Применение управляемых источников реактивной мощности для регулирования режимов электрических сетей ОАО "Томскнефть"

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Федеральное агентство по образованию

Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования

«НАЦИОНАЛЬНЫЙ ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ ТОМСКИЙ ПОЛИТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ»

Институт - Энергетический

Специальность - Электроэнергетические системы и сети

Кафедра - Электроэнергетические системы и сети

Применение управляемых источников реактивной мощности для регулирования режимов электрических сетей ОАО «Томскнефть»

Выпускная квалификационная работа

на соискание квалификации бакалавр



Федеральное агентство по образованию

Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования

«НАЦИОНАЛЬНЫЙ ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ ТОМСКИЙ ПОЛИТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ»

Кафедра ЭСВТ

УТВЕРЖДАЮ:

Зав.

кафедрой___________(В. Я. Ушаков)

ЗАДАНИЕ

на выполнение выпускной квалификационной работы

Студенту гр.

1 Тема выпускной квалификационной работы: Применение управляемых источников реактивной мощности для регулирования режимами электрических сетей ОАО «Томскнефть»

2 Срок сдачи студентом готовой работы: _____________

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

4 Содержание текстового документа (перечень подлежащих разработке вопросов):

• 1. Описание электрических сетей нефтяных месторождений Южного Васюгана ОАО «Томскнефть»
• 2. Расчет и анализ режимов электрических сетей нефтяных месторождений Южного Васюгана ОАО «Томскнефть» до установки управляемых источников реактивной мощности.
• 3. Расчет и анализ режимов электрических сетей нефтяных месторождений Южного Васюгана ОАО «Томскнефть» после установки управляемых источников реактивной мощности
• 4. Расчет и анализ режимной надежности электрических сетей нефтяных месторождений Южного Васюгана ОАО «Томскнефть»
• Руководитель
• ____________________
• (подпись, дата)
• Задание принял к исполнению
• _____________________
• (подпись, дата)

• Реферат
• Дипломная работа 91 с., 10 рисунков, 33 таблицы, 7 источника, 3 приложения, 11 презентационных слайдов.
• Ключевые слова: уровни напряжения, перетоки мощности, установившийся режим, послеаварийный режим, потери электроэнергии, управлемый шунтирующий рекатор, батарея статичечких конденсоторов.
• Объектом исследования являются электрические сети нефтяных месторождений Южного Васюгана ОАО «Томскнефть».
• Целью работы - является анализ режимных характеристик электрических сетей нефтяных месторождений Южного Васюгана ОАО «Томскнефть» при подключении блока управлемого шунтирующего рекатора с батареей статичечких конденсоторов на подстанции «Двуреченская» и « Игольская». В процессе работы проводился ряд расчетов установившихся и послеаварийных режимов.

Выпускная квалификационная работа выполнена с помощью программ Mustang и MS Excel в текстовом редакторе MS Word 7.0 и представлена на компакт - диске (в конверте на обороте обложки).



Содержание

Введение

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

2. Расчет и анализ режимов электрических сетей нефтяных месторождений Южного Васюгана ОАО «Томскнефть» до установки управляемых источников реактивной мощности.

2.1 Создание расчетной модели для ПК Mustang

2.2 Расчет нормального установившегося и послеаварийных режимов

3. Расчет и анализ режимов электрических сетей нефтяных месторождений Южного Васюгана ОАО «Томскнефть» после установки управляемых источников реактивной мощности.

3.1 Описание блока управляемого шунтирующего реактора и батарей статических конденсаторов

3.2 Расчет нормального установившегося и послеаварийных режимов

4. Расчет и анализ режимной надежности электрических сетей нефтяных месторождений Южного Васюгана ОАО «Томскнефть».

4.1 Исходные данные для расчкта показателей надежности электрической сети ОАО «Томскнефть»

4.2. Определение показателей надежности и их анализ электроснабжения

4.2.1 Создание вероятностной модели нагрузки

4.2.2 Создание вероятностной модели располагаемой мощности системы

4.2.3 Формирование вероятностной модели энергосистемы

4.2.4 Определение показателей надежности и их анализ

4.3. Определение показателей надежности и их анализ электроснабжения с учетом ввода резерва

4.4 Определение показателей надежности и их анализ с учетом планово-предупредительных ремонтов

4.4.1 Учет планово-предупредительного ремонта в виде ступенчатой изменением генерирующий мощностей.

4.4.2 Учет планово-предупредительного ремонта ступенчатым изменением мощности нагрузки

4.4.3 Учет планово-предупредительного ремонта равномерным изменением мощности нагрузки

4.5. Общие выводы по анализу надежности электрической сети

Заключение

Список литературы

Приложение А

Приложение Б



Введение

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 важно является обеспечить надежное и качественное электроснабжение нефтяных месторождений.

