Анализ режимов и надежности электрических сетей Парабельского энергоузла

 

Министерство образования и науки Российской Федерации

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования

«НАЦИОНАЛЬНЫЙ ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ

ТОМСКИЙ ПОЛИТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ»

Институт - Энергетический

Направление - Электроэнергетика

Кафедра - Электрические сети и электротехника

АНАЛИЗ РЕЖИМОВ И НАДЕЖНОСТИ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ ПАРАБЕЛЬСКОГО ЭНЕРГОУЗЛА

Выпускная квалификационная работа на соискание квалификации бакалавр

Томск - 2012

Министерство образования и науки РФ

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования

«НАЦИОНАЛЬНЫЙ ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ ТОМСКИЙ ПОЛИТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ»

Кафедра ЭСиЭ

УТВЕРЖДАЮ:

Зав. кафедрой___________

(Подпись, дата)

ЗАДАНИЕ

на выполнение выпускной квалификационной работы

Студенту

1. Тема выпускной квалификационной работы:

Анализ режимов и надежности электрических сетей Парабельского энергоузла (утверждена приказом проректора-директора ЭНИН от 29.05.2012 № 2623/с).

2. Срок сдачи студентом готовой работы: ______________

. Исходные данные к работе: схема внешнего электроснабжения нефтяных месторождений Южного Васюгана ОАО «Томскнефть», данные о параметрах ЛЭП, подстанций, нагрузок.

4. Содержание текстового документа (перечень подлежащих разработке вопросов):

4.1 Режимы энергосистем и регулирование напряжения в сети.

4.1.1 Общие сведения. Требования к режимам энергосистем.

.1.2 Технические описание схемы сетевого энергорайона.

.1.3 Расчёт, анализ нормальных режимов и введение их в допустимую область по напряжению.

.1.4 Расчёт и анализ послеаварийных режимов и введение их в допустимую область по напряжению.

.1.5 Оценка и увеличение пропускной способности ВЛЭП.

.2 Надежность и резервирование в энергосистеме.

.2.1 Исследование режимной надёжности.

4.2.2 Анализ надежности распределительного устройства.

4.3 Качество электрической энергии и влияние его на потери в электроустановках.

5. Перечень графического материала.

.1 Существующая схема электрических сетей Парабельского энергоузла.

. Консультанты по разделам выпускной квалификационной работы

(с указанием разделов).

.1 По режимам энергосистем - ст. преп. С. Г. Слюсаренко.

.2 По надёжности энергосистем - доцент, канд. техн. наук - К. И. Заподовников.

7. Дата выдачи задания на выполнение выпускной квалификационной работы

Руководитель

Задание принял к исполнению

Реферат

Дипломная работа содержит 107 страниц, 28 рисунков, 49 таблиц, 9 источников, 6 приложений.

Ключевые слова: режим энергосистемы, моделирование режимов, надежность энергосистем, нагрузка, допустимые параметры режима, пропускная способность электрических сетей, воздушная линия электропередачи.

Объектом исследования являются электрические сети нефтяных месторождений Южного Васюгана ОАО «Томскнефть».

Целью работы - является исследование режимных характеристик электрических сетей нефтяных месторождений Южного Васюгана ОАО «Томскнефть». В процессе работы проводился ряд расчетов установившихся и послеаварийных режимов.

Выпускная квалификационная работа выполнена с помощью программ IndorElectra и MS Excel в текстовом редакторе MS Word 2010 и представлена на компакт - диске (в конверте на обороте обложки).

Содержание

Введение

Описание электрических сетей нефтяных месторождений Южного Васюгана ОАО «Томскнефть»

Определение понятия режима энергосистемы

Требования к режимам энергосистем

.Моделирование режимов электрических сетей нефтяных месторождений Южного Васюгана ОАО «Томскнефть»

.1Расчет нормальных режимов максимальных и минимальных нагрузок

.1.1Расчет режима максимальных нагрузок энергосистемы

.1.2Расчет режима минимальных нагрузок энергосистемы

.2Расчет послеаварийного режима максимальных нагрузок энергосистемы

.2.1Отключение цепи ВЛЭП Парабель-Лугинецкая (С-103)

.2.2Отключение АТ1 на ПС «Парабель»

.2.3Отключение АТ1 на ПС «Парабель» и отключение цепи ВЛЭП «Парабель - Лугинецкая» (С-103)

.2.4Отключение АТ1 на ПС «Парабель» и отключение цепи «Парабель - Лугинецкая» (С-103) и цепи «Игольская - Крапивинская» (С-140)

.2.5Отключение Т1 на ПС «Игольская» и отключение цепи «Парабель - Лугинецкая» (С-103) и цепи «Игольская - Крапивинская» (С-140)

.3Оценка пропускной способности

.3.1Оценка пропускной способности ВЛЭП в направлении «Парабель - КС-2»

.3.2Оценка пропускной способности ВЛЭП в направлении «Парабель - Крапивинская»

.3.3Оценка пропускной способности ВЛЭП в направлении «Парабель - Двуреченская»

.3.4Оценка пропускной способности ВЛЭП в направлении «Парабель - З.Моисеевская»

.4Увеличение пропускной способности ВЛЭП

.4.1Увеличение пропускной способности линии «Парабель - КС-2»

.4.2Увеличение пропускной способности линии «Парабель - Крапивинская»

.4.3Увеличение пропускной способности линии «Парабель - Двуреченская»

.4.4Увеличение пропускной способности линии «Парабель - З.Моисеевская»

.5Анализ результатов моделирования режимов электрических сетей

.Надежность сетевого района

.1Оценка режимной надежности

.1.1 Формирование вероятностной модели нагрузки

.1.2Формирование вероятностной модели генерирующей части

.1.3Формирование вероятностной модели энергосистемы

.1.4Расчет и анализ коэффициентов бездефицитной работы и готовности энергосистемы

.1.5Расчет и анализ показателей надежности с учетом планово-предупредительных ремонтов

.1.6Расчёт и анализ показателей надежности с учетом ввода резерва

.2Постановка задачи схемной надёжности

.2.1Расчет частоты отказов выключателя с учетом протяженности линий электропередачи

.2.2Расчет частоты внезапных отказов выключателя

.2.3 Расчет коэффициентов режимов работы РУ

.2.4Расчет режимов частоты отказов выключателя

.2.5Расчет времени для выполнения переключений РУ

.2.6Расчет частоты отказов шин (секции) типовой схемы

.3Анализ результатов оценки надежности энергосистемы

.Качество электрической энергии и влияние его на потери в электроустановках.

.1Отклонение напряжения.

.1.1Влияние отклонения напряжения на работу электрооборудования.

.2Колебания напряжения

.2.1Влияние колебаний напряжения на работу электрооборудования.

.3Несимметрия напряжений.

.3.1Влияние несимметрии напряжений на работу электрооборудования

.4Провал напряжения

.5Импульсное перенапряжение.

.6Несинусоидальность напряжения.

.6.1Влияние несинусоидальности напряжения на работу электрооборудования.

.6.2Влияние высших гармоник и их фильтрация.

.7Отклонение частоты.

.7.1Влияние отклонения частоты на работу электрооборудования.

Заключение

Список литературы

Приложение А (справочное) - Основные понятия и определения, приводимые в работе

Приложение Б - Параметры напряжения в узлах схемы при расчете режимов максимальных и минимальных нагрузок

Приложение В - Параметры напряжения в узлах схемы при расчете послеаварийных режимов

Приложение Г - Вероятность работы системы в течение года

Приложение Д - Вероятность работы системы в течение года с учётом плановых ремонтов

Приложение Е - Вероятность работы системы в течение года с учётом плановых ремонтов и ввода резервной мощности

Введение

Задачей данной работы является исследование режимов и оценка надежности электрических сетей Парабельского энергоузла. Рассматриваемая схема является частью Томской энергосистемы, и представляет собой электрические сети нефтяных месторождений Южного Васюгана ОАО «Томскнефть».

Нефтяная промышленность - отрасль экономики, занимающаяся добычей, переработкой, транспортировкой, складированием и продажей природного полезного ископаемого - нефти и сопутствующих нефтепродуктов. Питание электрической энергией потребителей нефтяной промышленности осуществляется от сетей энергосистем или от собственных местных электрических станций. Потребители с большой установленной мощностью электрифицированных механизмов, например, перекачивающие насосные станции магистральных трубопроводов, комплекс установок нефтяных промыслов, как правило, питаются от энергосистем. Поэтому крайне важным является обеспечить надежное и качественное электроснабжение нефтяных месторождений.

В данной работе рассматриваются нормальный установившийся режим максимальных и минимальных нагрузок и послеаварийные установившиеся режимы. Для энергосистемы проводится расчет режима с введением его в допустимую область. В качестве степеней свободы для ввода режима в допустимую область в данной работе используются:

·РПН и ПБВ трансформаторов и автотрансформаторов;

·статические источники реактивной энергии.

Для моделирования режимов электрических систем разработаны специализированные программные комплексы IndorElectra; MUSTANG; DAKAR и другие. В данной работе используется система IndorElectra, т.к. она проста в использовании, отличается высокой скоростью работы и удобным интерфейсом.

Описание электрических сетей нефтяных месторождений Южного Васюгана ОАО «Томскнефть»

Центральным энергоузлом является подстанция (ПС) «Парабель», которая получает питание по воздушным линиям электропередач (ВЛЭП) 220 кВ от ПС «Томская». От ПС «Парабель» по ВЛЭП 110 кВ электроэнергия передается до конечных подстанций, где трансформируется до 35 кВ и 6 кВ, и далее по распределительным сетям получают питание нагрузка.

Рисунок 1 - Карта-схема электрических сетей нефтяных месторождений Южного Васюгана ОАО «Томскнефть»

Генерирующая часть рассматриваемой схемы представлена 2 рабочими и 1 резервным блоками мощностью 2,5 МВт магнитогидродинамической электростанцией (МГДЭС) установленной на ПС «Мыльджино», а также 3 рабочими и 1 резервным блоками мощностью 6 МВт газотурбинными электростанциями (ГТЭС) на ПС «Игольская». Так как Томская энергосистема является дефицитной, то недостающая мощность для рассматриваемого участка сети передается от Красноярской энергосистемы через ПС «Итатская» и далее через ПС «Томская» на ПС «Парабель», которая представлена виде балансирующего узла.

Так как нефтяные месторождения относятся к электроприемникам I категории, чрезвычайно важно обеспечить надежное и качественное электроснабжение. При условии, что существующая схема внешнего электроснабжения нефтяных месторождений Южного Васюгана характеризуется:

- удаленностью от основных генерирующих источников,

большой протяженностью линий.

Решением вопроса качественного электроснабжения нефтяных месторождений может стать применение современных FACTS технологий, а именно блока «УШР-БСК» на ряде подстанций данных электрических сетей.

Определение понятия режима энергосистемы

Режимом энергетической системы называется некоторое ее состояние, определяемое значениями мощностей, напряжений, токов, частоты и других физических переменных величин, характеризующих процесс преобразования, передачи и распределения энергии и называемых параметрами режима.[1]

Различают два вида режимов энергетических систем: установившиеся и переходные.

Установившийся режим работы системы характеризуется неизменностью ее параметров (потоков мощности в ветвях, напряжениями и сдвигами фазовых углов в узлах) или очень медленными и нерегулярными их изменениями.

Переходный режим работы системы характеризуется быстрым изменением во времени его параметров. В данном разделе работы рассматриваются установившиеся режимы электрических сетей. Установившиеся режимы сети при задании постоянных по модулю и фазе токов нагрузки потребителей и генераторов во всех узлах описываются линейными алгебраическими уравнениями - линейными уравнениями установившегося режима.

Установившийся режим рассчитывают при различных способах задания исходных данных. В данной работе исходные данные задаются следующим образом:

·известны сопротивления и проводимости всех пассивных элементов сети;

·заданы постоянные величины всех источников тока во всех узлах, кроме балансирующего по активной и реактивной мощности, все ЭДС, а также напряжения одного узла - базисного по напряжению.

Необходимо определить напряжения во всех узлах и токи во всех ветвях. В общем случае базисный по напряжению и балансирующий по мощности узлы могут не совпадать. Однако в данной работе базисный и балансирующий узлы совпадают с узлом источника питания. Если в качестве неизвестных принять узловые напряжения, то установившийся режим достаточно описать только уравнениями узловых напряжений, вытекающими из первого закона Кирхгофа и закона Ома. Далее система уравнений решается итерационным методом в программе IndorElectra.

Задачей моделирования режима в этом случае является его введение в область допустимых значений по напряжению и току при помощи регулирования степеней свободы без выхода за предел существования режима.

Рост электрических нагрузок предопределяет решение задач на оценку текущей пропускной способности сетей, а также запаса пропускной способности.

Требования к режимам энергосистем

Режимы энергетической системы должны удовлетворять ряду основных требований, обусловленных важным народнохозяйственным значением энергосистемы и, в частности, значением энергетики для промышленности, сельского хозяйства, транспорта и быта.

Основные требования к режимам систем энергоснабжения: [1]

а)надежность режима работы;

б)бесперебойность энергоснабжения потребителей;

в)достаточно высокое качество энергии;

г)наибольшая экономичность режима при выполнении системой государственного плана выработки энергии по количественным и качественным показателям.

Требование обеспечения надлежащего качества энергии относится, строго говоря, к параметрам режима тех узловых точек системы, от которых получают питание потребители энергии.

Этими параметрами являются: частота в системе и напряжения в точках сети, от которых получают питание потребители электрической энергии

Для каждой из контролируемых узловых точек системы должна быть нормирована зона допустимых значений регулируемого параметра режима.

1.Моделирование режимов электрических сетей нефтяных месторождений Южного Васюгана ОАО «Томскнефть»

Для достижения поставленной цели моделирования режимов электрической сети необходимо решить несколько задач. Сформировать исходные данные по исследуемой системе. При этом заданными считать мощности трансформаторов, нагрузок, сечения и длины ЛЭП. Провести моделирование существующей схемы в режимах максимальных и минимальных нагрузок с введением в допустимую область по напряжению и токам. Создать модель послеаварийного режима с введением в допустимую область. Оценить пропускную способность электрических сетей в заданных направлениях и увеличение по одному из направлений оценки запаса.

Рисунок 2 - Принципиальная схема электрических сетей месторождений

Таблица 1 - Параметры нагрузок подстанций

Название подстанцииРmax, МВтQmax, МВарПарабель10,284,4Завьялово29,612,6Вертикос10,284,4КС-241,74ИгольскаяСторона 35 кВ41,92МыльджиноСторона 35 кВ1,550,74ТарскаяСторона 10 кВ10,62ЛугинецкаяСторона 35 кВ62,4Сторона 10 кВ2,631,23КрапивинскаяСторона 35 кВ16,88Сторона 6 кВ62,4З.МоисеевскаяСторона 35 кВ15,55,3Сторона 10 кВ4,63ДвуреченскаяСторона 35 кВ4,62,4Сторона 6 кВ4,41,8ОстанинскаяСторона 35 кВ41,92Сторона 10 кВ2,361,14КалиноваяСторона 35 кВ41,92Сторона 6 кВ2,31,14

Таблица 2 - Параметры ЛЭП

Дисп. назв. ЛЭПНазвание участкаUном., кВI доп., АR, ОмX, ОмТип и длинаПВ-224Вертикос - Парабель (отрезок "Отп. Завьялово-Завьялово")220,00605,000,010,02АС 240/32 - 0,05 кмПВ-224Вертикос - Парабель (отрезок "Отп. Каргасок-Каргасок")220,00605,000,010,02АС 240/32 - 0,05 кмПВ-224Вертикос - Парабель (отрезок Вертикос-отп. Завьялово)220,00610,006,0922,44АСО 240/32 - 51,58 кмПВ-224Вертикос - Парабель (отрезок отп. Завьялово-отп. Каргасок)220,00610,003,9514,57АСО 240/32 - 33,5 кмПВ-224Вертикос - Парабель (отрезок отп. Каргасок-Парабель)220,00610,000,120,43АСО 240/32 - 57,9 кмПВ-234Вертикос - Парабель (отрезок "Отп. Завьялово-Завьялово")220,00605,000,010,02АС 240/32 - 0,05 кмПВ-234Вертикос - Парабель (отрезок "Отп. Каргасок-Каргасок")220,00605,000,010,02АС 240/32 - 0,05 кмПВ-234Вертикос - Парабель (отрезок Вертикос-отп. Завьялово)220,00610,006,0922,44АСО 240/32 - 51,58 кмПВ-234Вертикос - Парабель (отрезок отп. Завьялово-отп. Каргасок)220,00610,000,120,43АСО 240/32 - 33,5 кмПВ-234Вертикос - Парабель (отрезок отп. Каргасок-Парабель)220,00610,000,120,43АСО 240/32 - 57,9 кмС-101Парабель - КС-2 (отрезок 1 на Т1)110,00330,000,781,13АС 95/16 - 2,6 кмС-102Парабель - КС-2 (отрезок 2 на Т2)110,00330,000,781,13АС 95/16 - 2,6 кмС-103Парабель - Лугинецкая (отрезок "Отп. Тарская-Тарская")110,00605,000,010,02АС 240/32 - 0,05 кмС-103Парабель - Лугинецкая (отрезок отп. Тарская-Лугинецкая)110,00605,0012,3942,53АС 240/32 - 105 кмС-103Парабель - Лугинецкая(отрезок Парабель-отп. Тарская)110,00605,008,5029,16АС 240/32 - 72 кмС-104Парабель - Лугинецкая (отрезок "Отп. Тарская-Тарская")110,00605,000,010,02АС 240/32 - 0,05 кмС-104Парабель - Лугинецкая (отрезок отп. Тарская-Лугинецкая)110,00605,0012,3942,53АС 240/32 - 105 кмС-104Парабель - Лугинецкая (отрезок Парабель-отп. Тарская)110,00605,008,5029,16АС 240/32 - 72 кмС-105Лугинецкая - Калиновая (отрезок Лугинецкая-отп. Останинская)110,00450,0011,0422,73АС 150/24 - 54,13 кмС-105Лугинецкая - Калиновая (отрезок отп. Останинская-Калиновая)110,00450,006,5413,47АС 150/24 - 32,07 кмС-105Лугинецкая - Калиновая (отрезок отп. Останинская-Останинская)110,00450,000,430,89АС 150/24 - 2,13 кмС-106Лугинецкая - Калиновая (отрезок Лугинецкая-отп. Останинская)110,00450,0011,0422,73АС 150/24 - 54,13 кмС-106Лугинецкая - Калиновая (отрезок отп. Останинская-Калиновая)110,00450,006,5413,47АС 150/24 - 32,07 кмС-106Лугинецкая - Калиновая (отрезок отп. Останинская-Останинская)110,00450,000,430,89АС 150/24 - 2,13 кмС-109Лугинецкая - Игольская (отрезок 1 на ? с.ш.)110,00605,0019,2966,22АС 240/32 - 163,5 кмС-110Лугинецкая - Игольская (отрезок 2 на II с.ш)110,00605,0019,2966,22АС 240/32 - 163,5 кмС-113Лугинецкая - Мыльджино (отрезок 1 на II с.ш.)110,00390,0018,9833,22АС 120/19 - 77,8 кмС-114Лугинецкая - Мыльджино(отрезок 2 на I c.ш.)110,00390,0018,9833,22АС 120/19 - 77,8 кмС-140Игольская - Двуреченская (отрезок "Отп З.Моисеевская-З.Моисеевская")110,00390,000,010,02АС 120/19 - 0,05 кмС-140Игольская - Двуреченская (отрезок "Отп З.Моисеевская-З.Моисеевская")110,00390,000,010,02АС 120/19 - 0,05 кмС-140Игольская - Двуреченская (отрезок "Отп. Крапивинская-Крапивинская")110,00390,000,010,02АС 120/19 - 0,05 кмС-140Игольская - Двуреченская (отрезок Игольская-отп. Крапивинская)110,00605,008,0927,78АС 240/32 - 68,6 кмС-140Игольская - Двуреченская (отрезок отп. З.Моисеевская-Двуреченская)110,00390,002,203,84АС 120/19 - 9 кмС-140Игольская - Двуреченская (отрезок отп. Крапивинская-отп. З.Моисеевская)110,00390,004,648,11АС 120/19 - 19 кмС-141Игольская - Двуреченская (отрезок "Отп. Крапивинская-Крапивинская")110,00390,000,010,02АС 120/19 - 0,05 кмС-141Игольская - Двуреченская (отрезок Игольская-отп. Крапивинская)110,00605,008,0927,78АС 240/32 - 68,6 кмС-141Игольская - Двуреченская (отрезок отп. З.Моисеевская-Двуреченская)110,00390,002,203,84АС 120/19 - 9 кмС-141Игольская - Двуреченская (отрезок отп. Крапивинская-отп. З.Моисеевская)110,00390,004,648,11АС 120/19 - 19 км

