Анализ режимов и надежности электрических сетей Парабельского энергоузла

  • Вид работы:
    Дипломная (ВКР)
  • Предмет:
    Физика
  • Язык:
    Русский
    ,
    Формат файла:
    MS Word
    1,46 Мб
  • Опубликовано:
    2015-03-01
Вы можете узнать стоимость помощи в написании студенческой работы.
Помощь в написании работы, которую точно примут!

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»

.1      Расчет нормальных режимов максимальных и минимальных нагрузок

.1.1   Расчет режима максимальных нагрузок энергосистемы

.1.2   Расчет режима минимальных нагрузок энергосистемы

.2      Расчет послеаварийного режима максимальных нагрузок энергосистемы

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

.2.2   Отключение АТ1 на ПС «Парабель»

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

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

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

.3      Оценка пропускной способности

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

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

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

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

.4      Увеличение пропускной способности ВЛЭП

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

.4.2   Увеличение пропускной способности линии «Парабель - Крапивинская»

.4.3   Увеличение пропускной способности линии «Парабель - Двуреченская»

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

.5      Анализ результатов моделирования режимов электрических сетей

.        Надежность сетевого района

.1      Оценка режимной надежности

.1.1 Формирование вероятностной модели нагрузки

.1.2   Формирование вероятностной модели генерирующей части

.1.3   Формирование вероятностной модели энергосистемы

.1.4   Расчет и анализ коэффициентов бездефицитной работы и готовности энергосистемы

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

.1.6   Расчёт и анализ показателей надежности с учетом ввода резерва

.2      Постановка задачи схемной надёжности

.2.1   Расчет частоты отказов выключателя с учетом протяженности линий электропередачи

.2.2   Расчет частоты внезапных отказов выключателя

.2.3 Расчет коэффициентов режимов работы РУ

.2.4   Расчет режимов частоты отказов выключателя

.2.5   Расчет времени для выполнения переключений РУ

.2.6   Расчет частоты отказов шин (секции) типовой схемы

.3      Анализ результатов оценки надежности энергосистемы

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

.1      Отклонение напряжения.

.1.1   Влияние отклонения напряжения на работу электрооборудования.

.2      Колебания напряжения

.2.1   Влияние колебаний напряжения на работу электрооборудования.

.3      Несимметрия напряжений.

.3.1   Влияние несимметрии напряжений на работу электрооборудования

.4      Провал напряжения

.5      Импульсное перенапряжение.

.6      Несинусоидальность напряжения.

.6.1   Влияние несинусоидальности напряжения на работу электрооборудования.

.6.2   Влияние высших гармоник и их фильтрация.

.7      Отклонение частоты.

.7.1   Влияние 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 подстанции

Рmax, МВт

Qmax, МВар

Парабель

10,28

4,4

Завьялово

29,6

12,6

Вертикос

10,28

4,4

КС-2

4

1,74

Игольская

Сторона 35 кВ

4

1,92

Мыльджино

Сторона 35 кВ

1,55

0,74

Тарская

Сторона 10 кВ

1

0,62

Лугинецкая

Сторона 35 кВ

6

2,4


Сторона 10 кВ

2,63

1,23

Крапивинская

Сторона 35 кВ

16,8

8


Сторона 6 кВ

6

2,4

З.Моисеевская

Сторона 35 кВ

15,5

5,3


Сторона 10 кВ

4,6

3

Двуреченская

Сторона 35 кВ

4,6

2,4


Сторона 6 кВ

4,4

1,8

Останинская

Сторона 35 кВ

4

1,92


Сторона 10 кВ

2,36

1,14

Калиновая

Сторона 35 кВ

4

1,92


Сторона 6 кВ

2,3

1,14



Таблица 2 - Параметры ЛЭП

Дисп. назв. ЛЭП

Название участка

Uном., кВ

I доп., А

R, Ом

X, Ом

Тип и длина

ПВ-224

Вертикос - Парабель (отрезок "Отп. Завьялово-Завьялово")

220,00

605,00

0,01

0,02

АС 240/32 - 0,05 км

ПВ-224

Вертикос - Парабель (отрезок "Отп. Каргасок-Каргасок")

220,00

605,00

0,01

0,02

АС 240/32 - 0,05 км

ПВ-224

Вертикос - Парабель (отрезок Вертикос-отп. Завьялово)

220,00

610,00

6,09

22,44

АСО 240/32 - 51,58 км

ПВ-224

Вертикос - Парабель (отрезок отп. Завьялово-отп. Каргасок)

220,00

610,00

3,95

14,57

АСО 240/32 - 33,5 км

ПВ-224

Вертикос - Парабель (отрезок отп. Каргасок-Парабель)

220,00

610,00

0,12

0,43

АСО 240/32 - 57,9 км

ПВ-234

Вертикос - Парабель (отрезок "Отп. Завьялово-Завьялово")

220,00

605,00

0,01

0,02

АС 240/32 - 0,05 км

ПВ-234

Вертикос - Парабель (отрезок "Отп. Каргасок-Каргасок")

220,00

605,00

0,01

0,02

АС 240/32 - 0,05 км

ПВ-234

Вертикос - Парабель (отрезок Вертикос-отп. Завьялово)

220,00

610,00

6,09

22,44

АСО 240/32 - 51,58 км

ПВ-234

Вертикос - Парабель (отрезок отп. Завьялово-отп. Каргасок)

220,00

610,00

0,12

0,43

АСО 240/32 - 33,5 км

ПВ-234

Вертикос - Парабель (отрезок отп. Каргасок-Парабель)

220,00

610,00

0,12

0,43

АСО 240/32 - 57,9 км

С-101

Парабель - КС-2 (отрезок 1 на Т1)

110,00

330,00

0,78

1,13

АС 95/16 - 2,6 км

С-102

Парабель - КС-2 (отрезок 2 на Т2)

110,00

330,00

0,78

1,13

АС 95/16 - 2,6 км

С-103

Парабель - Лугинецкая (отрезок "Отп. Тарская-Тарская")

110,00

605,00

0,01

0,02

АС 240/32 - 0,05 км

С-103

Парабель - Лугинецкая (отрезок отп. Тарская-Лугинецкая)

110,00

605,00

12,39

42,53

АС 240/32 - 105 км

С-103

Парабель - Лугинецкая(отрезок Парабель-отп. Тарская)

110,00

605,00

8,50

29,16

АС 240/32 - 72 км

С-104

Парабель - Лугинецкая (отрезок "Отп. Тарская-Тарская")

110,00

605,00

0,01

0,02

АС 240/32 - 0,05 км

С-104

Парабель - Лугинецкая (отрезок отп. Тарская-Лугинецкая)

110,00

605,00

12,39

42,53

АС 240/32 - 105 км

С-104

Парабель - Лугинецкая (отрезок Парабель-отп. Тарская)

110,00

8,50

29,16

АС 240/32 - 72 км

С-105

Лугинецкая - Калиновая (отрезок Лугинецкая-отп. Останинская)

110,00

450,00

11,04

22,73

АС 150/24 - 54,13 км

С-105

Лугинецкая - Калиновая (отрезок отп. Останинская-Калиновая)

110,00

450,00

6,54

13,47

АС 150/24 - 32,07 км

С-105

Лугинецкая - Калиновая (отрезок отп. Останинская-Останинская)

110,00

450,00

0,43

0,89

АС 150/24 - 2,13 км

С-106

Лугинецкая - Калиновая (отрезок Лугинецкая-отп. Останинская)

110,00

450,00

11,04

22,73

АС 150/24 - 54,13 км

С-106

Лугинецкая - Калиновая (отрезок отп. Останинская-Калиновая)

110,00

450,00

6,54

13,47

АС 150/24 - 32,07 км

С-106

Лугинецкая - Калиновая (отрезок отп. Останинская-Останинская)

110,00

450,00

0,43

0,89

АС 150/24 - 2,13 км

С-109

Лугинецкая - Игольская (отрезок 1 на ӏ с.ш.)

110,00

605,00

19,29

66,22

АС 240/32 - 163,5 км

С-110

Лугинецкая - Игольская (отрезок 2 на II с.ш)

110,00

605,00

19,29

66,22

АС 240/32 - 163,5 км

С-113

Лугинецкая - Мыльджино (отрезок 1 на II с.ш.)

110,00

390,00

18,98

33,22

АС 120/19 - 77,8 км

С-114

Лугинецкая - Мыльджино(отрезок 2 на I c.ш.)

110,00

390,00

18,98

33,22

АС 120/19 - 77,8 км

С-140

Игольская - Двуреченская (отрезок "Отп З.Моисеевская-З.Моисеевская")

110,00

390,00

0,01

0,02

АС 120/19 - 0,05 км

С-140

Игольская - Двуреченская (отрезок "Отп З.Моисеевская-З.Моисеевская")

110,00

390,00

0,01

0,02

АС 120/19 - 0,05 км

С-140

Игольская - Двуреченская (отрезок "Отп. Крапивинская-Крапивинская")

110,00

390,00

0,01

0,02

АС 120/19 - 0,05 км

С-140

Игольская - Двуреченская (отрезок Игольская-отп. Крапивинская)

110,00

605,00

8,09

27,78

АС 240/32 - 68,6 км

С-140

Игольская - Двуреченская (отрезок отп. З.Моисеевская-Двуреченская)

110,00

390,00

2,20

3,84

АС 120/19 - 9 км

С-140

Игольская - Двуреченская (отрезок отп. Крапивинская-отп. З.Моисеевская)

110,00

390,00

4,64

8,11

АС 120/19 - 19 км

С-141

Игольская - Двуреченская (отрезок "Отп. Крапивинская-Крапивинская")

110,00

390,00

0,01

0,02

АС 120/19 - 0,05 км

С-141

Игольская - Двуреченская (отрезок Игольская-отп. Крапивинская)

110,00

605,00

8,09

27,78

АС 240/32 - 68,6 км

С-141

Игольская - Двуреченская (отрезок отп. З.Моисеевская-Двуреченская)

110,00

390,00

2,20

3,84

АС 120/19 - 9 км

С-141

Игольская - Двуреченская (отрезок отп. Крапивинская-отп. З.Моисеевская)

110,00

390,00

4,64

8,11

АС 120/19 - 19 км



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

Подстанция

Марка

S, МВА

dP, кВт

dQ, кВАр

Rв, Ом

Xв, Ом

Rс, Ом

Xс, Ом

Rн, Ом

Xн, Ом

Пределы регулирования

1

Калиновая

ТДТН-25000/110 (115;38.5;6.6)

25

37,86

268,14

1,48

56,87

1,48

1,00

1,48

35,71

±(9х1,78%)

2

Останинская

ТДТН-16000/110 (115;38.5;6.6)

16

29,75

236,63

2,58

88,86

2,58

2,00

2,58

55,79

±(9х1,78%)

3

Двуреченская

ТДТН-25000/110 (115;38.5;6.6)

25

40,17

322,66

1,48

56,87

1,48

1,00

1,48

35,71

±(9х1,78%)

4

З.Моисеевская

ТДТН-25000/110 (115;38.5;6.6)

25

54,11

655,60

1,48

56,87

1,48

1,00

1,48

35,71

±(9х1,78%)

5

Крапивинская

ТДТН-25000/110 (115;38.5;6.6)

25

59,92

799,17

1,48

56,87

1,48

1,00

1,48

35,71

±(9х1,78%)

6

Игольская

ТДТН-25000/110 (115;38.5;6.6)

25

61,69

917,89

1,48

56,87

1,48

1,00

1,48

35,71

±(9х1,78%)

7

Тарская

ТДТН-10000/110 (115;38.5;11)