При электроснабжении нефтяных месторождений, необходимо обеспечить возможность роста потребления электроэнергии без коренной реконструкции всей системы электроснабжения. Система электроснабжения должна обеспечивать в условиях послеаварийного режима, питание электроэнергией тех приемников электроэнергии, работа которых необходима для продолжения производства. Для этих целей в последнее время получили широкое распространение управляемые (гибкие) системы электропередач переменного тока (FACTS).

FACTS является одной из наиболее перспективных электросетевых технологий, суть которой состоит в том, что электрическая сеть из пассивного устройства транспорта электроэнергии превращается в устройство, активно участвующее в управлении режимами работы электрических сетей.

Одним из примеров FACTS оборудования является управляемый шунтирующий реактор (УШР). УШР - плавнорегулируемые индуктивные сопротивления, управляемые изменением насыщенности магнитной цепи за счет подмагничивания магнитопровода полем постоянного тока. В качестве входных параметров регулятора УШР обычно используются: отклонение напряжения в точке подключения реактора, отклонение полного угла на передаче и отклонение полного тока линии.

Целью выпускной квалификационной работы является рассмотрения возможности использования блока управляемого шунтирующего реактора и батарей статических конденсаторов (УШР-БСК) для управления режимами электрических сетей ОАО «Томскнефть».



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

Рассматриваемая схема являются частью Томской энергосистемы, и представляет собой электрические сети нефтяных месторождениях 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 1.1 - Карта-схема электрических сетей нефтяных месторождениях 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 газотурбинными электростанциями (ГТЭС) на ПС Игольская 3 рабочих и 1 резервных блоками мощностью 6 МВт и 2 рабочими и 1 резервным блоками мощностью по 8 МВт на ПС Двуреченская. Так как Томская энергосистема является дефицитной, то недостающею мощность для рассматриваемого участка сети передается от Красноярской энергосистемы через ПС Итатская, и далее через ПС Томская, которая представлена виде балансирующего узла.

Нагрузочная часть схемы представлена 11 тупиковыми подстанциями, а также промежуточным отбором мощности на ПС Орловка, ПС Володино и ПС Чажемто.

Основным видом электроприемников, применяемых в нефтяной сфере являются прекачивающие насосы, обладающие электрическим приводом. Электрооборудование насосных установок, из-за широкого применения искусственного способа поддержания пластового давления на нефтепромыслах, является одним из главных потребителей электроэнергии. Насосные установки, преимущественно, центробежного типа. Малые габариты, возможность непосредственного соединения с электродвигателем, простота конструкции, отсутствие клапанов, плавная и непрерывная подача воды без гидравлических ударов - обеспечивает целесообразность использования центробежных насосов.

Так как нефтяные месторождения относятся к электроприемникам I категории, поэтому чрезвычайно важно обеспечить надежное и качественного электроснабжения. При условии что, существующая схема внешнего электроснабжения нефтяных месторождений Южного Васюгана ОАО «Томскнефть» характеризуется:

- удаленностью от основных генерирующих источников,

- большой протяженностью линий.

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



2. Расчет и анализ режимов электрических сетей нефтяных месторождений Южного Васюгана ОАО «Томскнефть» до установки управляемых источников реактивной мощности.

2.1 Создание расчетной модели для ПК Mustang

Рассматриваемая электрическая система была смоделирована в математическом программном комплексе MUSTANG.

Комплекс MUSTANG предназначен для оперативного выполнения на ПЭВМ типа IBM-PC моделей 486 и выше расчетов по моделированию установившихся и переходных электромеханических режимов энергосистем. Комплекс разработан с использованием языка программирования C++ Builder 5, является приложением Win32 для операционной системы Windows 95/98/NT/2000/XP.



Рисунок 2.1.1 - Рабочее окно программного комплекса Mustang

Первым этапом создания расчетной модели это определение параметров схемы (параметры нагрузок подстанций, ВЛЭП, трансформаторов).



Рисунок 2.1.1 - Принципиальная схема электрических сетей месторождений ОАО «Томскнефть»

Таблица № 2.1.1 Параметры нагрузок подстанций

Название подстанции	Рmax, МВт	Qmax, МВар
Томская	Балансирующий узел
Парабель	-	-
Володино	48,40	14,60
Чажемто	17,90	22,20
Орловка	13,00	9,00
КС-2	11,00	6,00
Игольская	Сторона 35 кВ	6,00	0,70
	Сторона 6 кВ	18,00	13,7
Мыльджино	Сторона 35 кВ	10,00	5,60
Тарская	Сторона 10 кВ	0,20	0,10
Лугинецкая	Сторона 35 кВ	10,00	6.00
	Сторона 10 кВ	5,00	2,20
Крапивинская	Сторона 35 кВ	16,80	8,00
	Сторона 6 кВ	6,00	2,40
Моисеевская	Сторона 35 кВ	15,50	5,30
	Сторона 10 кВ	4,60	2,00
Двуреченская	Сторона 35 кВ	9,40	2,90
	Сторона 6 кВ	4,40	1,80
Останинская	Сторона 35 кВ	6,00	2,40
	Сторона 10 кВ	2,00	1,20
Калиновая	Сторона 35 кВ	3,80	2.00
	Сторона 6 кВ	2,00	0,90

Таблица № 2.1.2, Параметры ВЛЭП

Линия	Название участка	Uном,, кВ	I доп,, А	R, Ом	X, Ом	B, мкСм	Тип и длина
ТВ-221	Томская-Орловка	220,00	730,00	5,28	23,59	145,5	АСО 330/43 - 55 км
ТВ-231	Томская-Орловка	220,00	730,00	5,03	23,59	145,5	АСО 330/43 - 55 км
ТВ-231	Володино-Орловка	220,00	730,00	1,52	22,48	138,6	АСО 330/43 - 52,4 км
ТВ-221	Володино-Орловка	220,00	730,00	1,52	22,48	138,6	АСО 330/43 - 52,4 км
ПЧ-223	Парабель- Чежемто	220,00	730,00	11,84	52,90	326,1	АСО 300/39 - 123,3 км
ЧП-223	Парабель-Чажемто	220,00	730,00	11,84	52,90	326,1	АСО 330/43 - 123,3 км
ВЧ-222	Чежемто- Володино	220,00	730,00	13,15	58,78	362,4	АСО 330/43 - 137,02 км
ЧВ-222	Чажемто-Володино	220,00	730,00	13,15	58,78	362,4	АСО 330/43 - 137,02 км
С-105	Лугинецкая - Калиновая(отрезок Лугинецкая-отп, Останинская)	110,00	450,00	11,04	22,73	146,62	АС 150/24 - 54,13 км
С-106	Лугинецкая - Калиновая(отрезок Лугинецкая-отп, Останинская)	110,00	450,00	11,04	22,73	146,62	АС 150/24 - 54,13 км
С-105	Лугинецкая - Калиновая(отрезок отп, Останинская-Калиновая)	110,00	450,00	6,54	13,92	86,82	АС 150/24 - 32,07 км
С-106	Лугинецкая - Калиновая(отрезок отп, Останинская-Калиновая)	110,00	450,00	6,54	13,47	86,82	АС 150/24 - 32,07 км
С-140	Игольская - Двуреченская(отрезок отп, Крапивинская-отп, З,Моисеевская)	110,00	390,00	4,64	8,11	50,5	АС 120/19 - 19 км
С-141	Игольская - Двуреченская(отрезок отп, Крапивинская-отп, З,Моисеевская)	110,00	390,00	4,64	8,11	50,5	АС 120/19 - 19 км
С-141	Игольская - Двуреченская(отрезок Игольская-отп, Крапивинская)	110,00	390,00	16,74	29,29	182,34	АС 120/19 - 68,6 км
С-140	Игольская - Двуреченская(отрезок Игольская-отп, Крапивинская)	110,00	390,00	16,74	29,29	182,34	АС 120/19 - 68,6 км
С-109	Лугинецкая - Игольская	110,00	605,00	19.23	66.121	456.1	АС 240/32 - 163,5 км
С-110	Лугинецкая - Игольская	110,00	605,00	19.23	66.121	456.1	АС 240/32 - 163,5 км
С-114	Лугинецкая - Мыльджино	110,00	390,00	18,98	33,22	206,8	АС 120/19 - 77,8 км
С-113	Лугинецкая - Мыльджино	110,00	390,00	18,98	33,22	206,8	АС 120/19 - 77,8 км
С-103	Парабель - Лугинецкая(отрезок Парабель-отп, Тарская)	110,00	605,00	8,49	31.32	187.5	АС 240/32 - 72 км
С-104	Парабель - Лугинецкая(отрезок отп, Тарская-Лугинецкая)	110,00	605,00	8,49	31.32	187.5	АС 240/32 - 72 км
С-104	Парабель - Лугинецкая(отрезок Парабель-отп, Тарская)	110,00	605,00	12.39	45,67	216.7	АС 240/32 -105 км
С-104	Парабель - Лугинецкая(отрезок отп, Тарская-Лугинецкая)	110,00	605,00	12.39	45,67	216.7	АС 240/32 - 105 км
С-102	Парабель - КС-2(отрезок 1)	110,00	330,00	0,78	1,13	6,78	АС 95/16 - 2,6 км
С-101	Парабель - КС-2(отрезок 1)	110,00	330,00	0,78	1,13	6,78	АС 95/16 - 2,6 км