Таблица 3 - Параметры 3-х обмоточных и (авто)трансформаторов

№ПодстанцияМаркаS, МВАdP, кВтdQ, кВАрRв, ОмXв, ОмRс, ОмXс, ОмRн, ОмXн, ОмПределы регулирования1КалиноваяТДТН-25000/110 (115;38.5;6.6)2537,86268,141,4856,871,481,001,4835,71±(9х1,78%)2ОстанинскаяТДТН-16000/110 (115;38.5;6.6)1629,75236,632,5888,862,582,002,5855,79±(9х1,78%)3ДвуреченскаяТДТН-25000/110 (115;38.5;6.6)2540,17322,661,4856,871,481,001,4835,71±(9х1,78%)4З.МоисеевскаяТДТН-25000/110 (115;38.5;6.6)2554,11655,601,4856,871,481,001,4835,71±(9х1,78%)5КрапивинскаяТДТН-25000/110 (115;38.5;6.6)2559,92799,171,4856,871,481,001,4835,71±(9х1,78%)6ИгольскаяТДТН-25000/110 (115;38.5;6.6)2561,69917,891,4856,871,481,001,4835,71±(9х1,78%)7ТарскаяТДТН-10000/110 (115;38.5;11)1021,64142,365,03142,175,034,005,0389,27±(9х1,78%)8ЛугинецкаяТДТН-25000/110 (115;38.5;11)2539,76304,921,4856,871,481,001,4835,71±(9х1,78%)9МыльджиноТДТН-10000/110 (115;38.5;6.6)1026,48217,225,03142,175,034,005,0389,27±(9х1,78%)10ПарабельАТДЦТН-63000/220/110 (230;121;11)6312183,042389,431,33100,761,3305,33193,13± (6х2) %11ВертикосАТДЦТН-63000/220/110 (230;121;11)634,02177,181,33100,761,3305,33193,13±( 6х2) %

Таблица 4 - Параметры трансформаторов с расщепленной обмоткой

№ПодстанцияМаркаS, МВАdP, кВтdQ, кВАрR1, ОмX1, ОмR2, ОмX2, ОмПределы регулирования1КС-2ТРДН-25000/110 (115;10.5;10.5)2529,78199,542,5455,552,5455,55±(9х1,78%)3ЗавьяловоТРДН-32000/220 (230;11;11)3264,61683,417,75190,117,75190,11±(9х1,78%)

1.1Расчет нормальных режимов максимальных и минимальных нагрузок

1.1.1Расчет режима максимальных нагрузок энергосистемы

Рассматриваемая сеть представлена на рисунке 2. Для энергосистемы проводится расчет с введением в допустимую область.

Допустимое отклонение напряжения на шинах потребителя в большую или меньшую сторону составляет 5% от номинального напряжения, ток в линии не должен превышать допустимых значений.

Расчет производим в программе «lndorElectra». Входными данными являются значения активных и реактивных нагрузок, параметры ЛЭП и трансформаторов.

Нагрузки для расчета максимального режима принимаются равными 0,5*Sтр., как для трехобмоточных трансформаторов, так и для автотрансформаторов. Ввиду большого количества нагрузок, отходящих от шин распределительных подстанций, их значения были приняты с тем условием, чтобы суммарная потребляемая соответствующей шиной мощность была равна вышеуказанному значению.

Результаты расчета представлены в приложении Б, таблица Б.1.

Рисунок 3 - Параметры расчета режима максимальных нагрузок.

Для ввода параметров в допустимую область, были установлены блоки КБ+УШР следующей мощностью:

·на ПС Игольская QКБ= 23 МВар, QУШР=25 МВар.

·на ПС Двуреченская QКБ= 23 МВар, QУШР=25 МВар.

Также было произведено регулирование уровней напряжения на шинах потребителя путем изменения коэффициентов трансформации (Таблица 1.1)

Таблица 1.1 - Степени свободы для введения в допустимую область

№ отпайкиПодстанцияТ1Т2ВНСНВНСНПарабель-8-8Завьялово8-8-Вертикос-10-10Тарская8181Останинская93(ном)93(ном)Мыльджино5252Лугинецкая83(ном)83(ном)Калиновая93(ном)93(ном)Игольская73(ном)73(ном)Двуреченская93(ном)93(ном)

1.1.2Расчет режима минимальных нагрузок энергосистемы

В режиме минимальных нагрузок значения нагрузки принимаются равными 0,9 от максимальных

Рассматриваемая сеть представлена на рисунке 1.

Для энергосистемы проводится расчет с введением в допустимую область. Введение параметров в допустимую область сводится к регулировке напряжения на подстанциях. Допустимое отклонение напряжения на шинах потребителя в минимальном режиме в большую или меньшую сторону 10% от номинального напряжения, ток в линии не должен превышать допустимых значений.

Расчет производим в программе «IndorElectra». Полученные результаты напряжения в узлах схемы представлены в приложении Б, таблица Б.2.

Рисунок 4 - Параметры расчета режима минимальных нагрузок.

После расчета нормального режима минимальных нагрузок определено, что напряжения на шинах потребителя большинства подстанций входит в допустимое отклонение 10% от Uжел в большую или меньшую сторону. Поэтому, для ввода параметров в допустимую область, регулирование режима минимальных нагрузок не требуется.

Вывод: для системы были рассчитаны и введены в допустимую область по напряжению режимы работы максимальных и минимальных нагрузок. При расчете каждого режима были выявлены проблемные узлы, после чего на шинах всех потребителей были достигнуты желаемые уровни напряжения при помощи РПН трансформаторов и установки блоков КБ+УШР.

1.2Расчет послеаварийного режима максимальных нагрузок энергосистемы

Послеаварийные режимы представляют собой режимы, в которых некоторые линии или трансформаторы были отключены в результате аварии или вывода в ремонт.

Сымитируем короткое замыкание цепей линий, а также трансформаторов. Рассмотрим 5 послеаварийных режимов. В данном пункте будут рассматриваться примеры как отдельных элементов системы, так и их одновременное отключение.

1.2.1Отключение цепи ВЛЭП Парабель-Лугинецкая (С-103)

Проведем расчет с введением в допустимую область. Расчет произведем в программе «IndorElectra». Введение параметров в допустимую область сводится к регулированию напряжения на подстанциях. Допустимое отклонение напряжения на шинах потребителя в большую или меньшую сторону 5% от номинального напряжения, ток в линии не должен превышать допустимых значений.

Результаты расчетов представлены в приложении В таблица В.1

Рисунок 5 - Результаты расчета послеаварийного режима максимальных нагрузок (при отключении цепи ВЛЭП Парабель-Лугинецкая)

Для ввода параметров в допустимую область было произведено регулирование уровней напряжения на шинах потребителя путем изменения коэффициентов трансформации (таблица 1.2).

Таблица 1.2 - Степени свободы для введения в допустимую область

№ отпайкиПодстанцияТ1Т2ВНСНВНСНПарабель-7-7Вертикос-11-11КС-29-9-Тарская9191Мыльджино6262Лугинецкая93(ном)93(ном)1.2.2Отключение АТ1 на ПС «Парабель»

Полученные результаты представлены в приложении В, таблица В.2

Рисунок 6 - Результаты расчета послеаварийного режима максимальных нагрузок (при отключении АТ1 на ПС «Парабель»)

Для ввода параметров в допустимую область было произведено регулирование уровней напряжения на шинах потребителя путем изменения коэффициентов трансформации (таблица 1.3).

Таблица 1.3 - Степени свободы для введения в допустимую область

№ отпайкиПодстанцияТ1Т2ВНСНВНСНИгольская63(ном)--Вертикос-11-11

1.2.3Отключение АТ1 на ПС «Парабель» и отключение цепи ВЛЭП «Парабель - Лугинецкая» (С-103)

Полученные результаты представлены в приложении В, таблица В.3

Рисунок 7 - Результаты расчета послеаварийного режима (при отключении АТ1 на ПС «Парабель» и отключение цепи ВЛЭП «Парабель - Лугинецкая»)

Для ввода параметров в допустимую область было произведено регулирование уровней напряжения на шинах потребителя путем изменения коэффициентов трансформации (таблица 1.4).

Таблица 1.4 - Степени свободы для введения в допустимую область

№ отпайкиПодстанцияТ1Т2ВНСНВНСНПарабель-5-5Вертикос-11-11КС-28-8-Игольская63--Двуреченская8383

1.2.4Отключение АТ1 на ПС «Парабель» и отключение цепи «Парабель - Лугинецкая» (С-103) и цепи «Игольская - Крапивинская» (С-140)

Полученные результаты представлены в приложении В, таблица В.4

Рисунок 8 - Результаты расчета послеаварийного режима (при отключении АТ1 на ПС «Парабель» и отключении цепи «Парабель - Лугинецкая» (С-103) и цепи «Игольская - Крапивинская» (С-140)

Для ввода параметров в допустимую область было произведено регулирование уровней напряжения на шинах потребителя путем изменения коэффициентов трансформации (таблица 1.5).

Таблица 1.5 - Степени свободы для введения в допустимую область

№ отпайкиПодстанцияТ1Т2ВНСНВНСНПарабель-7-7Вертикос-11-11Мыльджино6262КС-29-9-Игольская63--1.2.5Отключение Т1 на ПС «Игольская» и отключение цепи «Парабель - Лугинецкая» (С-103) и цепи «Игольская - Крапивинская» (С-140)

Для ввода параметров в допустимую область было произведено регулирование уровней напряжения на шинах потребителя путем изменения коэффициентов трансформации (таблица 1.6).

Таблица 1.6 - Степени свободы для введения в допустимую область

№ отпайкиПодстанцияТ1Т2ВНСНВНСНПарабель-7-7Вертикос-11-11Мыльджино--62КС-29-9-Игольская63--

1.3Оценка пропускной способности

Мероприятия по увеличению пропускной способности основных потоков:

1.Компенсация реактивной мощности в основных элементах с помощью КБ. В результате возрастут уровни напряжения и уменьшатся токи.

.Перевод части линии выполненных в габаритах более высокого класса напряжения в свой класс напряжений со строительством дополнительных ПС.

3.Строительство новых ЛЭП того же класса напряжения и расширение подстанций.

Снабжение потребителей осуществляется от трёх питающих подстанций Парабель 220/110/10, Игольская 110 110/35/6 и Мыльджино 110 110/35/6. Для оценки пропускной способности ВЛЭП рассмотрим следующее направление:

·Парабель - КС-2;

·Парабель - Крапивинская;

·Парабель - Двуреченская;

·Парабель - З.Моисеевская.

Для исследования пропускной способности нагрузку устанавливаем на шинах 110 и 220 кВ.

Введение параметров в допустимую область сводится к регулировке напряжения на подстанциях. Допустимое отклонение напряжения на шинах потребителя в максимальном режиме в большую или меньшую сторону: 5% от номинального напряжения, ток в линии не должен превышать допустимых значений.

1.3.1Оценка пропускной способности ВЛЭП в направлении «Парабель - КС-2»

Расчет производим в программе «IndorElectra». Полученные результаты представлены в таблице 1.7.

Таблица 1.7 - Пропуская способность ВЛ в направлении к узлу ПС «КС-2»

Активная мощность нагрузки в узле ПС КС-2, МВтНапряжение в узле ПС КС-2, кВТок по цепям ВЛ, Iдоп=330А8115,6530,46; 30,4816115,5350,33; 50,3532115,2690,42; 90,4564114,66171,4; 171,43125113,14329,3; 329,32

Как видно из вышеприведенной таблицы максимальная мощность, которую можно передать в направлении Парабель - КС-2 составляет 125 МВт. Таким образом, передаваемую мощность в данном направлении удалось увеличить в 15 раз, по сравнению с первоначально заданной нагрузкой. Это значение передаваемой мощности является предельным, поскольку увеличение мощности приведет к превышению значений токов над допустимыми.

1.3.2Оценка пропускной способности ВЛЭП в направлении «Парабель - Крапивинская»

Расчет производим в программе «IndorElectra». Полученные результаты представлены в таблице 1.8.

Таблица 1.8 - Пропуская способность ВЛ в направлении к узлу ПС «Крапивинская»

Активная мощность нагрузки в узле ПС Крапивинская, МВтНапряжение в узле ПС Крапивинская, кВТок по цепям ВЛ, Iдоп=390А16,8114,90282,52;283,9333,6114,66323,12;323,6167,2114,13351,67;351,7773,2114,24389,99;389,72

Из данных таблицы следует вывод, что максимально по цепи линии в направлении «Парабель - Крапивинская» можно передать мощность равную 73,2 МВт. Таким образом, передаваемую мощность в данном направлении удалось увеличить в 4,3 раза по сравнению с первоначально заданной нагрузкой.

1.3.3Оценка пропускной способности ВЛЭП в направлении «Парабель - Двуреченская»

Расчет производим в программе «IndorElectra». Полученные результаты представлены в таблице 1.9.

Таблица 1.9 - Пропуская способность ВЛ в направлении к узлу ПС «Двуреченская»

Активная мощность нагрузки в узле ПС Двуреченская, МВтНапряжение в узле ПС Двуреченская, кВТок по цепям ВЛ, Iдоп=390А4,6115176,05;177,3318115271,75;272,9730,9115353,8;354,9750,6115387,06;388,17

Из данной таблицы следует вывод, что максимально по цепи линии в направлении Парабель - Двуреченская можно передать мощность равную 50,6 МВт. Таким образом, передаваемую мощность в данном направлении удалось увеличить в 11 раз по сравнению с первоначально заданной нагрузкой. Постепенно утяжеляя режим напряжение на шинах потребителей падало, но при помощи РПН трансформаторов удалось добиться приемлемых значений уровней напряжения.

1.3.4Оценка пропускной способности ВЛЭП в направлении «Парабель - З.Моисеевская»

Расчет производим в программе «IndorElectra». Полученные результаты представлены в таблице 1.10.

Таблица 1.10 - Пропуская способность ВЛ в направлении к узлу ПС «З.Моисеевская»

Активная мощность нагрузки в узле ПС З.Моисеевская, МВтНапряжение в узле ПС З.Моисеевская, кВТок по цепям ВЛ, Iдоп=390А15,5114,46119;118,9935,3114,31200,92;200,9251,5114,05284;284

Из данной таблицы следует вывод, что максимально по цепи линии в направлении Парабель - З.Моисеевская можно передать мощность равную 51,5 МВт. Таким образом, передаваемую мощность в данном направлении удалось увеличить в 3,3 раза по сравнению с первоначально заданной нагрузкой. Далее мы не можем увеличивать нагрузку, так как на линии Лугинецкая - Игольская достигнут предел по допустимому току. Постепенно утяжеляя режим напряжение на шинах потребителей падало, но при помощи РПН трансформаторов удалось добиться приемлемых значений уровней напряжения.

Вывод: таким образом, в данной части работы была произведена оценка пропускной способности ВЛЭП по трем направлениям. Сведем результаты оценки пропускной способности в таблицу 1.11.

Таблица 1.11 - Пропускная способность

НаправлениеP, МВтПарабель - КС-2125Парабель - Крапивинская73,2Парабель - Двуреченская50,6Парабель - З.Моисеевская51,5

Как видно из данной таблицы, в направлении «Парабель 220 - Крапивинская» можно передать наибольшее количество активной мощности.

От «Парабель - Двуреченская» оказалось возможным передать 50,6 МВт.

1.4Увеличение пропускной способности ВЛЭП

Пропускную способность исследуемых ВЛЭП можно увеличить с помощью:

. компенсации реактивной мощности в основных элементах с помощью КБ. В результате возрастут уровни напряжения и уменьшатся токи.

2. перевода части линии выполненных в габаритах более высокого класса напряжения в свой класс напряжений со строительством дополнительных ПС.

3. строительства новых ЛЭП того же класса напряжения и расширение подстанций.

Основными причинами невозможности дальнейшего увеличения являлись нарушение ограничения по току и наличие нежелаемых уровней напряжений в узлах.

Эти причины можно устранить, используя компенсирующие устройства. В данном случае эффективно использование батарей статических конденсаторов (БСК).

1.4.1Увеличение пропускной способности линии «Парабель - КС-2»

Оценивая пропускную способность линии «Парабель» - «КС-2» передаваемую мощность в данном направлении удалось увеличить в 15 раз по сравнению с первоначально заданной нагрузкой. В случае необходимости более существенной загрузки конечной подстанции необходимо решить задачу увеличения пропускной способности путем установления на шинах батарей статических конденсаторов.

Рассмотрим увеличение пропускной способности «Парабель - КС-2».

Постепенно увеличивая активную мощность нагрузки и БСК, заносим значения в таблицу 1.12, вводя при необходимости значение напряжения в допустимую область.

Таблица 1.12 - Увеличение пропускной способности линии в направлении к узлу ПС «КС-2»

Активная мощность нагрузки в узле ПС КС-2, МВтНапряжение в узле ПС КС-2, кВТок по цепям ВЛ, А Iдоп=330 АМощность БСК, МВар125113,14329,3; 329,320126114,18329,42; 329,4210126,2114,71329,41; 329,4115126,4115,25329,91; 329,9120

Пропускную способность линии в направлении «Парабель» - «КС-2» удалось увеличить до 126,4 МВт. При постепенном утяжелении режима значения напряжений на шинах удаленной подстанции незначительно отличались от желаемых, поэтому использовать РПН трансформаторов не пришлось.