10

21,64

142,36

5,03

142,17

5,03

4,00

5,03

89,27

±(9х1,78%)

8

Лугинецкая

ТДТН-25000/110 (115;38.5;11)

25

39,76

304,92

1,48

56,87

1,48

1,00

1,48

35,71

±(9х1,78%)

9

Мыльджино

ТДТН-10000/110 (115;38.5;6.6)

10

26,48

217,22

5,03

142,17

5,03

4,00

5,03

89,27

±(9х1,78%)

10

Парабель

АТДЦТН-63000/220/110 (230;121;11)

63

12183,04

2389,43

1,33

100,76

1,33

0

5,33

193,13

± (6х2) %

11

Вертикос

АТДЦТН-63000/220/110 (230;121;11)

63

4,02

177,18

1,33

100,76

1,33

0

5,33

193,13

±( 6х2) %


Таблица 4 - Параметры трансформаторов с расщепленной обмоткой

Подстанция

Марка

S, МВА

dP, кВт

dQ, кВАр

R1, Ом

X1, Ом

R2, Ом

X2, Ом

Пределы регулирования

1

КС-2

ТРДН-25000/110 (115;10.5;10.5)

25

29,78

199,54

2,54

55,55

2,54

55,55

±(9х1,78%)

3

Завьялово

ТРДН-32000/220 (230;11;11)

32

64,61

683,41

7,75

190,11

7,75

190,11

±(9х1,78%)



1.1    Расчет нормальных режимов максимальных и минимальных нагрузок

1.1.1 Расчет 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


№ отпайки

Подстанция

Т1


ВН

СН

ВН

СН

Парабель

-

8

-

8

Завьялово

8

-

8

-

Вертикос

-

10

-

10

Тарская

8

1

8

1

Останинская

9

3(ном)

9

3(ном)

Мыльджино

5

2

5

2

Лугинецкая

8

3(ном)

8

3(ном)

Калиновая

9

3(ном)

9

3(ном)

Игольская

7

3(ном)

7

3(ном)

Двуреченская

9

3(ном)

9

3(ном)


1.1.2 Расчет 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.

1.2   
Расчет 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.

1.2.1 Отключение 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


№ отпайки

Подстанция

Т1

Т2


ВН

СН

ВН

СН

Парабель

-

7

-

7

Вертикос

-

11

-

11

КС-2

9

-

9

-

Тарская

9

1

9

1

Мыльджино

6

2

6

2

Лугинецкая

9

3(ном)

9

3(ном)

1.2.2 Отключение 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


№ отпайки

Подстанция

Т1

Т2


ВН

СН

ВН

СН

Игольская

6

3(ном)

-

-

Вертикос

-

11

-

11


1.2.3 Отключение 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


№ отпайки

Подстанция

Т1

Т2


ВН

СН

ВН

СН

Парабель

-

5

-

5

Вертикос

-

11

-

11

КС-2

8

-

8

-

Игольская

6

3

-

-

Двуреченская

8

3

8

3

 

1.2.4 Отключение 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


№ отпайки

Подстанция

Т1

Т2


ВН

СН

ВН

СН

Парабель

-

7

-

7

Вертикос

-

11

-

11

Мыльджино

6

2

6

2

КС-2

9

-

9

-

Игольская

6

3

-

-

1.2.5 Отключение 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


№ отпайки

Подстанция

Т1

Т2


ВН

СН

ВН

СН

Парабель

-

7

-

7

Вертикос

-

11

-

11

Мыльджино

-

-

6

2

КС-2

9

-

9

-

Игольская

6

3

-

-


1.3    Оценка 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.

1.3.1 Оценка 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, МВт

Напряжение в узле ПС КС-2, кВ

Ток по цепям ВЛ, Iдоп=330А

8

115,65

30,46; 30,48

16

115,53

50,33; 50,35

32

115,26

90,42; 90,45

64

114,66

171,4; 171,43

125

113,14

329,3; 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.

1.3.2 Оценка 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, МВт

Напряжение в узле ПС Крапивинская, кВ

Ток по цепям ВЛ, Iдоп=390А

16,8

114,90

282,52;283,93

33,6

114,66

323,12;323,61

67,2

114,13

351,67;351,77

73,2

114,24

389,99;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.

1.3.3 Оценка 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, МВт

Напряжение в узле ПС Двуреченская, кВ

Ток по цепям ВЛ, Iдоп=390А

4,6

115

176,05;177,33

18

115

271,75;272,97

30,9

115

353,8;354,97

50,6

115

387,06;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.

1.3.4 Оценка 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, МВт

Напряжение в узле ПС З.Моисеевская, кВ

Ток по цепям ВЛ, Iдоп=390А

15,5

114,46

119;118,99

35,3

114,31

200,92;200,92

51,5

114,05

284;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

Направление

P, МВт

Парабель - КС-2

125

Парабель - Крапивинская

73,2

Парабель - Двуреченская

50,6

Парабель - З.Моисеевская

51,5


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.

1.4    Увеличение 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).

1.4.1 Увеличение 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».


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

Активная мощность нагрузки в узле ПС КС-2, МВт

Напряжение в узле ПС КС-2, кВ

Ток по цепям ВЛ, А Iдоп=330 А

Мощность БСК, МВар

125

113,14

329,3; 329,32

0

126

114,18

329,42; 329,42

10

126,2

114,71

329,41; 329,41

15

126,4

115,25

329,91; 329,91

20


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.

1.4.2 Увеличение 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, МВт

Напряжение в узле ПС Крапивинская, кВ

Ток по цепям ВЛ, А Iдоп=390 А

Мощность БСК, МВар

73,2

114,24

389,99;389,72

0

73,3

114,65

389,88;389,39

10

73,4

114,81

389,91;389,21

15

73,5

114,9

389,76;389,93

20


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.


1.4.3 Увеличение 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, МВт

Напряжение в узле ПС Двуреченская, кВ

Ток по цепям ВЛ, А Iдоп=390 А

Мощность БСК, МВар

50,6

115

387,06;388,17

0

50,9

115

389,78;388,67

10

51

115

389,87;389,06

15

51,1

115

389,86;389,79

20


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.


1.4.4 Увеличение 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 , МВт

Напряжение в узле ПС З.Моисеевская , кВ

Ток по цепям ВЛ, А Iдоп=390 А

Мощность БСК, МВар

51,5

114,05

284;284

0

51,6

114,25

278,46;278,46

10


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.


1.5    Анализ 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 (α) 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 (α) 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 генераторов             Мощность , МВт, шт.Коэффициент

вынужденного

простоя , о.е.Длительность

плановых

ремонтов , мес.




 

1

2,5

2

0,008

0,2

2

6

3

0,008

0,3

3

40

4

0,008

0,6


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


8/243

4/122

 

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

2.1.2 Формирование 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

2.1.3 Формирование 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.

2.1.4 Расчет 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.

2.1.5 Расчет 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.

2.1.6 Расчёт 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 генератора

Мощность генератора, выведенного в ремонт, МВт

Продолжительность простоя tпр, месяцев




1

40

0,6

2

40

0,6

3

40

0,6

4

40

0,6

5

40

0,6

6

6

0,3

7

6

0,3

8

6

0,3

9

6

0,3

10

2,5

0,2

11

2,5

0,2

12

2,5

0,2


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.

2.2    Постановка 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 выключателя

Составляющие частоты отказов, 1/год

Время восстановления ТВ, ч

Частота плановых ремонтов µ,1/год

Продолжительность планового ремонта ТП, ч






500, воздушный

0,040

0,01

250

0,3

500

330

0,03

0,01

200


350

220

0,025

0,01

150


250

110

0,02

0,012

100


180

35

0,015

0,015

70


120

220, масляный

0,02

70


120

110

0,015

0,007

50


100

35

0,01

0,01

30


80


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

 

2.2.1 Расчет 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:


2.2.2 Расчет 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:

.

2.2.3 Расчет 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.

2.2.4 Расчет 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.

2.2.5 Расчет 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.

2.2.6 Расчет 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


2.3    Анализ 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.

3.1            Отклонение 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:

 

3.1.1 Влияние отклонения напряжения на работу электрооборудования

·        Технологические установки:

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

ü  При повышении напряжения снижается срок службы оборудования, повышается вероятность аварий.

ü  При значительных отклонениях напряжения происходит срыв технологического процесса.

·        Освещение:

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

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

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

·        Электропривод:

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

ü  При 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.

ü  При 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 (ΔU) 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.

3.2    Колебания 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).

3.2.1 Влияние 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.

3.3    Несимметрия 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.

3.3.1 Влияние 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.

3.4    Провал 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:

 

3.5    Импульсное 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.

3.6    Несинусоидальность 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.

3.6.1 Влияние 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.

3.6.2 Влияние 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.

3.7    Отклонение 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.

3.7.1 Влияние 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 ω 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

