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 № 3 и 5

ПС	Sнб, МВА	Значения электрической нагрузки, %, для месяцев
		1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12
3	22	100	70	80	60	70	50	60	50	70	90	90	100
5	30	100	90	70	50	60	40	40	60	70	80	90	100

Тип и мощность трансформаторов ПС № 3 − 2хТДН-16000/110. Основные технические данные трансформатора следующие: S_н.т = 16 МВА; U_н.в = 115 кВ; P_х = 19 кВт; P_к = 85 кВт.

Тип и мощность трансформаторов ПС № 5 − 2хТРДН-25000/110. Основные технические данные трансформатора следующие: S_н.т = 25 МВА; U_н.в = 115 кВ; P_х = 27 кВт; P_к = 120 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

а) для 1, 3, 10, 11 и 12 месяцев k_загр(1) > 1,05, поэтому работа одного трансформатора ПС − не допустима и соответствующие месяцы в дальнейших расчетах не рассматриваются;

б) для 2, 4, 5, 6, 7, 8 и 9 месяцев P_т(1) > P_т(2), поэтому отключение одного из двух трансформаторов ПС не целесообразно.

Согласно с результатами табл. 29.2 ПЗ

а) для 1, 2, 11 и 12 месяцев k_загр(1) > 1,05, поэтому работа одного трансформатора ПС − не допустима и соответствующие месяцы в дальнейших расчетах не рассматриваются;

б) для 3, 4, 5, 8, 9 и 10 месяцев P_т(1) > P_т(2), поэтому отключение одного из двух трансформаторов ПС не целесообразно;

в) для 6 и 7 месяцев P_т(1) < P_т(2), поэтому отключение одного из двух трансформаторов ПС целесообразно и дает экономию 4,234 МВтч электрической энергии.

Таблица 29.1 – Определение эффективности отключения одного из трансформаторов ПС № 3 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	22	15,4	17,6	13,2	15,4	11,0	13,2	11,0	15,4	19,8	19,8	22
kзагр(2), отн. ед.	0,686	0,481	0,55	0,413	0,481	0,344	0,413	0,344	0,481	0,619	0,619	0,686
kзагр(1), отн. ед.	1,377	0,963	1,1	0,825	0,963	0,688	0,825	0,688	0,963	1,238	1,238	1,377
ΔРт(2), МВт	−−	0,0478	−−	0,0452	0,478	0,0430	0,0452	0,0430	0,478	−−	−−	−−
ΔРт(1), МВт	−−	0,0978	−−	0,0769	0,0978	0,0592	0,0769	0,0592	0,0978	−−	−−	−−
ΔW(2), МВтч	−−	−−	−−	−−	−−	−−	−−	−−	−−	−−	−−	−−
ΔW(1), МВтч	−−	−−	−−	−−	−−	−−	−−	−−	−−	−−	−−	−−
ΔW, МВтч	−−	−−	−−	−−	−−	−−	−−	−−	−−	−−	−−	−−
ΣΔW, МВтч	−−	−−	−−	−−	−−	−−	−−	−−	−−	−−	−−	−−

Таблица 29.2 – Определение эффективности отключения одного из трансформаторов ПС № 5 в режимах снижения годовой нагрузки

величина	Месяцы
	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12
Sмес, %	100	90	70	50	60	40	40	60	70	80	90	100
Sмес, МВА	30	27	21	15	18	12	12	18	21	24	27	30
kзагр(2), отн. ед.	0,6	0,54	0,42	0,3	0,36	0,24	0,24	0,36	0,42	0,48	0,54	0,6
kзагр(1), отн. ед.	1,2	1,08	0,84	0,6	0,72	0,48	0,48	0,72	0,84	0,96	1,08	1,2
ΔРт(2), МВт	−−	−−	0,0646	0,0594	0,0618	0,0575	0,0575	0,0618	0,0646	0,0678	−−	−−
ΔРт(1), МВт	−−	−−	0,1117	0,0702	0,0892	0,0546	0,0546	0,0892	0,1117	0,1376	−−	−−
ΔW(2), МВтч	−−	−−	−−	−−	−−	41,975	41,975	−−	−−	−−	−−	−−
ΔW(1), МВтч	−−	−−	−−	−−	−−	39,858	39,858	−−	−−	−−	−−	−−
ΔW, МВтч	−−	−−	−−	−−	−−	2,117	2,117	−−	−−	−−	−−	−−
ΣΔW, МВтч	−−	−−	−−	−−	−−	4,234		−−	−−	−−		−−

Рисунок 8.1 − Определение эффективности отключения одного

из трансформаторов ПС № 3 в режимах снижения годовой нагрузки

Рисунок 8.2 − Определение эффективности отключения одного

из трансформаторов ПС № 5 в режимах снижения годовой нагрузки