1.4.2Увеличение пропускной способности линии «Парабель - Крапивинская»

Оценивая пропускную способность линии «Парабель - Крапивинская», передаваемую мощность в данном направлении удалось увеличить в 4,3 раза по сравнению с первоначально заданной нагрузкой. В случае необходимости более существенной загрузки конечной подстанции необходимо решить задачу увеличения пропускной способности путем установления на шинах батарей статических конденсаторов.

Рассмотрим увеличение пропускной способности «Парабель» - «Крапивинская».

Постепенно увеличивая активную мощность нагрузки и БСК, заносим значения в таблицу 1.13, вводя при необходимости значение напряжения в допустимую область.

Таблица 1.13 - Увеличение пропускной способности линии в направлении к узлу ПС «Крапивинская»

Активная мощность нагрузки в узле ПС Крапивинская, МВтНапряжение в узле ПС Крапивинская, кВТок по цепям ВЛ, А Iдоп=390 АМощность БСК, МВар73,2114,24389,99;389,72073,3114,65389,88;389,391073,4114,81389,91;389,211573,5114,9389,76;389,9320

Пропускную способность линии в направлении «Парабель - Крапивинская» удалось увеличить до 73,5 МВт. При постепенном утяжелении режима значения напряжений на шинах удаленной подстанции незначительно отличались от желаемых, поэтому использовать РПН трансформаторов не пришлось.

1.4.3Увеличение пропускной способности линии «Парабель - Двуреченская»

Оценивая пропускную способность линии «Парабель - Двуреченская» передаваемую мощность в данном направлении удалось увеличить в 11 раз по сравнению с первоначально заданной нагрузкой. В случае необходимости более существенной загрузки конечной подстанции необходимо решить задачу увеличения пропускной способности путем установления на шинах батарей статических конденсаторов.

Рассмотрим увеличение пропускной способности «Парабель - Двуреченская».

Постепенно увеличивая активную мощность нагрузки и БСК, заносим значения в таблицу 1.14, вводя при необходимости значение напряжения в допустимую область.

Таблица 1.14 - Увеличение пропускной способности линии в направлении к узлу ПС «Двуреченская»

Активная мощность нагрузки в узле ПС Двуреченская, МВтНапряжение в узле ПС Двуреченская, кВТок по цепям ВЛ, А Iдоп=390 АМощность БСК, МВар50,6115387,06;388,17050,9115389,78;388,671051115389,87;389,061551,1115389,86;389,7920

Пропускную способность линии в направлении «Парабель - Двуреченская» удалось увеличить до 51,1 МВт. При постепенном утяжелении режима значения напряжений на шинах удаленной подстанции незначительно отличались от желаемых, поэтому использовать РПН трансформаторов не пришлось.

1.4.4Увеличение пропускной способности линии «Парабель - З.Моисеевская»

Оценивая пропускную способность линии «Парабель» - «З.Моисеевская» передаваемую мощность в данном направлении удалось увеличить лишь в 3,3 раза по сравнению с первоначально заданной нагрузкой. В случае необходимости более существенной загрузки конечной подстанции необходимо решить задачу увеличения пропускной способности путем установления на шинах батарей статических конденсаторов.

Рассмотрим увеличение пропускной способности «Парабель» - «З.Моисеевская».

Постепенно увеличивая активную мощность нагрузки и БСК, заносим значения в таблицу 1.15, вводя при необходимости значение напряжения в допустимую область.

Таблица 1.15 - Увеличение пропускной способности линии в направлении к узлу ПС «З.Моисеевская»

Активная мощность нагрузки в узле ПС З.Моисеевская , МВтНапряжение в узле ПС З.Моисеевская , кВТок по цепям ВЛ, А Iдоп=390 АМощность БСК, МВар51,5114,05284;284051,6114,25278,46;278,4610

Пропускную способность линии в направлении «Парабель - З.Моисеевская» удалось увеличить до 51,6 МВт. Далее мы не можем увеличивать нагрузку, так как на линии «Лугинецкая - Игольская» достигнут предел по допустимому току. При постепенном утяжелении режима значения напряжений на шинах удаленной подстанции незначительно отличались от желаемых, поэтому использовать РПН трансформаторов не пришлось.

1.5Анализ результатов моделирования режимов электрических сетей

По исходным данным было проведено моделирование и введение в допустимую область по напряжению установившихся режимов максимальных и минимальных нагрузок. При этом были выявлены проблемные узлы, после чего на шинах всех потребителей были достигнуты желаемые уровни напряжения, с помощью РПН трансформаторов.

Также был произведен расчет послеаварийных режимов с введением в допустимую область. При расчете данного режима были произведены отключения трансформаторов и наиболее загруженных и протяженных линий. Исследование послеаварийного режима с разными вариантами отключения элементов системы позволяет сделать вывод о том, что схема обладает достаточно высокой надежностью, так как все возникающие проблемы не вызывают осложнений и устраняются довольно быстро.

В заключение, была проведена оценка пропускной способности ВЛЭП, в ходе которой были проведены мероприятия по ее увеличению.

2

2.Надежность сетевого района

Нефтяные месторождения Южного Васюгана ОАО «Томскнефть» относятся к электропотребителям I категории, в связи с этим чрезвычайно важным является обеспечение их надежного энергоснабжения, в частности выполнение требований по надежности режима энергосистемы.

Надежность режима энергосистемы это способность системы выдерживать те или иные возмущения. Возмущения по степени устойчивости можно разделить на две группы: статические или малые возмущения, постоянно имеющихся в системе, и динамические или большие возмущения, например при коротких замыканиях, потере или снижению генерирующей мощности и т.п. [5]

Цель работы - оценить надежность исследуемой подсистемы. Под надежностью будем понимать свойство энергосистемы (ЭС) выполнять заданные функции в заданном объеме при определенных условиях функционирования.

Для того чтобы оценить надёжность, следует решить две задачи: задачу режимной надёжности и задачу схемной надёжности.

В задаче режимной надёжности рассмотрим энергосистему в целом, двумя элементами которой будут являться нагрузка и генерирующая часть. В данной задаче будут выявлены такие состояния энергосистемы, в которых возникает дефицит, т.е. превышение мощности нагрузки над располагаемой мощностью генерирующей части.

В задаче схемной надёжности рассмотрим схему распределительного устройства (РУ). Для решения данной задачи нужно выявить такое состояние схемы, когда нарушается связь между источником питания и потребителем. Это состояние будет являться случайным событием.

Тот или иной уровень надежности будем определять при помощи соответствующих показателей (показателей надежности). Для задачи режимной надёжности такими показателями являются коэффициент бездефицитной работы (КБД) и коэффициент готовности (?) энергосистемы.

Под коэффициентом готовности будем понимать вероятность того, что элемент энергосистемы будет работоспособен в произвольно выбранный момент времени. Коэффициент бездефицитной работы рассматривается как вероятность того, что в произвольно выбранный момент времени мощность нагрузки не будет превышать мощность генерирующей части. Уровень надёжности для данной задачи будем изменять созданием избыточности (увеличением резерва мощности генерирующей части).

К основным показателям надежности, при рассмотрении задачи схемной надежности будем относить индекс надёжности, частоту отказов и среднее время восстановления. Индекс надёжности - это фактически вероятность того, что узел нагрузки будет получать питание от источника. Под отказом будем понимать случайное событие, заключающееся в нарушении работоспособности элемента. Частота отказов - это среднее количество отказов восстанавливаемого объекта в единицу времени. Этот показатель является случайной величиной. Время восстановления - это среднее время вынужденного простоя, необходимого для отыскания и устранения одного отказа.

Задачу режимной надёжности будем рассматривать в двух аспектах: без учёта и с учётом предупредительно-плановых ремонтов.

Для задачи режимной надёжности необходимо сделать вывод о надёжности электроснабжения потребителей, а также указать величину вводимого резерва, если таковой необходим.

Для задачи схемной надёжности делается вывод, о надёжности схемы РУ в определении математических ожидании чисел отключений элементов (линий, трансформаторов, генераторов) и делений РУ на электрически не связанные части.

2.1 Оценка режимной надежности

Для выполнения главной функции ЭС, т.е. обеспечения качества и надежности электроснабжения потребителей, суммарный уровень мощности генерирующих агрегатов (располагаемой мощности энергосистемы) должен быть не менее прогнозируемого максимума нагрузки. При равенстве указанных мощностей любое снижение располагаемой мощности или увеличение нагрузки приводит к дефициту мощности и недоотпуску электроэнергии потребителям.

На данном этапе необходимо сформировать вероятностную модель энергосистемы. Элементами энергосистемы представляются генерирующая часть и нагрузка. Для энергосистемы формируется ряд распределения различных ее состояний (бездефицитной работы или дефицита генерируемой мощности).

После этого проводится определение величины показателей надежности: коэффициента надежности (?) и коэффициента бездефицитной работы (КБД), сравнение их с нормативными значениями и делается вывод о необходимости введения резерва. Введение резерва предполагает увеличение мощности генерирующей части.

Для формирования вероятностной модели и дальнейшего анализа показателей надежности будем использовать данные суммарной мощности нагрузки энергосистемы, параметры этой нагрузки по периодам года (рисунки 10,11), продолжительность периодов годового графика нагрузки, суммарная мощность генерирующей части энергосистемы, параметры однотипных генераторов.

Суммарную мощность нагрузки энергосистемы находим путём суммирования всех нагрузок, а точнее воспользуемся эквивалентом нагрузки = 175 МВт.

Разделим генераторы на всех электростанциях в энергосистеме на три группы и примем следующие параметры генераторов (таблица 2.1). При этом величина суммарной мощности генераторов 183 МВт. В таблице 2.1 пердставлена информация о номинальной мощности генераторов каждой группы, количестве генераторов в каждой группе, коэффициенте вынужденного простоя, который определяется как вероятность того, что генератор будет неработоспособен в произвольно выбранный момент времени в промежутках между плановыми ремонтами и длительности плановых ремонтов.

Таблица 2.1. Параметры однотипных генераторов по группам

Номер группы генераторовМощность , МВт, шт.Коэффициент

вынужденного

простоя , о.е.Длительность

плановых

ремонтов , мес.12,520,0080,22630,0080,334040,0080,6

В таблице 2.4 приведена информация о продолжительности периодов годового графика нагрузки.

Таблица 2.4 - Продолжительность периодов годового графика нагрузки

Длительности периодов (месяцев)/ (дней)Зимний Летний 8/2434/122

2.1.1 Формирование вероятностной модели нагрузки

На данном этапе необходимо перейти от событийной модели нагрузки к вероятностной модели в виде ряда распределения случайной величины. Для этого на основе суточных графиков (рисунки 10, 11) определяется продолжительность действия каждой нагрузки в год , и строится годовой график нагрузки энергосистемы (рисунок 12). Случайной величиной будет являться та или иная мощность нагрузки, возникающая на определенном участке годового графика нагрузки. Ряд распределения случайной величины предполагает упорядоченное описание случайной величины в форме таблицы, где пронумерованы состояния нагрузки (номера ступеней графика нагрузки).

Статистические вероятности состояний определяем по формуле:

, (1.1)

где i - номер ступени графика нагрузки;

- продолжительность действия нагрузки с уровнем в год.

В общем виде вероятностная модель представляется рядом распределения нагрузки:

,

где N - количество интервалов, соответствующих количеству разных ступеней графика нагрузок .

Для упрощения расчётов воспользуемся программой MS Excel.

Для рисунка 2: 486 ч, 1458 ч, 486 ч

при =175 МВт, =140 МВт, =131,25 МВт.

Рассчитаем статистические вероятности данных состояний:

В таблице Г.1 приложения Г приведены результаты расчётов для остальных состояний нагрузки

Рисунок 13 - Формирование вероятностной модели нагрузки в MS Excel

2.1.2Формирование вероятностной модели генерирующей части

Целью данного этапа является формирование вероятностной модели генерирующей части энергосистемы. Для этого каждое из состояний генерирующей части должно быть представлено вероятностью его возникновения, т.е. должен быть составлен ряд распределения генерирующей части.

Каждый из генераторов может находиться лишь в двух состояниях - работоспособном или вынужденном простое. Эти два состояния образуют полную группу событий и, следовательно, , где - коэффициент готовности, - коэффициент вынужденного простоя.

Таким образом, сводим решение задачи к построению ряда распределения коэффициентов готовности для генераторов каждой группы. А чтобы построить ряд распределения генерирующей части энергосистемы, нужно определить вероятности состояний генерирующей.

Если в задаче примем для i-ой группы - количество агрегатов в группе, - агрегаты в вынужденном простое; (-) - агрегаты, находящиеся в работе, - номинальная мощность агрегатов i-ой группы, то коэффициент рабочего состояния генераторов i-ой группы (коэффициент готовности) описывается формулой:

, (1.2)

где - биномиальный коэффициент;

- коэффициент вынужденного простоя генераторов;

- коэффициент готовности генераторов i-ой группы.

Вероятностную модель i-ой группы однотипных генераторов представим в виде алгебраического ряда распределения:

.

Определяем вероятность состояний генерирующей части для каждой группы генераторов.

Например, для первой группы генераторов при одном генераторе, находящемся в вынужденном простое (, , , ):

.

Аналогично расчеты проводятся для всех остальных состояний первой группы генераторов и для всех состояний второй группы генераторов.

Полученные результаты приведены в таблице Г.2 приложения Г.

Перемножаем коэффициенты готовности трех групп генераторов между собой. Результат сводим в таблицу вероятностей состояний генерирующей части энергосистемы - таблица Г.3 приложения Г.

Сформируем возможные значения мощности генерирующей части (таблица Г.4 приложения Г). На основе вероятности состояний генерирующей части энергосистемы и значений мощности для каждого из состояний строим ряд распределения.

Рисунок 14 - Расчёт вероятности состояния генерирующей части в MS Excel

2.1.3Формирование вероятностной модели энергосистемы

На данном этапе необходимо сформировать модель энергосистемы путём объединения моделей нагрузки и генерирующей части. Каждое состояние энергосистемы можно охарактеризовать совпадением какого-либо состояния нагрузки с каким-либо состоянием генерирующей части.

Совпадение процессов производства и потребления во времени выразим через произведение вероятностных моделей этих процессов:

, (1.3)

где , и - ряды распределений соответственно энергосистемы, генерирующей части и нагрузки;- индекс группы, состоящей из однотипных генераторов с номинальной мощностью , ;- количество групп однотипных генераторов;

- количество генераторов, находящихся в вынужденном простое, ;- номер ступени графика нагрузки .

Полученное аналитическое выражение и есть вероятностная модель энергосистемы. Однако для практических нужд полезно разделить модель на две части: первая будет характеризовать нормальное бездефицитное состояние, а вторая - дефицитные состояния. Такое представление модели приблизит ее к практически важной задаче оценки недоотпуска электроэнергии вследствие возникновения дефицитных состояний.

Анализ будет состоять в выявлении бездефицитных и дефицитных состояний энергосистемы:

, (1.4)

где - суммарная вероятность бездефицитных состояний, соответствующих условию ;- порядковый номер состояний генерирующей части системы, - номер ступени графика нагрузки , .

- ряд распределения дефицитных состояний, соответствующих условию ;- порядковый номер учтенных уровней дефицита.

Рисунок 15 - Фрагмент таблицы значений вероятности возможных состояний энергосистемы в MS Excel

Численные расчеты оформляем в виде двух матриц-таблиц с необходимой для анализа возможных состояний энергосистемы информацией. В первой матрице операндами будут вектор значений вероятности существования нагрузки и вектор значений вероятности генерирующей части с соответствующими им значениями мощностей нагрузки и генерирующей части (рисунок 15). Для удобства эту таблицу назовём матрицей коэффициентов.

Во вторую матрицу поместим соотношения мощностей генерации и нагрузки в виде значений разностей . Для удобства эту таблицу назовём матрицей состояний (рисунок 16).

Рисунок 16 - Фрагмент таблицы значений мощности возможных состояний энергосистемы в MS Excel

Пример расчета

) матрица коэффициентов: для вырабатываемой мощности = 178 МВт и соответствующей вероятности генерирующей части = 0,02251 при мощности нагрузки =105 МВт и вероятности существования нагрузки = 0,19498 получим вероятность данного состояния энергосистемы = 0,00439.

) матрица состояний: при располагаемом значении мощности энергосистемы =178 МВт и значении мощности нагрузки =105 МВт получим разность =73 МВт. Разность положительна, поэтому она характеризует бездефицитное состояние энергосистемы.

Результаты расчётов приведены в таблицах Г.5, Г.6 приложения Г.

2.1.4Расчет и анализ коэффициентов бездефицитной работы и готовности энергосистемы

Коэффициент бездефицитной работы определяется по вероятностной модели функционирования ЭС путем выявления состояний энергосистемы, в которых дефицит не возникает, т.е. при , и суммирования вероятностей возникновения таких состояний:

, (1.5)

где - коэффициенты готовности для каждого бездефицитного состояния энергосистемы .

Коэффициент готовности энергосистемы определим по формуле:

, (1.6)

где - годовая потребность в электроэнергии;

- математическое ожидание недоотпуска электроэнергии за год вследствие дефицита мощности.

Коэффициенты мощности, для которых не выполняется условие , называют коэффициентами дефицитной работы системы. Математическое ожидание недоотпуска электроэнергии за год вследствие дефицита мощности в энергосистеме определится по формуле:

, (1.7)

где - коэффициент ряда распределения дефицитных состояний, соответствующий уровню дефицита .

Пример расчета коэффициента бездефицитной работы: для генерируемой мощности =137 МВт дефицит в системе будет существовать при мощностях нагрузки =140 МВт и =175 МВт. Соответственно, исключаем это состояние при вычислении . Суммируем коэффициенты бездефицитной работы для оставшихся мощностей нагрузок при =137 МВт. Получаем

Затем вычисляем суммарный коэффициент бездефицитной работы для всех состояний энергосистемы при отсутствии в ней дефицита мощности. Получим .

Пример расчёта величины недоотпуска: для генерируемой мощности =137 МВт вычисляем коэффициент дефицитной работы при мощностях нагрузки =175 МВт. и =140 МВт Этому состоянию соответствует коэффициент энергосистемы =0,00003 и =0,00008.

Рассчитываем годовой недоотпуск электроэнергии для вышеперечисленных значений и :

электрический сеть нагрузка режим

МВт?ч.

Определим суммарный годовой недоотпуск электроэнергии по (1.7) для всех значений соответствующих дефициту мощности в системе:

12,0888 МВт?ч.

Определим коэффициент готовности энергосистемы по (1.6):

.

Сравним полученные коэффициенты с нормативными значениями:

= 0,99999 > 0,999;

= 0,99970 > 0,996.

Полученные значения показателей надёжности больше нормативных значений. Следовательно, данная энергосистема полностью обеспечивает надежное и бесперебойное электроснабжение потребителей и не требуется ввод резерва генерирующей мощности в энергосистему.

2.1.5Расчет и анализ показателей надежности с учетом планово-предупредительных ремонтов

При оценке надежности энергосистемы необходимо также учитывать тот факт, что в течение года количество агрегатов в системе изменяется в связи с тем, что они могут периодически выводиться в ремонт.

