Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

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: ______________

3. 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.
• 4.1.2 Технические описание схемы сетевого энергорайона.
• 4.1.3 Расчёт, анализ нормальных режимов и введение их в допустимую область по напряжению.
• 4.1.4 Расчёт и анализ послеаварийных режимов и введение их в допустимую область по напряжению.
• 4.1.5 Оценка и увеличение пропускной способности ВЛЭП.
• 4.2 Надежность и резервирование в энергосистеме.
• 4.2.1 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.

5.1 Существующая схема электрических сетей Парабельского энергоузла.

6. Консультанты по разделам выпускной квалификационной работы

(с указанием разделов).

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

6.2 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

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

1.1 Расчет нормальных режимов максимальных и минимальных нагрузок

1.1.1 Расчет режима максимальных нагрузок энергосистемы

1.1.2 Расчет режима минимальных нагрузок энергосистемы

1.2 Расчет послеаварийного режима максимальных нагрузок энергосистемы

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

1.2.2 Отключение АТ1 на ПС «Парабель»

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

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

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

1.3 Оценка пропускной способности

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

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

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

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

1.4 Увеличение пропускной способности ВЛЭП

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

1.4.2 Увеличение пропускной способности линии «Парабель - Крапивинская»

1.4.3 Увеличение пропускной способности линии «Парабель - Двуреченская»

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

1.5 Анализ результатов моделирования режимов электрических сетей

2. Надежность сетевого района

2.1 Оценка режимной надежности

2.1.1 Формирование вероятностной модели нагрузки

2.1.2 Формирование вероятностной модели генерирующей части

2.1.3 Формирование вероятностной модели энергосистемы

2.1.4 Расчет и анализ коэффициентов бездефицитной работы и готовности энергосистемы

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

2.1.6 Расчёт и анализ показателей надежности с учетом ввода резерва

2.2 Постановка задачи схемной надёжности

2.2.1 Расчет частоты отказов выключателя с учетом протяженности линий электропередачи

2.2.2 Расчет частоты внезапных отказов выключателя

2.2.3 Расчет коэффициентов режимов работы РУ

2.2.4 Расчет режимов частоты отказов выключателя

2.2.5 Расчет времени для выполнения переключений РУ

2.2.6 Расчет частоты отказов шин (секции) типовой схемы

2.3 Анализ результатов оценки надежности энергосистемы

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

3.1 Отклонение напряжения.

3.1.1 Влияние отклонения напряжения на работу электрооборудования.

3.2 Колебания напряжения

3.2.1 Влияние колебаний напряжения на работу электрооборудования.

3.3 Несимметрия напряжений.

3.3.1 Влияние несимметрии напряжений на работу электрооборудования

3.4 Провал напряжения

3.5 Импульсное перенапряжение.

3.6 Несинусоидальность напряжения.

3.6.1 Влияние несинусоидальности напряжения на работу электрооборудования.

3.6.2 Влияние высших гармоник и их фильтрация.

3.7 Отклонение частоты.

3.7.1 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	605,00	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 ? 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 Q_КБ= 23 МВар, Q_УШР=25 МВар.

· на ПС Двуреченская Q_КБ= 23 МВар, Q_УШР=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	Т2
	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.

2. 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:

1. 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».

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

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

Активная мощность нагрузки в узле ПС КС-2, 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 (К_БД) и коэффициент готовности (б) 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 (б) и коэффициента бездефицитной работы (К_БД), 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;

i - индекс группы, состоящей из однотипных генераторов с номинальной мощностью , ;

L - количество групп однотипных генераторов;

- количество генераторов, находящихся в вынужденном простое, ;

j - 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: