автореферат диссертации по электротехнике, 05.09.03, диссертация на тему:Повышение надежности и эффективности электрических сетей городов в условиях Крайнего Севера

На правах рукописи

Плюхин Павел Семенович

ПОВЫШЕНИЕ НАДЕЖНОСТИ И ЭФФЕКТИВНОСТИ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ ГОРОДОВ В УСЛОВИЯХ КРАЙНЕГО СЕВЕРА

Специальность 05.09.03. - Электротехнические комплексы и системы

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

7 4 СЕН 2009

Омск - 2009

003477414

На правах рукописи

3-^

Плюхин Павел Семенович

ПОВЫШЕНИЕ НАДЕЖНОСТИ И ЭФФЕКТИВНОСТИ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ ГОРОДОВ В УСЛОВИЯХ КРАЙНЕГ О СЕВЕРА

Специальность 05.09.03. - Электротехнические комплексы и системы

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Омск - 2009

Работа выполнена на кафедре «Электрическая техника» ГОУ ВПО «Омский государственный технический университет»

Научный руководитель - доктор технических наук, профессор Сушков В.В.

Официальные оппоненты -

доктор технических наук, профессор Маслов Г. П. кандидат технических наук, доцент Руппель А. А.

Ведущая организация - Уральский государственный технический университет ~ УПИ.

Защита состоится 21 октября 2009 г. в 16.00 час. на заседании диссертационного совета ДМ 212.178.03 при Омском государственном техническом университете, по адресу: 644050, г. Омск, проспект Мира, 11, корп. 6, ауд. 340, Тел/факс: (8-3812) 65-64-92, е-таП: с^йоу omgtu@omgtu.ru.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке университета.

Автореферат разослан «17» сентября 2009г.

Отзыв на автореферат в двух экземплярах, заверенный печатью, просим направлять по адресу: 644050, г. Омск - 50, проспект Мира, 11.

Ученый секретарь

диссертационного совета

Кириченко А. Н.

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Проблема обеспечения нормального режима электроснабжения северных городов имеет важное значение. Это связано не только с необходимостью бесперебойного и экономичного питания важных городских объектов (тепловые пункты, объекты здравоохранения, канализации и др.), но и с обеспечением потребителей электроэнергией заданного качества с учетом требования энергосистемы по коэффициенту реактивной мощности tg<p. При этом актуальность данной задачи возрастает в период максимальных нагрузок, то есть в зимнее время, в условиях низких температур (от -30° до -58°С).

Распределение энергии для разных групп потребителей северных городов имеет свою специфику в части обеспечения уровня надёжност и, и как показала практика, периодически возникающие аварийные отключения в электроснабжении городских объектов приводят к значительному ущербу и нарушению нормальной деятельности значительного числа городских жителей. Поэтому надежность системы электроснабжения города (СЭСГ) в тяжелых климатических условиях в значительной степени определяет жизнеспособность города, особенно в зимний период, что подчеркивают важность поставленной в данной диссертационной работе задачи повышения надежности СЭСГ.

Качество электроэнергии является одним из основных требований обеспечивающих нормальную работу СЭСГ в сложных климатических условиях. Одной из причин несоответствия качества электрической энергии у потребителей требованиям стандарта является невысокий уровень организационно-технической подготовленности по управлению качеством электрической энергии, что в ряде случаев приводит к существенному изменению установившегося отклонения напряжения, несинусоидальности, а также к тому, что суммарная нагрузка городских объектов (промышленные и жилой фонд) может содержать 85...90 % несимметричной нагрузки

Учитывая сложившийся высокий уровень загруженности городских электрических сетей реактивной мощностью (60 Мвар при 208 МВт активной мощности в г. Нижневартовске) необходимы технические решения по снижению коэффициента реактивной мощности tgq> до заданной величины. Поэтому актуальной является задача комплексного подхода к повышению надежности северных городов, учитывающего вышеперечисленные соображения.

Проблеме повышения и оптимизации надежности посвящены работы Г.А. Волкова, Н.И. Воропая, С.И. Гамазина, П.Г. Грудинского, Ю.Б. Гука, М.С. Ершова, H.A. Казака, В.Г. Китушина, Г.Ф. Ковалева, Б.И. Кудрина, Э.А. Лосева, H.A. Манова, A.B. Мясникова, В.А. Непомнящего, М.И. Розанова, Ю.Н. Руденко, И.А. Рябинина, Ф.И. Синьчугова, В.И. Старостина, Ю.А. Фокина, Д.В. Холмского, Е.М. Червонного представителей научных школ Московского энергетического института, Санкт-Петербургского государственного горного института, Московского государственного горного университета, РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, института систем энергетики им. Л.А. Мелентьева Сибирского отделения РАН, Сибирского энергетического института им. Л.А. Мелентьева, научно-педагогической школы электротехники, основанной заслуженным деятелем науки и техники РФ профессором.Ю.З. Ковалевым.

Их работы затрагивают в основном вопросы расчета надежности электрических сетей и не учитывают особенности эксплуатации СЭСГ в сложных климатических условиях.

Анализ вышеприведенных работ и надежности СЭСГ позволил определить подход к обеспечению надежности городских потребителей, который включил в себя три момента: обеспечение бесперебойности электроснабжения, заданных показателей качества электроэнергии (ПКЭ) и удовлетворение требований системного оператора по значению 1%<р.

Цель работы - оптимизация надежности с учетом стратегии ремонта, сложных климатических условий, параметров режима работы сети при условии обеспечения требуемого уровня качества электроэнергии.

Основными задачами, решаемыми в работе, являются:

- разработка методики расчета надежности СЭСГ с учетом стратегии ремонта;

- разработка методики расчета надежности ВЛ 35 и 6(10) кВ при грозовых отключениях;

- проведение анализа уровней напряжения в узлах нагрузки СЭСГ и оптимального распределения реактивных мощностей между существующими источниками реактивной мощности, а также выбор мест установки и мощностей устройств компенсации реактивной мощности (УКРМ) в СЭСГ напряжением 35 и 6(10) кВ;

- разработка синтезированного критерия и методики оптимизации надежности электроснабжения города в зависимости от времени года для северных городов;

- разработка математических моделей, алгоритмов и программного обеспечения ЭВМ, позволяющих реализовать комплексный подход к решению задачи по оптимизации надежности СЭСГ для сложных климатических условий.

Объект исследований - система электроснабжения северного города, ее надежность, параметры и режимы работы.

Предмет исследования - способность СЭСГ, ее отдельных элементов обеспечить бесперебойное питание городских потребителей, методики расчета и оптимизации надежности электроснабжения в зависимости от времени года.

Методы исследования. Дня решения поставленных задач в работе использовались принципы системного анализа, аналитические и экспериментальные методы: математического моделирования электрических сетей, теории надежности, экспериментальных исследований функционирования СЭСГ.

Научная новизна состоит в разработке методик расчета надежности с учетом вида отказов, стратегии ремонта, оптимизации схемных решений в зависимости от времени года.

Основными результатами, определяющими научную новизну диссертации являются:

1. Методика расчета эксплуатационной надежности в СЭСГ на основе моделирования изменения параметра потока отказов элементов сети с восстановлением ресурса, зависящим от стратегии ремонта.

2. Методика расчета надежности ВЛ 35 и 6(10) кВ при грозовых отключениях, которая основана на суперпозиции законов распределения наработок на отказ элементов сети.

3. Методика оптимизации структурной надежности электроснабжения северных городов в зависимости от времени года, основанная на синтезированном критерии, который включает в себя два критерия выбора точки токораздела (точки разрыва) для летнего и зимнего времени года.

Достоверность основных теоретических положений подтверждается корректным применением соответствующего математического аппарата; достаточным объемом статистических данных; положительными результатами внедрения разработанных методик оптимизации надежности и рекомендации в практику эксплуатации СЭСГ.

Положения, выносимые на защиту:

1. Методика расчета надежности для различных стратегий и полученные на их основе результаты расчетов надежности схем питания городских потребителей.

2. Методика расчета надежности ВЛ 35 и 6(10) кВ при грозовых отключениях и результаты расчетов, выполненные для них.

3. Синтезированный критерий и методика оптимизации надежности электроснабжения городов в зависимости от времени года для северных городов.

4. Рекомендации по обеспечению требуемых ПКЭ и коэффициента реактивной мощности в СЭСГ.

Теоретическая и практическая значимость исследования заключается в разработке методик расчета и оптимизации надежности СЭСГ в сложных климатических условиях.

Основные методические положения и технические решения, изложенные в диссертационной работе, могут быть использованы для обеспечения требуемых ПКЭ СЭСГ и разработки Программы компенсации реактивной мощности по г. Нижневартовску на 2008-2015 годы, системы управления качеством электроэнергии для г. Нижневартовска.

Апробация работы. Основные положения и выводы, представляемые в работе, докладывались и обсуждались на следующих конференциях:

- Семинар «Система телемеханики «Омь» - 7 лет работы в энергетике», Омск,1997.

- Семинар «Автоматизация учёта электроэнергии», Нижневартовск, 1999.

- Научно-технический семинар «Новые решения в экономии энергоресурсов России», Омск, 2000.

- Заседание Энергоклуба Тюменской области, «Электроснабжение города Нижневартовска и вопросы повышения надёжности», Нижневартовск, 2001.

- Международный семинар «Современные методы диагностики и обнаружения повреждения силовых кабелей», Баунах, Германия, 2007.

— И Всероссийская научно-техническая конференции с международным участием "Проблемы электротехники, электроэнергетики и электротехнологии", г. Тольятти, 2007.

— VI Международная научно-техническая конференция «Динамика систем, механизмов и машин», Омск, 2007.

— Научные семинары кафедры электрическая техника ОмГТУ, Омск, 2005-2008 годы.

Личный вклад автора. Поставлены задачи исследования. Разработана методология их исследования, произведен сбор исходных данных по качеству электроэнергии и отказам электрооборудования и авариям в городских электрических сетях. Разработана методика расчета эксплуатационной надежности в СЭСГ на основе моделирования изменения параметра потока отказов элементов сети с учетом стратегии ремонта. Разработана методика оптимизации структурной надежности электроснабжения северных городов в зависимости от времени года на основе синтезированного критерия.