Соответственно, при выводе генераторов в планово-предупредительный ремонт генерируемая мощность уменьшается. Это обстоятельство может существенно повлиять на надежность работы энергосистемы, поэтому ставится задача определения показателей надежности энергосистемы с учетом ремонтов генераторов.

Для того чтобы решать данную задачу, построим годовые графики максимальных значений мощностей нагрузки для зимнего и летнего периода, а также генерирующей части (рисунок 17).

Рисунок 17 - Годовые графики максимальных значений мощностей:

- нагрузки для зимнего и летнего периодов; 2 - генерирующей части

В летнее время существует заметное уменьшение потребляемой электроэнергии. В связи с этим целесообразно проводить плановые ремонты генераторов летом, когда мощность генерации существенно превышает мощность нагрузки.

Рисунок 18 - Годовые графики максимальных значений мощностей:

- нагрузки для летнего и зимнего периодов; 2 - нагрузки с учётом плановых ремонтов; 3 - генерирующей части

Поскольку часть генераторов поочередно выводятся в ремонт, то некоторые условия, необходимые при расчете показателей надежности, изменяются. В частности, изменяется генерируемая мощность в энергосистеме. Так, например, при выводе в ремонт одновременно одного генератора мощностью 40 МВт и одного генератора мощностью 6 МВт генерируемая мощность снижается до 137 МВт. С учетом продолжительности вывода в ремонт каждого генератора снижение располагаемой мощности длится в течение 3 месяцев.

Для упрощения расчетов модель реального явления возникновения недоотпуска от снижения располагаемой мощности заменим эквивалентной по результату моделью, в которой эффект от снижения величины располагаемой мощности воспроизводится соответствующим увеличением нагрузки (рисунок 19).

Рисунок 19 - Годовой график нагрузки энергосистемы с учётом ремонтов

Определим годовую потребность в электроэнергии:

=162843,1 МВт?ч.

Определим математическое ожидание недоотпуска энергии по (1.7):

26,15108 МВт?ч.

Определим коэффициент готовности ЭС, используя (1.6):

=0,99997.

Сравним полученные значения коэффициентов с нормативными значениями:

= 0,99997 > 0,999;

= 0,94917 < 0,996.

Полученное значение показателя надежности меньше нормативного значения.

Следовательно, для увеличения уровня надёжности необходимо ввести резерв генерируемой мощности в энергосистему.

2.1.6Расчёт и анализ показателей надежности с учетом ввода резерва

Для увеличения уровня надёжности введём три генератора мощностью 40 МВт в третью группу, 6 МВт во вторую группу, 2,5 МВт в первую группу генераторов. В связи с этим увеличивается количество генераторов, выводимые в ремонт, но и увеличивается максимальное значение мощности генерирующей части.

Расчёты в данном случае проводятся для четырёх периодов со следующими значениями мощности нагрузки:

МВт - при выводе в ремонт генератора мощностью 40 МВт;

МВт - при выводе в ремонт одновременно четырех генераторов по 6 МВт ;

МВт - при выводе в ремонт одновременно трех генераторов по 2,5 МВт ;

МВт - максимальная мощность нагрузки в зимний период

Рисунок 20 - Годовые графики с учётом ввода резерва для максимальных значений мощностей:

- нагрузки для зимнего и летнего периодов; 2 - генерирующей части

Формируем ряд распределения нагрузки (приложение Е, таблица Е.1) и генерирующей части с учётом ввода резерва (таблица Е.2, Е.3), затем ряд распределения состояний энергосистемы и выявляем бездефицитные состояния. Результаты расчётов приведены в приложении Е (таблица Е.4, Е.5).

Рисунок 21 - График вывода генераторов в ремонт с учётом ввода резерва: 1 - нагрузки для летнего и зимнего периодов; 2 - нагрузки с учётом плановых ремонтов; 3 - генерирующей части

Таблица 2.5 - Генераторы, выводимые в ремонт

Номер генератораМощность генератора, выведенного в ремонт, МВтПродолжительность простоя tпр, месяцев1400,62400,63400,64400,65400,6660,3760,3860,3960,3102,50,2112,50,2122,50,2

Определим годовую потребность в электроэнергии:

=1054603,7 МВт*ч.

Определим математическое ожидание недоотпуска энергии по (1.7):

1,24419 МВт*ч.

Определим коэффициент готовности ЭЭС, используя (1.6):

Сравним полученные значения коэффициентов с нормативными значениями:

= 0,99999 > 0,999;

= 0,99987 > 0,996.

Полученные значения коэффициентов надежности больше нормативных значений, следовательно, вводимый резерв обеспечивает надежное и бесперебойное электроснабжение потребителей при учете планово-предупредительных ремонтов генераторов.

Решение задачи режимной надёжности можно считать завершённым. Переходим к задаче схемной (режимной) надёжности.

2.2Постановка задачи схемной надёжности

В рамках решения данной задачи необходимо оценить надёжность распределительного устройства (РУ). Оценка надежности РУ основана на методе упрощенной модели отказов выключателей. Данный метод предназначен для расчета надежности РУ таких электрических сетей, в которых можно не считаться с опасностью нарушения устойчивости параллельной работы станций или нагрузок. Это в основном питающие и распределительные сети.

Для оценки надежности РУ, будем использовать ПС «Двуреченская» РУ?110 кВ.

РУ имеет рабочее напряжение 110 кВ, 2 рабочие системы сборных шин типовая схема рисунок22. Каждое присоединение содержит выключатель, два шинных разъединителя и линейный разъединитель. Шиносоединительный выключатель в нормальном положении замкнут. Схема с двумя системами шин позволяет производить ремонт одной системы шин, сохраняя в рабочем состоянии все присоединения. Для этого все присоединения переводят на одну систему шин путем соответствующих переключений коммутационных аппаратов. К недостаткам данной схемы можно отнести то, что при замыкании в шиносоединительном выключателе отключаются обе системы шин, ремонт выключателей и линейных разъединителей связан с отключением на время ремонта соответствующих присоединений, большое число разъединителей и сложная блокировка между выключателями приводят к возможности ошибочных действий обслуживающего персонала.

Рисунок 22. Типовая схема РУ ПС Двуреченская.

В схеме РУ все элементы сборные шины обозначены порядковыми номерами, а выключатели ? парами номеров, соответствующих объединяемым ими элементам и сборным шинам.

Для решения данной задачи необходимо, для каждого режима (нормального и ремонтного) произвести оценку последствий отказов поочередно каждого выключателя, а именно выявляются отключившиеся элементы (трансформаторы, линии) и деления РУ на электрически не связанные части, также вычисляется частота и длительность вынужденного простоя отключенных элементов.

Для оценки схемной надежности будем использовать данные частоты отказов выключателя, времени восстановления, частоты и продолжительности плановых ремонтов (таблица 2.6).

Таблица 2.6 - Данные для оценки схемной надежности

Напряжение, кВ, и тип выключателяСоставляющие частоты отказов, 1/годВремя восстановления ТВ, чЧастота плановых ремонтов µ,1/годПродолжительность планового ремонта ТП, ч500, воздушный0,0400,012500,35003300,030,012003502200,0250,011502501100,020,012100180350,0150,01570120220, масляный0,020,005701201100,0150,00750100350,010,013080

В вышеприведенных показателях надежности учтены не только отказы самих выключателей, но и всего оборудования ячеек: разъединителей, измерительных трансформаторов, разрядников. Для расчета выберем выключатель воздушный 110 кВ.

Для определения показателей надежности выключателей проведем следующие виды расчетов и значения сведем в таблицу Е.7 (Приложение Е):

·Расчет частоты отказов выключателя с учетом протяженности линий электропередачи

·Расчет частоты внезапных отказов выключателя

·Расчет коэффициентов режимов работы РУ

·Расчет режимов частоты отказов выключателя

·Расчет времени для выполнения переключений РУ

·Расчет частоты отказов шин (секции) типовой схемы

2.2.1Расчет частоты отказов выключателя с учетом протяженности линий электропередачи

Число отключаемых выключателями КЗ пропорционально протяженности присоединенных к выключателю линий электропередачи. Поэтому в таблице 7 приведены две составляющие частоты отказов выключателя и , по которым определяется частота отказов выключателя с учетом протяженности линий электропередачи, к нему присоединенных, L,км:

(2.1)

Определим частоту отказов для каждого выключателя:

2.2.2Расчет частоты внезапных отказов выключателя

Частота внезапных отказов выключателя:

(2.2)

где коэффициент характеризующий долю внезапных отказов от общего числа отказов выключателей, равен примерно 0,6.

Расчет частоты внезапных отказов выключателя:

.

2.2.3Расчет коэффициентов режимов работы РУ

Коэффициент ремонтного режима:

(2.3.)

где µ=0,3 (1/год) частота плановых ремонтов по таблице 1;

ТП=180 (ч) продолжительность планового ремонта.

Для всех выключателей коэффициент ремонтного режима примем равным

Нормальному режиму работы РУ приписан индекс 0; коэффициент нормального режима для всех выключателей равен:

(2.4)

где n=7 количество выключателей в РУ.

Основной расчет приведен в таблице Е.7(Приложение Е), форма таблицы имеет следующий вид: в первых двух левых столбцах указаны выключатели, последствия отказов которых рассматриваются, и соответствующие частоты отказов, а в шапке ремонтируемые выключатели и соответствующие коэффициенты режимов работы РУ, коэффициент ремонтного режима КП и коэффициент нормального режима К0.

2.2.4Расчет режимов частоты отказов выключателя

Для каждого режима (нормального и ремонтных) проводится оценка последствий отказов поочередно каждого выключателя, а именно выявляются отключающиеся элементы (генераторы, трансформаторы, линии) и деления РУ на электрически не связанные части, также вычисляется частота таких отказов и заносится в таблицу, 1/год,

(2.5)

Расчет частоты отказов для нормального режима:

;

;

;

;

;

;

;

Для ремонтного режима результат расчета частоты отказов приведён в таблице Е.7.

Результаты анализа последствий отказов ? "аварийной ситуации" ? и расчета записываются в три строки клеток на пересечении соответствующих строк и столбцов. Аварийная ситуация записывается в виде группировки элементов, получающейся после отказов выключателей. В записи группировки знаком / выделены отключившиеся элементы или выделившиеся группы элементов.

Например, группировка 1/2/ означает отключение элементов 1 и 2. А группировка 1/4,2,3,5,6/? отключение элементов и выделение элементов 4,2,3,6,7,5.

2.2.5Расчет времени для выполнения переключений РУ

При внезапных отказах выключателей отключившиеся элементы (генерирующие агрегаты, трансформаторы, линии электропередачи) в большинстве случаев могут быть введены в работу раньше, чем будет произведен ремонт выключателя. При этом длительность их простоя определяется временем, необходимым для выполнения переключений РУ, ч:

; (2.6)

где Т0 - постоянная составляющая, равная времени, необходимому для того, чтобы обслуживающий персонал мог прийти в РУ и установить характер повреждения (для станции и подстанций с обслуживанием Т0=0,3 ч); ТР=0,1 ч? время для отключения (включения) разъединителя; nР? число разъединителей , которые должны быть отключены (выключены) для отделения поврежденного выключателя и ввода отключившихся элементов в работ.

2.2.6Расчет частоты отказов шин (секции) типовой схемы

В РУ с двойной системой шин и с одним выключателем в каждой цепи, наблюдается отказы из-за неправильных операции с разъединителями, заземляющими ножами, в цепях защит и автоматики, приводящие к одновременному отключению обеих систем шин в нормальных режимах работы или к отключению одной системы шин во время планового ремонта второй.

Эти отказы следует учитывать дополнительно к отказам выключателей. Частоту отказов с отключением обеих систем сборных шин можно приближенно оценить по формуле

(2.7)

где ?коэффициент, равный примерно 0,05 для подстанций; ?параметр потока отказов i-го выключателя в нашем случае шиносоединительного (секционного) выключателя; n?общее число цепей, присоединенных к секции сборных шин.

Частота отключений одной системы (секции) шин

. (2.8)

Частота отключений обеих систем (секций) шин

. (2.9)

где ?частота внезапных отказов шиносоединительного выключателя; ?частота одновременных отключений систем шин, определяемая по (2.7)

Также следует оговорить некоторые допущения принятые в предлагаемом методе.

Отказы выключателей частично являются следствием КЗ на линиях электропередачи. Отдельный учет отказов линий и отказов выключателей приводит к некоторому завышению числа простоев линий, однако несущественному, так как параметр потока отказов выключателей на порядок меньше параметра потока отказов линий.

Плановый ремонт сборных шин не учитывается в рассмотренном примере, так как коэффициент соответствующего режима весьма мал (<0,001).

Коэффициенты ремонтных режимов РУ определены без учета вынужденных простоев (ремонтов) выключателей. Если время вынужденного простоя выключателя за год соизмеримо с временем его планового ремонта, то коэффициенты ремонтных режимов должны вычисляться по формуле

2.3Анализ результатов оценки надежности энергосистемы

В результате оценки надёжности энергосистемы было решено две задачи: задача режимной и структурной надёжности.

Первая задача решалась без учёта предупредительно-плановых ремонтов и с их учётом. При рассмотрении задачи без учёта плановых ремонтов было установлено, что для надёжного снабжения потребителей ввод резерва мощности не требуется.

При учёте планово-предупредительных ремонтов для надёжного снабжения потребителей электроэнергией необходимо введение резерва мощности в размере 48,5 МВт.

В ходе решения второй задачи было установлено, что слабым местом в схеме питания является выключатель 1-2 (шиносоединительный). То есть при аварийной ситуации происходит отключение самого выключателя и отключаются обе системы шин. На него следует обратить особое внимание в плане эксплуатации и технического обслуживания.

3.Качество электрической энергии и влияние его на потери в электроустановках

Электроэнергия, как особый вид продукции, обладает определенными характеристиками, которые позволяют судить о ее пригодности в различных производственных процессах.

Совокупности характеристик, при которых приемники электроэнергии способны выполнять заложенные в них функции, объединены общим понятием качества электрической энергии. Качество электрической энергии - степень соответствия параметров электрической энергии их установленным значениям.

В свою очередь, параметр электрической энергии - величина, количественно характеризующая какое-либо свойство электрической энергии. Под параметрами электрической энергии понимают напряжение, частоту и формы кривой напряжения и тока.

3.1Отклонение напряжения

Основными факторами, вызывающими отклонения напряжения в системах электроснабжения, являются изменения режимов работы приемников электроэнергии и источников питания, нерациональное подключение однофазных и ударных нагрузок к элементам системы электроснабжения.

Под отклонением напряжения понимают разность между действительным U и номинальным значениями напряжения для данной сети:

или в процентах:

3.1.1Влияние отклонения напряжения на работу электрооборудования

·Технологические установки:

üПри снижении напряжения существенно ухудшается технологический процесс, увеличивается его длительность. Следовательно, увеличивается себестоимость производства.

üПри повышении напряжения снижается срок службы оборудования, повышается вероятность аварий.

üПри значительных отклонениях напряжения происходит срыв технологического процесса.

·Освещение:

üСнижается срок службы ламп освещения, так при величине напряжения 1,05·Uном срок службы ламп накаливания снижается в 2 раза.

üПри величине напряжения 0,9·Uном снижается световой поток ламп накаливания на 40 % и люминесцентных ламп на 15 %.

üПри величине напряжения менее 0,9·Uном люминесцентные лампы мерцают, а при 0,8·Uном просто не загораются.

·Электропривод:

üПри снижении напряжения на зажимах асинхронного электродвигателя на 15 % момент снижается на 25 %. Двигатель может не запуститься или остановиться.

üПри снижении напряжения увеличивается потребляемый от сети ток, что влечёт разогрев обмоток и снижение срока службы двигателя. При длительной работе на напряжении 0,9·Uном срок службы двигателя снижается вдвое.

üПри повышении напряжения на 1 % увеличивается потребляемая двигателем реактивная мощность на 3...7 %. Снижается эффективность работы привода и сети.

Поэтому, межгосударственный стандарт: «Электрическая энергия. Совместимость технических средств электромагнитная. Нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения» ГОСТ 13109-97 устанавливает нормально и предельно допустимые значения установившегося отклонения напряжения на зажимах электроприемников в пределах соответственно и от номинального напряжения сети. Обеспечить эти требования можно несколькими способами.

Снижение потерь напряжения (?U) достигается:

·Выбором сечения проводников линий электропередач по условиям потерь напряжения.

·Применением продольной емкостной компенсации реактивного сопротивления линии.

·Компенсацией реактивной мощности для снижения ее передачи по электросетям, с помощью конденсаторных установок и синхронных электродвигателей, работающих в режиме перевозбуждения. Кроме снижения потерь напряжения, это является неплохим мероприятием энергосбережения, снижающим общие потери электроэнергии в сетях.

·Регулированием напряжения U при помощи генераторов электростанций и трансформаторов.

3.2Колебания напряжения

Колебания напряжения - быстро изменяющиеся отклонения напряжения длительностью от полупериода до нескольких секунд. Колебания напряжения происходят под воздействием быстро изменяющейся нагрузки сети.

Источниками колебаний напряжения являются мощные электроприёмники с импульсным, резкопеременным характером потребления активной и реактивной мощности (дуговые и индукционные печи; электросварочные машины; электродвигатели при пуске).

3.2.1Влияние колебаний напряжения на работу электрооборудования

Отклонения напряжения, усугублённые резкопеременным характером, ещё более снижают эффективность работы и срок службы оборудования, вызывают брак продукции, способствуют отключению автоматических систем управления и повреждению оборудования. Так, например, колебания амплитуды и, в большей мере, фазы напряжения вызывают вибрации электродвигателя, приводимых механизмов и систем. А при размахах колебаний более 15 % могут отключаться магнитные пускатели и реле. Не менее опасна вызываемая колебаниями напряжения пульсация светового потока ламп освещения. Её восприятие человеком - фликер - утомляет, снижает производительность труда и, в конечном счёте, влияет на здоровье людей. Доза фликера - мера восприятия человеком пульсаций светового потока.

Мероприятия по снижению колебаний напряжения:

·Применение оборудования с улучшенными характеристиками. Применение электродвигателей со сниженным пусковым током или применение частотного регулирования электроприводов, а также устройств плавного пуска-останова двигателя.

·Подключение к мощной системе электроснабжения. Распространение колебаний напряжения в сторону системы электроснабжения происходит с затуханием колебаний по амплитуде. Причём, коэффициент затухания тем больше, чем мощнее система электроснабжения.

·Разнесение питания спокойной и резкопеременной нагрузок на разные трансформаторы или секции сборных шин. "Минусы" - возрастают потери при неполной загрузке трансформаторов.

·Снижение сопротивления питающего участка сети. При увеличении сечения проводников линии снижается R, а применение устройств продольной компенсации снижает суммарное X. "Минусы" - увеличиваются капитальные затраты.

3.3Несимметрия напряжений

Несимметрия напряжений и токов трехфазной системы является одним из важнейших показателей качества электроэнергии. Несимметрия напряжений происходит только в трёхфазной сети под воздействием неравномерного распределения нагрузок по её фазам. В качестве вероятного виновника несимметрии напряжений ГОСТ 13109-97 указывает потребителя с несимметричной нагрузкой. Источниками несимметрии напряжений являются: дуговые сталеплавильные печи; тяговые подстанции переменного тока; электросварочные машины; однофазные, двухфазные и несимметричные трёхфазные потребители электроэнергии, в том числе бытовые.

3.3.1Влияние несимметрии напряжений на работу электрооборудования

·Рост потерь электроэнергии в сетях, вызванный дополнительными потерями в нулевом проводе. Однофазные, двухфазные потребители и разные фазы трёхфазных потребителей электроэнергии работают на различных не номинальных напряжениях, что вызывает те же последствия, как при отклонении напряжения. В электродвигателях возникают магнитные поля, вращающиеся встречно вращению ротора.

·Значительное снижение срока службы электрических машин, включая трансформаторы, как результат общего влияния на них несимметрии напряжений. Например, при длительной работе с коэффициентом несимметрии по обратной последовательности K2U = 2...4 %, срок службы электрической машины снижается на 10...15 %, а если она работает при номинальной нагрузке, срок службы снижается вдвое. Поэтому, ГОСТ 13109-97 устанавливает значения коэффициентов несимметрии напряжения по обратной (K2U) и нулевой (K0U) последовательностям, - нормально допустимое 2 % и предельно допустимое 4 %. В качестве вероятного виновника несимметрии напряжений ГОСТ 13109-97 указывает потребителя с несимметричной нагрузкой.

Мероприятия по снижению несимметрии напряжений:

·Равномерное распределение однофазных нагрузок по фазам.

Рисунок 23 - Распределение однофазных нагрузок по фазам.

·Применение симметрирующих устройств. Сопротивления в фазах симметрирующего устройства подбираются таким образом, чтобы компенсировать ток обратной последовательности, генерируемый нагрузкой как источником искажения.

Рисунок 24 - Схема симметрирования напряжений с помощью конденсаторов.

3.4Провал напряжения

Провалы напряжения - это внезапное и значительное снижение напряжения (менее 90 % Uном) длительностью от нескольких периодов до нескольких десятков секунд с последующим восстановлением напряжения. Причинами провалов напряжения является срабатывание средств защиты и автоматики при отключении грозовых перенапряжений, токов короткого замыкания (КЗ), а также при ложных срабатываниях защит или в результате ошибочных действий оперативного персонала.

Провал напряжения характеризуется длительностью провала ?tП. Предельная величина ?tП в сетях до 20кВ включительно согласно ГОСТ 13109-97 равна 30 секундам.

Рисунок 25 - Провал напряжения

Измерение длительности провала напряжения ?tП в секундах осуществляется следующим образом: фиксируют начальный момент времени tН резкого спада (с длительностью менее 10 мс) огибающей среднеквадратических значений напряжения, определенных на каждом полупериоде основной частоты, ниже уровня 0,9Uном (рис. 3.5).

Фиксируют конечный момент времени tК восстановления среднеквадратического значения напряжения до 0,9Uном. Вычисляют длительность провала напряжения ?tП в секундах по формуле:

3.5Импульсное перенапряжение

Импульсное перенапряжение - резкое изменение напряжения в точке электрической сети, за которым следует восстановление до номинального или близкого к номинальному напряжению.

Рисунок 26 - Импульс напряжения.

Импульсные перенапряжения возникают при грозовых явлениях и при коммутациях оборудования (трансформаторы, двигатели, конденсаторы, кабели), в том числе при отключении токов КЗ. Величина импульса перенапряжения зависит от многих условий, но всегда значительна и может достигать многих сотен тысяч вольт.

Импульсное перенапряжение может вызвать нарушение изоляции проводов, выход из строя выпрямителей и распределительных щитов, потери баз данных и сбои в работе автоматизированных систем.

Волны грозового (и коммутационного) характера, набегающие по линии электропередачи на подстанцию, приводят к возникновению импульсных напряжений, воздействующих на обмотку трансформатора (двигателя, генератора и др.). В трансформаторе под действием импульса напряжения возникает сложный электромагнитный процесс, приводящий к перенапряжениям между катушками (витками) - продольная изоляция, и между обмотками и заземленными частями - главная изоляция.

3.6Несинусоидальность напряжения

Несинусоидальность напряжения - искажение синусоидальной формы кривой напряжения. Электроприёмники с нелинейной вольт-амперной характеристикой потребляют ток, форма кривой которого отличается от синусоидальной. А протекание такого тока по элементам электрической сети создаёт на них падение напряжения, отличное от синусоидального, это и является причиной искажения синусоидальной формы кривой напряжения. Например, полупроводниковые преобразователи потребляют ток трапециевидной формы, образно говоря - выхватывают из синусоиды кусочки прямоугольной формы.

Рисунок 27 - Искажение синусоидальной формы кривой напряжения.

Несинусоидальность напряжения характеризуется следующими показателями:

коэффициент искажения синусоидальности кривой напряжения Кu;

коэффициент n-й гармонической составляющей напряжения Кu(n).

Коэффициент искажения синусоидальности кривой напряжения определяется как отношение действующего значения гармонического содержания несинусоидального напряжения к напряжению основной частоты:

где Uп - действующее значение напряжения n-й гармоники; n - номер последней из учитываемых гармоник.

Источниками несинусоидальности напряжения являются: статические преобразователи, дуговые сталеплавильные и индукционные печи, трансформаторы, синхронные двигатели, сварочные установки, газоразрядные осветительные и бытовые приборы и так далее. Строго говоря, все потребители, кроме ламп накаливания имеют нелинейную вольтамперную характеристику.

3.6.1Влияние несинусоидальности напряжения на работу электрооборудования

·В двигателях гармоники напряжения и тока приводят к появлению добавочных потерь в обмотках ротора, в цепях статора, а также в стали статора и ротора. Из-за вихревых токов и поверхностного эффекта потери в проводниках статора и ротора больше, чем определяемые омическим сопротивлением. Токи утечки, вызываемые гармониками в торцевых зонах статора и ротора, также приводят к дополнительным потерям. Все это приводит к повышению общей температуры машины и к местным перегревам, наиболее вероятным в роторе, что может привести к серьезным последствиям. Также следует отметить, что при определенных условиях наложения гармоник может возникнуть механическая вибрация ротора.

·В трансформаторах гармоники напряжения вызывают увеличение потерь на гистерезис, потери, связанные с вихревыми токами в стали, и потери в обмотках. Кроме того, сокращается срок службы изоляции. Увеличение потерь в обмотках наиболее важно в случае преобразовательного трансформатора, так как наличие фильтра, присоединенного обычно к стороне переменного тока, не снижает гармоник тока в трансформаторе. Кроме того, могут наблюдаться локальные перегревы трансформаторного бака.

·В батареях конденсаторов гармоники тока и напряжения также приводят к добавочным потерям энергии. Вследствие этого происходит дополнительный нагрев конденсатора, который может привести к выходу его из строя. Также возможно повреждение конденсатора при возникновении гармонических резонансов в сети.

·Гармоники могут нарушать работу устройств защиты или ухудшать их характеристики. Характер нарушения зависит от принципа работы устройства. Наиболее распространенными являются ложные срабатывания, которые наиболее вероятны в работе систем защиты, основанных на измерении сопротивлений.

·Влияние гармоник на индукционные приборы измерения мощности и учета электроэнергии приводит к увеличению погрешности результатов их измерений.

·Также следует отметить влияние гармоник, возникающих в силовых цепях, на сигналы в линиях связи (в частности, в телефонных линиях). Малый уровень шума приводит к определенному дискомфорту, при его увеличении часть передаваемой информации теряется, в исключительных случаях связь становится вообще невозможной.

Способы снижения несинусоидальности напряжения можно разделить на три группы:

1.Схемные решения: выделение нелинейных нагрузок на отдельную систему шин, группирование вентильных преобразователей по схеме умножения фаз, подключение нелинейной нагрузки к системе с большей мощностью короткого замыкания;

2.Применение оборудования, характеризующегося пониженным уровнем генерации высших гармоник, например «не насыщающихся» трансформаторов и многофазных вентильных преобразователей;

3.Использование фильтровых устройств: параллельных узкополосных резонансных фильтров, фильтрокомпенсирующих и фильтросимметрирующих устройств.

3.6.2Влияние высших гармоник и их фильтрация

Развитие современных технологий полупроводников ведет все к более возрастающему количеству потребителей, управляемых тиристорами и конверторами. К сожалению, конверторы увеличивают значение индуктивной реактивной мощности и ухудшают несинусоидальную форму токовой кривой. Это помехи питаемой сети ведут к повреждениям и ошибочным включениям оборудования и приборов.

Типичный ток конвертора представляет собой наложения различных синусоидальных составных тока, т.е. основной сетевой частоты и определенного числа так называемых высших гармоник (в трехфазной сети в первую очередь гармоники 5-го, 7-го и 11-го порядков).

Содержание высших гармоник в трехфазной сети ведет к повышению тока в конденсаторах, т.к. реактивное сопротивление конденсаторов с возрастанием частоты уменьшается.

Загрязнение сетей переменного тока высшими гармониками может вести к следующим последствиям:

·снижение срока службы конденсаторов

·преждевременное срабатывание защитной аппаратуры

·выход из строя или ошибочная деятельность компьютеров, приводов двигателей, устройств освещения и др. чувствительных потребителей

Поэтому, снижение уровней высших гармоник в электросетях является частью общей задачи обеспечения благоприятной работы электроприемников, т. е. уменьшения влияния нелинейных нагрузок на питающую сеть и улучшения качества электроэнергии в сетях предприятий.

Комплексное решение этой задачи, основанное на применении многофункциональных устройств, оказывается в экономическом отношении более целесообразным, чем, например, использование мероприятий по улучшению формы сетевого тока преобразователя. Примером таких многофункциональных устройств являются силовые резонансные фильтры высших гармоник, иначе называемые фильтрокомпенсирующими устройствами (ФКУ), которые наряду со снижением уровней высших гармоник генерируют в питающую сеть реактивную мощность.

При определенных условиях такие фильтры могут использоваться также для симметрирования системы линейных напряжений в электросети. Фильтры могут устанавливаться для разделения линейных и нелинейных нагрузок (заградительные фильтры) или для шунтирования (поглощения) токов высших гармоник.

Рисунок 28 - Схема резонансного фильтра

Основой энергетических фильтров высших гармонических напряжений являются последовательно соединенные индуктивно-емкостные цепи, настроенные на соответствующие номера гармоник (рис. 26). Искажения сетевого напряжения от работы нелинейных электроприемников возникают из-за падений напряжения на внутренних сопротивлениях сети, питающей данные электроприемники.

3.7Отклонение частоты

Под отклонением частоты понимают разность между усредненным значением частоты и номинальным значениями основной частоты:

или в процентах:

Усредненное значение частоты в герцах вычисляют как результат усреднения N наблюдений на интервале времени, равном 20 с, по формуле:

Число наблюдений N должно быть не менее 15.

Снижение частоты происходит при дефиците мощности работающих в системе электростанций. Приемники электроэнергии на промышленных предприятиях, ввиду их малой мощности по сравнению с суммарной мощностью всех генераторов системы, практически не могут оказывать существенного влияния на отклонения частоты в энергосистеме. Исключение составляют мощные электроприемники с резкопеременным характером нагрузки.

Качество электрической энергии по отклонению частоты считают соответствующим требованиям стандарта, если все измеренные в течение 24 ч значения отклонений частоты находятся в интервале, ограниченном предельно допустимыми значениями ± 0,4 Гц, а не менее 95 % всех измеренных значений отклонения частоты находятся в интервале, ограниченном нормально допустимыми значениями ± 0,2 Гц.

3.7.1Влияние отклонения частоты на работу электрооборудования

Изменение значений отклонения частоты даже в жестко установленных пределах влияют на работу приемников электроэнергии. Асинхронные и синхронные электродвигатели с постоянным моментом на валу изменяют частоту вращения ? в зависимости от частоты сети.

Асинхронные двигатели с моментом, зависящим от скорости во второй степени, значительно изменяют свою производительность при отклонениях частоты, возможны даже нарушения технологического процесса. Характеристики ряда потребителей, таких как электрические печи сопротивления, дуговые печи, лампы накаливания, не зависят от изменений частоты.

Неблагоприятно влияют отклонения частоты на сети промышленных предприятий, в этом случае увеличиваются потери мощности и напряжения. В случае установки силовых фильтров с защитными реакторами возможны резонансные явления. Так, при некотором значении отклонения частоты в цепи защитный реактор - конденсаторная батарея возникает резонанс напряжения на частоте гармоники n. При дальнейшем снижении частоты цепь будет иметь емкостный характер для всех высших гармоник их источника. Это может послужить причиной перегрузок конденсаторной батареи по току, а также может привести к перераспределению высших гармоник в сети.

Для устранения этих явлений, необходимо ремонтировать или модернизировать существующие и строить новые электростанции. А пока их нет, активно применяется радикальная мера - автоматическая частотная разгрузка (АЧР), то есть отключение части потребителей при снижении частоты.

Заключение

В соответствии с целью данной выпускной квалификационной работы было проведено моделирование режимов и сделана оценка надежности электрических сетей нефтяных месторождений Южного Васюгана ОАО «Томскнефть». В первую очередь была создана модель электрических сетей для расчета в программном комплексе «IndorElectra». На первом этапе был произведен расчет режимов нормального и послеаварийных режимов электрических сетей ОАО «Томскнефть». Результаты расчета показали перегрузку генераторов на ПС «Игольская» и ПС «Мыльджино», а также недопустимо низкие уровни напряжений на ряде подстанций 110 кВ, в частности на подстанции «Крапивинская» и «З. Моисеевская». В связи с этим было принято решение об установке на подстанцию 110 кВ «Двуреченская» БСК мощностью 23 МВар в блоке УШР мощностью 25 МВар, и установка на подстанцию 110 кВ «Игольская» БСК мощностью 23 МВар в блоке с УШР мощностью 25 МВар. Расчеты нормального и послеаварийных режимов, после установки блоков «УШР-БСК» показал увеличение уровней напряжения на подстанциях, при этом сохранилась возможность регулировать напряжение в широком диапазоне в зависимости от режимов.

На втором этапе была проведена оценка надежности энергосистемы.

При оценке надежности снабжения потребителей электроэнергией с учетом планово-предупредительных ремонтов необходимо введение резерва мощности в размере 48,5 МВт и особое внимание в плане эксплуатации и технического обслуживания заслуживает выключатель 1-2 (шиносоединительный). На третьем этапе были рассмотрены показатели качества электрической энергии и влияние их на потери в электроустановках, результаты которого позволили углубленно изучить факторы, влияющие на работу электрооборудования и мероприятия по улучшению качества электроэнергии.

Список литературы

1. Веников В.А., Глазунов А.А., Жуков Л.А. и др. Электрические системы. Электрические сети: Учеб. для электроэнерг. спец. вузов/ Под ред. В.А. Веникова, В.А. Строева - М.: Высш. школа, 1998. - 511 с.

. Правила устройства электроустановок. - СПб.: Изд-во ДЕАН, 2001.- 928с.

3. Надежность энергосистем: рабочая программа, методические указания и контрольные задания для студентов спец. 140205 «Электроэнергетические системы и сети» ИДО / Сост. К. И. Заподовников. - Томск: Изд. ТПУ, 2007. - 36 с.

4. Файбисович Д. Л. Справочник по проектированию электроэнергетических систем. - М.: НЦ ЭНАС, 2005. - 320 с.

5. Розанов М.Н. Надежность электроэнергетических систем. - 2-е изд.,перераб. и доп. - М.: Энергоатомиздат, 1984. - 200 с., с ил. - (Надежность и качество)

. Маркович И. М. Режимы энергетических систем. Изд. 4-е, переработ. и доп., М., «Энергия», 1969.-352 с. с ил.

. Идельчик В. И. Электрические системы и сети: Учебник для вузов. - М.: Энергоатомиздат, 1989. - 592 с.: ил.

. Электрическая часть станций и подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования: Учеб. Пособие для вузов. - 4-е изд., перераб. И доп.-М.:Энергоатомиздат,1989 г.

. Волков Н.Г. Качество электроэнергии в системах электроснабжения: Учеб. пособие. - Томск: Изд-во Томского политехнического университета, 2010. - 152с.

Приложение А (справочное) - Основные понятия и определения, приводимые в работе

Анализ - исследовательский метод, состоящий в том, что объект исследования, рассматриваемый как система, мысленно или практически расчленяется на составные элементы для изучения каждого из них в отдельности и выявления их функции, положения в системе.

Линия электропередачи (воздушная или кабельная) ЛЭП - электроустановка, предназначенная для передачи электроэнергии между двумя пунктами ЭЭС с возможным промежуточным отбором.

Отклонение напряжения - это разность между действительным значением напряжения U и его номинальным значением для сети Uном.

Параметры режима - это показатели, отражающие условия работы системы (I, U, f, S(P, Q)).

Переходный режим работы системы характеризуется быстрым изменением во времени его параметров. Частным случаем переходного режима является режим почти периодического изменения параметров - режим качаний, а также режим ресинхронизации, который может следовать за режимом качаний.

Потребитель электроэнергии - это электроприемник или группа электроприемников, объединенных технологическим процессом и размещенных на определенной территории.

Распределительное устройство - это электроустановка, предназначенная для приема и распределения электроэнергии на одном напряжении.

Регулирование напряжения - это процесс изменения уровней напряжения в характерных точках электрической системы с помощью специальных технических средств.

Режим электрической сети - электрическое состояние сети, которое количественно характеризуется параметрами режима.

Установившийся режим работы системы характеризуется неизменностью ее параметров (потоков мощности в ветвях, напряжениями и сдвигами фазовых углов в узлах) или очень медленными и нерегулярными их изменениями.

Электроэнергетическая (электрическая) система (ЭЭС) - это совокупность электрической части электростанций и электросетей, соединенных между собой и связанных общностью режима в непрерывном процессе производства, преобразования и распределения электроэнергии при общем управлении этим режимом.

Электрическая подстанция (Подстанция) - это электроустановка, предназначенная для приема, преобразования и распределения электрической энергии. Подстанции состоят из трансформаторов, сборных шин и коммутационных аппаратов, а так же вспомогательного оборудования: устройств релейной защиты и автоматики, измерительных приборов.

Электрическая сеть - это совокупность электроустановок для распределения электрической энергии, состоящая из подстанций, распределительных устройств, воздушных и кабельных линий электропередач.

Электрическая система (ЭС) - это часть энергосистемы, за исключением тепловых сетей и тепловых потребителей.

Энергетическая система (энергосистема) - это совокупность электрических станций, электрических сетей и потребителей электроэнергии, соединенных между собой и связанных общностью режима в непрерывном процессе производства, распределения и потребления электрической и тепловой энергии, при общем управлении этим режимом.

