 |
Коэффициент вынужденного простоя
|
|
|
|
ПОКАЗАТЕЛИ НАДЁЖНОСТИ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ
220 – 110 КВ
Цель работы: Освоить приёмы расчёта среднестатистических величин недоотпуска электроэнергии в послеаварийных режимах.
Задание
1. Загрузить из файла модель электрической сети для расчётов ремонтных режимов, разработанную в работе № 4, программой RastrWin.
2. Определить среднестатистические значения параметра потока отказов и времени восстановления линий и трансформаторов сети.
3. Вычислить коэффициенты вынужденного простоя (вероятности отключения) линий и трансформаторов.
4. Отключить в полной схеме наиболее загруженный трансформатор или цепь ЛЭП и выполнить расчёт послеаварийного режима. Проверить допустимость загрузки элементов сети и уровней напряжения в узлах.
5. Ввести режим в допустимую область путём снижения нагрузки потребителей в одном из узлов 1 – 7 схемы сети, показанной на рис. В.1.
6. Определить величину дефицита мощности и математического ожидания недоотпуска электроэнергии при аварийном отключении элемента сети.
7. Выполнить пункты 4 – 6 при отключении следующего по ранжиру загрузки элемента сети.
Методические указания
В качестве показателей надёжности электроэнергетического оборудования, относящегося к ремонтируемым изделиям, используются параметр потока отказов 
(1/год), среднее время восстановления 
(лет), частота плановых ремонтов 
(1/год), среднее время простоя в плановом ремонте 
(лет). Численные значения этих показателей приведены в приложении.. Справочная (табличная) величина параметра потока отказов ЛЭП должна быть приведена к длине каждой линии:
,
где L – длина линии, км.
Для двухцепных ЛЭП определяют 
и длительность аварийных простоев каждой цепи в отдельности и двух цепей одновременно.
|
|
|
Показатели , используются для определения комплексных показателей надёжности:
Наработка на отказ(продолжительность работы между отказами)
----- 
, лет.
Коэффициент вынужденного простоя
----- 
, о.е.
При аварийном отключении элементов сети режим электрической сети может оказаться недопустимым из-за перегрузки линий или трансформаторов, а также недопустимого снижения напряжений в узлах нагрузки. Для ввода режима в допустимую область следует снизить нагрузку в одном или нескольких узлах нагрузки (узлы 1 – 7 на рис. В.1) на величину 
. Такое снижение нагрузки осуществляется при работе автоматики электрической сети (АЧР, САОН). Так как отключение линий, трансформаторов носит случайный характер, то показателем надёжности, интегрально учитывающим частоту, длительность и глубину отказа, является математическое ожидание недоотпуска электроэнергии 
при отключении i -го элемента сети.
, (8.1)
где 
– максимальная величина недоотпуска электроэнергии в электрической сети при отказе i -го элемента сети;
– коэффициент вынужденного простоя i -го элемента сети.
Для приближённого определения можно использовать простейший вид годового графика нагрузки по продолжительности (рис. 8.1).
Рис.8.1. График нагрузки по продолжительности
Из рис.8.1 следует, что
, (8.2)
где T max – число часов использования максимальной нагрузки (табл. В.1).
При проектировании электрической сети используется принцип N -1, согласно которому рассматриваются отказы элементов сети по одному. Вероятностью одновременного отключения двух и более элементов сети пренебрегают.
Импортируйте из файла данных модель электрической сети для расчётов ремонтных режимов программой RastrWin, созданную при выполнении работы № 4. Для контроля загрузки ветвей расчётной схемы дополните таблицу «Ветви» двумя столбцами. Щёлкните правой клавишей мышки по заголовку столбца «Na» и вставьте в таблицу столбцы «Ток начала ветви I_нач» и «I_доп_оборудования I_доп_обор».
|
|
|
Заполните столбец «I_доп_обор» допустимыми токами. Для ЛЭП допустимые токи в зависимости от сечения проводов приведены в приложении. Для трансформаторов и автотрансформаторов 
определяется по (5.1). При определении допустимого тока ветви, соответствующей стороне НН автотрансформатора, по (5.1) следует учесть то, что мощность обмотки НН составляет 50 % номинальной.
Определите коэффициенты вынужденного простоя , используя справочные данные приложения. Результаты вычислений занесите в табл. 8.1.
Например, для двухцепной линии 220 кВ 201-202 
2,0 1/(год·100 км), 
1,2·10-3 лет. С учётом длины линии 63 км получим 
1,26 1/год, 
1,512·10-3. Для автотрансформаторов 220 кВ ПС-А 
0,03 1/год, 7·10-3 лет, 0,21·10-3.
