Энергоснабжение сахского региона

На ПС Томмот, Майя и Нижний Куранах устанавливаются новые баковые элегазовые трехфазные выключатели с одним приводом, который отключает три сразу три фазы одновременно, при этом вероятность перехода трехфазного короткого замыкания в однофазное очень мала. При отказе выключателя трехфазное короткое замыкание действует до того, пока под действием УРОВ не отключатся система шин питающая эту линию и все присоединения отходящие от этой системы шин. Поэтому переток мощности в ремонтной схеме получился больше перетока в нормальной схеме, так как длительность трехфазного КЗ в нормальной схеме больше длительности КЗ в ремонтной схеме.

Таблица 6.14 - Результат расчета динамической устойчивости при связи с ЗЭР

Анализируя таблицу 6.14 делаем вывод, что при передачи мощности в ЗЭР ограничение по динамической устойчивости не происходит и переток ограничен только статической устойчивостью. Несмотря на это необходимо установить комплекс АПНУ на ПС Нижний Куранах, с функциями контроля состояния сети и аварийных отключений в районе от Нижнего Куранаха до Вилюйских ГЭС. Координацией действия АПНУ осуществляется комплексом ЦСПА ОДУ Востока.

В эксплуатации любое отступление от требований, относящихся к нормальному перетоку или к длительности послеаварийного режима (20 мин), означает переход к вынужденному перетоку (наибольший допустимый переток называется аварийно допустимым) и должно быть разрешено высшей оперативной инстанцией, в ведении или управлении которой находятся связи этого сечения [14].

Требования к АДП:

- коэффициенту запаса статической апериодической устойчивости по активной мощности в контролируемом сечении в нормальной (ремонтной) схеме - не менее 0,08;

- коэффициент запаса статической устойчивости по напряжению в узлах нагрузки в нормальной (ремонтной) схеме - не менее 0,1;

- токовые нагрузки сетевого и генерирующего оборудования не превышают длительно допустимых значений;

- возникновение нормативных аварийных возмущений не приводит к каскадному развитию аварий.

Переход к вынужденному перетоку в сечении на время прохождения максимума нагрузки, но не более 40 мин (дополнительно к 20 мин, разрешенных для послеаварийного режима), или на время, необходимое для ввода ограничений потребителей и / или мобилизации резерва, может быть выполнен оперативно по разрешению дежурного диспетчера указанной высшей оперативной инстанции.

Таблица - 6.15 Сводная таблица результатов расчета статической и динамической устойчивости при передачи в ЦЭР Якутии

Анализирую возможность передачи энергии для покрытия зимнего максимума нагрузки в ЦЭР, делаем следующие выводы:

Передача возможна только при усилении сети 220 кВ выдачи мощности НГРЭС.

Ограничение передачи происходит из - за динамической устойчивости, прежде всего это связано с длительностью отключения 3х фазного К.З., поэтому для повышения пропускной способности необходимо разработка и применение новой быстро действующей автоматики, релейной защиты, уменьшение время отключения выключателей.

Анализируя балансовую ситуацию в ЦЭР, таблица 2.3, делаем вывод, что в 2015 год возможно осуществление покрытия зимнего максимума нагрузки ЦЭР. Нормальный и ремонтный режим показаны на рисунках Д 140205.021. 006 и Д 140205.021. 007.

Таблица - 6.16 Сводная таблица результатов расчета статической и динамической устойчивости при передачи в ЗЭР Якутии

Анализирую возможность передачи энергии для электроснабжения объектов ВСТО:

Переток возможно осуществить только при усилении сети 220 кВ выдачи мощности НГРЭС;

Поскольку неясно как будет происходить деление в снабжении НПС, входящих в связь между ОЭС Востока и ЗЭР Якутии, ориентировочно будем считать что до НПС 15 электроэнергией снабжает ЗЭР, а НПС 16 снабжает ОЭС Востока. В 2015 году ОЭС Востока может снабжать объекты ВСТО с НПС 16 до НПС 12, тем самым нефтепровод сможет обеспечиваться энергией во время серьезных аварий в Западном энергорайоне. Нормальный и ремонтный режим показаны на рисунках Д 140205.021. 008 и Д 140205.021. 009.

6.5 Минимум нагрузки

Для анализа минимума нагрузки рассмотрим летний минимум.