Публикации. По теме диссертации опубликовано девять печатных работ, в том числе одна в издании, рекомендованном ВАК РФ.

Структура н объем диссертации: диссертация состоит из введения, четырех глав, заключения, изложенных на 179 стр. Содержит 60 рисунков, таблиц и список литературы из 164 наименований.

ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ Во введении обоснованы актуальность темы диссертации, степень научной разработанности проблемы, определены цель и задачи исследования, ее научная новизна, теоретическое и практическое значение, а также раскрыта содержательная сторона работы.

В первой главе дан анализ статистических материалов по отказам и авариям городских электрических сетей, определено удельное число отказов электросетевого оборудования, проведен анализ результатов измерений основных показателей качества электрической энергии (ПКЭ), поставлены задачи исследования.

Анализ надежности проведен на основе СЭСГ г. Нижневартовска, были использованы статистические данные более чем за 15-летний срок наблюдения по ВЛ 6,10 кВ протяженностью 206 км, КЛ напряжением 10 кВ -514 км, подстанциям 6(10)/0,4 кВ в капитальном исполнении, общее количество которых составляет 212 шт. и 116 подстанций типа КТПН, расположенных в промышленных зонах. При этом использовались первичные документы электроустановок (паспорта электроустановок, диспетчерские журналы) и разработанная автоматизированная база данных.

Для выявления существенных черт распределения данных по отказам электрооборудования были определены основные характеристики данных с их графическим представлением. При обработке статистическими методами вычислялись среднее арифметическое, дисперсия, среднее квадратичное отклонение, коэффициенты вариации, асимметрии, эксцесса. Проводился анализ однородности исходного статистического материала с целью объединения объема информации в одну общую выборку для проведения дальнейших

исследований, определение резко выделяющихся наблюдений, доверительных интервалов значение показателя надежности с доверительной вероятностью 0,9. Кроме того, для обработки статистического материала применялся статистический пакет STADIA 6.0 и зарубежные пакеты Statgraphics, SyStal.

Анализ аварийных отключений по причинам выхода из строя электрооборудования показал: недостатки технической эксплуатации составляют 4%; дефекты монтажа, наладки - 3%; недостатки проекта, конструкции -1%; старение оборудования, износ изоляции - 31%; атмосферные и природные воздействия - 28%; прочие- 9%; по вине сторонних организаций -16%.

Анализ неисправностей BJ1 35 кВ показал, что наибольшее количество отказов приходится на грозовые перенапряжения (28,6%) и сильный ветер (14,6%) и 13,6% составляют случайные факторы. Наибольшее количество отказов по элементам ВЛ 35 кВ приходится на провод в пролете, шлейфе (51,6 %) и опоры (22,6 %).

На основании обработки, анализа и обобщения статистических данных по электрическим сетям ОАО «Горэлектросеть» г. Нижневартовска определено удельное число отказов (удельная повреждаемость) ВЛ (число отказов на 1км в год): 35 кВ - 0,03; 6(10) кВ (на железобетонных опорах)-0,07; 6 (10)кВ (на опорах из металлических труб) - 0,1.

Удельное число отказов электрооборудования Г1С 35/6(10) кВ (число отказов в год) составляет: трансформатор 35/6(10) кВ - 0,03; масляный выключатель (MB) 35 кВ - 0,01; MB 6( 10)кВ - 0,04; разъединитель 35,6(10) кВ -0,015.

Анализ аварийных отключений КЛ 6(10) кВ показал, что пробой кабеля составляет 31%, повреждение соединительных муфт и концевых заделок составляет 39% и 30% соответственно.

Наибольшее влияние на надежность работы городских потребителей и промышленных объектов города оказывает такие ПКЭ как отклонение, несимметрия и несинусоидальность напряжения.

Основными факторами, вызывающими отклонение напряжения в СЭСГ являются следующие: изменение режимов работы приемников, источника питания, неравномерное распределение однофазной нагрузки.

Приведён анализ результатов измерений одного из основных ПКЭ -установившегося отклонения напряжения, который оказывает значительное влияние на условия работы электрической сети и электрооборудования потребителей, в частности, электробытовых приборов и машин населения.

Контроль показателей производили в течение суток в течение зимнего и летнего месяцев одновременно на шинах 6 и 0,4 кВ РП 6кВ. Применялись приборы: прибор для измерения ПКЭ "Энергомонитор З.ЗТ", измеритель влажности и температуры КМ 8004, барометр анероид контрольный М65, трансформатор напряжения НТМИ-10. Изменение напряжения на шинах 6 кВ происходит в диапазоне от 5,9 до 6,3 кВ. Ширина диапазона составляет 2,5% (от -0,5 до +2,0%).

Изменение линейного напряжения 0,4 кВ на шинах РП жилого дома - 372412 В. Наибольшее значение установившегося отклонения напряжения на

шинах 0,4 кВ сетей жилого дома составляет 8,7%, наименьшее - 2,4%, а ширина диапазона увеличивается до 11,1%. Исследованные городские электрические сети 0,4 кВ ОАО "Горэлектросеть", характеризуются неравномерной нагрузкой по фазам и, как результат, нарушением симметрии напряжений. Поэтому задача заключается в равномерном распределении однофазной нагрузки, что достигается применением оргмероприятий и специальных мер по симметрированию.

В результате неравномерного распределения нагрузки по фазам на шинах 0,4 кВ напряжение по разным фазам повышается до 248 В, что соответствует значению установившегося отклонения напряжения 12,7% (что не соответствует ГОСТ 13109-97).

Коэффициент несимметрии напряжения по нулевой последовательности одного 9-ти этажного жилого дома может составлять 20 %.

Проблема несинусоидальности — проблема высших гармоник - является одной из важных частей общей проблемы электромагнитной совместимости приемников электроэнергии с питающей электрической сетью.

Согласно экспериментальным исследованиям электрических сетей ОАО «Горэлектросеть» г. Нижневартовска коэффициент несинусоидальности для потребителей жилого фонда и промышленных объектов изменяется в пределах от 2,5 до 6 %

Из выше изложенного следует необходимость создания системы контроля качества электрической энергии, обеспечивающей параметры электрической энергии отдельных хозяйствующих городских объектов.

Одним из путей улучшения ПКЭ явилось создание системы постоянного контроля качества электрической энергии и управления реактивной мощностью на основе Программного комплекса учёта энергоресурсов «Омь». Основной особенностью Комплекса является использование трехзвенной модели передачи данных при наличии промежуточного звена - сервера приложений. Все компоненты Комплекса обращаются к данным только через сервер приложений. Комплекс позволяет определять источники, ухудшающие ПКЭ. Полученные данные оперативно передаются фирме «ГЭС-стадарт» для установки на объектах стационарных приборов контроля ПКЭ и выявления совместно с сетевой организацией конкретных причин ухудшения ПКЭ.

Взаимодействие компонентов, входящих в состав Комплекса, представлено на рис.1

В настоящее время оборудование Комплекса установлено на всех подстанциях 35 кВ. и распределительных пунктах 6(10)кВ г. Нижневартовска.

Анализ состояния СЭСГ и основополагающих работ позволил обобщить теоретический и практический опыт использования различных методов повышения надежности, определить цель работы и сформулировать подлежащие решению научные задачи.

Во второй главе разработана методика оценки надежности городских сетей напряжением 35 и 6(10) кВ с учетом стратегии ТО и ремонта. Стратегия 1 - по потребности, аварийное восстановление элементов сети проводится персоналом после отказа Стратегия 2 - регламентированная, заключается в том,

что независимо от фактического технического состояния, через заранее определенные интервалы времени проводится полная или частичная разборка оборудования с целью профилактического осмотра (ОС) ТО и ремонта. Стратегия 3 - по состоянию, в данном случае проведение предупредительных работ производится по мере необходимости.

ЦЕНТР КОНТРОЛЯ

РАСЧЕТНЫЙ ЦЕНТР

| Отраека по зд почта, на дискетах I

В». 1ЙК

ШЩЩ

с

КОМПРЕССИЯ ДАННЫХ

Модули ИМПОРТ/ЭКСПОРТ!

КОНФИГУРАТОР !

СЕРВЕРОВ ПРИЛОЖЕНИЙ

Р; ААяК:?" .........,.........,.,, . .....,,,,, .,. ,.,....... ,, ■ СЕРВЕР ПРгаЬж£НИЙ<М1ЬАЕ>, СОМ+) : - * ~ л: / \'' Г!''!7 г.

ЩШЩш ВИЯ

зс зс

ОВР-файлы

СУБД

СУВД

СУБД

СУБД

Другой ; Другой 1

сервер сервер'.

приложений приложений;

Рис. 1 Система контроля качества электрической энергии и управления реактивной мощностью в городском электросетевом предприятии

Методика основана на математических моделях изменения параметра потока отказов элементов сети с частичным восстановлением ресурса для трех стратегий ремонта в процессе эксплуатации. Для стратегии по потребности принята линейная модель вида: Я(/) = А + к[, для стратегий по состоянию

и регламентированной - кусочно-линейная модель - Х(г) = Х„ + АЛ(Т), где Я^ -начальное значение параметра потока отказов (с целью упрощения в расчетах X принята равной нулю), —; АЯ(Т) = к,(()-Я - изменение параметра потока

год

отказов на отрезке Т, который определяется временем работы оборудования: Я - среднее значение параметра потока отказов; ¿Д/) - коэффициент, учитывающий старение оборудования по ] -му интервалу времени.

Для стратегии 3 величина Д(с) определяется величиной параметра потока отказов, обусловленной, главным образом, случайными отказами и в расчетах может быть принята равной некоторой постоянной величине Л(1) = Я„.

Разработана методика расчета надежности для основных схем электроснабжения городских потребителей для сети 35 кВ с учетом стратегии

обслуживания элементов сети. Надежность электроснабжения оценивается по таким параметрам как частота аварийных, плановых отключений и длительность отключений потребителей.

