11 Расчет показателей надежности элементов

ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ

При проектировании электрической сети возникает ряд задач, связанных с обеспечением надежности [10]: выбор схем сетей, схем коммутации отдельных ПС, оценка пропускной способности электрической сети и ее отдельных элементов, разработка средств защиты электрической сети в аварийных режимах и средств противоаварийной автоматики.

При проектировании электроснабжения какого-нибудь узла нагрузки обычно нормируется допустимая суммарная продолжительность отключений потребителей за год. Следуя этому подхода, в проекте определено возможное время погашения потребителей узла 6. Поскольку линии являются наименее надежными элементами электрической сети, расчет показателей надежности относительно узла 4 выполнен по схеме (рис. 7 ПЗ), что включает только параллельные линии Б-6.

Рисунок 7 − Схема сети (а) и упрощенная схема расчета надежности

узла 6 (б)

Согласно данным табл. А.20

− удельная повреждаемость одноцепных линий 110  кВ

λ = 1,22 1/(год ∙ 100 км);

− время аварийного простоя t_ав = 0,502 ∙ 10⁻³ 1/год;

− время простоя при капитальном ремонте t_к.р = 27,4 ∙ 10⁻³ 1/год;

− время простоя при текущем ремонте t_т.р = 3,2 ∙ 10⁻³ 1/год;

− периодичность капитального ремонта 1/6 1/год;

− периодичность текущего ремонта 1/1 1/год.

Частота отказов каждой цепи линии Б-4

λ_Б-6 = λ · L_Б-6 / 100 = 1,22 ∙ 19,4 / 100 = 0,237.

Возможное время отказов каждой цепи линии Б-6

γ_авБ-6 = t_ав ∙ (1 − e^−λБ-6) = 0,502 ∙ 10⁻³ ∙ (1 − e^−0,237) = 0,1059 ∙ 10⁻³.

Частота отказов параллельных цепей линии Б-6

λ_Б-6^пар = 2 ∙ λ_Б-6 ∙ γ_авБ-6 = 2 ∙ 0,237 ∙ 0,1059 ∙ 10⁻³ = 0,0502 ∙ 10⁻³.

Среднее время аварийного простоя каждой цепи линии Б-6

t_Б-6 = t_ав = 0,502 ∙ 10⁻³ 1/год.

Продолжительность плановых ремонтов каждой цепи линии Б-6

t_рБ-6 = (t_к.р + 5 ∙ t_т.р) / 6 = (27,4 ∙ 10⁻³ + 5 ∙ 3,2 ∙ 10⁻³) / 6 = 7,23 ∙ 10^−3.

Возможное время аварийного простоя одной цепи линии Б-6 при аварийном и плановом простое другой

γ_авБ-6^(Б−6) = (λ_Б-6 ∙ t_Б-6² / 4) ∙ (1 − e^{−2 ∙ λБ-6}) =

= [(0,237 ∙ (0,502 ∙ 10⁻³)²) / 4] ∙ (1 − e^{−2 ∙ 0,237}) = 0,0056 ∙ 10⁻⁶;

γ_плБ-6^(Б−6) = t_Б-6 ∙ (t_рБ-6 − 0,5 ∙ t_Б-6) ∙ (1 − e^−λБ-6) =

= 0,502 ∙ 10⁻³ ∙ (7,23 ∙ 10⁻³ − 0,5 ∙ 0,502 ∙ 10⁻³) (1 − e^−0,237) = 0,7393 ∙ 10⁻⁶.

Возможное время аварийного перерыва параллельных цепей линии Б-6

γ_авБ-6^пар = 2 ∙ γ_авБ-6^(Б−6) + 2 ∙ γ_плБ-6^(Б−6) =

= 2 ∙ (0,0056 ∙ 10⁻⁶ + 0,7393 ∙ 10⁻⁶) = 1,4897 ∙ 10^−6.

Возможное время планового перерыва параллельных цепей линии Б-6

γ_плБ-6 = 0, поскольку одновременный ремонт двух линий Б-6 не проводится.

Возможное время погашения потребителя 6

t_{погаш. потр 6} = γ_авБ-6^пар ∙ Т_год = 1,4897 ∙ 10^-6 ∙ 8760 = 0,013 час / год.

12 Определение целесообразности отключения одного из двух трансформаторов пс в режимах снижения годовой нагрузки

Исходные данные для определения целесообразности отключения одного из двух трансформаторов ПС № 1 в режимах снижения годового графика нагрузки приведены в табл. 28 ПЗ.