ОЭС Востока - ЦЭР

Летом Нерюнгринская ГРЭС работает двумя блоками общей мощностью 360 МВт. Участие Якутской ГРЭС 2 принято двумя агрегатами общей мощностью 85 МВт, Якутская ТЭЦ и Якутская ГРЭС выведены в ремонт. Потребление ЦЭР в летний минимум составит 160 МВт. Переток в исходной схеме составит 75 МВт. Расчет статической устойчивости в нормальной и ремонтных схемах показал, что для нормальной работы ЦЭР и ОЭС Востока в работе должен оставаться один генератор ЯГРЭС 2. При увеличении мощности на ЯГРЭС 2 генератор работает в режиме недовозбуждения (потребления реактивной мощности). Поскольку работа СД в таком режиме возможна, то применение средств компенсации реактивной мощности не требуется. На Нерюнгринской ГРЭС один из генераторов так же работает в режиме недовозбуждения .Согласно «Корректировки схемы развития ОЭС Востока и энергосистемы Якутии на период до 2020 года» кроме ПС 220 кВ Майя, УШР ставится на ПС 220 кВ Хандыга. Однако в силу его удаленности, он не будет влиять на компенсацию реактивной мощности Якутского района.

ОЭС Востока - ЗЭР

В ЗЭР в связи с развитием сети 220 кВ идет генерирование реактивной мощности новыми линиями большой протяженностью. На ПС 220 кВ Городская (Ленск) и ПС 220 кВ Пеледуй, по инвестиционной программе ОАО «ДВЭУК», предусматривается установка двух управляемых шунтирующих реакторов 220 кВ 100 МВА (по одному на подстанцию) для компенсации реактивной мощности в сети.

В Летний минимум Светлинская ГЭС работает одним блоком 90 МВт, ВГЭС 1,2 тремя блоками общей мощностью 255 МВт. Расчет статической устойчивости показал, что в летний минимум возможно осуществление питания нагрузки ВСТО от НПС16 до НПС 12. Генераторы СГЭС и ВГЭС №1,2 работают в режиме недовозбуждения (потребления реактивной мощности). На Нерюнгринской ГРЭС один из генераторов так же работает в режиме недовозбуждения. Проведённый анализ режимов работы электрической сети в 2015 году Западного энергорайона Республики Саха (Якутия) показал, что дополнительные средства компенсации реактивной мощности в сети не требуются. В связи с организацией связи с Южно-Якутским энергорайоном предлагается установка УШР 100 МВАр на ПС Олекминск. Установка реактора позволит повысить надежность электроснабжения. Для этих целей в работе: «технико-экономическое обоснование строительства электросетевых объектов ЕНЭС в составе схемы внешнего электроснабжения трубопроводной системы «восточная сибирь-тихий океан - 1 (расширение до 80 млн. т. в год)» разработанную ОАО «ЭЛЕКТРОСЕТЬПРОЕКТ» предусматривается ячейка на ОРУ 220 кВ ПС Олекминск.

6.6 Расчет перетока на 2016 год

Согласно таблице 2.3 в 2016 году в связи с выводом мощности на ЯГРЭС в размере 160 МВт, в ЦЭР необходимо передавать 180 МВт мощности. Поскольку необходимо учитывать нерегулярные колебания, переток в ЦЭР составит 210 МВт. В исходном режиме переток в ЦЭР составит 100 МВт, которых хватает на покрытие нагрузок зимнего максимума.

В ЗЭР переток в исходном режиме составит 11 МВт для питание нагрузки НПС 16.

На период с 2015 по 2016 год строительство и ввод новых линий электропередач не велось. Ввод новых источников генерации не запланирован. Таблица 6.17 - Результаты расчета статической устойчивости зимнего максимума 2016 года в сечении ОЭС Востока - ЦЭР Якутии со строительством ВЛ 220 кВ НГРЭС - ПС Таёжная и применением проектных решений

Таблица - 6.18 Сводная таблица результатов расчета статической и динамической устойчивости при передачи в ЦЭР Якутии на 2016 год

Анализирую таблицы 6.17 и 6.18 делаем вывод что перетоки мощности по сравнению с 2015 годом уменьшились, потому что в период с 2015-2016 года не намечается строительство линий Поэтому предлагаются следующие меры по решению проблемы:

1. Ввод второй очереди ЯГРЭС 2 мощностью 127,5 МВт в 2016 году, это позволит покрыть необходимую мощность энергорайона без применения ДЭС, при этом переток из ОЭС Востока в ЦЭР составит 50 МВт. Это наиболее перспективный вариант.