При разработке методики расчета надежности городской электрической сети напряжением 35 кВ с учетом состояния электрооборудования были приняты во внимание следующие соображения: параметр потока отказов определяется, в основном, случайными отказами, что учитывается введением

коэффициента снижения 6 параметра потока отказов; параметр потока отказов ряда элементов (трансформаторы 35/6(10) кВ, шины 35 и 6(10) кВ) принят равным нулю по соображениям достаточно высокой достоверности

Я"

результатов диагностики, частота перерывов от плановых ремонтов * является случайной функцией и определяется состоянием оборудования. Для

стратегии по состоянию частота аварийных перерывов электроснабжения для некоторой расчетной точки, в качестве которой приняты шины 6(10) кВ ответвителыюй двухтрансформаторной подстанции с автоматической перемычкой на стороне 35 кВ, подключенной к двухцепной магистральной BJ1, вычисляется с помощью следующих выражений:

Л'к^ЛА + у\ял + ЛТ), (1)

где Л^Кодн,стЛои ЛЛ~Ксл} sV+W^M5 ЛТ=ксе2ЛВ6' К - номер расчетной точки; ЛА - параметр потока отказов двух цепей ВЛ ; Лл

- параметр потока отказов линейной части сети; ЛТ - параметр потока отказов трансформаторной подстанции; у - коэффициент несрабатывания АВР, О </ < 1; Ло - удельный параметр потока отказов BJ1-35 кВ (для единицы длины);

/Igjj,/!^ - параметр потока отказов MB 35 кВ и 6(10) кВ соответственно;

А - параметр потока отказов трансформатора; k"„J5 , /с„3}, ка(} - коэффициент

снижения параметра потока отказов при диагностировании соответственно ВЛ 35 kB, MB 35 и 6(10) кВ; Кш- коэффициент одновременно отказа обоих цепей ВЛ 35 kB; L- длина всей ВЛ 35 кВ с ответвлениями; п- количество подстанций 35/6(10) кВ на линии.

Средняя продолжительность аварийных перерывов равна:

га _ ад„кстз5 л) ^ тр , г вз5 ,в35/д л где т -ТА- ТЛ - _±£elij±_\Е±У

Л ял

' В6 3Й6

Т К* /Т А А

Т = -— С6 -----------' -, ГА - время восстановления обоих цепей ВЛ;

?!

- среднее время восстановления линейной части сети и

трансформаторной подстанции соответственно; Тд - время восстановления

воздушной линии 35 кВ; ГВ35,ГЙ6 - время восстановления МВ 35 кВ и 6(10) кВ соответственно.

Частота перерывов при плановых ремонтах:

К = р[рвл№ +Лт)+РтрЛТ\ (3)

где р - коэффициент, учитывающий снижение частоты отказов из-за более благоприятных погодных условий во время плановых ремонтов (Р<1);

о = -—Ш-_ п =--—---- вероятности проведения

РВЛ 8760' рТР 8760

<»ВЛ+^г~~ агрр + —

ВЛ ТГР

планового ремонта ВЛ и трансформатора соответственно; с0>и!' <°ТР - частота

т т

плановых ремонтов ВЛ и трансформатора; ТР - продолжительность

планового ремонта ВЛ и трансформатора соответственно.

Средняя продолжительность отключений при наложении аварийного отказа на плановый ремонт определяется при предположении, что аварийные отказы элементов равномерно распределены в пределах периода планового ремонта ВЛ и трансформатора и вычисляется по выражению

^ =а{Твл+ТТР)„ (4)

где СС - коэффициент, учитывающий ускорение завершения планового ремонта при возникновении аварийного отказа.

Суммарные значения частоты и продолжительности перерывов электроснабжения с учетом аварийных отказов и отключений при плановых ремонтах

Л = Л' + Л", (5)

к к к' 4 '

¿1 = К 4_(6)

Недоотпуск электроэнергии ^ для городских потребителей определяется по выражению Ш =Л с1 Р.

к к к к

Получены зависимости изменения частоты и продолжительности перерывов электроснабжения (рис.2 и 3) для следующей схемы: кольцевой двухцепной ВЛ 35 кВ, ПС 35/10(6) кВ выполняются ответвительными по схемам ОРУ 35 кВ: мостик в цепях линий и с АВР на выключателе в перемычке и одна опорная с развитыми РУ 35 кВ без АВР на вводных выключателях.

Представленные зависимости наглядно показывают, как меняются показатели надежности для городских потребителей в зависимости от стратегии восстановления, частоты профилактических ремонтов и схемы сети. Анализ рис. 2 и 3 показал, что применение стратегии 3 для выше указанной схемы при времени эксплуатации 12 лет увеличивает надежность на 36% , а длительность отключений сокращается на 16%.

Рис. 2 Изменение частоты отключений для различных стратегий.

Кривая ? соответствует стратегии по потребности; кривая 2 - регламентированной стратегии; кривая 3 — стратегия по состоянию

Рис.3 Изменение длительности отключений при различных стратегиях.

Кривая 1 соответствует стратегии по потребности; кривая 2 -регламентированной стратегии; кривая 3 - стратегия по состоянию

Разработана методика расчета надежности для основных схем электроснабжения городских потребителей для сети 6(10)кВ. В ней учтены основные особенности функционирования и построения СЭСГ в условиях Крайнего Севера. Расчетным видом отказов для сетей 6(10) кВ являлись независимые отказы одной или двух ВЛ 6(10) кВ, зависимый отказ АВР секционного выключателя 6(10)кВ при отказах секционированного участка ВЛ 6(10) кВ. Выражения для расчета надежности для основных схем питания напряжением 6(10) кВ городских потребителей сведены в табл. 1

Таблица 1

Методика расчета надежности городских электрических сетей напряжением 6 (10) кВ

Краткая характеристика схема электроснабжения Показатели надежности

Частота аварийных отключений, 1/год Длительность аварийных отключений, ч

1. Две взаиморезервируемые ВЛ 6(10) кВ, подключаемые к разным секциям РУ 6 кВ, с АВР на секционном выключателе /, =

2. Кольцевая ВЛ 6 (10) кВ с АВР и секционированием на шинах ТП 6(10) кВ транзитного типа. /сч=у[(К + 1)Х( + 1-/ С-/ + 4*2X7

Примечание. В таблице 1 приняты следующие обозначения:

Лой, Л.,6 ■ параметр потока отказов соответственно ВЛ 6(10) кВ и выключателей

6(10) кВ; т°с' т,г' - время восстановления соответственно ВЛ 6(10) кВ и выключателей 6(10) кВ; гл - время восстановления ВЛ6(10)кВ при одновременном отказе двух взаиморезервируемых ВЛ 6(10) кВ; £ - длина ВЛ

/ к

6(10) кВ; 1 - длина секционируемого участка ВЛ 6(10) кВ; ""» - коэффициент

одновременности отказа двух взаиморезервируемых ВЛ 6(10) кВ; т - число

секционируемых участков ВЛ 6(10) кВ; У - коэффициент несрабатывания АВР

(02/ < 1 к _ число автоматических секционных аппаратов.

Разработана математическая модель надежности ВЛ 35 и 6(10) кВ при грозовых отключениях, вызванных различными причинами отказов (пробоем и разрушением изоляторов, схлестом и обрывом проводов и т.д.),которая включает в себя суперпозицию нескольких законов распределения наработок на отказ.

В качестве основных характеристик надежности линии при грозовых отключениях выбраны вероятность отказа Р, интенсивность грозовых отключений^.

Так вероятность отказа при грозовых отключениях в общем виде определится:

1 2 3, (7)

где

р =1 -е-м

1 - для экспоненциального распределения (при внезапных

ч Р^0,5 + ф{и)

отказах); 2 - для нормального распределения (при постепенных

Р =\^-е-к)\0,5-Ф{и)} отказах); * 4 ' - сочетание экспоненциального и

нормального законов распределения наработок на отказ. Получены законы

распределения при грозовых отключений для разных причин отключений в

городских электрических сетях. Так вероятность отказа, вызванная пробоем и

разрушением изоляторов ВЛ 6(10) кВ определяется по формуле

(1-е-'* )(0,5+ 0,134)

плотность

распределения

е-'* Ш(0,5 - 0,134) + --0,24}.

[.....5

Интенсивность грозовых отключений определялась по выражению:

где Лу - суперпозиция нескольких показательных распределений

^ехр

(9)

где С^ - коэффициент веса при междуфазных перекрытиях; С2- коэффициент

веса при схлесте и обрыве проводов; С^- коэффициент веса при неуспешном

АПВ; А,- параметр распределения при отключениях; -

суперпозиция нескольких нормальных распределений (в данном случае отброшена).

Суперпозиция нескольких сочетаний распределения показательного и нормального определяется по выражению:

= С,

—ф(и) в

0,5+Ф(и)

+ С„

Л2-

в

0,5+Ф(и)

(Ю)

где С| - коэффициент веса при пробое и разрушении изоляторов;

С,

■ коэффициент веса при пробое и разрушении разрядников.

Определена интенсивность отказов по различным причинам грозовых отключений, так интенсивность междуфазных перекрытий во время грозы ВЛ 6(10) кВ равна А,Мф=0.3 1/год, схлеста и обрыва проводов ВЛ 6(10) кВ ХсХО=3.8 1/год.

Анализ результатов расчетов показал, что учет только внезапных отказов или только постепенных отказов завышает вероятность безотказной работы на 15% по сравнению с вероятностью, рассчитанной с учетом суперпозиции двух видов отказов.

В третьей главе проведен анализ реактивной мощности в городских электрических цепях на примере г. Нижневартовска, проведен анализ уровней напряжения и размещению УКРМ в городских электрических сетях напряжением 35 и 6(10) кВ г. Нижневартовска.

На основе анализа реактивной мощности основных потребителей г. Нижневартовска получено среднее значение коэффициента реактивной мощности по группам потребителей (табл.2).

___ ______Таблица 2

Наименование потребителей Значение среднего коэффициента реактивной мощности tg<p на одно присоединение

Горводоканал 0,72

Тепловые сети (включая котельные) 0,6

Жилой фонд с инфраструктурой 0,2-0,3

Промышленная зона 0,4-0,5

Анализ уровней напряжения городских электрических сетей напряжением 35 и 6(10) кВ проводился на основе расчета установившегося режима методом узловых потенциалов.