N

Название

U, кВ

Delta, гр

Uжел, кВ

dU, %

1

Вертикос 10кВ 1СШ

10,89

-1,90

10,50

3,72

2

Вертикос 10кВ 1СШ

10,89

-1,90

10,50

3,72

3

Вертикос 220кВ 1СШ

230,79

-0,27

230,00

0,34

4

Вертикос 220кВ 2СШ

230,79

-0,27

230,00

0,34

5

Вертикос Т1 сторона СН холостой ход

113,61

-0,82

110,00

3,28

6

Вертикос Т2 сторона СН холостой ход

113,61

-0,82

110,00

3,28

7

Двуреченская 110кВ 1СШ

115,00

-24,92

115,00

0

8

Двуреченская 110кВ 2СШ

115,00

-24,92

115,00

0

9

Двуреченская 35кВ 1СШ

37,44

-26,02

36,75

1,88

10

Двуреченская 35кВ 2СШ

37,44

-26,02

36,75

1,88

11

Двуреченская 6кВ 1СШ

6,40

-26,36

6,30

1,63

12

Двуреченская 6кВ 2СШ

6,40

-26,36

6,30

1,63

13

З.Моисеевская 110кВ 1СШ

114,38

-24,84

115,00

-0,54

14

З.Моисеевская 110кВ 2СШ

114,38

-24,84

115,00

-0,54

15

З.Моисеевская 35кВ 1СШ

37,46

-27,39

36,75

1,93

16

З.Моисеевская 35кВ 2СШ

37,46

-27,39

36,75

1,93

17

З.Моисеевская 6кВ 1СШ

6,40

-27,74

6,30

1,58

18

З.Моисеевская 6кВ 2СШ

6,40

-27,74

6,30

1,58

19

Завьялово 10кВ 1СШ

10,52

-1,76

10,50

0,19

20

Завьялово 10кВ 2СШ

10,53

-1,53

10,50

0,30

21

Завьялово 220кВ 1СШ

230,72

-0,25

230,00

0,31

22

Завьялово 220кВ 2СШ

-0,02

230,00

0,42

23

Игольская 110 кВ 1СШ

115,00

-20,57

115,00

0

24

Игольская 110 кВ 2СШ

115,00

-20,57

115,00

0

25

Игольская 110кВ 1СШ

115,00

-20,57

115,00

0

26

Игольская 110кВ 2СШ

115,00

-20,57

115,00

0

27

Игольская 35 кВ 1 СШ

37,12

-18,18

36,75

1,01

28

Игольская 35кВ 2 СШ

36,78

-19,61

36,75

0,08

29

Игольская 6кВ 1СШ

6,45

-16,43

6,30

2,45

30

Игольская 6кВ 2СШ

6,35

-18,71

6,30

0,84

31

Калиновая 110кВ 1СШ

114,51

-15,14

115,00

-0,43

32

Калиновая 110кВ 2СШ

114,51

-15,14

115,00

-0,43

33

Калиновая 35кВ 1СШ

37,38

-15,92

36,75

1,73

34

Калиновая 35кВ 2СШ

37,38

-15,92

36,75

1,73

35

Калиновая 6кВ 1СШ

6,40

-16,10

6,30

1,58

36

Калиновая 6кВ 2СШ

6,40

-16,10

6,30

1,58

37

Каргасок 220кВ 1СШ

231,00

-0,01

230,00

0,43

38

Крапивинская 110кВ 1СШ

114,74

-23,89

115,00

-0,23

39

Крапивинская 110кВ 2СШ

114,26

-24,07

115,00

-0,64

41

Крапивинская 35кВ 2СШ

37,21

-26,97

36,75

1,24

42

Крапивинская 6кВ 1СШ

6,39

-27,24

6,30

1,43

43

Крапивинская 6кВ 2СШ

6,36

-27,45

6,30

0,99

44

КС-2 10кВ 1СШ

10,55

-4,52

10,50

0,48

45

КС-2 10кВ 2СШ

10,55

-4,52

10,50

0,48

46

КС-2 110кВ 1СШ

115,76

-4,29

115,00

0,66

47

КС-2 110кВ 2СШ

115,76

-4,29

115,00

0,66

48

Лугинецкая 10кВ 1СШ

10,58

-15,67

10,50

0,75

49

Лугинецкая 10кВ 2СШ

10,58

-15,67

10,50

0,75

50

Лугинецкая 110кВ 1СШ

115,72

-14,43

115,00

0,63

51

Лугинецкая 110кВ 2СШ

115,72

-14,43

115,00

0,63

52

Лугинецкая 35кВ 1СШ

37,08

-15,48

36,75

0,89

53

Лугинецкая 35кВ 2СШ

37,08

-15,48

36,75

0,89

54

Мильджино 110кВ 1СШ

116,74

-14,40

115,00

1,52

55

Мыльджино 110кВ 2СШ

116,74

-14,40

115,00

1,52

56

Мыльджино 35кВ 1СШ

37,31

-13,42

36,75

1,52

57

Мыльджино 35кВ 2СШ

37,31

-13,42

36,75

1,52

58

Мыльджино 6кВ (1)

6,32

-12,55

6,30

0,28

59

Мыльджино 6кВ (2)

6,32

-12,55

6,30

0,28

60

Мыльджино 6кВ 1СШ (1)

6,32

-12,55

6,30

0,28

61

Мыльджино 6кВ 2СШ (2)

6,32

-12,55

6,30

0,28

62

Останинская 110кВ 1СШ

114,81

-15,00

115,00

-0,17

63

Останинская 110кВ 2СШ

114,81

-15,00

115,00

-0,17

64

Останинская 35кВ 1СШ

37,31

-16,23

36,75

1,53

65

Останинская 35кВ 2СШ

37,31

-16,23

36,75

1,53

66

Останинская 6кВ 1СШ

6,38

-16,51

6,30

1,31

67

Останинская 6кВ 2СШ

6,38

-16,51

6,30

1,31

68

Отпайка на Т ПС "Тарская"

115,65

-8,54

115,00

0,56

69

Отпайка на Т1 ПС "З.Моисеевская"

115,02

-24,62

115,00

0,02

70

Отпайка на Т1 ПС "Завьялово"

230,97

-0,02

230,00

0,42

71

Отпайка на Т1 ПС "Карагоск"

230,98

-0,01

230,00

0,43

72

Отпайка на Т1 ПС "Крапивинская"

114,74

-23,89

115,00

-0,23

73

Отпайка на Т1 ПС "Останинская"

114,83

-14,99

115,00

-0,15

74

Отпайка на Т2 ПС "З.Моисеевская"

114,39

-24,84

115,00

-0,53

75

Отпайка на Т2 ПС "Завьялово"

230,72

-0,25

230,00

0,31

76

Отпайка на Т2 ПС "Карагоск"

231,00

-0,01

230,00

0,43

77

Отпайка на Т2 ПС "Крапивинская"

114,26

-24,07

115,00

-0,64

78

Отпайка на Т2 ПС "Останинская"

114,83

-14,99

115,00

-0,15

79

Отпайка на Т2 ПС "Тарская"

115,80

-8,48

115,00

0,70

80

Парабель 10кВ 1СШ

10,65

-5,43

10,50

1,43

81

Парабель 10кВ 2СШ

10,65

-5,43

10,50

82

Парабель 110кВ 1СШ

115,78

-4,28

115,00

0,68

83

Парабель 110кВ 2СШ

115,78

-4,28

115,00

0,68

84

Парабель 220кВ 1СШ

231,00

0

230,00

0,43

85

Система

231,00

0

230,00

0,43

86

Тарская 10кВ 1СШ

10,56

-9,51

10,50

0,55

87

Тарская 10кВ 2СШ

10,56

-9,51

10,50

0,55

88

Тарская 110кВ 1СШ

115,65

-8,54

115,00

0,56

89

Тарская 110кВ 2СШ

115,80

-8,48

115,00

0,70

90

Тарская Т1 сторона СН холостой ход

38,98

-9,14

38,50

1,25


Таблица Б.2 - Результаты расчета нормального режима минимальных нагрузок

N

Название

U, кВ

Delta, гр

Uжел, кВ

dU, %

1

Вертикос 10кВ 1СШ

10,91

-1,71

10,50

3,90

2

Вертикос 10кВ 1СШ

10,91

-1,71

10,50

3,90

3

Вертикос 220кВ 1СШ

230,87

-0,24

230,00

0,38

4

Вертикос 220кВ 2СШ

230,87

-0,24

230,00

0,38

5

Вертикос Т1 сторона СН холостой ход

113,70

-0,74

110,00

3,37

6

Вертикос Т2 сторона СН холостой ход

113,70

-0,74

110,00

3,37

7

Двуреченская 110кВ 1СШ

115,00

-21,26

115,00

0

8

Двуреченская 110кВ 2СШ

115,00

-21,26

115,00

0

9

Двуреченская 35кВ 1СШ

37,48

-22,26

36,75

1,98

10

Двуреченская 35кВ 2СШ

37,48

-22,26

36,75

1,98

11

Двуреченская 6кВ 1СШ

6,41

-22,57

6,30

1,77

12

Двуреченская 6кВ 2СШ

6,41

-22,57

6,30

1,77

13

З.Моисеевская 110кВ 1СШ

114,23

-21,15

115,00

-0,67

14

З.Моисеевская 110кВ 2СШ

114,23

-21,15

115,00

-0,67

15

З.Моисеевская 35кВ 1СШ

37,50

-23,44

36,75

2,03

16

З.Моисеевская 35кВ 2СШ

37,50

-23,44

36,75

2,03

17

З.Моисеевская 6кВ 1СШ

6,41

-23,75

6,30

1,72

18

З.Моисеевская 6кВ 2СШ

6,41

-23,75

6,30

1,72

19

Завьялово 10кВ 1СШ

10,54

-1,58

10,50

0,36

20

Завьялово 10кВ 2СШ

10,55

-1,37

10,50

0,44

21

Завьялово 220кВ 1СШ

230,80

-0,23

230,00

0,35

22

Завьялово 220кВ 2СШ

230,97

-0,02

230,00

0,42

23

Игольская 110 кВ 1СШ

115,00

-17,34

115,00

0

24

Игольская 110 кВ 2СШ

115,00

-17,34

115,00

0

25

Игольская 110кВ 1СШ

115,00

-17,34

115,00

0

26

Игольская 110кВ 2СШ

115,00

-17,34

115,00

0

27

Игольская 35 кВ 1 СШ

37,14

-14,90

36,75

1,05

28

Игольская 35кВ 2 СШ

36,80

-16,33

36,75

0,13

29

Игольская 6кВ 1СШ

6,46

-13,15

6,30

2,49

30

Игольская 6кВ 2СШ

6,36

-15,43

6,30

0,88

31

Калиновая 110кВ 1СШ

115,36

-12,94

115,00

0,31

32

Калиновая 110кВ 2СШ

115,36

-12,94

115,00

0,31

33

Калиновая 35кВ 1СШ

37,69

-13,63

36,75

2,57

34

Калиновая 35кВ 2СШ

37,69

-13,63

36,75

2,57

35

Калиновая 6кВ 1СШ

6,45

-13,78

6,30

2,44

36

Калиновая 6кВ 2СШ

6,45

-13,78

6,30

2,44

37

Каргасок 220кВ 1СШ

231,00

-0,01

230,00

0,43

38

Крапивинская 110кВ 1СШ

114,63

-20,30

115,00

-0,32

39

Крапивинская 110кВ 2СШ

114,20

-20,47

115,00

-0,69

40

Крапивинская 35кВ 1СШ

37,45

-22,88

36,75

1,89

41

Крапивинская 35кВ 2СШ

37,30

-23,07

36,75

1,50

42

Крапивинская 6кВ 1СШ

6,40

-23,31

6,30

1,67

43

Крапивинская 6кВ 2СШ

6,38

-23,50

6,30

1,27

44

КС-2 10кВ 1СШ

10,58

-3,88

10,50

0,72

45

КС-2 10кВ 2СШ

10,58

-3,88

10,50

0,72

46

КС-2 110кВ 1СШ

116,01

-3,68

115,00

0,88

47

КС-2 110кВ 2СШ

116,01

-3,68

115,00

0,88

48

Лугинецкая 10кВ 1СШ

10,65

-13,40

10,50

1,45

49

10,65

-13,40

10,50

1,45

50

Лугинецкая 110кВ 1СШ

116,39

-12,29

115,00

1,21

51

Лугинецкая 110кВ 2СШ

116,39

-12,29

115,00

1,21

52

Лугинецкая 35кВ 1СШ

37,33

-13,22

36,75

1,57

53

Лугинецкая 35кВ 2СШ

37,33

-13,22

36,75

1,57

54

Мильджино 110кВ 1СШ

117,43

-12,25

115,00

2,12

55

Мыльджино 110кВ 2СШ

117,43

-12,25

115,00

2,12

56

Мыльджино 35кВ 1СШ

37,54

-11,24

36,75

2,15

57

Мыльджино 35кВ 2СШ

37,54

-11,24

36,75

2,15

58

Мыльджино 6кВ (1)

6,36

-10,38

6,30

0,88

59

Мыльджино 6кВ (2)

6,36

-10,38

6,30

0,88

60

Мыльджино 6кВ 1СШ (1)

6,36

-10,38

6,30

0,88

61

Мыльджино 6кВ 2СШ (2)

6,36

-10,38

6,30

0,88

62

Останинская 110кВ 1СШ

115,62

-12,81

115,00

0,54

63

Останинская 110кВ 2СШ

115,62

-12,81

115,00

0,54

64

Останинская 35кВ 1СШ

37,63

-13,90

36,75

2,40

65

Останинская 35кВ 2СШ

37,63

-13,90

36,75

2,40

66

Останинская 6кВ 1СШ

6,44

-14,15

6,30

2,20

67

Останинская 6кВ 2СШ

6,44

-14,15

6,30

2,20

68

Отпайка на Т ПС "Тарская"

116,23

-7,31

115,00

1,07

69

Отпайка на Т1 ПС "З.Моисеевская"

114,81

-20,93

115,00

-0,16

70

Отпайка на Т1 ПС "Завьялово"

230,97

-0,02

230,00

0,42

71

Отпайка на Т1 ПС "Карагоск"

230,99

-0,01

230,00

0,43

72

Отпайка на Т1 ПС "Крапивинская"

114,63

-20,30

115,00

-0,32

73

Отпайка на Т1 ПС "Останинская"

115,64

-12,80

115,00

0,56

74

Отпайка на Т2 ПС "З.Моисеевская"