2. Запрет на вывод мощности ЯГРЭС. Поскольку в 2016 году из работы выводятся из работы ГТ - 45 мощностью 2х45 МВт и ГТ - 35 мощностью 2х35. Поскольку повышенной аварийностью характеризуется ГТ - 45, предлагается его вывод в 2016 году. ГТ - 35 предлагается оставить в работе до ввода второй очереди ЯГРЭС 2. Однако поскольку эти агрегаты уже превысили свой ресурс использование, такое решение необходимо принимать только после тщательного рассмотрения.

3. Если применение двух первых вариантов не представляется возможным, предлагается в зимний максимум использовать ДЭС в размере 90 МВт. При этом резерв мощности в случае необходимости будет передаваться из ОЭС Востока. Такой вариант экономически невыгоден.

Таблица 6.19 - Результаты расчета статической устойчивости зимнего максимума 2016 года в сечении ОЭС Востока-ЗЭР Якутии со строительством ВЛ 220 кВ НГРЭС - ПС Таёжная и применением проектных решений

Анализирую таблицы 6.19 и 6.20 делаем вывод, что перетоки в ЗЭР ограничены только статической устойчивостью, при таких перетоках в нормальной и ремонтной схемах ЗЭР позволяет покрыть нагрузку от НПС 16 до НПС 12.

Заключение

В дипломном проекте выполнен анализ и определены основные проблемы существующей схемы электрических сетей Якутской энергосистемы, на основании чего было проведено обоснования сооружения электрических связей.

Составлен баланс электропотребления, для определения возможности покрытия нагрузки существующими станциями. В дипломном проекте рассмотрен 2015 год, как год ввода линий, а также 2016 год, год в котором наблюдается наибольший дефицит мощности в связи с выводом оборудования ЯГРЭС. Во всех расчетных периодах не учитывалось участие ДЭС центральных сетей. В 2015 год переток мощности в ЦЭР должен составлять 40 МВт. В 2016 году переток мощности должен составлять 210 МВт. Расчеты потокораспределения мощности, уровней напряжения и потерь мощности выполнялись в нормальной схеме сети, а также при отключении отдельных элементов схемы для длительных режимов работы электростанций и условий годового максимума и минимума нагрузки.

Для проверки соответствия разработанной схемы сети требованиям надежности электроснабжения помимо расчетов нормальных установившихся режимов выполнены расчеты послеаварийных и ремонтных режимов.

Исходными условиями в послеаварийных режимах для сети региональной энергосистемы являлись отключение одного наиболее загруженного элемента энергосистемы в период максимальных нагрузок.

Анализ результатов расчетов показал, что передача мощности ни в ЦЭР ни в ЗЭР невозможна в связи с оборудованием линий НГРЭС - Нижний Куранах, а также состоянием сетей 110 кВ Южно - Якутского энергорайона. Были предложены ряд решений для осуществления передачи мощности в энергорайоны. Данные решения основаны на реальных проектах, которые на данный момент рассматриваются в ОДУ Востока.

Величина допустимых перетоков определялась с 20% запасом по мощности и 15% запасом по напряжению в нормальной и ремонтных схемах; с 8% запасом мощности и с 10% запасом по напряжению - в послеаварийных, согласно [1].

Расчеты показали, что переток в ЦЭР ограничивается динамической устойчивостью, максимально допустимый переток в 2015 году в нормальной равняется 100 МВт, такой переток позволит осуществить передачу необходимой мощности в ЦЭР для покрытия зимнего максимума без использования ДЭС.В ремонтной схеме переток составит 110 МВт, в связи с тем что в соответствии с [1] нормативные возмущения в ремонтной схеме «легче» чем в нормальной. Анализирую 2016 год можно сделать вывод, что передача необходимой мощности в ЦЭР невозможна по статической и динамической устойчивости, а также что при таком перетоке при отключении одной из линий НПС 18 - Нижний Куранах, вторая перегружается по мощности. Поэтому необходимо четко указать сроки вывода мощностей ЯГРЭС, чтобы они совпадали с вводом генерации ЯГРЭС 2. Анализ параллельной работы с Западным энергорайоном республики Саха (Якутия) произведен с целью рассмотрения возможности питания от ОЭС Востока нефтеперекачивающих станций от НПС 16 до НПС 12, при серьезных авариях в ЗЭР. Поскольку нефтепровод представляет собой систему связанных между собой нефтенасосных станций, отключение одной приведет к выходу всего ВСТО из строя на длительный срок. Расчеты показали, что ограничение мощности происходит только по статической устойчивости в 2015 году переток составит в нормальной схеме 147 МВт в ремонтной 123 МВт. В 2016 году переток составит в нормальной схеме 115МВт, в ремонтной 95 МВт. В период с 2015-2016 год ОЭС Востока способна питать нагрузку нефтепровода, тем самым обеспечивая надежность электроснабжения НПС.