В диссертации для расчета установившегося режима городской электрической сети применены два варианта расчета методом узловых потенциалов - с использованием систем уравнений баланса токов и баланса потоков мощностей в узлах электрической сети.

Дня кодирования матрицы проводимостей сети, объемом в несколько десятков узлов, использованы свойства разряженных матриц.

Задача расчета параметров установившегося режима сведена к минимизации суммы небалансов (или суммы квадратов небалансов) системы уравнений баланса токов или баланса потоков мощностей в узлах городской электрической сети методом Ньютона. Данный подход к решению задачи расчета режима с использованием метода Ньютона отличается своей наглядностью, высокой точностью расчетов и удобством пользования.

Выполненные расчеты установившегося режима фрагмента городской электрической сети напряжением ЮкВ показали, что превышение напряжения в начале линии колеблется в пределах от 1 до 5%, в конце линии от 0,9 до 4,5%. Загрузка линий колеблется от 1,9 до 27%; коэффициент реактивной мощности tg(p изменяется от 0,334 до 0,421, что требует применение специальных средств для компенсации реактивной мощности.

В качестве критерия оптимальности для распределения реактивных мощностей выбран минимум целевой функции:

2=дР Зэг+ е е(*е3 + Е 0^Ск(Ен+Ек)+;гкЗЭГк]+Я/и)

1=\ ' К=1

АР

где с - суммарные потери в мощности в системе [МВт], эг - расчетные затраты, приведенные к I МВт потерь [т.руб/МВт.год], ^ - генерируемая

реактивная мощность ^ - того узла [МВар], - средняя удельная величина потерь в £ - том узле [МВг/МВар], - реактивная мощность в К . том узле

с

устанавливаемого дополнительного компенсирующего устройства [МВар], К - удельная стоимость к-того УКРМ, который предлагается установить в К -

Е Е

том узле [т.руб/МВар], Н - нормативный коэффициент эффективности, К -коэффициент, учитывающий отчисления на амортизацию, ремонт и обслуживание УКРМ, Ш — штрафная функция для ограничения значений узловых напряжений.

Результаты расчетов легли в основу "Программы компенсации реактивной мощности по г. Нижневартовск на 2008-2015 годы, которая предусматривает установку компенсирующих устройств на ПС 35/10(6) кВ, на распределительных пунктах жилой зоны (РПЖ) напряжением 10/0,4 кВ, на распределительных пунктах промышленной зоны (РПП) напряжением 6(10)/0,4 кВ. Программа предусматривает доведение г%<р в 2015 году до уровня не более 0,1. Новые объекты должны вводиться с tg<p не более 0,1 с обязательной установкой пунктов учета потребляемой активной и реактивной мощности.

На рис. 4 приведены графики изменения компенсации реактивной мощности по г. Нижневартовску по годам. Анализ рис. 4 показал, что в наибольшей степени компенсации реактивной мощности нуждается жилой фонд, где суммарная компенсируемая реактивная мощность составляет <5г-20700 Квар, в наименьшей - промышленная зона - (5^=8550 Квар. Пик компенсации реактивной мощности приходится на 2010г., который обусловлено вводом в эксплуатации устройств компенсации реактивной мощности.

Рис. 4. Компенсация реактивной мощности по г. Нижневартовску по годам: 1 -суммарная компенсируемая реактивная мощность; 2 - компенсируемая реактивная мощность на ПС 35/10(6) кВ; 3 - компенсируемая реактивная мощность на РПЖ 10/0,4 кВ; 4 - компенсируемая реактивная мощность на РПП 6(10)/0,4 кВ

Для компенсации реактивной мощности ООО "Горэлектросеть" рекомендовано устанавливать автоматические устройства компенсации реактивной мощности (УКРМ). Для поставщиков электроэнергии внедрение УКРМ на стороне потребителей приносит двоякую пользу. Во-первых, это мероприятие разгружает оборудование распределительных сетей и подстанций, во-вторых, увеличиваются объемы продаж электроэнергии при существующих технических возможностях электросетей.

В четвертой главе разработаны методика оптимизации надежности электроснабжения городских объектов в сложных ыимагических условиях.

Под оптимизацией надежности понимается минимизация двухкритериальной целевой функции (синтезированный критерий), которая включает проведение расчетов надежности и стационарных режимов работы различных конфигураций сети с целью обеспечения требуемой надежности и экономичности электроснабжения городских потребителей в зависимости от времени года.

Синтезированным критерием по сути являются два критерия выбора точки токораздела (точка разрыва) в зависимости от времени года. В летнее время точка разрыва определяется путем проведения расчета режима электрической сети или по равенству моментов нагрузки. А в зимнее время по минимальному значению недоотпуска электроэнергии потребителям, что, в конечном счете, обеспечивает экономичность и достаточную эксплуатационную надежность городских сетей 6 кВ.

Синтезированный критерий имеет вид: АИС,®, +ДЯСгФг ->тш, где ЛIV, АР - недоотпуск и потери мощности, соответственно; С,, С, -коэффициенты, приводящие слагаемые к одинаковым единицам измерения (например, удельный ущерб от недоотпуска и стоимость потерь мощности); Ф ]>2 - логическая функция, имеющая значение 0 или 1 (переход на зимнее время осуществляется, когда продолжительное время максимум нагрузки превышает максимум нагрузки в летнее время более чем на 20%).

Расчет недоотпуска электроэнергии сети 6 кВ проведен по выражению

ш^М-Р* Р

, где л - суммарная средняя активная мощность потребителей на I -й секции шин. Минимум недоотпуска электроэнергии соответствует точка разрыва в зимнее время.

Расчет режимов электрической сети проведен по методике, рассмотренной в гл.З. Инженерный метод расчета заключается в определении потоков мощности с учетом сопротивления участков сети (глава 3). Результаты расчетов по определению точки токораздела приведены в табл. 3.

Для определения точки токораздела электрическую сеть представим в виде графа в = (V, Е), где V - множество узлов сети, Е - множество дуг сети. Узлы изображают трансформаторные подстанции 6(10)/0,4 кВ, а дуги - линии электропередачи.

Решение поставленной задачи осуществляется следующим образом. Множество узлов ^оптимизируемой сети (рис.) разделим на два подмножества

V} = {V,..., к,..., Vs,r*k\KV2 = Vk,..., V„ k Ф 4 Здесь vt

V

- узел, являющийся источником питания, s - узел токораздела в кольце. Как

V V V V

видим, узлы ' и s являются общими для подмножеств 1 и 2; остальные

17 У

узлы - различными. Инженерное разделение множества " на подмножества 1

и 2 является определением узлов сети, принадлежащих различным полукольцам сети, разделенным в точке раздела.

Разделение выполняется на основе критерия равенства моментов нагрузки для отдельных подмножеств, что обеспечивает АР -> min т.е.

Z PLlr = I PkLlk, (12)

reV} r lr Ш2 K lK

P P i II

где * - средние активные мощности г.го и к-го потребителей; " -

длины BJI от г -ро и к -го узла нагрузки до ИП. Расчет сети 6 кВ (рис. 2) приведен в табл. 2.

............ ПС1 2ACE-3xIS5 ПС2 AAE-3xI«S ПСЗ ДЛГ-Зх12Г) ПС4 ААБ-Зк!20 ®

" 0,92 ~к ~ч~ ~ 0,24 км 0.15 км 0.48 км О,}-] км .

г*-»-1 1-е-fb-

Zij*" jcimcniij * |сш СШ1 j ^ |СШ2 cmi'j

75kDi 75кВт 137кВг J37kBt 228кВт 22» кВт 351 кВт 351 кВт

Рис.2 Схема питания городских потребителей напряжением 6 кВ

Таблица 3

Наименование расчетов Точка токораздела Характеризующий параметр Результат расчета

Равенство моментов нагрузки 2 £/>Л до СШ1 114 кВт км

^PL до СШ2 594 кВт км

3 %PL до СШ1 260 кВт км

до СШ2 375 кВт км

Расчет недоотпуска электроэнергии 2 AW 1495,4 кВт ч/год

3 AW 1538 кВт ч/год

Анализ табл. 2 показал, что место точки токоразрыва зависит от длины питающей линии и соотношения нагрузок потребителей. "Зимней" точкой токоразрыва является точка на шинах ПС 2 (потому что недоотпуск электроэнергии при разрыве в ней отличается от недоотпуска электроэнергии при разрыве в точке токораздела на шинах ПС 3 на 3 %), а летом - точка на ПС 3 (так как разность моментов нагрузки для двух секций шин в данном случае минимальна).

Заключение

В диссертации обобщаются результаты проведенного исследования, формулируются выводы работы.

1. Для проведения оптимизации разработана методика расчета надежности для основных схем электроснабжения городских потребителей для сети 35 и 6(10) кВ с учетом стратегии обслуживания элементов сети. Надежность электроснабжения оценивается по таким параметрам как частота аварийных, плановых отключений и длительность отключений потребителей. На основании разработанных алгоритмов расчета надежности разработана программа расчета надежности городских электрических сетей на ЭВМ. В результате проведенных расчетов установлено, что показатели надежности электроснабжения потребителей зависят от стратегии восстановления, частоты профилактических ремонтов и конфигурации схемы сети.

2. Разработаны математические модели изменения параметра потока отказов элементов сети с частичным восстановлением ресурса для трех стратегий ремонта в процессе эксплуатации. Для стратегии по потребности принята линейная модель вида = X + ¡й, для стратегий по состоянию

и регламентированной - кусочно-линейная модель - Л(1) - А0 + АА(Т), которые легли в основу методики расчета надежности для схем электроснабжения городских потребителей для сети напряжением 35 кВ.

3. Разработана математическая модель надежности ВЛ 35 и 6(10) кВ при грозовых отключениях, вызванных различными причинами отказов (пробоем и разрушением изоляторов, схлестом и обрывом проводов и т.д.),которая включает в себя суперпозицию нескольких законов распределения наработок на отказ. Анализ результатов расчетов показал, что учет только внезапных отказов или только постепенных отказов завышает вероятность безотказной работы СЭСГ на 15% по сравнению с вероятностью, рассчитанной с учетом суперпозиции экспоненциального и нормального законов распределения наработок на отказ элементов сети.

