Раздел 3. УЧЕТ ФАКТОРА НАДЕЖНОСТИ

В ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИХ РАСЧЕТАХ

Ниже приведены 2 варианта топологии районной электрической сети (РЭС) (рис. 3.1), питающей местный промышленный район с шин 110 кВ
ЦП А. Приведем основные расчетные соотношения для определения среднегодовых показателей ущербов у потребителя в вариантах РЭС из-за отказов электрооборудования питающей сети и оценим их влияние на результирующие показатели приведенных затрат З вариантов сети.

Основные расчетные соотношения.Суммарный среднегодовой вероятный ущерб по вариантам РЭС определяется из известных выражений [1] на основе величины суммарного среднегодового недоотпуска электроэнергии (кВт∙ч) по РЭС в целом и соответствующих значений удельных ущербов У_ok (руб./кВт∙ч) у каждого конкретного потребителя. У₀ j-х узлов нагрузок могут существенно отличаться между собой (по стоимости конкретного продукта) выражение для определения суммарного среднегодового ущерба по РЭС в целом будет иметь вид:

, (3.1)

где У₀_j – значение удельного ущерба для потребителя j-го узла нагрузки (подстанции); Q_j – вероятность полного отказа j-й подстанции за рабочее время Т_раб; S_нг_j (Р_нг_j) – средняя нагрузка j-го узла (подстанции), кВ×А.

В практических расчетах по формуле (3.1) основную трудность составляет получение значений Q_j на основе показателей надежности электрооборудования РЭС (см. табл. П.1). Такими показателями являются:

ω – параметр потока отказов (частота отказов), 1/год;

Т_в – среднее время восстановления, ч;

μ – частота плановых ремонтов (капитальных, текущих),1/год;

Т_р – длительность плановых ремонтов, ч.

Для проведения расчетов показателей ∆W_ээ_j по вариантам сети необходимо составить надежностные схемы замещения вариантов РЭС и воспользоваться основными соотношениями при эквивалентировании параллельных и последовательных цепочек элементов, которые вытекают из теорем о сумме и произведении вероятностей независимых событий.

Вариант схемы № 1

Вариант схемы № 2

Рис. 3.1.Схемы вариантов сети

Предварительно приведем основные соотношения, используемые для определения вероятностей отказов элементов схемы замещения РЭС. Так, вероятность отказа элемента q_j определится как:

q_j = ω_i ∙ Т_в_i,

где Т_в_i – среднее время восстановления i-го элемента, ч; ω_i – частота отказа
i-го элемента, 1/год.

Если элемент схемы находится в плановом ремонте, то вероятность этого события определяется как:

Р_пл_i = μ_i ∙ T_Р_i,

где T_Р_i – средняя длительность планового ремонта, ч; μ_i – частота плановых ремонтов,1/год.

Таким образом, если элемент схемы замещения (трансформатор, линия) находится в течение календарного года Т_к = 8760 ч в плановом ремонте, то его рабочее время Т_раб, ч, определится как

Т_раб_i = T_K_i– μ_i ∙ T_Р_i,

а коэффициент рабочего времени К_раб_i составит:

К_раб_i = Т_раб_i/ T_K_i = 1 – μ_j ∙ T_Р_i / T_K_i.

Применительно к последовательно соединенным элементам (блокам) выражения для суммарных частот и вероятностей отказов будут иметь вид (в соответствии с теоремой о сумме вероятностей независимых событий):

ω_I = ∑ω_i = ω₁ + ω₂ + …+ω_n,

q_I = ∑q_i = q₁ + q₂ +…+ q_n.

В случае параллельного соединения элементов выражение для ω_I усложняется.

ω_I = ω₁ ∙ ω₂ ∙ Т_в2 + ω₁ ∙ ω₂ ∙ Т_в1 = ω₁ ∙ q₂ + ω₂ ∙ q₁.

Если элементы схемы идентичны, то

ω_I = 2∙ ω_i ∙ q_i = 2∙ω²∙ Т_в.

