тавляється можливим, пропонується в зимовий максимум використовувати ДЕС у розмірі 90 МВт. При цьому резерв потужності в разі необхідності буде передаватися з ОЕС Сходу. Такий варіант економічно невигідний.
Таблиця 6.19 - Результати розрахунку статичної стійкості зимового максимуму 2016 року в перерізі ОЕС Сходу-ЗЕР Якутії з будівництвом ПЛ 220 кВ НГРЕС - ПС Тайгова і застосуванням проектних рішень
СхемаР пред, МВТР 20%, МВТР 8%, МВТР по струму, МВТР по напружений, МВТР МДП, МВтНормальная схемаНормальний режім193154- gt; 154 gt; 154115 1) Післяаварійний режімОтключена Н. Куранах - НПС15167-153 gt ; 153 gt; 153Ремонт Н. Куранах - НПС 15Нормальний режім167133- gt; 133 gt; 13395 1) Післяаварійний режімОтключена НПС15 - Олекмінск154-141 gt; 141 gt; 141
Схема сетіСезон годаОЕС Сходу - ЦЕР ЯкутііМДПАДПМДП (СУ) МДП без ПАМДП з ПАНормальная схемазіма115154-115177Ремонт Нижній Куранах Томмотзіма95133-95153
Аналізую таблиці 6.19 і 6.20 робимо висновок, що перетоки в ЗЕР обмежені тільки статичної стійкістю, при таких перетоках в нормальній та ремонтної схемах ЗЕР дозволяє покрити навантаження від НПС 16 до НПС 12.
Висновок
У дипломному проекті виконано аналіз та визначено основні проблеми існуючої схеми електричних мереж Якутській енергосистеми, на підставі чого було проведено обґрунтування спорудження електричних зв'язків.
Складено баланс електроспоживання, для визначення можливості покриття навантаження існуючими станціями. У дипломному проекті розглянуто 2015 рік, як рік введення ліній, а також 2016, рік в якому спостерігається найбільший дефіцит потужності у зв'язку з виведенням обладнання ЯГРЕС. У всіх розрахункових періодах не враховувався участь ДЕС центральних мереж. У 2015 рік перетік потужності в ЦЕР повинен становити 40 МВт. У 2016 році перетік потужності повинен становити 210 МВт. Розрахунки потокораспределения потужності, рівнів напруги і втрат потужності виконувалися в нормальній схемі мережі, а також при відключенні окремих елементів схеми для тривалих режимів роботи електростанцій і умов річного максимуму і мінімуму навантаження.
Для перевірки відповідності розробленої схеми мережі вимогам надійності електропостачання окрім розрахунків нормальних сталих режимів виконані розрахунки післяаварійних і ремонтних режимів.
Вихідними умовами в післяаварійних режимах для мережі регіональної енергосистеми були відключення одного найбільш завантаженого елемента енергосистеми в період максимальних навантажень.
Аналіз результатів розрахунків показав, що передача потужності ні в ЦЕР ні в ЗЕР неможлива у зв'язку з обладнанням ліній НГРЕС - Нижній Куранах, а також станом мереж 110 кВ Південно - Якутського енергорайона. Були запропоновані ряд рішень для здійснення передачі потужності в енергорайона. Дані рішення засновані на реальних проектах, які на даний момент розглядаються в ОДУ Сходу.
Величина допустимих перетоків визначалася з 20% запасом по потужності і 15% запасом по напрузі в нормальній і ремонтних схемах; з 8% запасом потужності і з 10% запасом по напрузі - в післяаварійних, згідно [1].
Розрахунки показали, що перетік в ЦЕР обмежується динамічної стійкістю, максимально допустимий перетік в 2015 році в нормальній дорівнює 100 МВт, такий перетік дозволить здійснити передачу необхідної потужності в ЦЕР для покриття зимового максимуму без використання ДЕС.В ремонтної схемою перетік складе 110 МВт, у зв'язку з тим що відповідно до [1] нормативні обурення в ремонтній схемі «легше» ніж в нормальній. Аналізую 2016 рік можна зробити висновок, що передача необхідної потужності в ЦЕР неможлива по статичній і динамічній стійкості, а також що при такому перетікання при о?? ключении одній з ліній НПС 18 - Нижній Куранах, друга перевантажується по потужності. Тому необхідно чітко вказати терміни виведення потужностей ЯГРЕС, щоб вони збігалися з введенням генерації ЯГРЕС 2. Аналіз паралельної роботи з Західним енергорайона республіки Саха (Якутія) зроблений з метою розгляду можливості живлення від ОЕС Сходу нафтоперекачувальних станцій від НПС 16 до НПС 12, при серйозних аваріях в ЗЕР. Оскільки нафтопровід являє собою систему пов'язаних між собою нефтенасосних станцій, відключення однієї призведе до виходу всього ССТО з ладу на тривалий термін. Розрахунки показали, що обмеження потужності відбувається тільки по статичній стійкості в 2015 році перетік складе в нормальною схемою 147 МВт в ремонтній 123 МВт. У 2016 році перетік складе в нормальною схемою 115МВт, в ремонтній 95 МВт. У період з 2015-2016 рік ОЕС Сходу здатна живити навантаження нафтопроводу, тим самим забезпечуючи надійність електропостачання НПС.
Список викори...