4. Разработан синтезированный критерий для оптимизации сети 6(10) кВ, по надёжности и экономичности работы сети в зависимости от времени года, который может служить эффективным средством для принятия решений по обеспечению надёжного электроснабжения северных городов

5. Разработана методика оптимизации надежности электроснабжения северных городов, основанная на расчетах режима и надежности электрической сети с определением точки токораздела для летнего и зимнего времени года.

6. По результатам исследования разработана и внедрена система управления качеством электроэнергии и программа компенсации реактивной мощности по г. Нижневартовску на 2008-2015гг. Суммарный экономический эффект от реализации «Программы компенсации реактивной мощности» и внедрения синтезированного критерия для оптимизации сети 6-10 кВ составляет 389 млн. руб. Срок окупаемости проекта составляет 0,24 года.

Основные публикации по теме диссертации

1. Плюхин П.С. О погрешностях в учёте электроэнергии в жилом фонде г. Нижневартовска/«Энергетика Тюменского региона», 1999,№2, с. 28-29.

2. Валиков В.В., Елин A.M., Свешников Ю.К., Плюхин П.С. АСКУЭ «Омь-быт» -основа электронных расчётов с потребителями электроэнергии/ Энергетик , 1999, №12, с. 35.

3. Плюхин П.С. Взгляд в будущее/ Энергетика Тюменского региона, 2000, №4, с. 53-54.

4. Плюхин П.С. Тепловизионный контроль в городских электрических сетях/Энергетика Тюменского региона, 2001, №2, с. 32-33.

5. Плюхин П.С. От первого дизеля до Нижневартовской ГРЭС/Энергетика Тюменского региона, 2007, №1, с. 36-38.

6. Плюхин П.С. Реформы в энергетике - взгляд из провинции/Энергетика Тюменского региона, 2007, №1, с.39.

7. Басырова Т.Д., Сушков В.В., Плюхин П.С. Исследование надёжности нефтепромысловых электрических сетей при различных стратегиях технических обслуживании и ремонта: Труды II Всероссийской научно-технической конференции с международным участием 16-18 мая. Ч. 1 -Тольятти: ТГУ, 2007, с. 19-21.

8. Ковалев Ю.З., Плюхин П.С., Сушков В.В. Методика оптимизации надежности электроснабжения городов в зависимости от времени года в условиях Крайнего Севера/Промышленная энергетика, 2008, N28, с.24-26.

9. Плюхин П.С., Басырова Т.Д., Сушков В.В. Анализ надежности сети 35 кВ и подход к оптимизации распределительной сети городских потребителей в условиях Крайнего Севера/ VI Международная научно-техническая конференция «Динамика систем, механизмов и машин», Омск, 13-15 ноября

Подписано к печати 31.08.2009 г. Формат 60x84 1/16. Бумага офсетная. Гарнитура Times New Roman. Печать оперативная. Усл.- печ. л. 1,25. Заказ № 56.

Тираж 100 экз.

Отпечатано на дупликаторе в полиграфической лаборатории кафедры «Дизайн, реклама и технология полиграфического производства» Омского государственного технического университета 644050, г.Омск, пр.Мира, 11 тел.: 65-33-14

2007 г.

Печатается в авторской редакции

ВВЕДЕНИЕ.

1. АНАЛИЗ НАДЕЖНОСТИ ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЯ И ПОКАЗАТЕЛЕЙ КАЧЕСТВА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ В ГОРОДСКИХ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЯХ В УСЛОВИЯХ КРАЙНЕГО СЕВЕРА.

1.1. Анализ системы электроснабжения северного города.

1.2. Подходы к расчетам и оптимизации надежности электрических сетей

1.2.1. Общая характеристика методов

1.2.2. Методы представления функционально-структурных связей элементов электрической сети

1.2.3. Анализ методов расчета надежности электрических сетей.

1.3. Удельное количество отказов в электрооборудовании городских электрических сетей.

1.4. Анализ результатов измерений показателей качества электроэнергии в электрических сетях северного города.

1.4.1. Система контроля, управления реактивной мощностью и качеством электроэнергии в городских электрических сетях

2. МЕТОДИКА РАСЧЕТА НАДЕЖНОСТИ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ ГОРОДОВ В УСЛОВИЯХ КРАЙНЕГО СЕВЕРА С УЧЕТОМ СТРАТЕГИИ РЕМОНТА.

2.1. Схема электроснабжения городских потребителей в условиях Крайнего

Севера на примере г. Нижневартовска.

2.2. Разработка методики расчета эксплуатационной надежности городских электрических сетей с учетом стратегии технических обслуживаний и ремонта.

2.2.1. Методика расчета эксплуатационной надежности городских сетей напряжением 35 кВ

2.2.2. Расчет эффективности различных стратегий обслуживания электрооборудования городских электрических сетей.

2.3. Методика расчета надежности сети напряжением 6 кВ.

2.4. Разработка методики расчета надежности при грозовых отключениях для городских электрических сетей.

2.4.1. Характеристики надежности линий при грозовых отключениях.

3. АНАЛИЗ УСТАНОВИВШЕГОСЯ РЕЖИМА ГОРОДСКИХ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ СЕВЕРНЫХ ГОРОДОВ

3.1. Реактивная мощность в городских электрических сетях.

3.2. Анализ городских электрических сетей по обеспечению уровней напряжения в сетях напряжением 35 и 6 кВ.

3.3. Математическая модель установившегося режима.

3.4. Кодирование разряженной матрицы проводимостей.

3.5. Расчет параметров установившегося режима городских электрических сетей методом Ньютона.

3.6. Результаты расчета установившегося режима фрагмента городской сети г. Нижневартовска.

3.7. Программа компенсации реактивной мощности.

4. ОПТИМИЗАЦИИ СХЕМЫ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ ГОРОДА В ЗАВИСИМОСТИ ОТ ВРЕМЕНИ ГОДА В УСЛОВИЯХ КРАЙНЕГО СЕВЕРА

4.1. Общие положения по оптимизации электрической сети.

4.2. Построение оптимальной кольцевой сети.

4.4. Оптимизация надежности электроснабжения города.

4.5. Алгоритм оптимизации надежности схемы электроснабжения города.

Проблема обеспечения нормального режима электроснабжения северных городов имеет важное значение. Это связано не только с необходимостью бесперебойного питания важных городских объектов (котельные, тепловые пункты, объекты здравоохранения, водоснабжения и канализации и др.), но и с обеспечением потребителей электроэнергией заданного качества с учетом требования энергосистемы по коэффициенту реактивной мощности tg(p. При этом актуальность данной задачи возрастает в период максимальных нагрузок, то есть в зимнее время в условиях низких температур (от -30° до -55°С).

Распределение электроэнергии для разных групп потребителей северных городов имеет свою специфику в части обеспечения уровня надёжности. Как показала практика, периодически возникающие аварийные отключения в электроснабжении городских объектов приводят к значительному ущербу и нарушению нормальной деятельности значительного числа городских жителей. Поэтому надежность системы электроснабжения города (СЭСГ) в тяжелых климатических условиях в значительной степени определяет жизнеспособность города, особенно в зимний период, что подчеркивают актуальность поставленной в данном диссертационном исследовании задачи повышения надежности СЭСГ.

Качество электроэнергии является одним из основных требований, обеспечивающих нормальную работу СЭСГ в сложных климатических условиях. Одной из причин несоответствия качества электрической энергии у потребителей требованиям стандарта является невысокий уровень управления качеством электрической энергии, что в ряде случаев приводит к тому, что суммарная нагрузка городских объектов (промышленные и жилой фонд) может содержать 85 - 90 % несимметричной нагрузки

Учитывая исторически сложившийся высокий уровень загруженности городских электрических сетей реактивной мощностью (60 МВар при 208 МВт активной мощности в г. Нижневартовске), необходимы технические решения по снижению коэффициента реактивной мощности tg(p до заданной величины. Поэтому актуальной является задача комплексного подхода к повышению надежности северных городов, учитывающего вышеперечисленные соображения.

Проблеме повышения и оптимизации надежности систем электроснабжения промышленных предприятий и городов посвящены работы Г.А. Волкова, Н.И. Воропая, С.И. Гамазина, П.Г. Грудинского, Ю.Б. Гука, М.С. Ершова, Н.А. Казака, В.Г. Китушина, Г.Ф. Ковалева, Б.И. Кудрина, Э.А. Лосева, Н.А. Манова, А.В. Мясникова, В.А. Непомнящего, М.И. Розанова, Ю.Н. Руденко, И.А. Рябинина, Ф.И. Синьчугова, В.И. Старостина, Ю.А. Фокина, Д.В. Холмского, Е.М. Червонного, представителей научных школ Московского энергетического института, Санкт-Петербургского государственного горного института, Московского государственного горного университета, РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, института систем энергетики им. JI.A. Мелентьева Сибирского отделения РАН, Сибирского энергетического института им. JI.A. Мелентьева, научно-педагогической школы электротехники, основанной заслуженным деятелем науки и техники РФ, профессором Ю.З. Ковалевым.

Работы ряда исследователей затрагивают в основном вопросы расчета надежности электрических сетей и не учитывают особенности эксплуатации СЭСГ в сложных климатических условиях.

Анализ вышеприведенных работ и надежности СЭСГ позволил определить подход к обеспечению надежности городских потребителей, который включил в себя три момента: обеспечение бесперебойности электроснабжения, заданных показателей качества электроэнергии (ПЕСЭ) и удовлетворение требований системного оператора по значению tgtp.

Цель исследования - оптимизация надежности с учетом стратегии ремонта, сложных климатических условий, параметров режима работы сети при условии обеспечения требуемого уровня качества электроэнергии.