114,24

-21,14

115,00

-0,66

75

Отпайка на Т2 ПС "Завьялово"

230,80

-0,23

230,00

0,35

76

Отпайка на Т2 ПС "Карагоск"

231,00

-0,01

230,00

0,43

77

Отпайка на Т2 ПС "Крапивинская"

114,21

-20,47

115,00

-0,69

78

Отпайка на Т2 ПС "Останинская"

115,64

-12,80

115,00

0,56

79

Отпайка на Т2 ПС "Тарская"

116,37

-7,26

115,00

1,19

80

Парабель 10кВ 1СШ

10,68

-4,69

10,50

1,74

81

Парабель 10кВ 2СШ

10,68

-4,69

10,50

1,74

82

Парабель 110кВ 1СШ

116,03

-3,67

115,00

0,90

83

Парабель 110кВ 2СШ

116,03

-3,67

115,00

0,90

84

Парабель 220кВ 1СШ

231,00

0

230,00

0,43

85

Система

231,00

0

230,00

0,43

86

Тарская 10кВ 1СШ

10,63

-8,18

10,50

1,19

87

Тарская 10кВ 2СШ

10,63

-8,18

10,50

1,19

88

Тарская 110кВ 1СШ

116,23

-7,31

115,00

1,07

89

Тарская 110кВ 2СШ

116,37

-7,26

115,00

1,19

90

Тарская Т1 сторона СН холостой ход

39,21

-7,84

38,50

1,84


 

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)

N

Название

U, кВ

Delta, гр

Uжел, кВ

dU, %

1

Вертикос 10кВ 1СШ

10,89

-1,90

10,50

3,72

2

Вертикос 10кВ 1СШ

10,89

-1,90

10,50

3,72

3

Вертикос 220кВ 1СШ

230,79

-0,27

230,00

0,34

4

Вертикос 220кВ 2СШ

230,79

-0,27

230,00

0,34

5

Вертикос Т1 сторона СН холостой ход

111,19

-0,82

110,00

1,08

6

Вертикос Т2 сторона СН холостой ход

111,19

-0,82

110,00

1,08

7

Двуреченская 110кВ 1СШ

115,00

-36,06

115,00

0

8

Двуреченская 110кВ 2СШ

115,00

-36,06

115,00

0

9

Двуреченская 35кВ 1СШ

37,44

-37,17

36,75

1,88

10

Двуреченская 35кВ 2СШ

37,44

-37,17

36,75

1,88

11

Двуреченская 6кВ 1СШ

6,40

-37,51

6,30

1,63

12

Двуреченская 6кВ 2СШ

6,40

-37,51

6,30

1,63

13

З.Моисеевская 110кВ 1СШ

114,23

-35,94

115,00

-0,67

14

З.Моисеевская 110кВ 2СШ

114,23

-35,94

115,00

-0,67

15

З.Моисеевская 35кВ 1СШ

37,41

-38,50

36,75

1,79

16

З.Моисеевская 35кВ 2СШ

37,41

36,75

1,79

17

З.Моисеевская 6кВ 1СШ

6,39

-38,85

6,30

1,44

18

З.Моисеевская 6кВ 2СШ

6,39

-38,85

6,30

1,44

19

Завьялово 10кВ 1СШ

10,52

-1,76

10,50

0,19

20

Завьялово 10кВ 2СШ

10,53

-1,53

10,50

0,30

21

Завьялово 220кВ 1СШ

230,72

-0,25

230,00

0,31

22

Завьялово 220кВ 2СШ

230,96

-0,02

230,00

0,42

23

Игольская 110 кВ 1СШ

115,00

-31,70

115,00

0

24

Игольская 110 кВ 2СШ

115,00

-31,70

115,00

0

25

Игольская 110кВ 1СШ

115,00

-31,70

115,00

0

26

Игольская 110кВ 2СШ

115,00

-31,70

115,00

0

27

Игольская 35 кВ 1 СШ

37,12

-29,30

36,75

1,01

28

Игольская 35кВ 2 СШ

36,78

-30,73

36,75

0,08

29

Игольская 6кВ 1СШ

6,45

-27,55

6,30

2,45

30

Игольская 6кВ 2СШ

6,35

-29,83

6,30

0,84

31

Калиновая 110кВ 1СШ

112,84

-25,95

115,00

-1,88

32

Калиновая 110кВ 2СШ

112,84

-25,95

115,00

-1,88

33

Калиновая 35кВ 1СШ

36,83

-26,75

36,75

0,22

34

Калиновая 35кВ 2СШ

36,83

-26,75

36,75

0,22

35

Калиновая 6кВ 1СШ

6,30

-26,94

6,30

0,07

36

Калиновая 6кВ 2СШ

6,30

-26,94

6,30

0,07

37

Каргасок 220кВ 1СШ

231,00

-0,01

230,00

0,43

38

Крапивинская 110кВ 1СШ

114,63

-35,00

115,00

-0,32

39

Крапивинская 110кВ 2СШ

114,15

-35,18

115,00

-0,74

40

Крапивинская 35кВ 1СШ

37,33

-37,88

36,75

1,59

41

Крапивинская 35кВ 2СШ

37,17

-38,09

36,75

1,14

42

Крапивинская 6кВ 1СШ

6,38

-38,35

6,30

1,33

43

Крапивинская 6кВ 2СШ

6,36

-38,57

6,30

0,88

44

КС-2 10кВ 1СШ

10,52

-4,73

10,50

0,19

45

КС-2 10кВ 2СШ

10,52

-4,73

10,50

0,19

46

КС-2 110кВ 1СШ

117,52

-4,50

115,00

2,19

47

КС-2 110кВ 2СШ

117,52

-4,50

115,00

2,19

48

Лугинецкая 10кВ 1СШ

10,61

-26,50

10,50

1,02

49

Лугинецкая 10кВ 2СШ

10,61

-26,50

10,50

1,02

50

Лугинецкая 110кВ 1СШ

114,08

-25,22

115,00

-0,80

51

Лугинецкая 110кВ 2СШ

114,08

-25,22

115,00

-0,80

52

Лугинецкая 35кВ 1СШ

37,18

-26,30

36,75

1,17

53

Лугинецкая 35кВ 2СШ

37,18

-26,30

36,75

1,17

54

Мильджино 110кВ 1СШ

115,10

-25,19

115,00

0,09

55

Мыльджино 110кВ 2СШ

115,10

-25,19

115,00

0,09

56

Мыльджино 35кВ 1СШ

37,41

-24,18

36,75

1,80

57

Мыльджино 35кВ 2СШ

37,41

-24,18

36,75

1,80

58

Мыльджино 6кВ (1)

6,34

-23,28

6,30

0,59

59

Мыльджино 6кВ (2)

6,34

-23,28

6,30

0,59

60

Мыльджино 6кВ 1СШ (1)

6,34

-23,28

6,30

0,59

61

Мыльджино 6кВ 2СШ (2)

6,34

-23,28

6,30

0,59

62

Останинская 110кВ 1СШ

113,14

-25,80

115,00

-1,62

63

Останинская 110кВ 2СШ

113,14

-25,80

115,00

-1,62

64

Останинская 35кВ 1СШ

36,76

-27,07

36,75

0,02

65

Останинская 35кВ 2СШ

36,76

-27,07

36,75

0,02

66

Останинская 6кВ 1СШ

6,29

-27,36

6,30

-0,20

67

Останинская 6кВ 2СШ

6,29

-27,36

6,30

-0,20

68

Отпайка на Т ПС "Тарская"

114,67

-12,89

115,00

-0,29

69

Отпайка на Т1 ПС "З.Моисеевская"

114,88

-35,72

115,00

-0,10

70

Отпайка на Т1 ПС "Завьялово"

230,97

-0,02

230,00

0,42

71

Отпайка на Т1 ПС "Карагоск"

230,98

-0,01

230,00

0,43

72

Отпайка на Т1 ПС "Крапивинская"

114,63

-35,00

115,00

-0,32

73

Отпайка на Т1 ПС "Останинская"

113,17

-25,79

115,00

-1,60

74

Отпайка на Т2 ПС "З.Моисеевская"

114,24

-35,94

115,00

-0,66

Отпайка на Т2 ПС "Завьялово"

230,72

-0,25

230,00

0,31

76

Отпайка на Т2 ПС "Карагоск"

231,00

-0,01

230,00

0,43

77

Отпайка на Т2 ПС "Крапивинская"

114,15

-35,18

115,00

-0,74

78

Отпайка на Т2 ПС "Останинская"