Приложение Б - Параметры напряжения в узлах схемы при расчете режимов максимальных и минимальных нагрузок

Таблица Б.1 - Расчетные данные максимальных нагрузок после регулирования

NНазваниеU, кВDelta, грUжел, кВdU, %1Вертикос 10кВ 1СШ10,89-1,9010,503,722Вертикос 10кВ 1СШ10,89-1,9010,503,723Вертикос 220кВ 1СШ230,79-0,27230,000,344Вертикос 220кВ 2СШ230,79-0,27230,000,345Вертикос Т1 сторона СН холостой ход113,61-0,82110,003,286Вертикос Т2 сторона СН холостой ход113,61-0,82110,003,287Двуреченская 110кВ 1СШ115,00-24,92115,0008Двуреченская 110кВ 2СШ115,00-24,92115,0009Двуреченская 35кВ 1СШ37,44-26,0236,751,8810Двуреченская 35кВ 2СШ37,44-26,0236,751,8811Двуреченская 6кВ 1СШ6,40-26,366,301,6312Двуреченская 6кВ 2СШ6,40-26,366,301,6313З.Моисеевская 110кВ 1СШ114,38-24,84115,00-0,5414З.Моисеевская 110кВ 2СШ114,38-24,84115,00-0,5415З.Моисеевская 35кВ 1СШ37,46-27,3936,751,9316З.Моисеевская 35кВ 2СШ37,46-27,3936,751,9317З.Моисеевская 6кВ 1СШ6,40-27,746,301,5818З.Моисеевская 6кВ 2СШ6,40-27,746,301,5819Завьялово 10кВ 1СШ10,52-1,7610,500,1920Завьялово 10кВ 2СШ10,53-1,5310,500,3021Завьялово 220кВ 1СШ230,72-0,25230,000,3122Завьялово 220кВ 2СШ230,96-0,02230,000,4223Игольская 110 кВ 1СШ115,00-20,57115,00024Игольская 110 кВ 2СШ115,00-20,57115,00025Игольская 110кВ 1СШ115,00-20,57115,00026Игольская 110кВ 2СШ115,00-20,57115,00027Игольская 35 кВ 1 СШ37,12-18,1836,751,0128Игольская 35кВ 2 СШ36,78-19,6136,750,0829Игольская 6кВ 1СШ6,45-16,436,302,4530Игольская 6кВ 2СШ6,35-18,716,300,8431Калиновая 110кВ 1СШ114,51-15,14115,00-0,4332Калиновая 110кВ 2СШ114,51-15,14115,00-0,4333Калиновая 35кВ 1СШ37,38-15,9236,751,7334Калиновая 35кВ 2СШ37,38-15,9236,751,7335Калиновая 6кВ 1СШ6,40-16,106,301,5836Калиновая 6кВ 2СШ6,40-16,106,301,5837Каргасок 220кВ 1СШ231,00-0,01230,000,4338Крапивинская 110кВ 1СШ114,74-23,89115,00-0,2339Крапивинская 110кВ 2СШ114,26-24,07115,00-0,6441Крапивинская 35кВ 2СШ37,21-26,9736,751,2442Крапивинская 6кВ 1СШ6,39-27,246,301,4343Крапивинская 6кВ 2СШ6,36-27,456,300,9944КС-2 10кВ 1СШ10,55-4,5210,500,4845КС-2 10кВ 2СШ10,55-4,5210,500,4846КС-2 110кВ 1СШ115,76-4,29115,000,6647КС-2 110кВ 2СШ115,76-4,29115,000,6648Лугинецкая 10кВ 1СШ10,58-15,6710,500,7549Лугинецкая 10кВ 2СШ10,58-15,6710,500,7550Лугинецкая 110кВ 1СШ115,72-14,43115,000,6351Лугинецкая 110кВ 2СШ115,72-14,43115,000,6352Лугинецкая 35кВ 1СШ37,08-15,4836,750,8953Лугинецкая 35кВ 2СШ37,08-15,4836,750,8954Мильджино 110кВ 1СШ116,74-14,40115,001,5255Мыльджино 110кВ 2СШ116,74-14,40115,001,5256Мыльджино 35кВ 1СШ37,31-13,4236,751,5257Мыльджино 35кВ 2СШ37,31-13,4236,751,5258Мыльджино 6кВ (1)6,32-12,556,300,2859Мыльджино 6кВ (2)6,32-12,556,300,2860Мыльджино 6кВ 1СШ (1)6,32-12,556,300,2861Мыльджино 6кВ 2СШ (2)6,32-12,556,300,2862Останинская 110кВ 1СШ114,81-15,00115,00-0,1763Останинская 110кВ 2СШ114,81-15,00115,00-0,1764Останинская 35кВ 1СШ37,31-16,2336,751,5365Останинская 35кВ 2СШ37,31-16,2336,751,5366Останинская 6кВ 1СШ6,38-16,516,301,3167Останинская 6кВ 2СШ6,38-16,516,301,3168Отпайка на Т ПС "Тарская"115,65-8,54115,000,5669Отпайка на Т1 ПС "З.Моисеевская"115,02-24,62115,000,0270Отпайка на Т1 ПС "Завьялово"230,97-0,02230,000,4271Отпайка на Т1 ПС "Карагоск"230,98-0,01230,000,4372Отпайка на Т1 ПС "Крапивинская"114,74-23,89115,00-0,2373Отпайка на Т1 ПС "Останинская"114,83-14,99115,00-0,1574Отпайка на Т2 ПС "З.Моисеевская"114,39-24,84115,00-0,5375Отпайка на Т2 ПС "Завьялово"230,72-0,25230,000,3176Отпайка на Т2 ПС "Карагоск"231,00-0,01230,000,4377Отпайка на Т2 ПС "Крапивинская"114,26-24,07115,00-0,6478Отпайка на Т2 ПС "Останинская"114,83-14,99115,00-0,1579Отпайка на Т2 ПС "Тарская"115,80-8,48115,000,7080Парабель 10кВ 1СШ10,65-5,4310,501,4381Парабель 10кВ 2СШ10,65-5,4310,501,4382Парабель 110кВ 1СШ115,78-4,28115,000,6883Парабель 110кВ 2СШ115,78-4,28115,000,6884Парабель 220кВ 1СШ231,000230,000,4385Система231,000230,000,4386Тарская 10кВ 1СШ10,56-9,5110,500,5587Тарская 10кВ 2СШ10,56-9,5110,500,5588Тарская 110кВ 1СШ115,65-8,54115,000,5689Тарская 110кВ 2СШ115,80-8,48115,000,7090Тарская Т1 сторона СН холостой ход38,98-9,1438,501,25

Таблица Б.2 - Результаты расчета нормального режима минимальных нагрузок

NНазваниеU, кВDelta, грUжел, кВdU, %1Вертикос 10кВ 1СШ10,91-1,7110,503,902Вертикос 10кВ 1СШ10,91-1,7110,503,903Вертикос 220кВ 1СШ230,87-0,24230,000,384Вертикос 220кВ 2СШ230,87-0,24230,000,385Вертикос Т1 сторона СН холостой ход113,70-0,74110,003,376Вертикос Т2 сторона СН холостой ход113,70-0,74110,003,377Двуреченская 110кВ 1СШ115,00-21,26115,0008Двуреченская 110кВ 2СШ115,00-21,26115,0009Двуреченская 35кВ 1СШ37,48-22,2636,751,9810Двуреченская 35кВ 2СШ37,48-22,2636,751,9811Двуреченская 6кВ 1СШ6,41-22,576,301,7712Двуреченская 6кВ 2СШ6,41-22,576,301,7713З.Моисеевская 110кВ 1СШ114,23-21,15115,00-0,6714З.Моисеевская 110кВ 2СШ114,23-21,15115,00-0,6715З.Моисеевская 35кВ 1СШ37,50-23,4436,752,0316З.Моисеевская 35кВ 2СШ37,50-23,4436,752,0317З.Моисеевская 6кВ 1СШ6,41-23,756,301,7218З.Моисеевская 6кВ 2СШ6,41-23,756,301,7219Завьялово 10кВ 1СШ10,54-1,5810,500,3620Завьялово 10кВ 2СШ10,55-1,3710,500,4421Завьялово 220кВ 1СШ230,80-0,23230,000,3522Завьялово 220кВ 2СШ230,97-0,02230,000,4223Игольская 110 кВ 1СШ115,00-17,34115,00024Игольская 110 кВ 2СШ115,00-17,34115,00025Игольская 110кВ 1СШ115,00-17,34115,00026Игольская 110кВ 2СШ115,00-17,34115,00027Игольская 35 кВ 1 СШ37,14-14,9036,751,0528Игольская 35кВ 2 СШ36,80-16,3336,750,1329Игольская 6кВ 1СШ6,46-13,156,302,4930Игольская 6кВ 2СШ6,36-15,436,300,8831Калиновая 110кВ 1СШ115,36-12,94115,000,3132Калиновая 110кВ 2СШ115,36-12,94115,000,3133Калиновая 35кВ 1СШ37,69-13,6336,752,5734Калиновая 35кВ 2СШ37,69-13,6336,752,5735Калиновая 6кВ 1СШ6,45-13,786,302,4436Калиновая 6кВ 2СШ6,45-13,786,302,4437Каргасок 220кВ 1СШ231,00-0,01230,000,4338Крапивинская 110кВ 1СШ114,63-20,30115,00-0,3239Крапивинская 110кВ 2СШ114,20-20,47115,00-0,6940Крапивинская 35кВ 1СШ37,45-22,8836,751,8941Крапивинская 35кВ 2СШ37,30-23,0736,751,5042Крапивинская 6кВ 1СШ6,40-23,316,301,6743Крапивинская 6кВ 2СШ6,38-23,506,301,2744КС-2 10кВ 1СШ10,58-3,8810,500,7245КС-2 10кВ 2СШ10,58-3,8810,500,7246КС-2 110кВ 1СШ116,01-3,68115,000,8847КС-2 110кВ 2СШ116,01-3,68115,000,8848Лугинецкая 10кВ 1СШ10,65-13,4010,501,4549Лугинецкая 10кВ 2СШ10,65-13,4010,501,4550Лугинецкая 110кВ 1СШ116,39-12,29115,001,2151Лугинецкая 110кВ 2СШ116,39-12,29115,001,2152Лугинецкая 35кВ 1СШ37,33-13,2236,751,5753Лугинецкая 35кВ 2СШ37,33-13,2236,751,5754Мильджино 110кВ 1СШ117,43-12,25115,002,1255Мыльджино 110кВ 2СШ117,43-12,25115,002,1256Мыльджино 35кВ 1СШ37,54-11,2436,752,1557Мыльджино 35кВ 2СШ37,54-11,2436,752,1558Мыльджино 6кВ (1)6,36-10,386,300,8859Мыльджино 6кВ (2)6,36-10,386,300,8860Мыльджино 6кВ 1СШ (1)6,36-10,386,300,8861Мыльджино 6кВ 2СШ (2)6,36-10,386,300,8862Останинская 110кВ 1СШ115,62-12,81115,000,5463Останинская 110кВ 2СШ115,62-12,81115,000,5464Останинская 35кВ 1СШ37,63-13,9036,752,4065Останинская 35кВ 2СШ37,63-13,9036,752,4066Останинская 6кВ 1СШ6,44-14,156,302,2067Останинская 6кВ 2СШ6,44-14,156,302,2068Отпайка на Т ПС "Тарская"116,23-7,31115,001,0769Отпайка на Т1 ПС "З.Моисеевская"114,81-20,93115,00-0,1670Отпайка на Т1 ПС "Завьялово"230,97-0,02230,000,4271Отпайка на Т1 ПС "Карагоск"230,99-0,01230,000,4372Отпайка на Т1 ПС "Крапивинская"114,63-20,30115,00-0,3273Отпайка на Т1 ПС "Останинская"115,64-12,80115,000,5674Отпайка на Т2 ПС "З.Моисеевская"114,24-21,14115,00-0,6675Отпайка на Т2 ПС "Завьялово"230,80-0,23230,000,3576Отпайка на Т2 ПС "Карагоск"231,00-0,01230,000,4377Отпайка на Т2 ПС "Крапивинская"114,21-20,47115,00-0,6978Отпайка на Т2 ПС "Останинская"115,64-12,80115,000,5679Отпайка на Т2 ПС "Тарская"116,37-7,26115,001,1980Парабель 10кВ 1СШ10,68-4,6910,501,7481Парабель 10кВ 2СШ10,68-4,6910,501,7482Парабель 110кВ 1СШ116,03-3,67115,000,9083Парабель 110кВ 2СШ116,03-3,67115,000,9084Парабель 220кВ 1СШ231,000230,000,4385Система231,000230,000,4386Тарская 10кВ 1СШ10,63-8,1810,501,1987Тарская 10кВ 2СШ10,63-8,1810,501,1988Тарская 110кВ 1СШ116,23-7,31115,001,0789Тарская 110кВ 2СШ116,37-7,26115,001,1990Тарская Т1 сторона СН холостой ход39,21-7,8438,501,84

Приложение В - Параметры напряжения в узлах схемы при расчете послеаварийных режимов

Таблица В.1 - Результаты расчета послеаварийного режима максимальных нагрузок после регулирования (при отключении цепи ВЛЭП Парабель-Лугинецкая)

NНазваниеU, кВDelta, грUжел, кВdU, %1Вертикос 10кВ 1СШ10,89-1,9010,503,722Вертикос 10кВ 1СШ10,89-1,9010,503,723Вертикос 220кВ 1СШ230,79-0,27230,000,344Вертикос 220кВ 2СШ230,79-0,27230,000,345Вертикос Т1 сторона СН холостой ход111,19-0,82110,001,086Вертикос Т2 сторона СН холостой ход111,19-0,82110,001,087Двуреченская 110кВ 1СШ115,00-36,06115,0008Двуреченская 110кВ 2СШ115,00-36,06115,0009Двуреченская 35кВ 1СШ37,44-37,1736,751,8810Двуреченская 35кВ 2СШ37,44-37,1736,751,8811Двуреченская 6кВ 1СШ6,40-37,516,301,6312Двуреченская 6кВ 2СШ6,40-37,516,301,6313З.Моисеевская 110кВ 1СШ114,23-35,94115,00-0,6714З.Моисеевская 110кВ 2СШ114,23-35,94115,00-0,6715З.Моисеевская 35кВ 1СШ37,41-38,5036,751,7916З.Моисеевская 35кВ 2СШ37,41-38,5036,751,7917З.Моисеевская 6кВ 1СШ6,39-38,856,301,4418З.Моисеевская 6кВ 2СШ6,39-38,856,301,4419Завьялово 10кВ 1СШ10,52-1,7610,500,1920Завьялово 10кВ 2СШ10,53-1,5310,500,3021Завьялово 220кВ 1СШ230,72-0,25230,000,3122Завьялово 220кВ 2СШ230,96-0,02230,000,4223Игольская 110 кВ 1СШ115,00-31,70115,00024Игольская 110 кВ 2СШ115,00-31,70115,00025Игольская 110кВ 1СШ115,00-31,70115,00026Игольская 110кВ 2СШ115,00-31,70115,00027Игольская 35 кВ 1 СШ37,12-29,3036,751,0128Игольская 35кВ 2 СШ36,78-30,7336,750,0829Игольская 6кВ 1СШ6,45-27,556,302,4530Игольская 6кВ 2СШ6,35-29,836,300,8431Калиновая 110кВ 1СШ112,84-25,95115,00-1,8832Калиновая 110кВ 2СШ112,84-25,95115,00-1,8833Калиновая 35кВ 1СШ36,83-26,7536,750,2234Калиновая 35кВ 2СШ36,83-26,7536,750,2235Калиновая 6кВ 1СШ6,30-26,946,300,0736Калиновая 6кВ 2СШ6,30-26,946,300,0737Каргасок 220кВ 1СШ231,00-0,01230,000,4338Крапивинская 110кВ 1СШ114,63-35,00115,00-0,3239Крапивинская 110кВ 2СШ114,15-35,18115,00-0,7440Крапивинская 35кВ 1СШ37,33-37,8836,751,5941Крапивинская 35кВ 2СШ37,17-38,0936,751,1442Крапивинская 6кВ 1СШ6,38-38,356,301,3343Крапивинская 6кВ 2СШ6,36-38,576,300,8844КС-2 10кВ 1СШ10,52-4,7310,500,1945КС-2 10кВ 2СШ10,52-4,7310,500,1946КС-2 110кВ 1СШ117,52-4,50115,002,1947КС-2 110кВ 2СШ117,52-4,50115,002,1948Лугинецкая 10кВ 1СШ10,61-26,5010,501,0249Лугинецкая 10кВ 2СШ10,61-26,5010,501,0250Лугинецкая 110кВ 1СШ114,08-25,22115,00-0,8051Лугинецкая 110кВ 2СШ114,08-25,22115,00-0,8052Лугинецкая 35кВ 1СШ37,18-26,3036,751,1753Лугинецкая 35кВ 2СШ37,18-26,3036,751,1754Мильджино 110кВ 1СШ115,10-25,19115,000,0955Мыльджино 110кВ 2СШ115,10-25,19115,000,0956Мыльджино 35кВ 1СШ37,41-24,1836,751,8057Мыльджино 35кВ 2СШ37,41-24,1836,751,8058Мыльджино 6кВ (1)6,34-23,286,300,5959Мыльджино 6кВ (2)6,34-23,286,300,5960Мыльджино 6кВ 1СШ (1)6,34-23,286,300,5961Мыльджино 6кВ 2СШ (2)6,34-23,286,300,5962Останинская 110кВ 1СШ113,14-25,80115,00-1,6263Останинская 110кВ 2СШ113,14-25,80115,00-1,6264Останинская 35кВ 1СШ36,76-27,0736,750,0265Останинская 35кВ 2СШ36,76-27,0736,750,0266Останинская 6кВ 1СШ6,29-27,366,30-0,2067Останинская 6кВ 2СШ6,29-27,366,30-0,2068Отпайка на Т ПС "Тарская"114,67-12,89115,00-0,2969Отпайка на Т1 ПС "З.Моисеевская"114,88-35,72115,00-0,1070Отпайка на Т1 ПС "Завьялово"230,97-0,02230,000,4271Отпайка на Т1 ПС "Карагоск"230,98-0,01230,000,4372Отпайка на Т1 ПС "Крапивинская"114,63-35,00115,00-0,3273Отпайка на Т1 ПС "Останинская"113,17-25,79115,00-1,6074Отпайка на Т2 ПС "З.Моисеевская"114,24-35,94115,00-0,6675Отпайка на Т2 ПС "Завьялово"230,72-0,25230,000,3176Отпайка на Т2 ПС "Карагоск"231,00-0,01230,000,4377Отпайка на Т2 ПС "Крапивинская"114,15-35,18115,00-0,7478Отпайка на Т2 ПС "Останинская"113,17-25,79115,00-1,6079Парабель 10кВ 1СШ10,60-5,6510,500,9280Парабель 10кВ 2СШ10,60-5,6510,500,9281Парабель 110кВ 1СШ117,55-4,50115,002,2182Парабель 110кВ 2СШ117,55-4,50115,002,2183Парабель 220кВ 1СШ231,000230,000,4384Система231,000230,000,4385Тарская 10кВ 1СШ10,65-13,8810,501,4186Тарская 10кВ 2СШ10,65-13,8810,501,4187Тарская 110кВ 1СШ114,67-12,89115,00-0,2988Тарская Т1 сторона СН холостой ход39,32-13,5038,502,12