Поставленная цель предполагает решение следующих задач: J

- разработка методики расчета надежности СЭСГ с учетом стратегии ремонта;

- разработка методики расчета надежности BJI 35 и 6(10) кВ при грозовых отключениях;

- проведение анализа уровней напряжения в узлах нагрузки СЭСГ и оптимального распределения реактивных мощностей между существующими источниками реактивной мощности, а также выбор мест установки и мощностей устройств компенсации реактивной мощности (УКРМ) в СЭСГ напряжением 0,4;6 и 10 кВ;

- разработка синтезированного критерия и методики оптимизации надежности электроснабжения города в зависимости от времени года для северных городов;

- разработка математических моделей, алгоритмов и программного обеспечения ЭВМ, позволяющих реализовать комплексный подход к решению задачи по оптимизации надежности СЭСГ для сложных климатических условий.

Объект исследований — система электроснабжения северного города, ее надежность, параметры и режимы работы.

Предмет исследования - способность СЭСГ, ее отдельных элементов обеспечить бесперебойное питание городских потребителей, методики расчета и оптимизации надежности электроснабжения в зависимости от времени года.

Методы исследования. Для решения поставленных задач в работе использовались принципы системного анализа, аналитические и экспериментальные методы: математического моделирования электрических сетей, теории надежности, экспериментальных исследований функционирования СЭСГ.

Научная новизна данного исследования заключается в разработке методик по оптимизации надежности эксплуатации СЭСГ в сложных климатических условиях и рекомендации в практическом применении данного метода.

Основными результатами, определяющими научную новизну диссертации являются:

1. Методика расчета эксплуатационной надежности в СЭСГ на основе моделирования изменения параметра потока отказов элементов сети с восстановлением ресурса, зависящим от стратегии ремонта.

2. Методика расчета надежности BJ1 35 и 6(10) кВ при грозовых отключениях, которая основана на суперпозиции законов распределения наработок на отказ элементов сети.

3. Методика оптимизации структурной надежности электроснабжения северных городов в зависимости от времени года, основанная на синтезированном критерии, который включает в себя два критерия выбора точки токораздела (точки разрыва) для летнего и зимнего времени года.

Достоверность основных теоретических положений подтверждается корректным применением соответствующего математического аппарата, достаточным объемом статистических данных, положительными результатами внедрения разработанных методик оптимизации надежности и рекомендации в практику эксплуатации СЭСГ.

Положения, выносимые на защиту:

1. Методика расчета надежности для различных стратегий и полученные на их основе результаты расчетов надежности схем электроснабжения питания городских потребителей.

2. Методика расчета надежности BJI 35 и 6(10) кВ при грозовых отключениях и результаты расчетов, выполненные для них.

3. Синтезированный критерий и методика оптимизации надежности электроснабжения городов в зависимости от времени года для северных городов.

4. Рекомендации по обеспечению требуемых ПКЭ и коэффициента реактивной мощности в СЭСГ.

Теоретическая и практическая значимость исследования.

Основные методические положения и технические решения, изложенные в диссертационном исследовании использованы для обеспечения требуемых ПКЭ СЭСГ и разработки "Программы компенсации реактивной мощности по г.Нижневартовску на 2008-2015 годы", системы управления качеством электроэнергии для г.Нижневартовска.

Апробация работы. Диссертация обсуждалась и рекомендована к защите на заседании кафедры «Электрическая техника» Омского технического университета. Основные положения исследования диссертационного исследования обсуждались в ходе работы: семинара «Система телемеханики «Омь» - 7 лет работы в энергетике» (Омск,. 1997г.), семинара «Автоматизация учёта электроэнергии» (Нижневартовск, 1999г.), научно-технический семинара «Новые решения в экономии энергоресурсов России» (Омск, 2000г.), заседания Энергоклуба Тюменской области «Электроснабжение города Нижневартовска и вопросы повышения надёжности» (Нижневартовск, 2001г.), международного семинара «Современные методы диагностики и обнаружения повреждения силовых кабелей» (Баунах, Германия, 2007г.), II Всероссийской научно-технической конференции с международным участием «Проблемы электротехники, электроэнергетики и электротехнологии» (Тольятти, 2007г.), VI Международной научно-технической конференция «Динамика систем, механизмов и машин» (Омск, 2007г.), а также на научных семинарах кафедры «Электрическая техника» Омского государственного технического университета (2005-2008 гг.). Основные идеи диссертационного исследования отражены в тезисах и статьях (девять печатных работ, в том числе одна в издании, рекомендованном ВАК РФ).

Структура и объем диссертации: диссертация состоит из введения, четырех глав, заключения, библиографии и приложений. Общий объем диссертации - 179 с.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ

В диссертации обобщаются результаты проведенного исследования, формулируются выводы работы.

1. Разработаны математические модели изменения параметра потока отказов элементов сети с частичным восстановлением ресурса для трех стратегий ремонта в процессе эксплуатации. Для стратегии по потребности принята нелинейная модель вида = Я + kt, для. стратегий по состоянию и регламентированной — кусочно-линейная модель — ЯО) = Я0 +Л Я(Т).

2. Разработана методика расчета надежности для основных схем электроснабжения городских потребителей для сети 35 кВ с учетом стратегии обслуживания элементов сети. Надежность электроснабжения оценивается по таким параметрам как частота аварийных, плановых отключений и длительность отключений потребителей. На основании разработанных алгоритмов расчета надежности разработана программа расчета надежности городских электрических сетей на ЭВМ. В результате проведенных расчетов установлено, что показатели надежности электроснабжения потребителей зависят от стратегии восстановления, частоты профилактических ремонтов и схемы сети.

3. Разработана методика, алгоритм и программа на ПЭВМ расчета показателей надежности BJI 6(10) кВ для грозовых отключений, которая основана на суперпозиции экспоненциального и нормального законов распределения наработок на отказ элементов сети.

4. Разработан синтезированный критерий для оптимизации сети 6(10) кВ по надёжности и экономичности работы сети в зависимости от времени года, который может служить эффективным средством для принятия решений по обеспечению надёжного электроснабжения северных городов

5. Разработана методика оптимизации надежности электроснабжения северных городов, основанная на расчетах режима и надежности электрической сети с определением точки токораздела для летнего и зимнего времени года.

6. По результатам исследования разработана и внедрена система управления качеством электроэнергии и программа компенсации реактивной мощности по г. Нижневартовску на 2008-2015гг.

165

1. Абраменкова Н.А., Воропай Н.И., Заславская Т.Б. Структурный анализ электроэнергетических систем (в задачах моделирования и синтеза). -Новосибирск: Наука, 1990.

2. Алишаускас А.В., Варнайте А.В., Нюневайте Р.В. Проблемы расчета установившегося режима электрических сетей. //Труды АН Лит.ССР. Серия Б. 1985. Т. 1(146), с. 37-44.

3. Афонин Н.С. Надежность электроснабжения промышленных предприятий. -М.: Госэнергоиздат, 1958. 186 с.

4. Баженов В.А. Модели и методы оптимизации установившихся режимов сложных электрических систем. (Учебное пособие). Киев. ЬСПИ. 1981 — 112 с.

5. Базовский И. Надежность. Теория и практика. М., Мир, 1965г. 373 с.

6. Барлоу Р., Прошан Ф. Математическая теория надежности. М.: Сов. радио,1969. 488 с.

7. Бескровный Н. Г. Экономика и оптимизация надежности и ремонта горношахтного оборудования. М.: Недра, 1974. 209 с.

8. Богатырев В.А. К расчету надежности сети связи по совокупности путей.-Электросвязь, 1981,№2. С.15-17.

9. Богатырев Л.Л. Диагностика аварийных состояний электроэнергетических систем. Свердловск: УПИ, 1983. - 80 с.

10. Бурба А.В. Бинкаускас.Б.-Ю. Б. Расчеты показателей надежности в электрических сетях с помощью процессов Маркова.- Труды АН Лит. ССР, серия Б, Т.73(2), 1976. С.173-179.

11. Буртаев Ю.Ф., Острейковский В.А. Статистический анализ надежности объектов по ограниченной информации. М.: Энергоатомиздат, 1995. -240с.

12. Бусленко В.Н. Автоматизация имитационного моделирования сложных систем. — М.: Наука, 1977.

13. В.Кочкин. Реактивная мощность в электрических сетях //«Новости электротехники», №3, 2007г. С. 46-50.

14. Валиков В.В., Елин A.M., Свешников Ю.К., Плюхин П.С. АСКУЭ «Омь-быт» основа электронных расчётов с потребителями электроэнергии // Энергетик , 1999, №12. С. 35.

15. Венцель Е.С. Теория вероятностей. М.: Наука, 1969. 576с.

16. Волков Г.А. Оптимизация надежности электроэнергетических систем. М.: Наука, 1986.- 117 с.

17. Вопросы математической теории надежности /Е.Ю. Барзилович, Ю.К. Беляев, В.А. Каштанов и др. — М.: Радио и связь. 1983. 376с.

18. Гамм А.З., Крумм JI.A. Методы оптимизации решения электроэнергетических систем при случайном характере исходной информации. // Изв. АН СССР. Энергетика и транспорт. 1972. - №1. - С. 49-59.

19. Гаспаров Д.В. Шаповалов В.И. Малая выборка.- М.: Наука, 1978.-156с.

20. Герасименко А.А. передача и распределение электрической энергии: Учебное пособие/А.А. Герасименко, Ф.Т. Федин. — Ростов на Дону.: Феникс; Красноярск: Издательские проекты, 2006. 720 с.

21. Гиндулин Ф.А, Дульзон А.А. Методика расчета ожидаемого числа отключений BJI 10 кВ, вызванных перекрытиями изоляции на соседних с точки зрения разряда молнии опорах. //Изв. Вузов. Энергетика. — 1987. №2. С. 28-31.

22. Гиндуллин Ф.А., Дульзон А.А. Надежность ЛЭП распределительных сетей при грозах. Труды расширенного заседания IV секции научного совета

23. АН СССР по проблеме "Теоретические и электрофизические проблемы молнии и молниезащиты". Баку. 1984 г. С. 118-130.

24. Глебов И.А. Розанов М.М. Чельцов М.Б. и др. Теоретико-методические проблемы надежности систем энергетики.- Новосибирск: Наука, 1985.

25. Гнеденко В.В., Беляев Ю.К. Соловьев А.Д. Математические методы в теории надежности. М.: Наука, 1965.

26. Гнеденко В.В., Беляев Ю.К., Соловьев А.Д. Математические методы в теории надежности. — М; Наука, 1965 — 480 с.