Список использованных источников

1. Методические указания по устойчивости энергосистем [Текст]: СО 153-34.20.576-2003: утв. Минэнерго России от 30 июня 2003 г. №277 - М.: Издательство НЦ ЭНАС, 2004 - 16 с.

2. Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации. - М.: Изд-во НЦ ЭНАС, 2006. - 264 с.

3. Гуревич, Ю.Е., Либова Л.Е., Окин А.А. Расчет устойчивости и противоаварийной автоматики в энергосистемах [Текст] / Ю.Е. Гуревич, Л.Е. Либова, А.А. Окин - М.: Энергоатомиздат, 1990. - 390 с.: ил.

4. Вайнштейн, Р.А. Программные комплексы в учебном проектировании электрической части электростанций: учебное пособие / Р.А. Вайнштейн, В.В. Шестакова, Н.В. Коломиец. - Томск: Изд-воТомского политехнического университета, 2009. - 123 с.

5. Справочник по проектированию электрических сетей [Текст] / Под ред. Д.Л. Файбисовича. - М. : НЦ ЭНАС, 2005. - 320 с.

6. Жданов, П.С. Вопросы устойчивости электрических систем [Текст] / Под ред. Л.А. Жукова. - М., Энергия, 1979. - 456 с., ил.

7. Правила устройства электроустановок./ Издательство - СПб.: ДЕАН, 2003. - 928 с.

8. Степанов, И.М. Исследование электромагнитных полей в электроустановках высокого напряжения и разработка мер по снижению их интенсивности [Текст]: дис. канд. техн. наук: 05.14.12: защищена 26.02.09: утв. 01.03.09 / Степанов Илья Михайлович. - Новосибирск., 2009. - 234 с.

9. Методические рекомендации по проектированию развития энергосистем [Текст]: СО 153-34.20.118-2003: утв. М-вом энергетики Рос. Федерации 30.06.03 : ввод. в действие с 30.06.03. - М.: ФГУП НТЦ, 2006. - 22 с.

10. Веников, В.А. Переходные электромеханические процессы в электрических системах: Учеб. Для электроэнергет. спец. вузов. - 4-е изд., перераб. и доп. [Текст]/В.А. Веников - М.: Высш. шк., 1985 - 536 с., ил.

11. Электрическая часть станций и подстанций [Текст]/ А.А. Васильев [и др.] - М.: - Энергоатомиздат, 1990. - 576 с.

12. Неклепаев, Б.Н. Электрическая часть электростанций и подстанций. Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования [Текст]/ Б.Н. Неклепаев, И.П. Крючков Учеб. пособие для вузов. -4-е изд., перераб. и доп. - М.: Энергоатомиздат, 1989. - 608 с.

13. ГОСТ 5616 - 89. Генераторы и генераторы-двигатели электрические гидротурбинные. Общие технические условия. [Текст]. - введ. 01.07.90. - М. : Изд-во стандартов, 2003. - 37 с.

14. Правила перехода на работу в вынужденном режиме в контролируемых сечениях диспетчерского центра филиала ОАО «СО ЕЭС» [Текст]: СО 59012820.27010.003 - 2011: утв. ОАО «СО ЕЭС» от 18 мая 2011 г. №130 - М.: Издательство НЦ ЭНАС, 2004 - 18 с.

15. Гусарова, Е.В. Экономическое обоснование эффективности проектных решений и внедрения новой техники на железнодорожном транспорте [Текст]/ Е.В. Гусарова - Хабаровск: изд-во ДВГУПС, 2008. - 157 с.