Таблица № 2.1.3 Параметры (авто)трансформаторов 3-ех обмоточные

№	Подстанция	Марка	S, MBa	dP, МВт	dQ, МВАр	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	0,03	0,175	1,48	56,87	1,48	0	1,48	35,71	±(2х2.5 %)
2	Останинская	ТДТН-16000/110 (115;38,5;6,6)	16	0,02	0,160	2,58	88,86	2,58	0	2,58	55,79	±(2х2.5 %)
3	Двуреченская	ТДТН-25000/110 (115;38,5;6,6)	25	0,03	0,175	1,48	56,87	1,48	0	1,48	35,71	±(2х2.5 %)
4	З,Моисеевская	ТДТН-25000/110 (115;38,5;6,6)	25	0,03	0,175	1,48	56,87	1,48	0	1,48	35,71	±(2х2.5 %)
5	Крапивинская	ТДТН-25000/110 (115;38,5;6,6)	25	0,03	0,175	1,48	56,87	1,48	0	1,48	35,71	±(2х2.5 %)
6	Игольская	ТДТН-25000/110 (115;38,5;6,6)	25	0,03	0,175	1,48	56,87	1,48	0	1,48	35,71	±(2х2.5 %)
7	Тарская	ТДТН-10000/110 (115;38,5;11)	10	0,02	0,110	5,03	142,17	5,03	0	5,03	89,27	±(2х2.5 %)
8	Лугинецкая	ТДТН-25000/110 (115;38,5;11)	25	0,03	0,175	1,48	56,87	1,48	0	1,48	35,71	±(2х2.5 %)
9	Мыльджино	ТДТН-10000/110 (115;38,5;6,6)	10	0,02	0,110	5,03	142,17	5,03	0	5,03	89,27	±(2х2.5 %)
10	Парабель	АТДЦТН-63000/220(230;121;11)	63	190	0,320	1,40	104	1,40	0	2,8	195,6	± 6х12 %

Таблица № 2.1.4 Параметры трансформаторов с расщепленной обмоткой

№	Подстанция	Марка	S,MВa	dP, МВт	dQ, МВАр	R1, Ом	X1, Ом	R2, Ом	X2, Ом	Пределы регулирования
1	КС-2	ТРДН-25000/110 (115;10,5;10,5)	25	0,03	0,270	0	55,55	2,54	55,55	9х1,78 %

Следующим этапом является разделение схемы на отдельные узлы. Одновременно с этим в программный комплекс вводятся намеченные нагрузочные и генераторные узлы со своими параметрами согласно исходным данным, Каждому узлу в зависимости от его функции присваивается свой код. Код - это признаки фиксации напряжения, угла напряжения, активной и реактивной генерируемой мощности в узле. Код задается целым числом, в котором каждая цифра числа означает фиксацию (1) или освобождение (0) (определяется при решении уравнений стационарного режима) соответствующего параметра.

Далее необходимо осуществить создание массива ветвей. Ветви представляют собой связь между узлами. Для создания массива ветвей необходимы следующие данные: номера узлов, ограничивающих ветвь, номер параллельности связи, продольные активное и реактивное сопротивления связи, полные поперечные активная и реактивная составляющие проводимости связи (для ЛЭП) либо коэффициент трансформации (для трансформаторов).

Последним этапом создание расчетной модели является задание балансирующего узла. Балансирующий узел - это узел за счет которого при расчетах установившегося режима без изменения частоты в расчетной схеме поддерживается баланс между генерацией и потреблением. Для работы в таком режиме в узле должен быть зафиксирован вектор напряжения, т.е. U и ц. Таким образом генерация активной и реактивной мощности в таком узле в ходе расчета могут изменяться программой самостоятельно для обеспечения баланса. Как правило, балансирующий узел назначается и базовым узлом, т.е. отсчеты углов всех векторов напряжения ц осуществляются относительно него. В связи с этим угол напряжения в балансирующем узле принимают равным нулю ц=0. В качестве балансирующего узла, как правило, назначается самый мощный генератор в энергосистеме или какой-либо узел в соседнем объединении. Выбор определяется тем, за счет каких источников фактически производиться ликвидация небалансов мощности, вызываемых небольшими колебаниями нагрузки. В данной схеме балансирующим узлом являются сборные шины 220 кВ подстанции Томская.

2.2 Расчет нормального установившегося и послеаварийных режимов

Первым этапом анализа режимных характеристик электрических сетей нефтяных месторождений Южного Васюгана ОАО «Томскнефть» является анализ параметров нормального установившегося зимнего режима, основанный на результатах расчёта, проведённого в ПК MUSTANG. Напряжения в характерных узлах представлены в табл. № 2.2.1, более подробно результаты расчета представлены в приложении А.