27. Голинкевич Г.А. Прикладная теория надежности. — М.: Высшая школа,1977.-159с.

28. ГОСТ 13109-97 Электрическая энергия. Совместимость технических средств электромагнитная. Нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения. ИПК Издательство стандартов, 1998.

29. ГОСТ 17510 -79. Надежность в технике. Система сбора и обработки информации. Планирование наблюдений. М.: Изд-во стандартов, 1979-24с.

30. ГОСТ 21027-75. Системы энергетические. Термины и определения. М.: Изд-во стандартов, 1975. - 23 с.

31. ГОСТ 27.002-83 Надежность в технике. Термины и определения. М.: Изд-во стандартов, 1983. — 608 с.

32. Грудинский П.Г., Эдельман В.И. Применение метода блок-схем для расчета надежности систем электроснабжения. — М.: Электрические станции, 1973. №2.-С. 41-44.

33. Гук Ю. Б., Казак Н.А., Мясников А.В. Теория и расчет надежности систем электроснабжения. М.: Энергия, 1970. — 176с.

34. Гук Ю.Б., Лосев Э.А., Мясников А.В. Оценка надежности электроустановок. М.: Энергия , 1974.-199с.

35. Дженкинс Г., Ватте Д. Спектральный анализ и его приложения. М.: Мир, 1971.

36. Дружинин Г. В. Надежность автоматизированных систем.-3-е изд. перераб.и доп. М.: Энергия , 1977-536с.

37. Дружинин Г.В. Надежность автоматизированных производственных систем. — 450с.

38. Елизаров А.И. Проблема точности в исследовании надежности больших и сложных технических систем марковскими процессами //Методические вопросы исследования надежности больших систем энергетики. -Мурманск: ИФТПЭ КНЦ РАН, 1996, Вып. 48. - С. 174-177.

39. Ершов М.С., Скреплев И.В. Модели планирования ремонтов и замен промышленного электрооборудования // Промышленная энергетика, 2005, № 11

40. Жежеленко И.В., Саенко Ю.Л., Горпинич А.В., Влияние качества электроэнергии на сокращение срока службы и снижение надежности электрооборудования // Электрика, 2008, №3. С. 14 21.

41. Завадский Ю.В. Статистическая обработка эксперимента. — М.: Наука, 1976.- 296 с.

42. Закон Российской Федерации «О защите прав потребителей» № 2-ФЗ.

43. Закон Российской Федерации «Об электроэнергетике» № 35-Ф3 от 26.03.2003 г.

44. Закс JI. Статистическое оценивание. — Статистика, 1976. 598с.

45. Идельчик В.И. Расчеты установившихся режимов электрических систем. М.: Энергия. 1977. 192 с.

46. Ильин А.Н., Файнштейн Б.Н. Возможности метода статистического моделирования для расчета надежности энергоситем. — //Доклады на II Всесоюзном НТС по устойчивости и надежности энергосистем СССР.-М.: 1969. С. 24-28.

47. Инструкция по сбору, анализу и обработки статистической информации по отказам и отключениям электроустановок нефтяных промыслов Западной Сибири. РД 39-0147323-802-89-Р. 78с.

48. Иткин Е.А., Шадрин В.А. Модель оценки надежности электроэнергетической системы //Методические вопросы исследования надежности больших систем энергетики. Иркутск: СЭИ СО АН СССР, 1975.-Вып.8.-С. 103-110.

49. Катеон В.Д., Остов В.И. О путях повышения эффективности защиты от перенапряжений распределительных сетей 6-10 кВ Электрические станции. 1982. №2 - С. 60 - 64.

50. Китушин В.Г. Надежность энергетических систем.- М.: Высш. шк., 1984. -256 с.

51. Китушин В.Г. Основы теории управления: Конспект лекций. Новосибирск: Изд-во НГТУ, 1996.- 66 с.

52. Ковалев В.З. и др. Идентификация параметров и характеристик математических моделей электротехнических устройств: Монография/В.3. Ковалев, А.Г. Щербаков, А.Ю. Ковалев. Омск: Изд-во ОмГТУ, 2005, 108 с.

53. Ковалев Ю.З. и др. Моделирование электротехнических комплексов и систем с позиций системного анализа: Препринт /Ю.З. Ковалев, А.Ю. Ковалев, Н.А. Ковалева, А.Г. Щербаков. Омск: Изд-во ОмГТУ, 2006. - 40 с.

54. Ковалев Ю.З., Плюхин П.С., Сушков В.В. Методика оптимизации надежности электроснабжения городов в зависимости от времени года в условиях Крайнего Севера //Промышленная энергетика, 2008. №8.

55. Ковалев Ю.З., Федоров В.К. Детерминированные и стохастические модели динамических систем: Науч. издание. Омск: Изд-во ОмГТУ, 1995. 216 с.

56. Козлов Б. А. Ушаков И.А. Краткий справочник по расчету надежности радиоэлектронной аппаратуры. -М.: Советское радио,1966. 431 с.

57. Козлов Б.А., Ушаков И.А. Справочник по расчету надежности аппаратуры радиоэлектроники и автоматики. — М.: Советское радио, 1975. — 472с.

58. Константинов Б.А., Лосев Э.А. Логико-аналитический метод. Расчет надежности восстанавливаемых систем электроснабжения // Электричество. 1971. - № 12. - С. 37-43.

59. Концепция энергосбережения в нефтяной отрасли в Тюменской области.

60. Конюхова Е.А., Киреева Э.А. Надежность электроснасбежения промышленных предприятий. — М.: НТФ «Энергопрогресс», 2001. — 92 е.; ил. Библиотечка электротехника, приложение к журналу «Энергетик»; Вып. 12(36).

61. Королев С.Г. Синьчугов Ф.И. Нормирование надежности электрических сетей энергосистем и систем электроснабжения потребителей. Электрические станции. 1987. № 5. С. 44 49.

62. Костенко М.В., Богатенков И.М., Михайлов Ю.А., Халилов Ф.Х. Физика грозового разряда и грозозащита линий электропередачи. Ленинград. -1982.

63. Кудрин Б.И., Лосев Э.А. Проблема надежности систем электроснабжения промышленных предприятий. Исследования и разработки в области технологии электромонтажного производства и промышленной электроэнергетики: Сб. тр. ВНИИПЭМ, 1984. С. 85-92.

64. Кузнецов А.В., Евстифеев И.В. О государственном управлении процессом компенсации реактивной мощности // Электрика, 2008. №3. С.10 12.

65. Кулаичев А.П. Методы и средства анализа данных в среде Windows.

66. STADIA 6.0. М.: Информатика и компьютеры, 1996. 257 с.

67. Кустов С.С. Об определении интенсивности отказов электрооборудования: Сб. научных трудов /ВНИИЭ. Электромагнитные и тепловые исследования мощных электрических машин. М.: Энергоатомиздат, 1988.

68. Лосев Э.А. Основные положения оценки и нормирования надежности систем электроснабжения промышленных предприятий. М.: Электромеханика, 1988. №9.С. 57-61.

69. Лосев Э.А. Основные положения расчета надежности систем электроснабжения промышленных предприятий //Изв. высш. учеб. Заведений. Электромеханика. — 1985. № 7. - С. 55 - 59.

70. Манов Н.А. Связи надежностных, экономических и информационных свойств систем энергетики //Методические вопросы исследования надежности больших систем энергетики.- Иркутск: ИСЭМ СО РАН, 1998. -Вып. 49.-С. 5-17.

71. Манов Н.А., Слободян Ю.В., Кузнецова И.Ф. Оценка надежности электроэнергетических систем. Сыктывкар, 1980. - 63 с.

72. Мелентьев Л.А. Системные исследования в энергетике. Элементы теории, направления развития. М.: Наука, 1979. - 415 с.

73. Меньшов Б.Г. Ершов М.С. Надежность электроснабжения газотурбинных компрессорных станций. М.: Недра, 1995.

74. Методические указания по расчету и нормированию надежности электроснабжения нефтяных промыслов //Руководящий документ РД 39-0147323-801-89-Р/Ю.Б. Новоселов, В.П.Фрайштетер, Сушков В.В.и др. -Тюмень, 1989г. 89с.

75. Методические указания по экономическому обоснованию оптимального уровня надежности электроснабжения промышленных предприятий. М.: Информэнего,1985. - 66с.

76. Методы оптимизации надежности распределительных электрических сетей.

77. Попов В.А., Экель П.Я., Тисленко В.В., и др. Энергетика электрификация -1988, № 2. С. 46 49, № 3. С. 29 - 327

78. Михайлов В.В. Надежность электроснабжения промышленных предприятий. М.: Энергоиздат, 1982. 152 с.

79. Мюллер П., Нойман П., Шторм Р. Таблицы по математической статистике. -Пер. с нем. — М.: Финансы и статистика. 1982. 278с.

80. Надежность и эффективность в технике: Справочник в 10 т. М.: Машиностроение, 1986-1990, - 3426 с.

81. Надежность систем электроснабжения. Зорин В.В., Тисленко В.В., Клеппелт Ф., и др. К.: Вища шк., 1984. - 192с.

82. Надежность систем энергетики /Руденко Ю.Н., Ушаков И.А. — 2-е изд., перераб. и доп. — Новосибирск: Наука, 1989. 328 с.

83. Надежность систем энергетики и их оборудования. Справочник: В 4-х т./ Под общ. ред. Ю.Н. Руденко. Т.2. Надежность электроэнергетических систем. — М.: Энергоатомиздат, 2000. — 568 с.

84. Надежность систем энергетики. Терминология /Под ред. Ю.Н. Руденко. -М.: Наука, 1980. Вып. 95. - 43с.

85. Надежность технических систем: Справочник /Ю.К. Беляев, В.А. Богатырев, В.П. Болотин и др. — М.: Радио и связь, 1985. 608с.

86. Надежность электроэнергетических систем: технико-экономические вопросы и оптимизационные модели: Сб. научных трудов ЭНИН им. Г.М.Кржижановского. М., 1988.

