 по типу ТДЦ-80000/110У1 мощностью по 80 МВА;

• Резервный трансформатор собственных нужд типа ТРДНС-25000/110У1 мощностью 25 МВА;

• 5 воздушных линий 110 кВ – по две линии на ПС «Ванино» и «Окоча», одна линия на ПС «Эгге».

Для расчетов необходима характеристика источников питания. Генераторы производства НПО «ЭЛСИБ» ОАО мощностью 63 МВт типа ТФ-63К-2У3, напряжением 10,5 кВ, с частотой вращения 3000 об/мин, с тиристорной системой самовозбуждения.

Таблица 1.2 – Основные технические характеристики турбогенератора типа ТФ-63-2У3.

Генераторы энергоблоков подключаются к ОРУ-110 кВ через повышающие трансформаторы номинальной мощностью 80 МВА по типу ТДЦ-80000/110ХЛ1 с сочетанием напряжений 125/10.5. На стороне 110 кВ трансформаторов предусматриваются с устройством регулирования напряжения типа ПБВ. ОРУ выполнено по схеме с двумя рабочими несекционированными и одной обходной системами сборных шин.

1.5 Обоснование выбора расчетных программных средств

Программные средства для расчета устойчивости энергосистемы, а именно контролируемого частичного сечения, были выбраны по критериям простоты в обращении, точности расчетов, удобства построения графиков.

Программный комплекс RastrWin предназначен для решения задач по расчету, анализу и оптимизации режимов электрических сетей и систем.

Особенности программного комплекса:

– расчет установившихся режимов электрических сетей произвольного размера и сложности, любого напряжения (от 0.4 до 1150 кВ). Полный расчет всех электрических параметров режима;

– расчет установившихся режимов с учетом частоты;

– оптимизация электрических сетей по уровням напряжения, потерям мощности и распределению реактивной мощности;

– расчет предельных по передаваемой мощности режимов энергосистемы, определение опасных сечений;

– анализ допустимой токовой нагрузки ЛЭП и трансформаторов, в том числе с учетом зависимости допустимого тока от температуры.

Диалоговый Автоматизированный Комплекс Анализа Режимов (ДАКАР) предназначен для расчета и анализа установившихся нормальных, предельных и послеаварийных режимов работы электрических сетей напряжением 0.4÷1150 кВ; электромеханических переходных процессов (анализ устойчивости) электроэнергетических систем с учетом действия любых устройств автоматики, реакции теплосилового оборудования электрических станций.

Комплекс ДАКАР позволяет решать следующие задачи:

• расчет и анализ установившихся режимов;

• создание графической схемы сети и коммутационных схем подстанций, с отображением на них результатов расчета;

• исследование статической и динамической устойчивости;

• анализ длительных переходных процессов;

• анализ несимметричных, неполнофазных режимов и расчет токов короткого замыкания.

1. РАСЧЕТ РЕЖИМОВ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ ДО И ПОСЛЕ ВВОДА ТЭЦ

1. Постановка задачи расчета установившихся режимов

Расчеты установившихся режимов и статической устойчивости выполняются на основной расчетный срок (5-10 лет), а при необходимости, для решения отдельных вопросов развития сети, также на промежуточные и перспективные этапы.

Выбор схемы и параметров основных электрических сетей энергосистем производится:

• по планируемым потокам мощности, которые характеризуются средними условиями нахождения основного оборудования электростанций в плановом и аварийном ремонтах;

• по расчетным максимальным потокам мощности, которые характеризуются неблагоприятными сочетаниями нахождения в плановом и послеаварийном ремонтах основного оборудования электростанций.

Для обеспечения надежного функционирования ЕЭС России с электропередачами большой пропускной способности на дальние расстояния и предотвращения возможного развития аварий при их отключении приняты максимально допустимые значения относительных дефицитов мощности при нормальной схеме и в нормальных режимах работы, которые зависят от мощности нагрузки в приемных частях Единой энергосистемы.

Необходимая пропускная способность в сечениях основной электрической сети ОЭС определяется таким образом, чтобы обеспечивать:

• покрытие максимума нагрузки в дефицитных частях ОЭС при нормальной схеме сети в утяжеленном режиме (после аварийного отключения наиболее крупного генерирующего блока в рассматриваемой части ОЭС при средних условиях нахождения остального генерирующего оборудования в плановых и послеаварийных ремонтах) при использовании имеющегося в рассматриваемой части ОЭС собственного резерва мощности;

• покрытие максимума нагрузки после аварийного отключения любого ее элемента: линии (одной цепи двухцепной линии), трансформатора или другого системообразующего обродования в нормальной схеме сети.

Расчеты установившихся режимов рекомендуемой схемы сети (определение потокораспределения, потерь мощности и уровней напряжения) выполняются для условий годового максимума электрических нагрузок, а именно зимний максимум для ОЭС и большинства региональных энергосистем и летний минимум — для отдельных энергосистем и энергорайонов с крупными сезонными потребителями.

Для проверки соответствия схемы требованиям надежности электроснабжения выполняются расчеты послеаварийных режимов при отключении наиболее загруженных линий и трансформаторов.

Характеристики

Список файлов ВКР