Таблица В.2 - Результаты расчета послеаварийного режима максимальных нагрузок после регулирования (при отключении АТ1 на ПС «Парабель»)

NНазваниеU, кВDelta, грUжел, кВdU, %1Вертикос 10кВ 1СШ10,89-1,9010,503,722Вертикос 10кВ 1СШ10,89-1,9010,503,723Вертикос 220кВ 1СШ230,79-0,27230,000,344Вертикос 220кВ 2СШ230,79-0,27230,000,345Вертикос Т1 сторона СН холостой ход111,19-0,82110,001,086Вертикос Т2 сторона СН холостой ход111,19-0,82110,001,087Двуреченская 110кВ 1СШ115,00-29,51115,0008Двуреченская 110кВ 2СШ115,00-29,51115,0009Двуреченская 35кВ 1СШ37,44-30,6236,751,8810Двуреченская 35кВ 2СШ37,44-30,6236,751,8811Двуреченская 6кВ 1СШ6,40-30,966,301,6312Двуреченская 6кВ 2СШ6,40-30,966,301,6313З.Моисеевская 110кВ 1СШ114,12-29,37115,00-0,7714З.Моисеевская 110кВ 2СШ114,12-29,37115,00-0,7715З.Моисеевская 35кВ 1СШ37,37-31,9336,751,6816З.Моисеевская 35кВ 2СШ37,37-31,9336,751,6817З.Моисеевская 6кВ 1СШ6,38-32,286,301,3318З.Моисеевская 6кВ 2СШ6,38-32,286,301,3319Завьялово 10кВ 1СШ10,52-1,7610,500,1920Завьялово 10кВ 2СШ10,53-1,5310,500,3021Завьялово 220кВ 1СШ230,72-0,25230,000,3122Завьялово 220кВ 2СШ230,96-0,02230,000,4223Игольская 110 кВ 1СШ115,00-25,13115,00024Игольская 110 кВ 2СШ115,00-25,13115,00025Игольская 110кВ 1СШ115,00-25,13115,00026Игольская 110кВ 2СШ115,00-25,13115,00027Игольская 35 кВ 1 СШ36,50-22,7436,75-0,6728Игольская 35кВ 2 СШ36,78-24,1736,750,0829Игольская 6кВ 1СШ6,35-20,996,300,7530Игольская 6кВ 2СШ6,35-23,276,300,8431Калиновая 110кВ 1СШ114,16-19,63115,00-0,7332Калиновая 110кВ 2СШ114,16-19,63115,00-0,7333Калиновая 35кВ 1СШ37,27-20,4136,751,4134Калиновая 35кВ 2СШ37,27-20,4136,751,4135Калиновая 6кВ 1СШ6,38-20,596,301,2736Калиновая 6кВ 2СШ6,38-20,596,301,2737Каргасок 220кВ 1СШ231,00-0,01230,000,4338Крапивинская 110кВ 1СШ114,55-28,42115,00-0,3939Крапивинская 110кВ 2СШ114,08-28,61115,00-0,8040Крапивинская 35кВ 1СШ37,31-31,3136,751,5241Крапивинская 35кВ 2СШ37,14-31,5336,751,0742Крапивинская 6кВ 1СШ6,38-31,786,301,2643Крапивинская 6кВ 2СШ6,35-32,016,300,8144КС-2 10кВ 1СШ10,51-8,9310,500,1245КС-2 10кВ 2СШ10,51-8,9310,500,1246КС-2 110кВ 1СШ115,34-8,69115,000,3047КС-2 110кВ 2СШ115,34-8,69115,000,3048Лугинецкая 10кВ 1СШ10,55-20,1710,500,4449Лугинецкая 10кВ 2СШ10,55-20,1710,500,4450Лугинецкая 110кВ 1СШ115,38-18,91115,000,3351Лугинецкая 110кВ 2СШ115,38-18,91115,000,3352Лугинецкая 35кВ 1СШ36,96-19,9736,750,5853Лугинецкая 35кВ 2СШ36,96-19,9736,750,5854Мильджино 110кВ 1СШ116,40-18,88115,001,2255Мыльджино 110кВ 2СШ116,40-18,88115,001,2256Мыльджино 35кВ 1СШ37,20-17,8936,751,2357Мыльджино 35кВ 2СШ37,20-17,8936,751,2358Мыльджино 6кВ (1)6,30-17,026,300,0059Мыльджино 6кВ (2)6,30-17,026,300,0060Мыльджино 6кВ 1СШ (1)6,30-17,026,300,0061Мыльджино 6кВ 2СШ (2)6,30-17,026,300,0062Останинская 110кВ 1СШ114,46-19,48115,00-0,4763Останинская 110кВ 2СШ114,46-19,48115,00-0,4764Останинская 35кВ 1СШ37,20-20,7236,751,2265Останинская 35кВ 2СШ37,20-20,7236,751,2266Останинская 6кВ 1СШ6,36-21,016,301,0067Останинская 6кВ 2СШ6,36-21,016,301,0068Отпайка на Т ПС "Тарская"115,28-12,98115,000,2469Отпайка на Т1 ПС "З.Моисеевская"114,77-29,13115,00-0,2070Отпайка на Т1 ПС "Завьялово"230,97-0,02230,000,4271Отпайка на Т1 ПС "Карагоск"230,98-0,01230,000,4372Отпайка на Т1 ПС "Крапивинская"114,55-28,42115,00-0,3973Отпайка на Т1 ПС "Останинская"114,49-19,47115,00-0,4574Отпайка на Т2 ПС "З.Моисеевская"114,12-29,37115,00-0,7675Отпайка на Т2 ПС "Завьялово"230,72-0,25230,000,3176Отпайка на Т2 ПС "Карагоск"231,00-0,01230,000,4377Отпайка на Т2 ПС "Крапивинская"114,08-28,61115,00-0,8078Отпайка на Т2 ПС "Останинская"114,49-19,47115,00-0,4579Отпайка на Т2 ПС "Тарская"115,44-12,92115,000,3880Парабель 10кВ 1СШ10,52-10,9710,500,1581Парабель 10кВ 2СШ10,52-10,9710,500,1582Парабель 110кВ 1СШ115,36-8,69115,000,3283Парабель 110кВ 2СШ115,36-8,69115,000,3284Парабель 220кВ 1СШ231,000230,000,4385Система231,000230,000,4386Тарская 10кВ 1СШ10,52-13,9610,500,2387Тарская 10кВ 2СШ10,52-13,9610,500,2388Тарская 110кВ 1СШ115,28-12,98115,000,2489Тарская 110кВ 2СШ115,44-12,92115,000,3890Тарская Т1 сторона СН холостой ход38,85-13,5838,500,92

Таблица В.3 - Результаты расчета послеаварийного режима после регулирования (при отключении АТ1 на ПС «Парабель» и отключение цепи ВЛЭП «Парабель - Лугинецкая»)

NНазваниеU, кВDelta, грUжел, кВdU, %1Вертикос 10кВ 1СШ10,89-1,9010,503,722Вертикос 10кВ 1СШ10,89-1,9010,503,723Вертикос 220кВ 1СШ230,79-0,27230,000,344Вертикос 220кВ 2СШ230,79-0,27230,000,345Вертикос Т1 сторона СН холостой ход111,19-0,82110,001,086Вертикос Т2 сторона СН холостой ход111,19-0,82110,001,087Двуреченская 110кВ 1СШ115,00-40,02115,0008Двуреченская 110кВ 2СШ115,00-40,02115,0009Двуреченская 35кВ 1СШ36,80-41,1236,750,1210Двуреченская 35кВ 2СШ36,80-41,1236,750,1211Двуреченская 6кВ 1СШ6,29-41,466,30-0,1212Двуреченская 6кВ 2СШ6,29-41,466,30-0,1213З.Моисеевская 110кВ 1СШ114,23-39,90115,00-0,6714З.Моисеевская 110кВ 2СШ114,23-39,90115,00-0,6715З.Моисеевская 35кВ 1СШ37,41-42,4636,751,7916З.Моисеевская 35кВ 2СШ37,41-42,4636,751,7917З.Моисеевская 6кВ 1СШ6,39-42,816,301,4418З.Моисеевская 6кВ 2СШ6,39-42,816,301,4419Завьялово 10кВ 1СШ10,52-1,7610,500,1920Завьялово 10кВ 2СШ10,53-1,5310,500,3021Завьялово 220кВ 1СШ230,72-0,25230,000,3122Завьялово 220кВ 2СШ230,96-0,02230,000,4223Игольская 110 кВ 1СШ115,00-35,65115,00024Игольская 110 кВ 2СШ115,00-35,65115,00025Игольская 110кВ 1СШ115,00-35,65115,00026Игольская 110кВ 2СШ115,00-35,65115,00027Игольская 35 кВ 1 СШ36,50-33,2636,75-0,6728Игольская 35кВ 2 СШ36,78-34,6936,750,0829Игольская 6кВ 1СШ6,35-31,516,300,7530Игольская 6кВ 2СШ6,35-33,796,300,8431Калиновая 110кВ 1СШ113,57-30,03115,00-1,2432Калиновая 110кВ 2СШ113,57-30,03115,00-1,2433Калиновая 35кВ 1СШ37,07-30,8336,750,8834Калиновая 35кВ 2СШ37,07-30,8336,750,8835Калиновая 6кВ 1СШ6,35-31,016,300,7436Калиновая 6кВ 2СШ6,35-31,016,300,7437Каргасок 220кВ 1СШ231,00-0,01230,000,4338Крапивинская 110кВ 1СШ114,63-38,95115,00-0,3239Крапивинская 110кВ 2СШ114,15-39,14115,00-0,7440Крапивинская 35кВ 1СШ37,33-41,8436,751,5941Крапивинская 35кВ 2СШ37,17-42,0436,751,1442Крапивинская 6кВ 1СШ6,38-42,316,301,3343Крапивинская 6кВ 2СШ6,36-42,526,300,8844КС-2 10кВ 1СШ10,49-9,4710,50-0,0745КС-2 10кВ 2СШ10,49-9,4710,50-0,0746КС-2 110кВ 1СШ119,21-9,25115,003,6647КС-2 110кВ 2СШ119,21-9,25115,003,6648Лугинецкая 10кВ 1СШ10,49-30,5810,50-0,0749Лугинецкая 10кВ 2СШ10,49-30,5810,50-0,0750Лугинецкая 110кВ 1СШ114,80-29,31115,00-0,1851Лугинецкая 110кВ 2СШ114,80-29,31115,00-0,1852Лугинецкая 35кВ 1СШ36,78-30,3836,750,0753Лугинецкая 35кВ 2СШ36,78-30,3836,750,0754Мильджино 110кВ 1СШ115,82-29,28115,000,7255Мыльджино 110кВ 2СШ115,82-29,28115,000,7256Мыльджино 35кВ 1СШ37,02-28,2836,750,7457Мыльджино 35кВ 2СШ37,02-28,2836,750,7458Мыльджино 6кВ (1)6,27-27,406,30-0,4759Мыльджино 6кВ (2)6,27-27,406,30-0,4760Мыльджино 6кВ 1СШ (1)6,27-27,406,30-0,4761Мыльджино 6кВ 2СШ (2)6,27-27,406,30-0,4762Останинская 110кВ 1СШ113,87-29,89115,00-0,9863Останинская 110кВ 2СШ113,87-29,89115,00-0,9864Останинская 35кВ 1СШ37,00-31,1436,750,6965Останинская 35кВ 2СШ37,00-31,1436,750,6966Останинская 6кВ 1СШ6,33-31,436,300,4767Останинская 6кВ 2СШ6,33-31,436,300,4768Отпайка на Т ПС "Тарская"116,06-17,33115,000,9369Отпайка на Т1 ПС "З.Моисеевская"114,88-39,68115,00-0,1070Отпайка на Т1 ПС "Завьялово"230,97-0,02230,000,4271Отпайка на Т1 ПС "Карагоск"230,98-0,01230,000,4372Отпайка на Т1 ПС "Крапивинская"114,63-38,95115,00-0,3273Отпайка на Т1 ПС "Останинская"113,90-29,88115,00-0,9674Отпайка на Т2 ПС "З.Моисеевская"114,24-39,90115,00-0,6675Отпайка на Т2 ПС "Завьялово"230,72-0,25230,000,3176Отпайка на Т2 ПС "Карагоск"231,00-0,01230,000,4377Отпайка на Т2 ПС "Крапивинская"114,15-39,14115,00-0,7478Отпайка на Т2 ПС "Останинская"113,90-29,88115,00-0,9679Парабель 10кВ 1СШ10,23-11,6710,50-2,5680Парабель 10кВ 2СШ10,23-11,6710,50-2,5681Парабель 110кВ 1СШ119,23-9,24115,003,6882Парабель 110кВ 2СШ119,23-9,24115,003,6883Парабель 220кВ 1СШ231,000230,000,4384Система231,000230,000,4385Тарская 10кВ 1СШ10,60-18,3010,500,9286Тарская 10кВ 2СШ10,60-18,3010,500,9287Тарская 110кВ 1СШ116,06-17,33115,000,9388Тарская Т1 сторона СН холостой ход39,12-17,9338,501,62

Таблица В.4 - Результаты расчета послеаварийного режима после регулирования (при отключении АТ1 на ПС «Парабель» и отключении цепи «Парабель - Лугинецкая» и цепи «Игольская - Крапивинская)

NНазваниеU, кВDelta, грUжел, кВdU, %1Вертикос 10кВ 1СШ10,89-1,9010,503,722Вертикос 10кВ 1СШ10,89-1,9010,503,723Вертикос 220кВ 1СШ230,79-0,27230,000,344Вертикос 220кВ 2СШ230,79-0,27230,000,345Вертикос Т1 сторона СН холостой ход111,19-0,82110,001,086Вертикос Т2 сторона СН холостой ход111,19-0,82110,001,087Двуреченская 110кВ 1СШ115,00-44,34115,0008Двуреченская 110кВ 2СШ115,00-44,34115,0009Двуреченская 35кВ 1СШ37,44-45,4536,751,8810Двуреченская 35кВ 2СШ37,44-45,4536,751,8811Двуреченская 6кВ 1СШ6,40-45,796,301,6312Двуреченская 6кВ 2СШ6,40-45,796,301,6313З.Моисеевская 110кВ 1СШ114,26-44,19115,00-0,6414З.Моисеевская 110кВ 2СШ114,26-44,19115,00-0,6415З.Моисеевская 35кВ 1СШ37,42-46,7436,751,8216З.Моисеевская 35кВ 2СШ37,42-46,7436,751,8217З.Моисеевская 6кВ 1СШ6,39-47,096,301,4618З.Моисеевская 6кВ 2СШ6,39-47,096,301,4619Завьялово 10кВ 1СШ10,52-1,7610,500,1920Завьялово 10кВ 2СШ10,53-1,5310,500,3021Завьялово 220кВ 1СШ230,72-0,25230,000,3122Завьялово 220кВ 2СШ230,96-0,02230,000,4223Игольская 110 кВ 1СШ115,00-36,38115,00024Игольская 110 кВ 2СШ115,00-36,38115,00025Игольская 110кВ 1СШ115,00-36,38115,00026Игольская 110кВ 2СШ115,00-36,38115,00027Игольская 35 кВ 1 СШ36,50-33,9936,75-0,6728Игольская 35кВ 2 СШ36,78-35,4236,750,0829Игольская 6кВ 1СШ6,35-32,246,300,7530Игольская 6кВ 2СШ6,35-34,526,300,8431Калиновая 110кВ 1СШ113,20-30,57115,00-1,5632Калиновая 110кВ 2СШ113,20-30,57115,00-1,5633Калиновая 35кВ 1СШ36,95-31,3736,750,5534Калиновая 35кВ 2СШ36,95-31,3736,750,5535Калиновая 6кВ 1СШ6,33-31,556,300,4036Калиновая 6кВ 2СШ6,33-31,556,300,4037Каргасок 220кВ 1СШ231,00-0,01230,000,4338Крапивинская 110кВ 1СШ114,24-43,33115,00-0,6639Крапивинская 110кВ 2СШ114,24-43,33115,00-0,6640Крапивинская 35кВ 1СШ37,20-46,2336,751,2241Крапивинская 35кВ 2СШ37,20-46,2336,751,2242Крапивинская 6кВ 1СШ6,36-46,716,300,9743Крапивинская 6кВ 2СШ6,36-46,716,300,9744КС-2 10кВ 1СШ10,62-9,3610,501,1545КС-2 10кВ 2СШ10,62-9,3610,501,1546КС-2 110кВ 1СШ118,65-9,14115,003,1747КС-2 110кВ 2СШ118,65-9,14115,003,1748Лугинецкая 10кВ 1СШ10,46-31,1110,50-0,3949Лугинецкая 10кВ 2СШ10,46-31,1110,50-0,3950Лугинецкая 110кВ 1СШ114,44-29,84115,00-0,4951Лугинецкая 110кВ 2СШ114,44-29,84115,00-0,4952Лугинецкая 35кВ 1СШ36,66-30,9136,75-0,2553Лугинецкая 35кВ 2СШ36,66-30,9136,75-0,2554Мильджино 110кВ 1СШ115,46-29,81115,000,4055Мыльджино 110кВ 2СШ115,46-29,81115,000,4056Мыльджино 35кВ 1СШ37,52-28,8036,752,1157Мыльджино 35кВ 2СШ37,52-28,8036,752,1158Мыльджино 6кВ (1)6,36-27,926,300,8859Мыльджино 6кВ (2)6,36-27,926,300,8860Мыльджино 6кВ 1СШ (1)6,36-27,926,300,8861Мыльджино 6кВ 2СШ (2)6,36-27,926,300,8862Останинская 110кВ 1СШ113,51-30,42115,00-1,3063Останинская 110кВ 2СШ113,51-30,42115,00-1,3064Останинская 35кВ 1СШ36,88-31,6836,750,3565Останинская 35кВ 2СШ36,88-31,6836,750,3566Останинская 6кВ 1СШ6,31-31,976,300,1367Останинская 6кВ 2СШ6,31-31,976,300,1368Отпайка на Т ПС "Тарская"115,47-17,48115,000,4169Отпайка на Т1 ПС "З.Моисеевская"114,74-44,01115,00-0,2370Отпайка на Т1 ПС "Завьялово"230,97-0,02230,000,4271Отпайка на Т1 ПС "Карагоск"230,98-0,01230,000,4372Отпайка на Т1 ПС "Крапивинская"114,24-43,32115,00-0,6673Отпайка на Т1 ПС "Останинская"113,53-30,41115,00-1,2874Отпайка на Т2 ПС "З.Моисеевская"114,27-44,19115,00-0,6475Отпайка на Т2 ПС "Завьялово"230,72-0,25230,000,3176Отпайка на Т2 ПС "Карагоск"231,00-0,01230,000,4377Отпайка на Т2 ПС "Крапивинская"114,24-43,33115,00-0,6678Отпайка на Т2 ПС "Останинская"113,53-30,41115,00-1,2879Парабель 10кВ 1СШ10,60-11,3710,501,0080Парабель 10кВ 2СШ10,60-11,3710,501,0081Парабель 110кВ 1СШ118,67-9,13115,003,1982Парабель 110кВ 2СШ118,67-9,13115,003,1983Парабель 220кВ 1СШ231,000230,000,4384Система231,000230,000,4385Тарская 10кВ 1СШ10,54-18,4610,500,4086Тарская 10кВ 2СШ10,54-18,4610,500,4087Тарская 110кВ 1СШ115,47-17,48115,000,4188Тарская Т1 сторона СН холостой ход38,92-18,0938,501,09