87. Новоселов Ю.Б., Суд И.И. Эксплуатационная надежность электрооборудования буровых установок. Москва: ВНИИОЭНГ,1973. 52с.

88. ОСТ 51.136-85. Надежность и экономичность. Система сбора и обработки информации. Основные положения.- М.: Изд-во стандартов, 1985. — 60 с.

89. Папков Б.В. Надежность и эффективность электроснабжения. Ниж. Новгород: НГТУ, 1996. - 212 с.

90. Папков Б.В. Об оценке надежности ответственных потребителей электроэнергетических систем Севера. //Методические вопросы исследования надежности систем энергетики. Сыктывкар, 1991, вып.38. С. 25-37.

91. Плюхин П.С. Взгляд в будущее //Энергетика Тюменского региона, 2000, №4. С. 53 54.

92. Плюхин П.С. О погрешностях в учёте электроэнергии в жилом фонде г. Нижневартовска//Энергетика Тюменского региона, 1999, №2. С. 28-29.

93. Плюхин П.С. От первого дизеля до Нижневартовской ГРЭС //Энергетика Тюменского региона, 2007, №1. С. 36-38.

94. Плюхин П.С. Реформы в энергетике — взгляд из провинции //Энергетика Тюменского региона, 2007, №1. С. 39.

95. Плюхин П.С. Тепловизионный контроль в городских электрических сетях/Энергетика Тюменского региона, 2001, №2. С. 32-33.

96. Половко A.M. Основы теории надежности. М.: Наука, 1964. - 440с.

97. Постановление Госстандарта России «О внесении изменений и дополнений в «Номенклатуру продукции и услуг (работ), в отношении которых законодательными актами РФ предусмотрена их обязательная сертификация» № 74 от 14.08.2001 г.

98. Постановление Правительства РФ «Об утверждении перечня товаров, подлежащих обязательной сертификации, и перечня работ и услуг, подлежащих обязательной сертификации» №1013 от 13.08.97.

99. Правила технической эксплуатации станций и сетей. М.: Энергия, 1968. -224 с.

100. Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации, 2003 г.

101. Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации, 2003 г.

102. Правила устройства электроустановок /Минэнерго СССР. 6-е издание, перераб. и доп. —М.: Энергоатомиздат, 1986.

103. Райкин А.Л. Элементы теории надежности технических систем. М.: Сов. радио, 1978. 276 с.

104. РД 153-34.3-35.125-99 «Руководство по защите электрических сетей 6-1150 кВ от грозовых и внутренних перенапряжений» М.: РАО "ЕЭС России", 1999 г. 39 с.

105. Розанов М.Н. Надежность электроэнергетических систем.- 2-е изд., перераб. и доп. — М.: Энергоатомиздат, 1984. 200с.

106. Розанов М.Н. Обзор существующих методов расчета надежности электрических сетей. -М.: Энергия, Труды ВНИИЭ, 1978. Вып.55. С. 3855.

107. Розанов М.Н. Основы соглашения между электроэнергетическими системами России и других стран СНГ//Изв.РАН. Сер. Энергетика, 1994 №2 С. 3 6.

108. ПО.Руденко Ю:Н., Чельцов М.Б. Надежность и резервирование в электроэнергетических системах. Новосибирск: Наука, 1974. - 262 с.

109. Ш.Руденко Ю.Н., Ушаков И.А. Надежность систем энергетики. М.: Наука, 1986.

110. Рябинин И.А. Надежность и безопасность структурно-сложных систем. -СПб.: Политехника, 2000. 247 с.

111. ПЗ.Рябинин И.А. Основы теории и расчета надежности судовых электроэнергетических систем. — Судостроение, 1971. — 456 с.

112. Рябинин И.А., Черкесов Т.Н. Логико-вероятностные методы исследования надежности структурно-сложных систем. М.: Радио и связь, 1981. - 264 с.

113. Савельев В.А., Назарычев А.Н. Оценка надежности электрооборудования с учетом реальных условий эксплуатации //Методические вопросы исследования надежности больших систем энергетики.- Сыктывкар: Коми НЦРАН, 1991.-Вып. 38.-С. 155-163.

114. Синьчугов Ф.И. Расчет надежности схем электрических соединений.- М.: Энергия, 1971. 176с.

115. Системный анализ и структура управления. /Под ред. Шорина В.Г. М.: Знание, 1975. 304 с.

116. Соловьев А.Д. Основы математической теории надежности. М.: Знание, 1975. Вып. 1.-63 с.

117. Справочник по вероятностным расчетам.- М.: Воениздат, 1970. 382.

118. Статистические методы обработки эмпирических данных.- М.: Изд-во стандартов, 1978.-232с.

119. Сушков В.В. О стратегиях технического обслуживания нефтепромыслового электрооборудования, эксплуатируемого в Западной Сибири. Машины и нефтяное оборудование, 1980. № 8. С. 6 - 9.

120. Сушков В. В., Басырова Т. Д., Емелина Н. М. Методика определения поправочных коэффициентов к периодичности ремонтов электросетевого оборудования нефтяных месторождений Западной Сибири // Промышленная энергетика, 2008, № 9. С. 28-30.

121. Сушков В.В. Исследование и разработка системы технического обслуживания и ремонта электрооборудования нефтяных промыслов Западной Сибири: Автореф. дисс.канд.техн.наук. М.: 1982. - 24с.

122. Сушков В.В., Басырова Т.Д. Методика оценки влияния стратегии ремонта на надежность электрической сети нефтяных месторождений Западной Сибири // Промышленная энергетика, 2008. № 7 С. 22 25.

123. Сушков В.В., Иванова Л.Б. Росляков В.П. Оценка надежности схем электроснабжения нефтяных промыслов. //Проблемы развития ЗападноСибирского топливо-энергетического комплекса. Тюмень: 1984. Вып. 64.

124. Сушков В.В., Новоселов Ю.Б, Фрайштетер В.П. Методические указания по расчету и нормированию надежности электроснабжения нефтяных промыслов. Тюмень, 1989 г. РД 39-0147323-801-89-Р.

125. Сюсикин А.И. Основы электроснабжения предприятий. В двух частях. Ч. 2. Тюмень: ТюмГНГУ, 1998. 167с.

126. Теоретические и электрофизические проблемы повышения надежности и долговечности изоляции сетей с изолированной иг резонансно-заземленной нейтралью. //Тезисы доклада симпозиума. 18-19 апреля 1989 г. 80с.

127. Теория прогнозирования и принятие решений /Под ред. С.А. Саркисяна.-М.: Высшая школа, 1977.

128. Техника высоких напряжений. Под редакцией Резевича Д.В. — М: Энергия, 1976.-487 с.

129. Тьюарсон Р. Разряженные матрицы. М. 1977 192 с.

130. Уилкс С. Математическая статистика. М.: Наука, 1978. 525с.

131. Ушаков И.А. Надежность технических систем: Справочник. М.: Радио и связь. 1985.

132. Фокин Ю.А. Вероятностные методы в расчетах надежности систем электроснабжения.- М.: Энергоатомиздат, 1985. 240 с.

133. Фокин Ю.А. Туфанов В.А. Оценка надежности систем электроснабжения. -М.: Энергоиздат, 1981. 224 с.

134. Фокин Ю. А. Надежность и эффективность сетей электрических систем. — М.: Высш.шк., 1989. 151 с.

135. Холл А. Д. Опыт методологии для системотехники. М.: Сов. радио, 1975. -443 с.

136. Холмский Д.В. Анализ задач оптимизации надежности СЭС //Изв. АН СССР. Энергетика и транспорт. 1980. - № 4. - С. 26 - 34.

137. Червонный Е.М., Папков Б.В. Влияние отказов в энергосистеме на состояние промышленных объектов //Надежность и контроль качества. -1992. -№11. -С. 29-37.

138. Черкасов Г.Н. Надежность технических систем с временной избыточностью. Киев: Наукова думка, 1978. - 240с.

139. Чукреев Ю.Я. Модели обеспечения надежности электроэнергетических систем. Сыктывкар: Коми Научный Центр УрО АН, 1995. - 176с.

140. Чукреев Ю.Я. Показатели надежности и их нормирование в многоузловой электроэнергетической системе. Сыктывкар, 1987,- 24 с.

141. Шор Я.Б. Статистические методы анализа и контроля качества и надежности. М.: Советское радио, 1962. — 552с.

142. Эдельман В. И Экономические аспекты надежности электроснабжения потребителя. Изв. АН СССР Энергетика и транспорт. 1991. №6. С. 79 -87.

143. Эдельман В. И. Экономика надежности электроснабжения. М.: Информэнерго, 1980. (Обзор информ. Экономика энергетики, вып. 1). 59с.

144. Эдельман В.И. Надежность технических систем: экономическая оценка. М.: Экономика, 1988.

145. Электрические нагрузки промышленных предприятий /С.Д. Волобринский, Г.М. Каялов, П.Н. Клейн и др. JL: Энергия, 1971.

146. Электрические системы и сети /Н.В. Буслова, В.Н. Винославский, Г.И. Денисенко, B.C. Перхач. Киев: Вица школа, 1986.

147. Эндрени Дж. Моделирование при расчетах надежности в электроэнергетических системах: Пер. с англ. /Под ред. Ю.Н. Руденко.- М.: Энергоатомиздат, 1983.-336с.

148. Ayyub Н/ RASCS for risk assessment. Software for Engineering Workstation/ Vol. 5, no. 1, 1989, pp. 45-50.

149. Dhillon B.S., Singh G. Engineering Reliability. New Techniques and Applications. John Wiley. Sons, New York, 1981.

150. Henlej E.J., Kumamoto H. Reliability engineering and risk assessment. No.4: Prentice-Hall Inc., 1981.

151. Kleijnen J.P.C. Statistical techniques in simulation. Part 1. Marcel Pekker, Inc., New York, 1974.

152. Misra К. В., On optimal reliability design: A review, SystemScience, 12, 5-30, 1986.

153. MLT 757-74. Оценка надежности по данным наблюдений: Пер. с англ.-США.162.http://en.wikipedia.org/wiki/Discountedcashflow.163 .http://www.zinsin.ru/meta3 ,htm%20.164. http://www.ueef.ru/articles/.