16. Укрупненные показатели стоимости сооружения (реконструкции) подстанций 35-750 кВ и линий электропередачи напряжением 6,10-750 кВ [Текст] : СТО 56947007-29.240.014-2008: утв. ОАО «ФСК ЕЭС» 05.03.08 : ввод. в действие с 18.04.08. - М. : ОАО «ФСК ЕЭС», 2008. - 12 с.

17. Государственный стандарт. Электрическая энергия. Совместимость технических средств электромагнитная. Нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения [Текст]: ГОСТ 13109-97: утв. постановлением Гос. Ком. РФ по стандартизации, метрологии и сертификации от 28 августа 1998 г. №338: ввод в действие с 01.01.99. - М. : Издательство стандартов, 1999 - 35 с.

18. Бадер, М.П. Электромагнитная совместимость [Текст]: учебник для вузов железнодорожного транспорта. - М.: УМК МПС, 2002. - 638 с.

19. Укрупненные стоимостные показатели электрических сетей [Текст] : СО 00.03.03-2007: утв. ОАО Институт «Энергосетьпроект» 20.07.07 : ввод. в действие с 01.09.07. - М. : ОАО Институт «Энергосетьпроект», 2007. - 44 с.

20. Справочник по строительству и реконструкции линий электропередачи напряжением 0,4-750 кВ [Текст]. / Под ред. Е.Г. Гологорского. - М. : ЭНАС, 2007. - 560 с.

21. Межотраслевые правила по охране труда при эксплуатации электроустановок [Текст] : ПОТ РМ-016-2001 : утв. Мин. Труда и соц. развития 5.01.01 : ввод в действие с 01.07.01. - М. : Издательство стандартов, 2001. - 106 с.

22. Ульянов, С.А. Электромагнитные переходные процессы [Текст]/ С.А. Ульянов - М.: Энергоатомиздат, 1968. - 519 с.

23. Винославский, В.Н. Переходные процессы в системах электроснабжения [Текст]/ В.Н. Винославский, Г.Г. Пивняк и др. Под ред В.Н. Винославского. - К.: Вышая шк. Головное изд-во, 1989. - 422 с ил.

24. Семенов, В.А. Противоаварийная автоматика в ЕЭС России [Текст]/В.А. Семенов. - М.: НТФ «Энергопрогресс», 2004. - 104 с. ил.

25. Мелешкин, Г.А. Устойчивость энергосистем [Текст]/Г.А. Мелешкин, Г.В. Меркурьев. - СПб.:НОУ «Центр подготовки кадров энергетики», 2006 - 369 с.

26. Меркурьев, Г.В. Устойчивость энергосистем [Текст]/Г.В. Меркурьев, Ю.М. Шаргин. - СПб.: НОУ «Центр подготовки кадров энергетики», 2006 - 369 с.

27. Усов, С.В. Электрическая часть электростанций [Текст]/ Под ред. С.В. Усова. - Л.: Энергоатомиздат., Ленингр. Отд-ие, 1987.- 616 с.

28. Справочник по строительству и реконструкции линий электропередачи напряжением 0,4-750 кВ [Текст]. / Под ред. Е.Г. Гологорского. - М. : ЭНАС, 2007. - 560 с.

29. Санитарно-эпидемиологические правила и нормативы. Электромагнитные поля в производственных условиях [Текст] : СанПиН 2.2.4.1191-03. - Введ. 2003-05-01. - М. : Изд-во стандартов, 2003. - 17 с.

30. Барыбин, Ю.Г. Справочник по проектированию электроснабжения [Текст] / Под ред. Ю.Г. Барыбина и др. - М.: Энергоатомиздат, 1990. - 576 с.

31. Нерюнгринская ГРЭС [Электронный ресурс] : неофиц. сайт - Режим доступа: http://www.nergres.narod.ru/characteristic.htm.

32. ОАО Вилюйская ГЭС 3 [Электронный ресурс] : офиц. сайт Вилюйской ГЭС - Режим доступа: http://www.shpp.ru/about/History.aspx.

33. Каскад Вилюйских ГЭС им. Е.Н. Батенчука 3 [Электронный ресурс] : офиц. сайт Вилюйской ГЭС - Режим доступа: http://kvges.ru/index.html.

Размещено на Allbest.ru