При выполнении работы № 5 элементы электрической сети были ранжированы в порядке убывания загрузки. Используйте эту последовательность элементов для организации порядка расчётов послеаварийных режимов. Отключите очередной трансформатор или ЛЭП, используя столбец «S» из таблицы «Ветви». Для отключения автотрансформатора или трёхобмоточного трансформатора необходимо одновременно отключить три ветви схемы замещения (рис. 8.2).
Таблица 8.1. – Показатели надёжности элементов сети
| Элемент | Uном, кВ | Узлы | N пар |  ,
1/год
|  ,
1/год
|  ,
лет
|  , о.е.
| |
| N нач | N кон | |||||||
| ЛЭП двухцепн | ||||||||
| ЛЭП двухцепн | ||||||||
| ЛЭП | ||||||||
| ЛЭП двухцепн | ||||||||
| ЛЭП двухцепн | ||||||||
| ЛЭП | ||||||||
| Тр-р | ||||||||
| Тр-р | ||||||||
| Тр-р | ||||||||
| Тр-р | ||||||||
| Тр-р | ||||||||
| Тр-р | ||||||||
| Тр-р | ||||||||
| Тр-р | ||||||||
| ЛЭП | ||||||||
| ЛЭП | ||||||||
| ЛЭП двухцепн | ||||||||
| ЛЭП | ||||||||
| Тр-р | ||||||||
| Тр-р | ||||||||
| Тр-р | ||||||||
| Тр-р | ||||||||
| Тр-р | ||||||||
| Тр-р |
|
|
|
Например, для отключения автотрансформатора № 1 ПС-А отключаются ветви 202-205, 205-112, 205-5.
Рис. 8.2. Отключение автотрансформатора ПС-А в программе RastrWin
При попытке выполнить расчёт режима с отключённым автотрансформатором ПС-А появляется сообщение о недопустимом снижении напряжения, и расчёт режима аварийно прекращается (рис. 8.3).
Рис. 8.3. Сообщение об аварийном завершении расчёта режима
Для ввода режима в допустимую область следует уменьшить активную и реактивную нагрузки (P_н, Q_н) в узле ближайшем к отключённому элементу сети. Таким узлом в рассматриваемом примере является узел № 5. Следует постепенно пропорционально снижать P_н, Q_н узла, т.е. сохраняя неизменным 
. При снижении нагрузки P_н до величины 60 МВт и Q_н до величины 38,2 Мвар режим может быть рассчитан при допустимых параметрах режима. Дефицит мощности при отключении автотрансформатора на ПС-А в режиме максимальной нагрузки составит =110 - 60=50 МВт. Математическое ожидание недоотпуска электроэнергии определяется по (8.1), (8.2) и заносится в табл. 8.2. Результаты расчёта для рассматриваемого примера отключения автотрансформатора ПС-А при T max=5000 ч показаны в табл. 8.2.
В целом по сети математическое ожидание недоотпуска электроэнергии определяется суммированием , вычисленным при аварийном отключении одного из элементов сети.
Контрольные вопросы
1. Какими показателями характеризуется надёжность ЛЭП и трансформаторов?
|
|
|
2. Как осуществить ввод режима в допустимую область при аварийном отключении элемента сети?
3. Как определяется математическое ожидание недоотпуска электроэнергии?
Таблица 8.2. – Недоотпуск электроэнергии в электрической сети
| Отказавший элемент | Uном, кВ | Узлы | N пар | ,
МВт
|  ,
МВт·ч
|  ,
о.е.
|  МВт·ч
| |
| N нач | N кон | |||||||
| ЛЭП двухцепн | ||||||||
| ЛЭП двухцепн | ||||||||
| ЛЭП | ||||||||
| ЛЭП двухцепн | ||||||||
| ЛЭП двухцепн | ||||||||
| ЛЭП | ||||||||
| Тр-р | 0,21·10-3 | 24,4 | ||||||
| Тр-р | ||||||||
| Тр-р | ||||||||
| Тр-р | ||||||||
| Тр-р | ||||||||
| Тр-р | ||||||||
| Тр-р | ||||||||
| Тр-р | ||||||||
| ЛЭП | ||||||||
| ЛЭП | ||||||||
| ЛЭП двухцепн | ||||||||
| ЛЭП | ||||||||
| Тр-р | ||||||||
| Тр-р | ||||||||
| Тр-р | ||||||||
| Тр-р | ||||||||
| Тр-р | ||||||||
| Тр-р |
|
|
|