Плановый ремонт (капитальный или текущий) основного электрооборудования РЭС проводят с определенной периодичностью. Как правило, при плановом ремонте основного оборудования (Т_р > Т_в длительность его достаточно продолжительная) производят плановый ремонт прочего оборудования, включенного последовательно с ним, так как цепочка в любом случае отключена и прочее оборудования находится в вынужденном простое (например, при ремонте силовых трансформаторов ремонту может быть подвергнуто находящиеся в отключенном состоянии коммутационное и измерительное оборудование). При наличии параллельных цепей (основной и резервный источник) в плановый ремонт в периоды минимальных нагрузок S_нг_min выводится оборудование одной из цепей, чтобы электроснабжение потребителя не прекращалось (например в случае двухцепной ЛЭП или двухтрансформаторной подстанции). При этом надежность электроснабжения может быть существенно снижена. Как правило, это происходит в летний период во время ремонтов основных технологических установок потребителя. При этом от секций шин НН подстанции питаются вспомогательные установки и цеха. Последние, в силу низкого уровня потребления, могут быть запитаны резервно от кабельных линий
6–10 кВ РУНН других подстанций. С учетом вероятностей плановых ремонтов Р_пл длительности простоев цепочек увеличатся на величину Р_пл = μ∙Т_р. Необходимость учета плановых ремонтов, как текущих, длительностью Т_р.т, так и капитальных Т_р.к с соответствующими частотами μ_т и μ_к возникает, во-первых, в силу их относительно высокой длительности по сравнению с временем восстановления отказов Т_р >> Т_в, а следовательно, во-вторых с целью учета вероятности события наложения отказа оборудования одной цепи на плановый ремонт другой, что неминуемо ведет к полному отключению потребителя. Например, отказ резервного ввода при плановом ремонте на рабочем; отказ второй цепи линии при плановом (преднамеренном) отключении первой. Особняком стоит случайно сложного повреждения, когда, например, рвется трос одной из фаз первой цепи и падает (замыкает) «здоровую» фазу второй цепи. Этот случай представляет собой тяжелую аварию в схеме с высоким недоотпуском электроэнергии ∆W_ээ и высоким ущербом как у потребителя, так и у сетевой компании, из-за недополученной прибыли. Эти случаи мы обязаны учитывать в расчетах, тем более что имеется устойчивая статистическая информация на этот счет.

Таким образом, учет состояний плановых ремонтов и других преднамеренных отключений, приводит нас к соотношениям в последовательной цепочке, где содержит скорректированную составляющую планового ремонта (учитывается только для основного оборудования: линии, трансформаторы ГПП).

где – суммарная частота плановых отключений, 1/год.

Вероятность суммарного простоя элемента в вынужденном и плановом ремонтах определится как

Отметим, что последнее выражение, как было уже отмечено выше, актуально в случаях учета полного отказа двухцепных параллельных элементов при положении отказа в одной цепи на плановый ремонт в другой, так как вероятность этого события существенно выше, чем одновременный отказ обеих цепей.

В случае двух параллельных элементов получим соответственно выражения для ω_I и q_I( ; ):

;

Ниже рассмотрим надежностные схемы замещения вариантов РЭС, к которым применим полученные соотношения. Как было отмечено в начале раздела, все расчеты и расчетные схемы будем приводить по отношению к отдельным узлам нагрузок – секциям шин НН подстанций.

Задача 3.1. Схемы замещения РЭС (пример расчета).С учетом специфики определения величин ∆W_ээ_j и У_j составим схемы замещения для обоих вариантов сети относительно узлов нагрузок по принципу формирования связей «источник – нагрузка».

При этом сделаем допущения с целью эквивалентирования схем и упрощения самих расчетов и примем нижеследуюшие исходные данные.

1. Отказы элементов схем независимые, потоки отказов простейшие.То же относится и к потокам плановых ремонтов и отключений.

2. Сборные шины центра питания «А» имеют «абсолютную» надежность, q_A = 0, а отказы секций шин НН не учитываем.

3. Вероятностью отказов секционных выключателей со стороны НН подстанций пренебрегаем.

4. Ежегодные приведенные затраты по вариантам сети на основании предварительных расчетов составляют: З₁ = 187576,62 тыс. руб./год; З₂ = 169173,66 тыс. руб./год.

Рассмотрим схему РЭС. Вариант 2.