Таблица № 2.2.1 Уровни напряжений на подстанциях 110 кВ нормального установившегося режима максимальных нагрузок

Название ПС	Сторона 35кВ	Сторона 10кВ	Сторона 6кВ	№ отпайки
КС-2	-	10.77	-	0
Мыльджино	35.72	-	6	2
Тарская	-	10.83	-	0
Останинская	35.65	-	5.89	2
Калиновая	35.86	-	5.93	2
Лугинецкая	35.82	9.85	-	2
Игольская	35.08	-	6	2
Крапивенская	32.28	-	5.32	2
З. Моисеевская	32.58	-	5.38	2
Двуреченская	35.08	-	6	2

Суммарное потребление равно 211,59 МВт, суммарная генерация составляет 230,2 МВт, потери составляют 18,81 МВт. Перетоки по линиям не превышают допустимые значения по условию нагрева (по тепловым условиям работы проводника).

Для оценки полной картины сложившийся ситуации в электрических сетей нефтяных месторождений Южного Васюгана ОАО «Томскнефть» рассмотрим несколько наиболее тяжелых послеаварийных режимов и определим наиболее проблемные узлы схемы.

Рассмотрим следующие послеаварийные режимы работы электрических сетей нефтяных месторождений ОАО «Томскнефть»:

- отключение одной цепи линии 220 кВ ПС «Чажемто» - ПС «Володино»

- отключение одной цепи ВЛ 110кВ ПС Парабель - ПС Лугинецкая

- отключение одной цепи ВЛ 110кВ ПС «Лугинецкая» - ПС «Игольская»

1. Для моделирования первой послеаварийной ситуации отключим одну цепь ВЛЭП соединяющей ПС «Чажемто» и ПС «Володино». Уровни напряжения в характерных узлах представлены в табл. № 2.2.2, более подробно результаты расчета представлены в приложении А.

Таблица № 2.2.2 Уровни напряжений на подстанциях 110 кВ послеаварийного режима максимальных нагрузок

Название ПС	Сторона 35кВ	Сторона 10кВ	Сторона 6кВ	№ отпайки
КС-2	-	9.97	-	-9
Мыльджино	34.89	-	6	2
Тарская	-	10.06	-	-2
Останинская	33.02	-	5.45	2
Калиновая	33.25	-	5.49	2
Лугинецкая	33.22	9.3	-	2
Игольская	34.69	-	6	2
Крапивенская	31.10	-	5.12	2
З. Моисеевская	31.49	-	5.29	2
Двуреченская	34.69	-	6	2

Из полученных данных видно что, при использовании всего регулирующего диапазона РПН и ПВБ на подстанциях остаются низкие уровни напряжений. Особо низкие уровни напряжения на подстанциях «Крапивенская» и «З. Моисеевская».

2. Для моделирования второй послеаварийной ситуации отключим одну цепь ВЛЭП соединяющей ПС «Парабель», «Тарская» и «Лугинецкая». Уровни напряжения в характерных узлах представлены в табл. № 2.2.3 более подробно результаты расчета представлены в приложении А.

Таблица № 2.2.3 Уровни напряжений на подстанциях 110 кВ послеаварийного режима максимальных нагрузок

Название ПС	Сторона 35кВ	Сторона 10кВ	Сторона 6кВ	№ отпайки
КС-2	-	10.18	-	0
Мыльджино	33.60	-	6	2
Тарская	-	9.43	-	0
Останинская	29.01	-	4.65	2
Калиновая	29.24	-	5.00	2
Лугинецкая	28.29	8.3	-	2
Игольская	33.60	-	6	2
Крапивенская	29.19	-	4.97	2
З. Моисеевская	29.64	-	5.06	2
Двуреченская	33.54	-	6	2

Данная послеаварийная ситуация является наиболее тяжелой для рассматриваемой сети, главным образом потому, что в данный ситуации наблюдаются большие перегрузки генераторов по реактивной мощности на ГТЭС «Игольская» и «Двуреченская», а также низкие уровни напряжения при использовании всего регулирующего диапазона РПН и ПВБ на подстанциях.

3. Для моделирования третей послеаварийной ситуации отключим одну цепь ВЛЭП соединяющей ПС «Лугинецкая» и ПС «Игольская». Уровни напряжения в характерных узлах представлены в табл. № 2.2.4, более подробно результаты расчета представлены в приложении А.



Таблица № 2.2.4 Уровни напряжений на подстанциях 110 кВ послеаварийного режима максимальных нагрузок

Название ПС	Сторона 35кВ	Сторона 10кВ	Сторона 6кВ	№ отпайки
КС-2	-	10.18	-	0
Мыльджино	33.94	-	6	2
Тарская	-	9.43	-	0
Название ПС	Сторона 35кВ	Сторона 10кВ	Сторона 6кВ	№ отпайки
Останинская	30.00	-	4.95	2
Калиновая	30.35	-	5.00	2
Лугинецкая	30.24	8.3	-	2
Игольская	34.76	-	6	2
Крапивенская	30.20	-	4.97	2
З. Моисеевская	30.66	-	5.06	2
Двуреченская	34.38	-	6	2

Как видно из таблицы № 2.2.4 , при отключении ВЛЭП соединяющей ПС «Лугинецкая» и ПС «Игольская», приводит к сильному провалу напряжения. Такие уровни напряжения не допустимы, так как могут привести к большому экономическому ущербу.