113,17

-25,79

115,00

-1,60

79

Парабель 10кВ 1СШ

10,60

-5,65

10,50

0,92

80

Парабель 10кВ 2СШ

10,60

-5,65

10,50

0,92

81

Парабель 110кВ 1СШ

117,55

-4,50

115,00

2,21

82

Парабель 110кВ 2СШ

117,55

-4,50

115,00

2,21

83

Парабель 220кВ 1СШ

231,00

0

230,00

0,43

84

Система

231,00

0

230,00

0,43

85

Тарская 10кВ 1СШ

10,65

-13,88

10,50

1,41

86

Тарская 10кВ 2СШ

10,65

-13,88

10,50

1,41

87

Тарская 110кВ 1СШ

114,67

-12,89

115,00

-0,29

88

Тарская Т1 сторона СН холостой ход

39,32

-13,50

38,50

2,12


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

N

Название

U, кВ

Delta, гр

Uжел, кВ

dU, %

1

Вертикос 10кВ 1СШ

10,89

-1,90

10,50

3,72

2

Вертикос 10кВ 1СШ

10,89

-1,90

10,50

3,72

3

Вертикос 220кВ 1СШ

230,79

-0,27

230,00

0,34

4

Вертикос 220кВ 2СШ

230,79

-0,27

230,00

0,34

5

Вертикос Т1 сторона СН холостой ход

111,19

-0,82

110,00

1,08

6

Вертикос Т2 сторона СН холостой ход

111,19

-0,82

110,00

1,08

7

Двуреченская 110кВ 1СШ

115,00

-29,51

115,00

0

8

Двуреченская 110кВ 2СШ

115,00

-29,51

115,00

0

9

Двуреченская 35кВ 1СШ

37,44

-30,62

36,75

1,88

10

Двуреченская 35кВ 2СШ

37,44

-30,62

36,75

1,88

11

Двуреченская 6кВ 1СШ

6,40

-30,96

6,30

1,63

12

Двуреченская 6кВ 2СШ

6,40

-30,96

6,30

1,63

13

З.Моисеевская 110кВ 1СШ

114,12

-29,37

115,00

-0,77

14

З.Моисеевская 110кВ 2СШ

114,12

-29,37

115,00

-0,77

15

З.Моисеевская 35кВ 1СШ

37,37

-31,93

36,75

1,68

16

З.Моисеевская 35кВ 2СШ

37,37

-31,93

36,75

1,68

17

З.Моисеевская 6кВ 1СШ

6,38

-32,28

6,30

1,33

18

З.Моисеевская 6кВ 2СШ

6,38

-32,28

6,30

1,33

19

Завьялово 10кВ 1СШ

10,52

-1,76

10,50

0,19

20

Завьялово 10кВ 2СШ

10,53

-1,53

10,50

0,30

21

Завьялово 220кВ 1СШ

230,72

-0,25

230,00

0,31

22

Завьялово 220кВ 2СШ

230,96

-0,02

230,00

0,42

23

Игольская 110 кВ 1СШ

115,00

-25,13

115,00

0

24

Игольская 110 кВ 2СШ

115,00

-25,13

115,00

0

25

Игольская 110кВ 1СШ

115,00

-25,13

115,00

0

26

Игольская 110кВ 2СШ

115,00

-25,13

115,00

0

27

Игольская 35 кВ 1 СШ

36,50

-22,74

36,75

-0,67

28

Игольская 35кВ 2 СШ

36,78

-24,17

36,75

0,08

29

Игольская 6кВ 1СШ

6,35

-20,99

6,30

0,75

30

Игольская 6кВ 2СШ

6,35

-23,27

6,30

0,84

31

Калиновая 110кВ 1СШ

114,16

-19,63

115,00

-0,73

32

Калиновая 110кВ 2СШ

114,16

-19,63

115,00

-0,73

33

Калиновая 35кВ 1СШ

37,27

-20,41

36,75

1,41

34

Калиновая 35кВ 2СШ

37,27

-20,41

36,75

1,41

35

Калиновая 6кВ 1СШ

6,38

-20,59

6,30

1,27

36

Калиновая 6кВ 2СШ

6,38

-20,59

6,30

1,27

37

Каргасок 220кВ 1СШ

231,00

-0,01

230,00

0,43

38

Крапивинская 110кВ 1СШ

114,55

-28,42

115,00

-0,39

39

Крапивинская 110кВ 2СШ

114,08

-28,61

115,00

-0,80

40

Крапивинская 35кВ 1СШ

37,31

-31,31

36,75

1,52

41

Крапивинская 35кВ 2СШ

37,14

-31,53

36,75

1,07

42

Крапивинская 6кВ 1СШ

6,38

-31,78

6,30

1,26

43

Крапивинская 6кВ 2СШ

6,35

-32,01

6,30

0,81

44

КС-2 10кВ 1СШ

-8,93

10,50

0,12

45

КС-2 10кВ 2СШ

10,51

-8,93

10,50

0,12

46

КС-2 110кВ 1СШ

115,34

-8,69

115,00

0,30

47

КС-2 110кВ 2СШ

115,34

-8,69

115,00

0,30

48

Лугинецкая 10кВ 1СШ

10,55

-20,17

10,50

0,44

49

Лугинецкая 10кВ 2СШ

10,55

-20,17

10,50

0,44

50

Лугинецкая 110кВ 1СШ

115,38

-18,91

115,00

0,33

51

Лугинецкая 110кВ 2СШ

115,38

-18,91

115,00

0,33

52

Лугинецкая 35кВ 1СШ

36,96

-19,97

36,75

0,58

53

Лугинецкая 35кВ 2СШ

36,96

-19,97

36,75

0,58

54

Мильджино 110кВ 1СШ

116,40

-18,88

115,00

1,22

55

Мыльджино 110кВ 2СШ

116,40

-18,88

115,00

1,22

56

Мыльджино 35кВ 1СШ

37,20

-17,89

36,75

1,23

57

Мыльджино 35кВ 2СШ

37,20

-17,89

36,75

1,23

58

Мыльджино 6кВ (1)

6,30

-17,02

6,30

0,00

59

Мыльджино 6кВ (2)

6,30

-17,02

6,30

0,00

60

Мыльджино 6кВ 1СШ (1)

6,30

-17,02

6,30

0,00

61

Мыльджино 6кВ 2СШ (2)

6,30

-17,02

6,30

0,00

62

Останинская 110кВ 1СШ

114,46

-19,48

115,00

-0,47

63

Останинская 110кВ 2СШ

114,46

-19,48

115,00

-0,47

64

Останинская 35кВ 1СШ

37,20

-20,72

36,75

1,22

65

Останинская 35кВ 2СШ

37,20

-20,72

36,75

1,22

66

Останинская 6кВ 1СШ

6,36

-21,01

6,30

1,00

67

Останинская 6кВ 2СШ

6,36

-21,01

6,30

1,00

68

Отпайка на Т ПС "Тарская"

115,28

-12,98

115,00

0,24

69

Отпайка на Т1 ПС "З.Моисеевская"

114,77

-29,13

115,00

-0,20

70

Отпайка на Т1 ПС "Завьялово"

230,97

-0,02

230,00

0,42

71

Отпайка на Т1 ПС "Карагоск"

230,98

-0,01

230,00

0,43

72

Отпайка на Т1 ПС "Крапивинская"

114,55

-28,42

115,00

-0,39

73

Отпайка на Т1 ПС "Останинская"

114,49

-19,47

115,00

-0,45

74

Отпайка на Т2 ПС "З.Моисеевская"

114,12

-29,37

115,00

-0,76

75

Отпайка на Т2 ПС "Завьялово"

230,72

-0,25

230,00

0,31

76

Отпайка на Т2 ПС "Карагоск"

231,00

-0,01

230,00

0,43

77

Отпайка на Т2 ПС "Крапивинская"

114,08

-28,61

115,00

-0,80

78

Отпайка на Т2 ПС "Останинская"

114,49

-19,47

115,00

-0,45

79

Отпайка на Т2 ПС "Тарская"

115,44

-12,92

115,00

0,38

80

Парабель 10кВ 1СШ

10,52

-10,97

10,50

0,15

81

Парабель 10кВ 2СШ

10,52

-10,97

10,50

0,15

82

Парабель 110кВ 1СШ

115,36

-8,69

115,00

0,32

83

Парабель 110кВ 2СШ

115,36

-8,69

115,00

0,32

84

Парабель 220кВ 1СШ

231,00

0

230,00

0,43

85

Система

231,00

0

230,00

0,43

86

Тарская 10кВ 1СШ

10,52

-13,96

10,50

0,23

87

Тарская 10кВ 2СШ

10,52

-13,96

10,50

0,23

88

Тарская 110кВ 1СШ

115,28

-12,98

115,00

0,24

89

Тарская 110кВ 2СШ

115,44

-12,92

115,00

0,38

90

Тарская Т1 сторона СН холостой ход

38,85

-13,58

38,50

0,92



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

N

Название

U, кВ

Delta, гр

Uжел, кВ

dU, %

1

Вертикос 10кВ 1СШ

10,89

-1,90

10,50

3,72

2

Вертикос 10кВ 1СШ

10,89

-1,90

10,50

3,72

3

Вертикос 220кВ 1СШ

230,79

-0,27

230,00

0,34

4

Вертикос 220кВ 2СШ

230,79

-0,27

230,00

0,34

5

Вертикос Т1 сторона СН холостой ход

111,19

-0,82

110,00

1,08

6

Вертикос Т2 сторона СН холостой ход

111,19

-0,82

110,00

1,08

7

Двуреченская 110кВ 1СШ

115,00

-40,02

115,00

0

8

Двуреченская 110кВ 2СШ

115,00

-40,02

115,00

0

9

Двуреченская 35кВ 1СШ

36,80

-41,12

36,75

0,12

10

Двуреченская 35кВ 2СШ

36,80

-41,12

36,75

0,12

11

Двуреченская 6кВ 1СШ

6,29

-41,46

-0,12

12

Двуреченская 6кВ 2СШ

6,29

-41,46

6,30

-0,12

13

З.Моисеевская 110кВ 1СШ

114,23

-39,90

115,00

-0,67

14

З.Моисеевская 110кВ 2СШ

114,23

-39,90

115,00

-0,67

15

З.Моисеевская 35кВ 1СШ

37,41

-42,46

36,75

1,79

16

З.Моисеевская 35кВ 2СШ

37,41

-42,46

36,75

1,79

17

З.Моисеевская 6кВ 1СШ

6,39

-42,81

6,30

1,44

18

З.Моисеевская 6кВ 2СШ

6,39

-42,81

6,30

1,44

19

Завьялово 10кВ 1СШ

10,52

-1,76

10,50

0,19

20

Завьялово 10кВ 2СШ

10,53

-1,53

10,50

0,30

21

Завьялово 220кВ 1СШ

230,72

-0,25

230,00

0,31

22

Завьялово 220кВ 2СШ

230,96

-0,02

230,00

0,42

23

Игольская 110 кВ 1СШ

115,00

-35,65

115,00

0

24

Игольская 110 кВ 2СШ

115,00

-35,65

115,00

0

25

Игольская 110кВ 1СШ

115,00

-35,65

115,00

0

26

Игольская 110кВ 2СШ

115,00

-35,65

115,00

0

27

Игольская 35 кВ 1 СШ

36,50

-33,26

36,75

-0,67

28

Игольская 35кВ 2 СШ

36,78

-34,69

36,75

0,08

29

Игольская 6кВ 1СШ

6,35

-31,51

6,30

0,75

30

Игольская 6кВ 2СШ

6,35

-33,79

6,30

0,84

31

Калиновая 110кВ 1СШ

113,57

-30,03

115,00

-1,24

32

Калиновая 110кВ 2СШ

113,57

-30,03

115,00

-1,24

33

Калиновая 35кВ 1СШ

37,07

-30,83

36,75

0,88

34

Калиновая 35кВ 2СШ

37,07

-30,83

36,75

0,88

35

Калиновая 6кВ 1СШ

6,35

-31,01

6,30

0,74

36

Калиновая 6кВ 2СШ

6,35

-31,01

6,30

0,74

37

Каргасок 220кВ 1СШ

231,00

-0,01

230,00

0,43

38

Крапивинская 110кВ 1СШ

114,63

-38,95

115,00

-0,32

39

Крапивинская 110кВ 2СШ

114,15

-39,14

115,00

-0,74

40

Крапивинская 35кВ 1СШ

37,33

-41,84

36,75

1,59

41

Крапивинская 35кВ 2СШ

37,17

-42,04

36,75

1,14

42

Крапивинская 6кВ 1СШ

6,38

-42,31

6,30

1,33

43

Крапивинская 6кВ 2СШ

6,36

-42,52

6,30

0,88

44

КС-2 10кВ 1СШ

10,49

-9,47

10,50

-0,07

45

КС-2 10кВ 2СШ

10,49

-9,47

10,50

-0,07

46

КС-2 110кВ 1СШ

119,21

-9,25

115,00

3,66

47

КС-2 110кВ 2СШ

119,21

-9,25

115,00

3,66

48

Лугинецкая 10кВ 1СШ

10,49

-30,58

10,50

-0,07

49

Лугинецкая 10кВ 2СШ

10,49

-30,58

10,50

-0,07

50

Лугинецкая 110кВ 1СШ

114,80

-29,31

115,00

-0,18

51

Лугинецкая 110кВ 2СШ

114,80

-29,31

115,00

-0,18

52

Лугинецкая 35кВ 1СШ

36,78

-30,38

36,75

0,07

53

Лугинецкая 35кВ 2СШ

36,78

-30,38

36,75

0,07

54

Мильджино 110кВ 1СШ

115,82

-29,28

115,00

0,72

55

Мыльджино 110кВ 2СШ

115,82

-29,28

115,00

0,72

56

Мыльджино 35кВ 1СШ

37,02

-28,28

36,75

0,74

57

Мыльджино 35кВ 2СШ

37,02

-28,28

36,75

0,74

58

Мыльджино 6кВ (1)

6,27

-27,40

6,30

-0,47

59

Мыльджино 6кВ (2)

6,27

-27,40

6,30

-0,47

60

Мыльджино 6кВ 1СШ (1)

6,27

-27,40

6,30

-0,47

61

Мыльджино 6кВ 2СШ (2)

6,27

-27,40

6,30

-0,47

62

Останинская 110кВ 1СШ

113,87

-29,89

115,00

-0,98

63

Останинская 110кВ 2СШ

113,87

-29,89

115,00

-0,98

64

Останинская 35кВ 1СШ

37,00

-31,14

36,75

0,69

65

Останинская 35кВ 2СШ

37,00

-31,14

36,75

0,69

66

Останинская 6кВ 1СШ

6,33

-31,43

6,30

0,47

67

Останинская 6кВ 2СШ

6,33

-31,43

6,30

0,47

68

Отпайка на Т ПС "Тарская"