Участок А-1

W₁ T₁

W_1,2 1

А W_1,2 T₂

80 км

Участок А-2-3

W₃ T₁

W_3,4 2

W₄ T₂

W₁86,4 км

А W₂

W₅ T₃

W_5,6 3

W₆ T₄

19,2 км

Участок А-4

W₁ T₁

W_1,2 4

А W_1,2 T₂

72 км

Схема замещения РЭС. Вариант 1.

Кольцевой участок А-1-2-А

W₁W_1,2W₂

A A^'

Т₁Т₂ Т₃Т₄

1 2

Участок А-3

W₁ T₁

W_1,2 3

А W₂ T₂

Участок А-4

W₁ T₁

W_1,2 4

А W₂ T₂

Руководствуясь тем, что линии содержат выключатели по обоим их концам, а также с учетом принятых допущений и исходными данными вариантов РЭС можем произвести расчет вероятностей полного погашения подстанций Q_j из-за отказов оборудования в нормальном и ремонтном режимах относительно центров питания. Числовое значение показателей ω, μ, Т_в, Т_р электрооборудования позаимствуем из табл. П.1.

Задача 3.2. Расчет вероятностей отказов узлов нагрузок.Используя метод «блок – схем» и вышеприведенные соотношения, произведем расчет вероятности полного погашения узла нагрузки 1 (ПС 1) для Варианта 2 сети.

Участок А-1, L = 80 км, P_max = 18 МВт

Q₁W₁ Q₂T₁

W_1,2

Q₃W₂Q₄T₂

I T₁

IIIIIIi

W_1,2

А II T₂

III W_1,2 IV

Показатели надежности элементов схем воздушных линий применяем в соответствии с их реальной длиной, так как в табл. 2.1 единичные показатели надежности приведены в расчете на 100 км линии, включая и показатель аварийности при одновременном отказе обеих цепей ω_дв.

ω_W₁ = 0,8ω_л; μ_W₁ = 0,8ω_пл; ω_W_1,2 = 0,8W_дц.

В силу идентичности обеих схем двухцепной линии участка А-1 получим:

q_I = q_II = 2∙0,73∙10^–4 + 0,41∙10^–3∙0,8 = 0,48∙10^–3,

q_W_1,2 = 0,2∙27∙0,8/8760 = 0,5∙10^–3,

Р_I_пл = 4∙12/8760 = 0,44∙10^–2,

= 0,48∙10^–3 + 0,44∙10^–2 = 0,49∙10^–2,

q_T_1,2 = 0,23∙10^–3; q_TK = 0,6∙10^–2; q_TT = 0,274∙10^–2,

= 0,87∙10^–2 + 0,23∙10^–3 = 0,9∙10^–2,

Q₁ = (0,9∙10^–2)² + (0,49∙10^–2)² + 0,5∙10^–3 = 0,00061,

Т_ав = Q∙8760 = 5,4 ч,

∆W_ээ1 = 5,4∙18∙10³ = 97,2∙10³кВт∙ч,

У₁ = У₀∙∆W_ээ1 = 15∙97,2∙10³ = 1458000 руб./год.

Участок А-2-3(86,4 км+19,2 км)

q_I = q_II = 3∙0,73∙10^–4 + 0,41∙1,05∙10^–3 = 0,65∙10^–3,

P_I_пл = 1,05∙4∙12/8760 = 0,58∙10^–2,

= q_I + P_I_пл = 0,65∙10^–2,

q_W_1,2 = 0,65∙10^–2; = 0,9∙10^–2,

Q₂ = Q₃ = (0,9∙10^–2)² + 0,65∙10^–3 + (0,65∙10^–2)² = 0,77∙10^–3,

Т_ав2 = Т_ав3 = 6,83 ч/год; W_ээ2 = 6,87∙16∙10³ = 109,3∙10³кВт∙ч/год,

W_ээ3 = 6083∙35∙10³ = 240∙10³кВт∙ч/год,

У₂ = 15∙109,3∙10³ = 1640000 руб./год,

У₃ = 3600000 руб./год.