Вывод

Из полученных результатов видно, что основной проблемой электрических сетей нефтяных месторождений Южного Васюгана ОАО «Томскнефть» является неприемлемо низкие уровней напряжений, как в послеаварийных режимах, так и в нормальном установившемся режиме.

Наиболее низкие уровни напряжений на подстанциях «З.Моисеевская», «Крапивенская», которые не превышают 85% от номинального. Данные подстанции имею наибольшую нагрузку и удаление от центра питания (ПС «Парабель»).

Также в ходе анализа результатов расчета было выявлено, что ГТЭС на подстанциях «Игольская» и «Двуреченская» перегружены по реактивной мощности, что является недопустимым.

Решением данных проблем может стать установка блока «УШР-БСК» на подстанцию 110 кВ «Двуреченская» и «Игольская». Установка блока должна разгрузить ГТЭС по реактивной мощности, увеличить уровни напряжений в проблемных узлах и во всей сети в целом.



3. Расчет и анализ режимов электрических сетей нефтяных месторождений Южного Васюгана ОАО «Томскнефть» после установки управляемых источников реактивной мощности

3.1 Описание блока управляемого шунтирующего реактора и батарей статических конденсаторов

Управляемый шунтирующий реактор (УШР) представляет собой новый тип устройств FACTS, который начиная с 90-х годов широко используется для стабилизации напряжения и управления перетоками реактивной мощности как в магистральных и распределительных сетях, так и на уровне крупных промышленных потребителей. УШР - плавнорегулируемые индуктивные сопротивления, управляемые изменением насыщенности магнитной цепи за счет подмагничивания магнитопровода полем постоянного тока.

Особенностью характеристики намагничивания стали является область технического насыщения за пределами индукции насыщения, в которой она становится практически линейным материалом. Такого типа нелинейность электротехнической стали принципиально соответствует нелинейным характеристикам диодов и триодов (электронным, ионным, полупроводниковым). Эта особенность и используется в УШР.

Магнитная система одной фазы типичного УШР содержит два стержня с обмотками, вертикальные и горизонтальные ярма. На каждом стержне размещены обмотки управления, соединенные встречно, и сетевые обмотки, соединенные согласно. Возможен вариант конструкции, когда сетевая обмотка одна и охватывает оба стержня. При подключении к обмоткам управления регулируемого источника постоянного напряжения, например, выпрямителя, ток в обмотках управления приводит к возникновению и нарастанию потока подмагничивания, который в соседних стержнях направлен в разные стороны. Так как на поток подмагничивания накладывается переменный поток сетевой обмотки, результирующий поток смещается в область насыщения стали, т.е. стержни оказываются насыщенными некоторую часть периода. В свою очередь, насыщение стержней приводит к возникновению и возрастанию тока в сетевой обмотке. Так как стержни насыщены часть полупериода синусоиды, ток реактора оказывается искаженным, в нем присутствуют высшие гармоники. Существует особенный промежуточный режим, при котором поток подмагничивания становится равным амплитуде переменного магнитного потока. Этот режим характеризуется тем, что время насыщенного состояния стержней одинаково и равно половине периода синусоиды. В этом режиме в токе реактора высшие гармоники практически отсутствуют, и ток имеет чисто синусоидальную форму. Обычно УШР проектируется таким образом, чтобы его номинальный режим был близок к такому режиму. В другом режиме при большом токе подмагничивания (и, естественно, при увеличенных потерях) реактор снова становится линейной индуктивностью, в токе высшие гармоники снова почти отсутствуют. Этот режим используется как режим максимальной мощности УШР. Возможен и режим работы УШР при замкнутых накоротко обмотках управления с мощностью, примерно вдвое большей его номинальной мощности, при этом УШР становится неуправляемым реактором. Время использования УШР при мощности, большей номинальной, естественно, ограничено его нагревом сверх допустимой температуры.

В качестве входных параметров регулятора УШР обычно используются: отклонение напряжения в точке подключения реактора, отклонение полного угла на передаче и отклонение полного тока линии. Управляемые реакторы работают в режиме автоматического и дистанционного регулирования их мощности и предназначены для непрерывного плавного поддержания напряжения в заданных пределах.

К основным достоинствам управляемых шунтирующих реакторов можно отнести их высокую надежность, хорошие технико-экономические показатели, конструктивную схожесть с обычным трансформаторным оборудованием, простоту в эксплуатации и более низкую стоимость.