116,06

-17,33

115,00

0,93

69

Отпайка на Т1 ПС "З.Моисеевская"

114,88

-39,68

115,00

-0,10

70

230,97

-0,02

230,00

0,42

71

Отпайка на Т1 ПС "Карагоск"

230,98

-0,01

230,00

0,43

72

Отпайка на Т1 ПС "Крапивинская"

114,63

-38,95

115,00

-0,32

73

Отпайка на Т1 ПС "Останинская"

113,90

-29,88

115,00

-0,96

74

Отпайка на Т2 ПС "З.Моисеевская"

114,24

-39,90

115,00

-0,66

75

Отпайка на Т2 ПС "Завьялово"

230,72

-0,25

230,00

0,31

76

Отпайка на Т2 ПС "Карагоск"

231,00

-0,01

230,00

0,43

77

Отпайка на Т2 ПС "Крапивинская"

114,15

-39,14

115,00

-0,74

78

Отпайка на Т2 ПС "Останинская"

113,90

-29,88

115,00

-0,96

79

Парабель 10кВ 1СШ

10,23

-11,67

10,50

-2,56

80

Парабель 10кВ 2СШ

10,23

-11,67

10,50

-2,56

81

Парабель 110кВ 1СШ

119,23

-9,24

115,00

3,68

82

Парабель 110кВ 2СШ

119,23

-9,24

115,00

3,68

83

Парабель 220кВ 1СШ

231,00

0

230,00

0,43

84

Система

231,00

0

230,00

0,43

85

Тарская 10кВ 1СШ

10,60

-18,30

10,50

0,92

86

Тарская 10кВ 2СШ

10,60

-18,30

10,50

0,92

87

Тарская 110кВ 1СШ

116,06

-17,33

115,00

0,93

88

Тарская Т1 сторона СН холостой ход

39,12

-17,93

38,50

1,62


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

N

Название

U, кВ

Delta, гр

Uжел, кВ

dU, %

1

Вертикос 10кВ 1СШ

10,89

-1,90

10,50

3,72

2

Вертикос 10кВ 1СШ

10,89

-1,90

10,50

3,72

3

Вертикос 220кВ 1СШ

230,79

-0,27

230,00

0,34

4

Вертикос 220кВ 2СШ

230,79

-0,27

230,00

0,34

5

Вертикос Т1 сторона СН холостой ход

111,19

-0,82

110,00

1,08

6

Вертикос Т2 сторона СН холостой ход

111,19

-0,82

110,00

1,08

7

Двуреченская 110кВ 1СШ

115,00

-44,34

115,00

0

8

Двуреченская 110кВ 2СШ

115,00

-44,34

115,00

0

9

Двуреченская 35кВ 1СШ

37,44

-45,45

36,75

1,88

10

Двуреченская 35кВ 2СШ

37,44

-45,45

36,75

1,88

11

Двуреченская 6кВ 1СШ

6,40

-45,79

6,30

1,63

12

Двуреченская 6кВ 2СШ

6,40

-45,79

6,30

1,63

13

З.Моисеевская 110кВ 1СШ

114,26

-44,19

115,00

-0,64

14

З.Моисеевская 110кВ 2СШ

114,26

-44,19

115,00

-0,64

15

З.Моисеевская 35кВ 1СШ

37,42

-46,74

36,75

1,82

16

З.Моисеевская 35кВ 2СШ

37,42

-46,74

36,75

1,82

17

З.Моисеевская 6кВ 1СШ

6,39

-47,09

6,30

1,46

18

З.Моисеевская 6кВ 2СШ

6,39

-47,09

6,30

1,46

19

Завьялово 10кВ 1СШ

10,52

-1,76

10,50

0,19

20

Завьялово 10кВ 2СШ

10,53

-1,53

10,50

0,30

21

Завьялово 220кВ 1СШ

230,72

-0,25

230,00

0,31

22

Завьялово 220кВ 2СШ

230,96

-0,02

230,00

0,42

23

Игольская 110 кВ 1СШ

115,00

-36,38

115,00

0

24

Игольская 110 кВ 2СШ

115,00

-36,38

115,00

0

25

Игольская 110кВ 1СШ

115,00

-36,38

115,00

0

26

Игольская 110кВ 2СШ

115,00

-36,38

115,00

0

27

Игольская 35 кВ 1 СШ

36,50

-33,99

36,75

-0,67

28

Игольская 35кВ 2 СШ

36,78

-35,42

36,75

0,08

29

Игольская 6кВ 1СШ

6,35

-32,24

6,30

0,75

30

Игольская 6кВ 2СШ

6,35

-34,52

6,30

0,84

31

Калиновая 110кВ 1СШ

113,20

-30,57

115,00

-1,56

32

Калиновая 110кВ 2СШ

113,20

-30,57

115,00

-1,56

33

Калиновая 35кВ 1СШ

36,95

-31,37

36,75

0,55

34

Калиновая 35кВ 2СШ

36,95

-31,37

36,75

0,55

35

Калиновая 6кВ 1СШ

6,33

-31,55

6,30

0,40

36

Калиновая 6кВ 2СШ

6,33

-31,55

6,30

0,40

37

Каргасок 220кВ 1СШ

231,00

-0,01

230,00

0,43

38

Крапивинская 110кВ 1СШ

114,24

-43,33

115,00

-0,66

39

Крапивинская 110кВ 2СШ

114,24

115,00

-0,66

40

Крапивинская 35кВ 1СШ

37,20

-46,23

36,75

1,22

41

Крапивинская 35кВ 2СШ

37,20

-46,23

36,75

1,22

42

Крапивинская 6кВ 1СШ

6,36

-46,71

6,30

0,97

43

Крапивинская 6кВ 2СШ

6,36

-46,71

6,30

0,97

44

КС-2 10кВ 1СШ

10,62

-9,36

10,50

1,15

45

КС-2 10кВ 2СШ

10,62

-9,36

10,50

1,15

46

КС-2 110кВ 1СШ

118,65

-9,14

115,00

3,17

47

КС-2 110кВ 2СШ

118,65

-9,14

115,00

3,17

48

Лугинецкая 10кВ 1СШ

10,46

-31,11

10,50

-0,39

49

Лугинецкая 10кВ 2СШ

10,46

-31,11

10,50

-0,39

50

Лугинецкая 110кВ 1СШ

114,44

-29,84

115,00

-0,49

51

Лугинецкая 110кВ 2СШ

114,44

-29,84

115,00

-0,49

52

Лугинецкая 35кВ 1СШ

36,66

-30,91

36,75

-0,25

53

Лугинецкая 35кВ 2СШ

36,66

-30,91

36,75

-0,25

54

Мильджино 110кВ 1СШ

115,46

-29,81

115,00

0,40

55

Мыльджино 110кВ 2СШ

115,46

-29,81

115,00

0,40

56

Мыльджино 35кВ 1СШ

37,52

-28,80

36,75

2,11

57

Мыльджино 35кВ 2СШ

37,52

-28,80

36,75

2,11

58

Мыльджино 6кВ (1)

6,36

-27,92

6,30

0,88

59

Мыльджино 6кВ (2)

6,36

-27,92

6,30

0,88

60

Мыльджино 6кВ 1СШ (1)

6,36

-27,92

6,30

0,88

61

Мыльджино 6кВ 2СШ (2)

6,36

-27,92

6,30

0,88

62

Останинская 110кВ 1СШ

113,51

-30,42

115,00

-1,30

63

Останинская 110кВ 2СШ

113,51

-30,42

115,00

-1,30

64

Останинская 35кВ 1СШ

36,88

-31,68

36,75

0,35

65

Останинская 35кВ 2СШ

36,88

-31,68

36,75

0,35

66

Останинская 6кВ 1СШ

6,31

-31,97

6,30

0,13

67

Останинская 6кВ 2СШ

6,31

-31,97

6,30

0,13

68

Отпайка на Т ПС "Тарская"

115,47

-17,48

115,00

0,41

69

Отпайка на Т1 ПС "З.Моисеевская"

114,74

-44,01

115,00

-0,23

70

Отпайка на Т1 ПС "Завьялово"

230,97

-0,02

230,00

0,42

71

Отпайка на Т1 ПС "Карагоск"

230,98

-0,01

230,00

0,43

72

Отпайка на Т1 ПС "Крапивинская"

114,24

-43,32

115,00

-0,66

73

Отпайка на Т1 ПС "Останинская"

113,53

-30,41

115,00

-1,28

74

Отпайка на Т2 ПС "З.Моисеевская"

114,27

-44,19

115,00

-0,64

75

Отпайка на Т2 ПС "Завьялово"

230,72

-0,25

230,00

0,31

76

Отпайка на Т2 ПС "Карагоск"

231,00

-0,01

230,00

0,43

77

Отпайка на Т2 ПС "Крапивинская"

114,24

-43,33

115,00

-0,66

78

Отпайка на Т2 ПС "Останинская"

113,53

-30,41

115,00

-1,28

79

Парабель 10кВ 1СШ

10,60

-11,37

10,50

1,00

80

Парабель 10кВ 2СШ

10,60

-11,37

10,50

1,00

81

Парабель 110кВ 1СШ

118,67

-9,13

115,00

3,19

82

Парабель 110кВ 2СШ

118,67

-9,13

115,00

3,19

83

Парабель 220кВ 1СШ

231,00

0

230,00

0,43

84

Система

231,00

0

230,00

0,43

85

Тарская 10кВ 1СШ

10,54

-18,46

10,50

0,40

86

Тарская 10кВ 2СШ

10,54

-18,46

10,50

0,40

87

Тарская 110кВ 1СШ

115,47

-17,48

115,00

0,41

88

Тарская Т1 сторона СН холостой ход

38,92

-18,09

38,50

1,09


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)