Участок А-4 (72 км)

q_I = 2∙0,73∙10^–4 + 0,41∙0,72∙10^–3 = 0,45∙10^–3,

P_I_пл = 0,72∙4∙12/8760 = 0,4∙10^–2,

= 0,0044; q_W_1,2 = 0,45∙10^–3,

Q₄ = (0,44∙10^–2)² + 0,45∙10^–3 + 0,81∙10^–4 = 0,55∙10^–3,

Т_ав4 = 4,82 ч/год; W_ээ4 = 4,82 ∙44∙10³ = 212,1∙10³кВт∙ч/год,

У₄ = 15∙21,2,1∙10³ = 3182000 руб./год.

Итого по варианту 2 получаем:

= = 97,2∙10³ + 109,3∙10³ + 240∙10³ + 212,1∙10³ =

= 658,6∙10³кВт∙ч/год.

Суммарное среднегодовое значение вероятностного ущерба в РЭС по варианту 2 (при среднем значении У₀ = 15 руб./кВт∙ч) из за отказов электрооборудования:

У_∑2 = = У₀ ∙ = 15∙658,6∙10³ = 9879000 руб./год.

Задача 3.3.По аналогии со схемой варианта 2 РЭС произвести расчет показателей надежности для варианта1 сети. Также разобьем электрическую схему сети на отдельные участки и произведем расчеты.

Участок А-4(72 км)

Аналогично схеме варианта 2:

Т_ав4 = 4,82 ч/год; W_ээ4 = 4,82 ∙44∙10³ = 212,1∙10³кВт∙ч/год,

У₄ = 15∙21,2,1∙10³ = 3182000 руб.

Участок А-3

q_I = 2∙0,73∙10^–4 + 0,41∙0,5∙10^–3 = 0,00035,

P_I_пл = 0,5∙48/8760 = 0,274∙10^–2,

= 0,0031; q_W_1,2 = 0,31∙10^–3,

= 0,9∙10^–2,

Q₃ = (0,31∙10^–2)² + 0,31∙10^–3 + 0,81∙10^–4 = 0,4∙10^–3,

Т_ав3 = 305 ч/год; ∆W = 3,5∙35 = 122640 кВт∙ч/год,

У₃ = 1840000 кВт∙ч/год.

Участок А-1-2-А (80 км, 44,8 км, 84,6 км)

Рассмотрим для кольцевого участка сети 2 расчетные схемы относительно узлов нагрузок (ПС 1 и 2).

ПС № 2

W₂T₁

А W₁W_1,2T₂ 2

I T₁

A II T₂ 2

q_I = 2∙0,73∙10^–4 + (0,11∙10^–2 + 0,55∙10^–2)∙0,864 = 0,6∙10^–2,

q_II = 5∙0,73∙10^–4 + (0,55∙10^–2 + 0,11∙10^–2)∙1,25 = 0,87∙10^–2,

Q₁ = 0,59∙10^–2∙ 0,87∙10^–2+ 0,81∙10^–4 = 0,132∙10^–3,

Т_ав3 = 1,16 ч/год; ∆W = 18560 кВт∙ч/год,

У₃ = 278400 руб.

ПС № 1

W₁ T₁

А W₂W_1,2T₂ 1

I T₁

A II T₂1

q_I = 2∙0,73∙10^–4 + (0,11∙10^–2 + 0,55∙10^–2)∙0,8 = 0,00545,

q_II = 5∙0,73∙10^–4 + (0,55∙10^–2 + 0,11∙10^–2)∙1,31 = 0,0091,

Q₁ = 0,5∙10^–4+ 0,81∙10^–4 = 0,000131,

Т_ав3 = 1,15 ч/год; ∆W = 20700 кВт∙ч/год,

У₃ = 310000 руб./год,

= = 212,1∙10³ + 122640 + 18560 + 20700 = 374000 кВт∙ч,

У_∑1 = 15∙374000 = 5610000 руб./год.

Определим затраты с учетом ущерба для обеих схем :

З = Е_д ∙ К + И_∑ + У_∑.

З₁ = 187576,62 + 5610 = 193186,63 тыс. руб.

З₂ = 169173,66 + 9879 = 179052,66 тыс. руб.

Исходя из затрат с учетом вероятного ущерба окончательно убеждаемся в целесообразности выбора схемы № 2, так как она менее затратна.

Дата добавления: 2018-02-28; просмотров: 354; Мы поможем в написании вашей работы!

Поделиться с друзьями:

⇐ Предыдущая 123 4 5 Следующая ⇒

Мы поможем в написании ваших работ!