Для эксплуатации управляемого реактора не требуется специальная подготовка обслуживающего персонала и создание дополнительных рабочих условий на подстанциях, как например, применение водяного охлаждения или размещение оборудования в закрытых помещениях. Дополнительным достоинством УШР является возможность его подключения непосредственно на шины высокого напряжения и отсутствие необходимости использования повышающих трансформаторов. Это позволяет обеспечить весь регулировочный диапазон реактора именно на том классе напряжения, где это необходимо по режиму работы электрических сетей.

Управляемые шунтирующие реакторы могут использоваться как самостоятельные управляемые устройства поперечной компенсации, так и в блоке с неуправляемой батарей статических конденсаторов (БСК). Структурная схема блок «УШР - БСК» представлена на рисунке 3.1.

Совместно с батареями конденсаторов управляемые реакторы выполняют функцию вращающихся синхронных компенсаторов или СТК - статических тиристорных компенсаторов, а широкомасштабное применение управляемых реакторов - эффективный и экономичный путь оптимизации режимов электрической сети, повышения качества электроэнергии, улучшения условий эксплуатации и продление срока службы электрооборудования.

Управляемый реактор в блоке выполняет роль переменной индуктивности, а БСК может быть секционирована на несколько групп, с целью обеспечения возможности ее ступенчатого регулирования. Выбор мощности и количества секций БСК выполняется исходя из условия минимизации числа коммутаций выключателей, что в ряде случаев позволяет полностью избежать операций по включению/отключению батарей, либо выполнять их сезонно.

1-УШР, 2-БСК, 3-САУ , 4 и 5 - выключатели;

ТН - трансформатор напряжения; ТТ - трансформатор тока

Рисунок 3.1. Структурная схема блока «УШР-БСК»

Управление блоком осуществляется следующим образом. В системе автоматического управления (САУ) 3 устанавливают заданное для регулирования (стабилизации) напряжение сети, минимальный ток реактора, максимальный ток реактора и задержку времени ?t между соседними коммутациями секций конденсаторных батарей (включениями или отключениями выключателей 4 и 5). Обычно интервал времени ?t составляет 1-10 минут в зависимости от параметров блока и сети. Затем управляемый подмагничиванием реактор 1 выключателями подключают к сети.

При малой нагрузке сети или ее отсутствии (в ночное время) в сети имеет место избыток реактивной мощности из-за емкостных токов распределенной емкости высоковольтной сети на землю. В результате напряжение в сети увеличивается выше заданного напряжения, что фиксируется трансформаторами напряжения (ТН) и САУ 3, которая вырабатывает команду на увеличение тока подмагничивания реактора 1. В результате ток реактора 1 увеличивается (вплоть до максимального тока), блока переходит в режим потребления автоматически регулируемой реактивной мощности и автоматической стабилизации напряжения в сети. При этом САУ 3 отслеживает изменение напряжения из-за колебаний нагрузки в сети, увеличивая или снижая ток подмагничивания реактора 1.

При дальнейшем увеличении нагрузки в сети возникает недостаток реактивной мощности. САУ 3, реагируя на снижение напряжения, и проверяя условие тока реактора 1 меньше минимального, дает команду на включение выключателя 4, подключая к сети одну секцию конденсаторной батареи 2, переводя блок в режим выработки реактивной мощности.

При максимальной нагрузке сети снова возникают условия, при которых напряжение сети меньше заданного напряжения и ток реактора 1 меньше минимального. САУ 3 дает команду на включение выключателя 5, подключая к сети вторую секцию конденсаторной батареи 2, и переводит блок в режим выработки реактивной мощности вплоть до максимальной (при минимальном токе реактора).

При снижении нагрузки (переходу в ночное время) в сети возникает избыток реактивной мощности, и напряжение возрастает. От блока требуется переход от режима выдачи реактивной мощности к режиму потребления реактивной мощности. Поэтому САУ 3 вырабатывает команды на увеличение тока реактора и на отключение секций конденсаторной батареи.

3.2 Расчет нормального установившегося и послеаварийных режимов

Первым этапом анализа режимных характеристик электрических сетей нефтяных месторождений Южного Васюгана ОАО «Томскнефть» после установки на подстанцию 110 кВ «Двуреченская» с БСК мощностью 23 МВар и УШР мощностью 25 МВар, и установка на подстанцию 110 кВ «Игольская» с БСК мощностью 23 МВар и УШР мощностью 25 МВар, является анализ параметров нормального установившегося зимнего режима, основанный на результатах расчёта, проведённого в ПК MUSTANG. Напряжения в характерных узлах представлены в табл. № 3.2.1, более подробно результаты расчета представлены в приложении Б.