N

Название

U, кВ

Delta, гр

Uжел, кВ

dU, %

1

Вертикос 10кВ 1СШ

10,89

-1,90

10,50

3,72

2

Вертикос 10кВ 1СШ

10,89

-1,90

10,50

3,72

3

Вертикос 220кВ 1СШ

230,79

-0,27

230,00

0,34

4

Вертикос 220кВ 2СШ

230,79

-0,27

230,00

0,34

5

Вертикос Т1 сторона СН холостой ход

111,19

-0,82

110,00

1,08

6

Вертикос Т2 сторона СН холостой ход

111,19

-0,82

110,00

1,08

7

Двуреченская 110кВ 1СШ

115,00

-43,01

115,00

0

8

Двуреченская 110кВ 2СШ

115,00

-43,01

115,00

9

Двуреченская 35кВ 1СШ

37,44

-44,12

36,75

1,88

10

Двуреченская 35кВ 2СШ

37,44

-44,12

36,75

1,88

11

Двуреченская 6кВ 1СШ

6,40

-44,46

6,30

1,63

12

Двуреченская 6кВ 2СШ

6,40

-44,46

6,30

1,63

13

З.Моисеевская 110кВ 1СШ

113,95

-43,42

115,00

-0,91

14

З.Моисеевская 110кВ 2СШ

113,95

-43,42

115,00

-0,91

15

З.Моисеевская 35кВ 1СШ

37,31

-45,99

36,75

1,53

16

З.Моисеевская 35кВ 2СШ

37,31

-45,99

36,75

1,53

17

З.Моисеевская 6кВ 1СШ

6,37

-46,34

6,30

1,17

18

З.Моисеевская 6кВ 2СШ

6,37

-46,34

6,30

1,17

19

Завьялово 10кВ 1СШ

10,52

-1,76

10,50

0,19

20

Завьялово 10кВ 2СШ

10,53

-1,53

10,50

0,30

21

Завьялово 220кВ 1СШ

230,72

-0,25

230,00

0,31

22

Завьялово 220кВ 2СШ

230,96

-0,02

230,00

0,42

23

Игольская 110 кВ 1СШ

115,00

-32,97

115,00

0

24

Игольская 110 кВ 2СШ

115,00

-32,97

115,00

0

25

Игольская 110кВ 2СШ

115,00

-32,97

115,00

0

26

Игольская 35 кВ 1 СШ

36,64

-29,63

36,75

-0,30

27

Игольская 35кВ 2 СШ

36,64

-29,63

36,75

-0,30

28

Игольская 6кВ 1СШ

6,41

-27,05

6,30

1,79

29

Игольская 6кВ 2СШ

6,41

-27,05

6,30

1,79

30

Калиновая 110кВ 1СШ

112,75

-26,87

115,00

-1,96

31

Калиновая 110кВ 2СШ

112,75

-26,87

115,00

-1,96

32

Калиновая 35кВ 1СШ

36,80

-27,67

36,75

0,14

33

Калиновая 35кВ 2СШ

36,80

-27,67

36,75

0,14

34

Калиновая 6кВ 1СШ

6,30

-27,86

6,30

-0,01

35

Калиновая 6кВ 2СШ

6,30

-27,86

6,30

-0,01

36

Каргасок 220кВ 1СШ

231,00

-0,01

230,00

0,43

37

Крапивинская 110кВ 1СШ

114,89

-40,12

115,00

-0,10

38

Крапивинская 110кВ 2СШ

113,24

-43,77

115,00

-1,53

39

Крапивинская 35кВ 1СШ

37,42

-42,98

36,75

1,83

40

Крапивинская 35кВ 2СШ

36,86

-46,72

36,75

0,29

41

Крапивинская 6кВ 1СШ

6,40

-43,46

6,30

1,58

42

Крапивинская 6кВ 2СШ

6,30

-47,21

6,30

0,03

43

КС-2 10кВ 1СШ

10,56

-4,87

10,50

0,58

44

КС-2 10кВ 2СШ

10,56

-4,87

10,50

0,58

45

КС-2 110кВ 1СШ

117,98

-4,65

115,00

2,59

46

КС-2 110кВ 2СШ

117,98

-4,65

115,00

2,59

47

Лугинецкая 10кВ 1СШ

10,42

-27,42

10,50

-0,79

48

Лугинецкая 10кВ 2СШ

10,42

-27,42

10,50

-0,79

49

Лугинецкая 110кВ 1СШ

113,99

-26,14

115,00

-0,88

50

Лугинецкая 110кВ 2СШ

113,99

-26,14

115,00

-0,88

51

Лугинецкая 35кВ 1СШ

36,51

-27,22

36,75

-0,65

52

Лугинецкая 35кВ 2СШ

36,51

-27,22

36,75

-0,65

53

Мильджино 110кВ 1СШ

115,02

-26,10

115,00

0,02

54

Мыльджино 110кВ 2СШ

115,02

-26,10

115,00

0,02

55

Мыльджино 35кВ 1СШ

37,38

-25,09

36,75

1,72

56

Мыльджино 35кВ 2СШ

37,38

-25,09

36,75

1,72

57

Мыльджино 6кВ (1)

6,33

-24,20

6,30

0,51

58

Мыльджино 6кВ (2)

6,33

-24,20

6,30

0,51

59

Мыльджино 6кВ 1СШ (1)

6,33

-24,20

6,30

0,51

60

Мыльджино 6кВ 2СШ (2)

6,33

-24,20

6,30

0,51

61

Останинская 110кВ 1СШ

113,05

-26,72

115,00

-1,69

62

Останинская 110кВ 2СШ

113,05

-26,72

115,00

-1,69

63

Останинская 35кВ 1СШ

36,73

-27,99

36,75

-0,06

64

Останинская 35кВ 2СШ

36,73

-27,99

36,75

-0,06

65

Останинская 6кВ 1СШ

6,28

-28,28

6,30

-0,28

66

Останинская 6кВ 2СШ

6,28

-28,28

6,30

-0,28

67

Отпайка на Т ПС "Тарская"

-13,32

115,00

-0,21

68

Отпайка на Т1 ПС "З.Моисеевская"

114,91

-42,07

115,00

-0,08

69

Отпайка на Т1 ПС "Завьялово"

230,97

-0,02

230,00

0,42

70

Отпайка на Т1 ПС "Карагоск"

230,98

-0,01

230,00

0,43

71

Отпайка на Т1 ПС "Крапивинская"

114,89

-40,11

115,00

-0,10

72

Отпайка на Т1 ПС "Останинская"

113,08

-26,71

115,00

-1,67

73

Отпайка на Т2 ПС "З.Моисеевская"

113,96

-43,42

115,00

-0,91

74

Отпайка на Т2 ПС "Завьялово"

230,72

-0,25

230,00

0,31

75

Отпайка на Т2 ПС "Карагоск"

231,00

-0,01

230,00

0,43

76

Отпайка на Т2 ПС "Крапивинская"

113,25

-43,77

115,00

-1,53

77

Отпайка на Т2 ПС "Останинская"

113,08

-26,71

115,00

-1,67

78

Парабель 10кВ 1СШ

10,64

-5,79

10,50

1,32

79

Парабель 10кВ 2СШ

10,64

-5,79

10,50

1,32

80

Парабель 110кВ 1СШ

118,00

-4,64

115,00

2,61

81

Парабель 110кВ 2СШ

118,00

-4,64

115,00

2,61

82

Парабель 220кВ 1СШ

231,00

0

230,00

0,43

83

Система

231,00

0

230,00

0,43

84

Тарская 10кВ 1СШ

10,48

-14,31

10,50

-0,24

85

Тарская 10кВ 2СШ

10,48

-14,31

10,50

-0,24

86

Тарская 110кВ 1СШ

114,76

-13,32

115,00

-0,21

87

Тарская Т1 сторона СН холостой ход

38,68

-13,93

38,50

0,46


 

Приложение Г - Вероятность работы системы в течение года


Таблица Г.1 - Вероятность существования нагрузки в течение года

Номер ступени

Мощность, МВт

Количество часов в год

Вероятность нагрузки, о.е.

1

175

486

0,05548

2

140

1458

0,16644

3

131,25

486

0,05548

4

122,5

1944

0,22192

5

113,75

488

0,05571

6

105

1708

0,19498

7

70

1218

0,13904

8

52,5

972

0,11096

Всего

-

8760

1


Таблица Г.2 - Коэффициенты готовности для каждой группы генераторов

Номер группы генераторов

n

m

n-m

C

1

2

2

0

1

0,000064


2

1

1

2

0,015872


2

0

2

1

0,984064

2

3

3

0

1

5,12E-07


3

2

1

3

0,00019046


3

1

2

3

0,02361754


3

0

3

1

0,97619149

3

4

4

0

1

4,096E-09


4

3

1

4

2,0316E-06


4

2

2

6

0,00037788


4

1

3

4

0,03123813


4

0

4

1

0,96838196


Таблица Г.3 - Вероятность состояний генерирующей части

Номер группы

3

2

1

3

2

1

Вероятность состояния

Кол-во генераторов

4

3

2

-

-

-


когда все работают

4

3

2

0,96838

0,97619

0,98406

0,93026

когда 1 не работает

3

3

2

0,03124

0,97619

0,98406

0,03001


4

2

2

0,96838

0,02362

0,98406

0,02251


4

3

1

0,96838

0,97619

0,01587

0,01500

когда 2 не работают в одной группе

2

3

2

0,00038

0,97619

0,98406

0,00036


4

1

2

0,96838

0,00019

0,98406

0,00018


4

3

0

0,96838

0,97619

0,00006

0,00006

когда 2 не работают в разных группах

3

2

2

0,03124

0,02362

0,98406

0,00073


3

3

1

0,03124

0,97619

0,01587

0,00048


4

2

1

0,96838

0,02362

0,01587

0,00036

когда 3 не работают в разных группах

3

2

1

0,03124

0,02362

0,01587

0,00001


Таблица Г.4 - Мощность возможных состояний генерирующей части

Номер группы

3

2

1

Значение мощности Рг, МВт

Кол-во генераторов

4

3

2


когда все работают

4

3

2

183,0

когда 1 не работает

3

3

143,0


4

2

2

177,0


4

3

1

180,5

когда 2 не работают в одной группе

2

3

2

103,0


4

1

2

171,0


4

3

0

178,0

когда 2 не работают в разных группах

3

2

2

137,0


3

3

1

140,5


4

2

1

174,5

когда 3 не работают в разных группах

3

2

1

134,5


Таблица Г.5 - Матрица коэффициентов

Значение вероятностей состояний генерирующей части



Значение мощности генерирующей части энергосистемы





183

180,5

178

177

174,5

171

143

140,5

137

134,5

103

Рн, МВт

Вероятность состояний генерирующей части энергосистемы

0,93026

0,03001

0,02251

0,01500

0,00036

0,00018

0,00006

0,00073

0,00048

0,00036

0,00001

52,5

0,11096

0,10322

0,00333

0,00250

0,00166

0,00004

0,00002

0,00001

0,00008

0,00005

0,00004

0,00000

70

0,13904

0,12934

0,00417

0,00313

0,00209

0,00005

0,00003

0,00001

0,00010

0,00007

0,00005

0,00000

105

0,19498

0,18138

0,00585

0,00439

0,00292

0,00007

0,00004

0,00001

0,00014

0,00009

0,00007

0,00000

113,75

0,05571

0,05182

0,00167

0,00125

0,00084

0,00002

0,00001

0,00000

0,00004

0,00003

0,00002

0,00000

122,5

0,22192

0,20644

0,00666

0,00500

0,00333

0,00008

0,00004

0,00001

0,00016

0,00011

0,00008

0,00000

131,25

0,05548

0,05161

0,00166

0,00125

0,00083

0,00002

0,00001

0,00000

0,00004

0,00003

0,00002

0,00000

140

0,16644

0,15483

0,00499

0,00375

0,00250

0,00006

0,00003

0,00001

0,00012

0,00008

0,00006

0,00000

175

0,05548

0,05161

0,00166

0,00125

0,00083

0,00002

0,00001

0,00000

0,00004

0,00003

0,00002

0,00000



Таблица Г.6 - Матрица состояний Кг

Значение мощности возможных состояний генерирующей части


Значение мощности генерирующей части энергосистемы

Рн, МВт

183

180,5

178

177

174,5

171

143

140,5

137

134,5

103

52,5

130,5

128

125,5

124,5

122

118,5

90,5

88

84,5

82

50,5

70

113

110,5

108

107

104,5

101

73

70,5

67

64,5

33

105

78

75,5

73

72

69,5

66

38

35,5

32

29,5

-2

113,75

69,25

66,75

64,25

63,25

60,75

57,25

29,25

26,75

23,25

20,75

-10,75

122,5

60,5

58

55,5

54,5

52

48,5

20,5

18

14,5

12

-19,5

131,25

51,75

49,25

46,75

45,75

43,25

39,75

11,75

9,25

5,75

3,25

-28,25

140

43

40,5

38

37

34,5

31

3

0,5

-3

-5,5

-37

175

8

5,5

3

2

-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 ступени

Мощность, МВт

Количество часов в год

Вероятность нагрузки, о.е.

1

175

486

0,05548

2

140

1458

0,16644

3

131,25

486

0,05548

4

122,5

1944

0,22192

5

113,75

488

0,05571

6

105

1708

0,19498

7

70

1218

0,13904

8

52,5

972

0,11096

Всего

-

8760

1


Таблица Д.2 - Коэффициенты готовности для каждой группы генераторов

Номер группы генераторов

n

m

n-m

C

1

2

2

0

1

0,000064


2

1

1

2

0,015872


2

0

2

1

0,984064

2

3

3

0

0,000000512


3

2

1

3

0,000190464


3

1

2

3

0,023617536


3

0

3

1

0,976191488

3

4

4

0

1

4,096E-09


4

3

1

4

2,03162E-06


4

2

2

6

0,000377881


4

1

3

4

0,031238128


4

0

4

1

0,968381956



Таблица Д.3 - Вероятность состояний генерирующей части

Номер группы

3

2

1

3

2

1

Вероятность состояния

Кол-во генераторов

4

4

3





когда все работают

4

4

3

0,00000

0,96838

0,97619

0,00000

когда 1 не работает

3

4

3

0,00000

0,96838

0,97619

0,00000


4

3

3

0,00000

0,03124

0,97619

0,00000


4

4

2

0,00000

0,96838

0,02362

0,00000

когда 2 не работают в одной группе

2

4

3

0,00000

0,96838

0,97619

0,00000


4

2

3

0,00000

0,00038

0,97619

0,00000


4

4

1

0,00000

0,96838

0,00019

0,00000

когда 2 не работают в разных группах

3

3

3

0,00000

0,03124

0,97619

0,00000


3

4

2

0,00000

0,96838

0,02362

0,00000


4

3

2

0,00000

0,03124

0,02362

0,00000

когда 3 не работают в разных группах

3

3

2

0,00000

0,03124

0,02362

0,00000


Таблица Д.4 - Мощность возможных состояний генерирующей части

Номер группы

3

2

1

Значение мощности Рг, МВт

Кол-во генераторов

4

3

2


когда все работают

4

3

2

183,0

когда 1 не работает

3

3

2

143,0


4

2

2

177,0


4

3

1

180,5

когда 2 не работают в одной группе

2

3

2

103,0


4

1

2

171,0


4

3

0

178,0

когда 2 не работают в разных группах

3

2

2

137,0


3

3

1

140,5


4

2

1

174,5

когда 3 не работают в разных группах

3

2

1

134,5


Таблица Д.5 - Матрица коэффициентов

Значение вероятностей состояний генерирующей части



Значение мощности генерирующей части энергосистемы





183

180,5

178

177

174,5

171

143

140,5

137

134,5

103

Рн, МВт

Вероятность состояний генерирующей части энергосистемы

0,93026

0,03001

0,02251

0,01500

0,00036

0,00180

0,00006

0,00073

0,00048

0,00036

0,00001

52,5

0,05548

0,05161

0,00166

0,00125

0,00083

0,00002

0,00010

0,00000

0,00004

0,00003

0,00002

0,00000

70

0,05571

0,05182

0,00167

0,00125

0,00084

0,00002

0,00010

0,00000

0,00004

0,00003

0,00002

0,00000

94,616

0,19498

0,18138

0,00585

0,00439

0,00292

0,00007

0,00035

0,00001

0,00014

0,00009

0,00007

0,00000

122,5

0,16644

0,15483

0,00499

0,00375

0,00250

0,00006

0,00030

0,00001

0,00012

0,00008

0,00006

0,00000

131,25

0,05548

0,05161

0,00166

0,00125

0,00083

0,00002

0,00010

0,00000

0,00004

0,00003

0,00002

0,00000

140

0,22192

0,20644

0,00666

0,00500

0,00333

0,00008

0,00040

0,00001

0,00016

0,00011

0,00008

0,00000

141,924

0,08356

0,07773

0,00251

0,00188

0,00125

0,00003

0,00015

0,00001

0,00006

0,00004

0,00003

0,00000

153,751

0,05548

0,05161

0,00166

0,00125

0,00083

0,00002

0,00010

0,00000

0,00004

0,00003

0,00002

0,00000

175

0,11099

0,10325

0,00333

0,00250

0,00166

0,00004

0,00020

0,00001

0,00008

0,00005

0,00004

0,00000



Таблица Д.6 - Матрица состояний Кг

Значение мощности возможных состояний генерирующей части


Значение мощности генерирующей части энергосистемы

Рн, МВт

183

180,5

178

177

174,5

171

140,5

137

134,5

103

52,5

130,5

128

125,5

124,5

122

118,5

90,5

88

84,5

82

50,5

70

113

110,5

108

107

104,5

101

73

70,5

67

64,5

33

94,616

88,384

85,884

83,384

82,384

79,884

76,384

48,384

45,884

42,384

39,884

8,384

122,5

60,5

58

55,5

54,5

52

48,5

20,5

18

14,5

12

-19,5

131,25

51,75

49,25

46,75

45,75

43,25

39,75

11,75

9,25

5,75

3,25

-28,25

140

43

40,5

38

37

34,5

31

3

0,5

-3

-5,5

-37

141,924

41,076

38,576

36,076

35,076

32,576

29,076

1,076

-1,424

-4,924

-7,424

-38,924

153,751

29,249

26,749

24,249

23,249

20,749

17,249

-10,751

-13,251

-16,751

-19,251

-50,751

175

8

5,5

3

2

-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 ступени

Мощность, МВт

Количество часов в год

Вероятность нагрузки, о.е.

1

175

486

0,05548

2

150,475

488

0,05571

3

140

1458

0,16644

4

138,9

1708

0,19498

5

131,25

486

0,05548

6

122,5

1944

0,22192

7

92,6

732

0,08356

8

70

486

0,05548

9

52,5

972

0,11096

Всего

-

8760

1


Таблица Е.2 - Коэффициенты готовности для каждой группы генераторов

Номер группы генераторов

n

m

n-m

C

1

3

3

0

1

0,00000


3

2

1

3

0,00019


3

1

2

3

0,02362


3

0

3

1

0,97619

2

4

4

0

1

0,00000


4

3

1

4

0,00000


4

2

2

6

0,00038


4

1

3

4

0,03124


4

0

4

1

0,96838

3

5

5

0

1

0,00000


5

4

1

5

0,00000


5

3

2

10

0,00001


5

2

3

10

0,00062


5

1

4

5

0,03874


5

0

5

1

0,96063


Таблица Е.3 - Вероятность состояний генерирующей части

Номер группы

3

2

1

3

2

1

Вероятность состояния

Кол-во генераторов

5

4

3





когда все работают

5

4

3

0,96063

0,96838

0,97619

0,90811

когда 1 не работает

4

4

3

0,03874

0,96838

0,97619

0,03662


5

3

3

0,96063

0,03124

0,97619

0,02929


5

4

2

0,96063

0,96838

0,02362

0,02197

когда 2 не работают в одной группе

3

4

3

0,00062

0,96838

0,97619

0,00059


5

2

3

0,96063

0,00038

0,97619

0,00035


5

4

1

0,96063

0,96838

0,00019

0,00018

когда 2 не работают в разных группах

4

3

3

0,03874

0,03124

0,97619

0,00118


4

4

2

0,03874

0,96838

0,02362

0,00089


5

3

2

0,96063

0,03124

0,02362

0,00071

когда 3 не работают в разных группах

4

3

2

0,03874

0,03124

0,02362

0,00003


Таблица Е.4 - Мощность возможных состояний генерирующей части

Номер группы

3

2

1

Значение мощности Рг, МВт

Кол-во генераторов

5

4

3


когда все работают

5

4

231,5

когда 1 не работает

4

4

3

191,5


5

3

3

225,5


5

4

2

229,0

когда 2 не работают в одной группе

3

4

3

151,5


5

2

3

219,5


5

4

1

226,5

когда 2 не работают в разных группах

4

3

3

185,5


4

4

2

189,0


5

3

2

223,0

когда 3 не работают в разных группах

4

3

2

134,5


Таблица Е.5 - Матрица коэффициентов

 

Таблица Е.6 - Матрица коэффициентов Кг

Значение мощности возможных состояний генерирующей части


Значение мощности генерирующей части энергосистемы

Рн, МВт

231

229

226,5

225,5

223

219,5

191,5

189

185,5

151,5

134,5

52,5

178,5

176,5

174

173

170,5

167

139

136,5

133

99

82

70

161

159

156,5

155,5

153

149,5

121,5

119

115,5

81,5

64,5

92,6

138,4

136,4

133,9

132,9

130,4

126,9

98,9

96,4

92,9

58,9

41,9

122,5

108,5

106,5

104

103

100,5

97

69

66,5

63

29

12

131,25

99,75

97,75

95,25

94,25

91,75

88,25

60,25

57,75

54,25

20,25

3,25

138,9

93

91

88,5

87,5

85

81,5

53,5

51

47,5

13,5

-3,5

140

91

89

86,5

85,5

83

79,5

51,5

49

45,5

11,5

-5,5

150,475

80,525

78,525

76,025

75,025

72,525

69,025

41,025

38,525

35,025

1,025

-15,975

175

56

54

51,5

50,5

48

44,5

16,5

14

10,5

-23,5

-40,5


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

Отказавший выключатель

Частота отказов 1/год

Группировка элементов, частота отказов и длительность восстановления при ремонте выключателя при коэффициенте Кj, отн.ед.



Нормальный режим, 0,9566

1-2-3 0,0062

1-2-4, 0,0062

1-2-5, 0,0062

1-2-6, 0,0062

1-2-7, 0,0062

1-2-8, 0,0062

1-2, 0,0062

1-2-3

0,032

3/ 0,0306 0,5

3/4/ 0,000198 0,5

3/5/ 0,000198 0,5

3/6/ 0,000198 0,5

3/7/ 0,000198 0,5

3/8/ 0,000198 0,5

3/4,5,6,7,8/ 0,000198 0,5

1-2-4

0,032

4/ 0,0,0306 0,5

3/4/ 0,000198 0,5

4/5/ 0,000198 0,5

4/6/ 0,000198 0,5

4/7/ 0,000198 0,5

4/8/ 0,000198 0,5

4/3,5,6,7,8/ 0,000198 0,5

1-2-5

0,032

5/ 0,0306 0,5

3/5/ 0,000198 0,5

4/5/ 0,000198 0,5

5/6/ 0,000198 0,5

5/7/ 0,000198 0,5

5/8/ 0,000198 0,5

5/4,3,6,7,8/ 0,000198 0,5

1-2-6

0,032

6/ 0,0306 0,5

3/6/ 0,000198 0,5

4/6/ 0,000198 0,5

5/6/ 0,000198 0,5

6/7/ 0,000198 0,5

6/8/ 0,000198 0,5

6/4,5,3,7,8/ 0,000198 0,5

1-2-7

0,032

7/ 0,0306 0,5

3/7/ 0,000198 0,5

4/7/ 0,000198 0,5

5/7/ 0,000198 0,5

6/7/ 0,000198 0,5

7/8/ 0,000198 0,5

7/4,5,6,3,8/ 0,000198 0,5

1-2-8

0,032

8/ 0,0306 0,5

3/8/ 0,000198 0,5

4/8/ 0,000198 0,5

5/8/ 0,000198 0,5

6/8/ 0,000198 0,5

7/8/ 0,000198 0,5

8/4,5,6,7,3/ 0,000198 0,5

1-2

0,032

3/4/5/6/7/8 0,0306 0,5

3/4/5/6/7/8 0,000198 0,5

3/4/5/6/7/8 0,000198 0,5

3/4/5/6/7/8 0,000198 0,5

3/4/5/6/7/8 0,000198 0,5

3/4/5/6/7/8 0,000198 0,5

3/4/5/6/7/8 0,000198 0,5

 

Похожие работы на - Анализ режимов и надежности электрических сетей Парабельского энергоузла

 

Не нашли материал для своей работы?
Поможем написать уникальную работу
Без плагиата!