Таблица 28 − Характеристики электрической нагрузки ПС № ___ и ___

ПС	Sнб, МВА	Значения электрической нагрузки, %, для месяцев
		1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12

Тип и мощность трансформаторов ПС № ___ − 2хТДН-16000/110. Основные технические данные трансформатора следующие: S_н.т = ____ МВА; U_н.в = 115 кВ; P_х = ___ кВт; P_к = ___ кВт.

Тип и мощность трансформаторов ПС № ___ − 2хТРДН-25000/110. Основные технические данные трансформатора следующие: S_н.т = ___ МВА;

U_н.в = 115 кВ; P_х = ___ кВт; P_к = ____ кВт.

Расчет выполняется с использованием следующих соотношений.

1. Нагрузка ПС в соответствующем месяце определяется по выражению:

S_мес = S_мес%  S_нб / 100, (12.1)

где S_мес% принимается из исходных данных к курсовому проекту.

2. Коэффициенты загрузки трансформаторов ПС рассчитываются как

k_{загр(1,2)} = S_мес / (n_т  S_н.т), (12.2)

где n_т – число включенных трансформаторов ПС; n_т = 1 или 2.

Примечание. При k_загр(1) > 1,05 (согласно ГОСТ 14209-85) работа одного трансформатора недопустима и соответствующие месяцы в дальнейшем расчете не рассматриваются.

3. Потери мощности в трансформаторах ПС определяются по формуле:

P_т(1,2) = n_т  P_х + (P_к / n_т) k_{загр(1,2)}². (12.3)

Примечание. Отключение одного из двух трансформаторов ПС целесообразно при P_т(1) < P_т(2).

4. Потери электроэнергии в трансформаторах ПС рассчитываются по формуле:

ΔW_(1,2) = ΔР_т(1,2)  ΔТ, (12.4)

где ΔТ = 8760/12 = 730 час.

5. Снижение потерь электроэнергии за счет отключения одного из трансформаторов ПС определяется из выражения:

ΔW = ΔW₍₂₎ – ΔW₍₁₎. (12.5)

Результаты расчетов целесообразности отключения одного из двух трансформаторов ПС в режимах снижения годовой нагрузки и определения технической эффективности этого мероприятия представляются в табл. 29.1 и 29.2 ПЗ.

Вывод. Согласно с результатами табл. 29.1 ПЗ на ПС № ___

а) для ________________ месяцев k_загр(1) > 1,05, поэтому работа одного трансформатора ПС − не допустима и соответствующие месяцы в дальнейших расчетах не рассматриваются;

б) для __________________ месяцев P_т(1) > P_т(2), поэтому отключение одного из двух трансформаторов ПС не целесообразно;

в) для ______ месяцев P_т(1) < P_т(2), поэтому отключение одного из двух трансформаторов ПС целесообразно и дает экономию _______МВтч электрической энергии.

Согласно с результатами табл. 29.2 ПЗ на ПС № ___

а) для ________________ месяцев k_загр(1) > 1,05, поэтому работа одного трансформатора ПС − не допустима и соответствующие месяцы в дальнейших расчетах не рассматриваются;

б) для __________________ месяцев P_т(1) > P_т(2), поэтому отключение одного из двух трансформаторов ПС не целесообразно;

в) для ______ месяцев P_т(1) < P_т(2), поэтому отключение одного из двух трансформаторов ПС целесообразно и дает экономию _______МВтч электрической энергии.

Таблица 29.1 – Определение эффективности отключения одного из трансформаторов ПС № ___ в режимах снижения годовой нагрузки

величина	Месяцы
	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12
Sмес, %	100	70	80	60	70	50	60	50	70	90	90	100
Sмес, МВА
kзагр(2), отн. ед.
kзагр(1), отн. ед.
ΔРт(2), МВт
ΔРт(1), МВт
ΔW(2), МВтч
ΔW(1), МВтч
ΔW, МВтч
ΣΔW, МВтч

Таблица 29.2 – Определение эффективности отключения одного из трансформаторов ПС № ____ в режимах снижения годовой нагрузки

величина	Месяцы
	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12
Sмес, %
Sмес, МВА
kзагр(2), отн. ед.
kзагр(1), отн. ед.
ΔРт(2), МВт
ΔРт(1), МВт
ΔW(2), МВтч
ΔW(1), МВтч
ΔW, МВтч
ΣΔW, МВтч

Рисунок 8.1 − Определение эффективности отключения одного

из трансформаторов ПС № ___ в режимах снижения годовой нагрузки

Рисунок 8.2 − Определение эффективности отключения одного

из трансформаторов ПС № ___ в режимах снижения годовой нагрузки