Таблица № 3.2.1 Уровни напряжений на подстанциях 110 кВ нормального установившегося режима максимальных нагрузок

Название ПС	Сторона 35кВ	Сторона 10кВ	Сторона 6кВ	№ отпайки
КС-2	-	10,90	-	2
Мыльджино	-	38,27	6,62	0
Тарская	-	11,12		2
Останинская	38.46	-	6.48	0
Калиновая	38.64	-	6.62	0
Лугинецкая	38.50	11.00	-	0
Игольская	37.52	-	6.35	0
Крапивенская	36.50	-	6.24	0
З. Моисеевская	36.82	-	6.30	0
Двуреченская	37.33	-	6.40	0

Суммарное потребление равно 211,59 МВт, суммарная генерация составляет 227,2 МВт, потери составляют 15,4 МВт. Перетоки по линиям не превышают допустимые значения по условию нагрева (по тепловым условиям работы проводника).

Посмотрим как установка блока «УШР-БСК» будет воздействовать на послеаварийные режимы работы электрических сетей. Рассмотрим следующие послеаварийные режимы работы электрических сетей нефтяных месторождений ОАО «Томскнефть»:

- отключение одной цепи линии 220 кВ ПС «Чажемто» - ПС «Володино»

- отключение одной цепи ВЛ 110кВ ПС Парабель - ПС Лугинецкая

- отключение одной цепи ВЛ 110кВ ПС «Лугинецкая» - ПС «Игольская»

1. Для моделирования первой послеаварийной ситуации отключим одну цепь ВЛЭП соединяющей ПС «Чажемто» и ПС «Володино». Уровни напряжения в характерных узлах представлены в табл. № 3.2.2 более подробно результаты расчета представлены в приложении Б.

Таблица № 3.2.2 Уровни напряжений на подстанциях 110 кВ послеаварийного режима максимальных нагрузок

Название ПС	Сторона 35кВ	Сторона 10кВ	Сторона 6кВ	№ отпайки
КС-2	-	11.10	-	0
Мыльджино	38.51	-	6.59	0
Тарская	-	11.05	-	0
Останинская	38.70	-	6.62	0
Калиновая	38.88	-	6.66	0
Лугинецкая	38.93	11.02	-	0
Игольская	37.43	-	6.32	0
Крапивенская	36.56	-	6.25	0
З. Моисеевская	36.60	-	6.31	0
Двуреченская	37.52	-	6.44	0

2. Для моделирования второй послеаварийной ситуации отключим одну цепь ВЛЭП соединяющей ПС «Парабель», «Тарская» и «Лугинецкая». Уровни напряжения в характерных узлах представлены в табл. № 2.2.3, более подробно результаты расчета представлены в приложении Б.

Таблица № 2.2.3 Уровни напряжений на подстанциях 110 кВ послеаварийного режима максимальных нагрузок

Название ПС	Сторона 35кВ	Сторона 10кВ	Сторона 6кВ	№ отпайки
КС-2	-	11.04	-	8
Мыльджино
Тарская	-	10.83	-	6
Останинская	38.48	-	6.48	0
Калиновая	38.66	-	6.62	0
Лугинецкая	38.71	11.00	-	0
Игольская	37.69	-	6.40	0
Крапивенская	36.69	-	6.27	0
З. Моисеевская	37.07	-	6.34	0
Двуреченская	37.96	-	6.54	0



3. Для моделирования третей послеаварийной ситуации отключим одну цепь ВЛЭП соединяющей ПС «Лугинецкая» и ПС «Игольская». Уровни напряжения в характерных узлах представлены в табл. № 2.2.4, более подробно результаты расчета представлены в приложении Б.

Таблица № 2.2.4 Уровни напряжений на подстанциях 110 кВ послеаварийного режима максимальных нагрузок

Название ПС	Сторона 35кВ	Сторона 10кВ	Сторона 6кВ	№ отпайки
КС-2	-	11.05	-	0
Мыльджино	37.72	-	6.40	0
Тарская	-	11.23	-	0
Останинская	36.38	-	6.22	0
Калиновая	36.58	-	6.26	0
Лугинецкая	36.63	10.40	-	0
Игольская	35.54	-	6	0
Крапивенская	35.39	-	5.95	0
З. Моисеевская	35.76	-	5.90	0
Двуреченская	35.09	-	6.02	0

Вывод

Установка на подстанцию 110 кВ «Двуреченская» с БСК мощностью 25 МВар и УШР мощностью 23 МВар, и установка на подстанцию 110 кВ «Игольская» с БСК мощностью 23 МВар и УШР мощностью 25 МВар позволило увеличить уровни напряжений до 105-110% номинального, и могут регулироваться в широком диапазоне в зависимости от режимов. Также после установки блока «УШР-БСК» позволило снизить потери активной мощности с 18,81 МВт до 15,4 МВт в режиме максимальных нагрузок. Более того, установка блока позволила обеспечить плавную автоматическую стабилизацию заданных уровней напряжения в установившихся режимах при сокращении числа коммутаций БСК и РПН.



4. Расчет и анализ режимной надежности электрических сетей нефтяных месторождений Южного Васюгана ОАО «Томскнефть»

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

Надежность режима энергоси...