Таблица В.5 - Результаты расчета послеаварийного режима после регулирования (при отключении Т1 на ПС «Игольская» и отключении цепи «Парабель - Лугинецкая» (С-103) и цепи «Игольская - Крапивинская» (С-140)

NНазваниеU, кВDelta, грUжел, кВdU, %1Вертикос 10кВ 1СШ10,89-1,9010,503,722Вертикос 10кВ 1СШ10,89-1,9010,503,723Вертикос 220кВ 1СШ230,79-0,27230,000,344Вертикос 220кВ 2СШ230,79-0,27230,000,345Вертикос Т1 сторона СН холостой ход111,19-0,82110,001,086Вертикос Т2 сторона СН холостой ход111,19-0,82110,001,087Двуреченская 110кВ 1СШ115,00-43,01115,0008Двуреченская 110кВ 2СШ115,00-43,01115,0009Двуреченская 35кВ 1СШ37,44-44,1236,751,8810Двуреченская 35кВ 2СШ37,44-44,1236,751,8811Двуреченская 6кВ 1СШ6,40-44,466,301,6312Двуреченская 6кВ 2СШ6,40-44,466,301,6313З.Моисеевская 110кВ 1СШ113,95-43,42115,00-0,9114З.Моисеевская 110кВ 2СШ113,95-43,42115,00-0,9115З.Моисеевская 35кВ 1СШ37,31-45,9936,751,5316З.Моисеевская 35кВ 2СШ37,31-45,9936,751,5317З.Моисеевская 6кВ 1СШ6,37-46,346,301,1718З.Моисеевская 6кВ 2СШ6,37-46,346,301,1719Завьялово 10кВ 1СШ10,52-1,7610,500,1920Завьялово 10кВ 2СШ10,53-1,5310,500,3021Завьялово 220кВ 1СШ230,72-0,25230,000,3122Завьялово 220кВ 2СШ230,96-0,02230,000,4223Игольская 110 кВ 1СШ115,00-32,97115,00024Игольская 110 кВ 2СШ115,00-32,97115,00025Игольская 110кВ 2СШ115,00-32,97115,00026Игольская 35 кВ 1 СШ36,64-29,6336,75-0,3027Игольская 35кВ 2 СШ36,64-29,6336,75-0,3028Игольская 6кВ 1СШ6,41-27,056,301,7929Игольская 6кВ 2СШ6,41-27,056,301,7930Калиновая 110кВ 1СШ112,75-26,87115,00-1,9631Калиновая 110кВ 2СШ112,75-26,87115,00-1,9632Калиновая 35кВ 1СШ36,80-27,6736,750,1433Калиновая 35кВ 2СШ36,80-27,6736,750,1434Калиновая 6кВ 1СШ6,30-27,866,30-0,0135Калиновая 6кВ 2СШ6,30-27,866,30-0,0136Каргасок 220кВ 1СШ231,00-0,01230,000,4337Крапивинская 110кВ 1СШ114,89-40,12115,00-0,1038Крапивинская 110кВ 2СШ113,24-43,77115,00-1,5339Крапивинская 35кВ 1СШ37,42-42,9836,751,8340Крапивинская 35кВ 2СШ36,86-46,7236,750,2941Крапивинская 6кВ 1СШ6,40-43,466,301,5842Крапивинская 6кВ 2СШ6,30-47,216,300,0343КС-2 10кВ 1СШ10,56-4,8710,500,5844КС-2 10кВ 2СШ10,56-4,8710,500,5845КС-2 110кВ 1СШ117,98-4,65115,002,5946КС-2 110кВ 2СШ117,98-4,65115,002,5947Лугинецкая 10кВ 1СШ10,42-27,4210,50-0,7948Лугинецкая 10кВ 2СШ10,42-27,4210,50-0,7949Лугинецкая 110кВ 1СШ113,99-26,14115,00-0,8850Лугинецкая 110кВ 2СШ113,99-26,14115,00-0,8851Лугинецкая 35кВ 1СШ36,51-27,2236,75-0,6552Лугинецкая 35кВ 2СШ36,51-27,2236,75-0,6553Мильджино 110кВ 1СШ115,02-26,10115,000,0254Мыльджино 110кВ 2СШ115,02-26,10115,000,0255Мыльджино 35кВ 1СШ37,38-25,0936,751,7256Мыльджино 35кВ 2СШ37,38-25,0936,751,7257Мыльджино 6кВ (1)6,33-24,206,300,5158Мыльджино 6кВ (2)6,33-24,206,300,5159Мыльджино 6кВ 1СШ (1)6,33-24,206,300,5160Мыльджино 6кВ 2СШ (2)6,33-24,206,300,5161Останинская 110кВ 1СШ113,05-26,72115,00-1,6962Останинская 110кВ 2СШ113,05-26,72115,00-1,6963Останинская 35кВ 1СШ36,73-27,9936,75-0,0664Останинская 35кВ 2СШ36,73-27,9936,75-0,0665Останинская 6кВ 1СШ6,28-28,286,30-0,2866Останинская 6кВ 2СШ6,28-28,286,30-0,2867Отпайка на Т ПС "Тарская"114,76-13,32115,00-0,2168Отпайка на Т1 ПС "З.Моисеевская"114,91-42,07115,00-0,0869Отпайка на Т1 ПС "Завьялово"230,97-0,02230,000,4270Отпайка на Т1 ПС "Карагоск"230,98-0,01230,000,4371Отпайка на Т1 ПС "Крапивинская"114,89-40,11115,00-0,1072Отпайка на Т1 ПС "Останинская"113,08-26,71115,00-1,6773Отпайка на Т2 ПС "З.Моисеевская"113,96-43,42115,00-0,9174Отпайка на Т2 ПС "Завьялово"230,72-0,25230,000,3175Отпайка на Т2 ПС "Карагоск"231,00-0,01230,000,4376Отпайка на Т2 ПС "Крапивинская"113,25-43,77115,00-1,5377Отпайка на Т2 ПС "Останинская"113,08-26,71115,00-1,6778Парабель 10кВ 1СШ10,64-5,7910,501,3279Парабель 10кВ 2СШ10,64-5,7910,501,3280Парабель 110кВ 1СШ118,00-4,64115,002,6181Парабель 110кВ 2СШ118,00-4,64115,002,6182Парабель 220кВ 1СШ231,000230,000,4383Система231,000230,000,4384Тарская 10кВ 1СШ10,48-14,3110,50-0,2485Тарская 10кВ 2СШ10,48-14,3110,50-0,2486Тарская 110кВ 1СШ114,76-13,32115,00-0,2187Тарская Т1 сторона СН холостой ход38,68-13,9338,500,46

Приложение Г - Вероятность работы системы в течение года

Таблица Г.1 - Вероятность существования нагрузки в течение года

Номер ступениМощность, МВтКоличество часов в годВероятность нагрузки, о.е.11754860,05548214014580,166443131,254860,055484122,519440,221925113,754880,05571610517080,1949877012180,13904852,59720,11096Всего-87601

Таблица Г.2 - Коэффициенты готовности для каждой группы генераторов

Номер группы генераторовnmn-mCKг122010,00006421120,01587220210,984064233015,12E-0732130,0001904631230,0236175430310,97619149344014,096E-0943142,0316E-0642260,0003778841340,0312381340410,96838196

Таблица Г.3 - Вероятность состояний генерирующей части

Номер группы321321Вероятность состоянияКол-во генераторов432---когда все работают4320,968380,976190,984060,93026когда 1 не работает3320,031240,976190,984060,030014220,968380,023620,984060,022514310,968380,976190,015870,01500когда 2 не работают в одной группе2320,000380,976190,984060,000364120,968380,000190,984060,000184300,968380,976190,000060,00006когда 2 не работают в разных группах3220,031240,023620,984060,000733310,031240,976190,015870,000484210,968380,023620,015870,00036когда 3 не работают в разных группах3210,031240,023620,015870,00001

Таблица Г.4 - Мощность возможных состояний генерирующей части

Номер группы321Значение мощности Рг, МВтКол-во генераторов432когда все работают432183,0когда 1 не работает332143,0422177,0431180,5когда 2 не работают в одной группе232103,0412171,0430178,0когда 2 не работают в разных группах322137,0331140,5421174,5когда 3 не работают в разных группах321134,5

Таблица Г.5 - Матрица коэффициентов

Значение вероятностей состояний генерирующей частиЗначение мощности генерирующей части энергосистемы183180,5178177174,5171143140,5137134,5103Рн, МВтВероятность состояний генерирующей части энергосистемы0,930260,030010,022510,015000,000360,000180,000060,000730,000480,000360,0000152,50,110960,103220,003330,002500,001660,000040,000020,000010,000080,000050,000040,00000700,139040,129340,004170,003130,002090,000050,000030,000010,000100,000070,000050,000001050,194980,181380,005850,004390,002920,000070,000040,000010,000140,000090,000070,00000113,750,055710,051820,001670,001250,000840,000020,000010,000000,000040,000030,000020,00000122,50,221920,206440,006660,005000,003330,000080,000040,000010,000160,000110,000080,00000131,250,055480,051610,001660,001250,000830,000020,000010,000000,000040,000030,000020,000001400,166440,154830,004990,003750,002500,000060,000030,000010,000120,000080,000060,000001750,055480,051610,001660,001250,000830,000020,000010,000000,000040,000030,000020,00000

Таблица Г.6 - Матрица состояний Кг

Значение мощности возможных состояний генерирующей частиЗначение мощности генерирующей части энергосистемыРн, МВт183180,5178177174,5171143140,5137134,510352,5130,5128125,5124,5122118,590,58884,58250,570113110,5108107104,51017370,56764,5331057875,5737269,5663835,53229,5-2113,7569,2566,7564,2563,2560,7557,2529,2526,7523,2520,75-10,75122,560,55855,554,55248,520,51814,512-19,5131,2551,7549,2546,7545,7543,2539,7511,759,255,753,25-28,251404340,5383734,53130,5-3-5,5-3717585,532-0,5-4-32-34,5-38-40,5-72

Приложение Д - Вероятность работы системы в течение года с учётом плановых ремонтов

Таблица Д.1 - Вероятность существования нагрузки в течение года

Номер ступениМощность, МВтКоличество часов в годВероятность нагрузки, о.е.11754860,05548214014580,166443131,254860,055484122,519440,221925113,754880,05571610517080,1949877012180,13904852,59720,11096Всего-87601

Таблица Д.2 - Коэффициенты готовности для каждой группы генераторов

Номер группы генераторовnmn-mCKг122010,00006421120,01587220210,984064233010,00000051232130,00019046431230,02361753630310,976191488344014,096E-0943142,03162E-0642260,00037788141340,03123812840410,968381956

Таблица Д.3 - Вероятность состояний генерирующей части

Номер группы321321Вероятность состоянияКол-во генераторов443когда все работают4430,000000,968380,976190,00000когда 1 не работает3430,000000,968380,976190,000004330,000000,031240,976190,000004420,000000,968380,023620,00000когда 2 не работают в одной группе2430,000000,968380,976190,000004230,000000,000380,976190,000004410,000000,968380,000190,00000когда 2 не работают в разных группах3330,000000,031240,976190,000003420,000000,968380,023620,000004320,000000,031240,023620,00000когда 3 не работают в разных группах3320,000000,031240,023620,00000

Таблица Д.4 - Мощность возможных состояний генерирующей части

Номер группы321Значение мощности Рг, МВтКол-во генераторов432когда все работают432183,0когда 1 не работает332143,0422177,0431180,5когда 2 не работают в одной группе232103,0412171,0430178,0когда 2 не работают в разных группах322137,0331140,5421174,5когда 3 не работают в разных группах321134,5

Таблица Д.5 - Матрица коэффициентов

Значение вероятностей состояний генерирующей частиЗначение мощности генерирующей части энергосистемы183180,5178177174,5171143140,5137134,5103Рн, МВтВероятность состояний генерирующей части энергосистемы0,930260,030010,022510,015000,000360,001800,000060,000730,000480,000360,0000152,50,055480,051610,001660,001250,000830,000020,000100,000000,000040,000030,000020,00000700,055710,051820,001670,001250,000840,000020,000100,000000,000040,000030,000020,0000094,6160,194980,181380,005850,004390,002920,000070,000350,000010,000140,000090,000070,00000122,50,166440,154830,004990,003750,002500,000060,000300,000010,000120,000080,000060,00000131,250,055480,051610,001660,001250,000830,000020,000100,000000,000040,000030,000020,000001400,221920,206440,006660,005000,003330,000080,000400,000010,000160,000110,000080,00000141,9240,083560,077730,002510,001880,001250,000030,000150,000010,000060,000040,000030,00000153,7510,055480,051610,001660,001250,000830,000020,000100,000000,000040,000030,000020,000001750,110990,103250,003330,002500,001660,000040,000200,000010,000080,000050,000040,00000

Таблица Д.6 - Матрица состояний Кг

Значение мощности возможных состояний генерирующей частиЗначение мощности генерирующей части энергосистемыРн, МВт183180,5178177174,5171143140,5137134,510352,5130,5128125,5124,5122118,590,58884,58250,570113110,5108107104,51017370,56764,53394,61688,38485,88483,38482,38479,88476,38448,38445,88442,38439,8848,384122,560,55855,554,55248,520,51814,512-19,5131,2551,7549,2546,7545,7543,2539,7511,759,255,753,25-28,251404340,5383734,53130,5-3-5,5-37141,92441,07638,57636,07635,07632,57629,0761,076-1,424-4,924-7,424-38,924153,75129,24926,74924,24923,24920,74917,249-10,751-13,251-16,751-19,251-50,75117585,532-0,5-4-32-34,5-38-40,5-72

Приложение Е - Вероятность работы системы в течение года с учётом плановых ремонтов и ввода резервной мощности

Таблица Е.1 - Вероятность существования нагрузки в течение года

Номер ступениМощность, МВтКоличество часов в годВероятность нагрузки, о.е.11754860,055482150,4754880,05571314014580,166444138,917080,194985131,254860,055486122,519440,22192792,67320,083568704860,05548952,59720,11096Всего-87601

Таблица Е.2 - Коэффициенты готовности для каждой группы генераторов

Номер группы генераторовnmn-mCKг133010,0000032130,0001931230,0236230310,97619244010,0000043140,0000042260,0003841340,0312440410,96838355010,0000054150,00000532100,00001523100,0006251450,0387450510,96063

Таблица Е.3 - Вероятность состояний генерирующей части

Номер группы321321Вероятность состоянияКол-во генераторов543когда все работают5430,960630,968380,976190,90811когда 1 не работает4430,038740,968380,976190,036625330,960630,031240,976190,029295420,960630,968380,023620,02197когда 2 не работают в одной группе3430,000620,968380,976190,000595230,960630,000380,976190,000355410,960630,968380,000190,00018когда 2 не работают в разных группах4330,038740,031240,976190,001184420,038740,968380,023620,000895320,960630,031240,023620,00071когда 3 не работают в разных группах4320,038740,031240,023620,00003

Таблица Е.4 - Мощность возможных состояний генерирующей части

Номер группы321Значение мощности Рг, МВтКол-во генераторов543когда все работают543231,5когда 1 не работает443191,5533225,5542229,0когда 2 не работают в одной группе343151,5523219,5541226,5когда 2 не работают в разных группах433185,5442189,0532223,0когда 3 не работают в разных группах432134,5

Таблица Е.5 - Матрица коэффициентов

Таблица Е.6 - Матрица коэффициентов Кг

Значение мощности возможных состояний генерирующей частиЗначение мощности генерирующей части энергосистемыРн, МВт231229226,5225,5223219,5191,5189185,5151,5134,552,5178,5176,5174173170,5167139136,5133998270161159156,5155,5153149,5121,5119115,581,564,592,6138,4136,4133,9132,9130,4126,998,996,492,958,941,9122,5108,5106,5104103100,5976966,5632912131,2599,7597,7595,2594,2591,7588,2560,2557,7554,2520,253,25138,9939188,587,58581,553,55147,513,5-3,5140918986,585,58379,551,54945,511,5-5,5150,47580,52578,52576,02575,02572,52569,02541,02538,52535,0251,025-15,975175565451,550,54844,516,51410,5-23,5-40,5

Таблица Е.7 - Результаты расчета показателей надежности РУ-110 кВ ПС Двуреченская

Отказавший выключатель Частота отказов 1/годГруппировка элементов, частота отказов и длительность восстановления при ремонте выключателя при коэффициенте Кj, отн.ед.Нормальный режим, 0,95661-2-3 0,00621-2-4, 0,00621-2-5, 0,00621-2-6, 0,00621-2-7, 0,00621-2-8, 0,00621-2, 0,00621-2-30,0323/ 0,0306 0,5?3/4/ 0,000198 0,53/5/ 0,000198 0,53/6/ 0,000198 0,53/7/ 0,000198 0,53/8/ 0,000198 0,53/4,5,6,7,8/ 0,000198 0,51-2-40,0324/ 0,0,0306 0,53/4/ 0,000198 0,5?4/5/ 0,000198 0,54/6/ 0,000198 0,54/7/ 0,000198 0,54/8/ 0,000198 0,54/3,5,6,7,8/ 0,000198 0,51-2-50,0325/ 0,0306 0,53/5/ 0,000198 0,54/5/ 0,000198 0,5?5/6/ 0,000198 0,55/7/ 0,000198 0,55/8/ 0,000198 0,55/4,3,6,7,8/ 0,000198 0,51-2-60,0326/ 0,0306 0,53/6/ 0,000198 0,54/6/ 0,000198 0,55/6/ 0,000198 0,5?6/7/ 0,000198 0,56/8/ 0,000198 0,56/4,5,3,7,8/ 0,000198 0,51-2-70,0327/ 0,0306 0,53/7/ 0,000198 0,54/7/ 0,000198 0,55/7/ 0,000198 0,56/7/ 0,000198 0,5?7/8/ 0,000198 0,57/4,5,6,3,8/ 0,000198 0,51-2-80,0328/ 0,0306 0,53/8/ 0,000198 0,54/8/ 0,000198 0,55/8/ 0,000198 0,56/8/ 0,000198 0,57/8/ 0,000198 0,5?8/4,5,6,7,3/ 0,000198 0,51-20,0323/4/5/6/7/8 0,0306 0,53/4/5/6/7/8 0,000198 0,53/4/5/6/7/8 0,000198 0,53/4/5/6/7/8 0,000198 0,53/4/5/6/7/8 0,000198 0,53/4/5/6/7/8 0,000198 0,53/4/5/6/7/8 0,000198 0,5?

Министерство образования и науки Российской Федерации Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования

Больше работ по теме: