Выбор рационального напряжения

Мощность по заводу определяется как

где и активная и реактивная мощности с учетом потерь в трансформаторе на пункте приема электроэнергии (ППЭ)

кВт кВар

кВА.

4. Построение графиков электрических нагрузок

Сопоставим полученные результаты расчетных мощностей завода с процентной шкалой суточного графика электрических нагрузок и данные сведем в табл. 3.

При составлении таблицы учтем нагрузки для рабочего и выходного дней. Также учтем тот факт, что насосная работает круглосуточно в любой день (её мощность 2694 кВт). В темное время суток осуществляется освещение территории завода (мощность осветительной нагрузки 286,88 кВт). В выходной день работают в основном именно эти нагрузки. Их сумма составляет 2980,88 кВт. Работа освещения территории завода осуществляется с 20⁰⁰ вечера до 7⁰⁰ утра.

По данным табл. 3 построим суточный график нагрузки для рабочего и выходного дней.

Таблица 3. Суточный график нагрузок в именованных единицах

t, ч	%	S_i, кВА	S_i²	Si>Sтр	t_{перегрузки}
1	35	17424,8	303621986,5	0	0
2	32	15931,2	253803195,3	0	0
3	35	17424,8	303621986,5	0	0
4	35	17424,8	303621986,5	0	0
5	31	15433,4	238188350,2	0	0
6	25	12446,3	154909176,8	0	0
7	55	27381,8	749760415,7	0	0
8	80	39828	1586269970	0	0
9	95	47295,8	2236888513	47295,756	1
10	100	49785	2478546829	49785,006	2
11	90	44806,5	2007622931	44806,505	3
12	87	43313	1876012095	43312,955	4
13	92	45802,2	2097842036	45802,206	5
14	96	47793,6	2284228757	47793,606	6
15	93	46300,1	2143695152	46300,056	7
16	85	42317,3	1790750084	42317,255	8
17	90	44806,5	2007622931	44806,505	9
18	92	45802,2	2097842036	45802,206	10
19	90	44806,5	2007622931	44806,505	11
20	93	46300,1	2143695152	46300,056	12
21	93	46300,1	2143695152	46300,056	13
22	86	42815,1	1833133234	42815,105	14
23	86	34849,5	1214487946	0	14
24	35	17424,8	303621986,5	0	14

Рис. 4.1 Суточный график электрических нагрузок для рабочего и выходного дней

На рис. 4.1 приведен суточный график электрических нагрузок рабочего и выходного дней зимнего периода. Летний график строится и выглядит аналогично зимнему.

Для построения годового графика электрических нагрузок используется суточный график.

Рассчитаем число часов использования максимальной нагрузки Т_max.

Суточный расход активной энергии рабочего дня зимой.

кВт×ч

Суточный расход активной энергии рабочего дня летом.

кВт×ч

Годовой расход активной энергии.

ч. ч.

кВт×ч

Определим число часов использования максимальной нагрузки.

ч.

Рис 4.2 Годовой график электрических нагрузок

5. Определения центра электрических нагрузок

Для построения рациональной СЭС промышленного предприятия важное значение имеет правильное размещение трансформаторных подстанций всех мощностей, напряжения, тока должны быть максимально приближены к центрам подключенных к ним нагрузок (ЦЭН). Это обеспечивает наилучшие технико-экономические показатели СЭС по расходу электроэнергии и дефицитных проводниковых материалов, т.е. минимум приведенных затрат. При проектировании СЭС разрабатывается генеральный план объекта, на который наносятся все производственные цеха, расположенные на территории предприятия. На генеральном плане указываются расчетные мощности цехов и всего предприятия. Для того чтобы найти наиболее выгодный вариант расположения понижающих подстанций и источников питания, составляют картограмму нагрузок.

Картограмма представляет собой размещенные на генеральном плане предприятия или плане цеха окружности, площади которых пропорциональны расчетным нагрузкам соответствующих цехов. Площадь сектора пропорциональна осветительной нагрузке цеха и определяется по выражению:

где m – масштабный коэффициент.

Угол характеризующий долю осветительной нагрузки, относительно расчетной нагрузки цеха определяется по выражению:

Координаты ЦЭН находятся по:

; ;

Результаты расчетов сведены в табл. 4.

По данным этой таблицы построим картограмму электрических нагрузок.

Таблица 4. Данные расчета картограммы электрических нагрузок

№

Р₀, кВт

Р_М, кВт

Х_i, мм

Y_i, мм

r_i

Р_М_i×Х_i

Х₀

Y₀

9,98

61,317

4,4179

58,62

5273,26189

4598,77491

81,997

46,63

31,08

5061,4

40,139

2,211

455529,069

268256,007

72,41

2866,4

110

30,206

9,095

315306,969

171985,62

80,73

1958,7

110

24,969

14,84

215455,818

90099,7055

11,23

1374,4

130

20,916

2,942

178668,059

72841,5933

11,99

3324,2

141

32,529

1,299

468718,966

176185,143

15,52

862,85

115

16,573

6,476

99228,2167

15531,3731

0,97

11,219

140

1,8898

31,3

1570,68093

235,602139

0,78

8,4642

140

1,6414

33,18

1184,98918

236,997837

1,67

17,086

127

2,3321

35,29

2169,97746

461,333792

3,51

65,093

112

4,5519

19,45

7290,37683

1822,59421

10,48

300,03

9,7725

12,59

27602,7421

3300,32786

3,89

14,195

2,1257

98,58

1206,61606

539,428357

2,52

156,86

7,0662

5,79

12548,9059

3294,08779

5,11

48,423

3,926

38,04

3680,17504

435,810202

3,9

19,344

2,4814

72,67

986,53272

135,406452

3,47

569,86

13,468

2,196

37611,0276

15386,3295

1,57

9,2742

1,7182

61,05

454,43561

259,677492

6,06

1705,1

23,297

1,281

100603,003

8525,6782

3,17

1205,6

19,589

0,946

8438,92927

9644,49059

28,55

78,736

5,0062

130,6

1259,77938

2440,82254

26,57

7702,9

49,517

1,242

546902,847

400548,564

6. Технико-экономический расчет с учетом надежности

Выбор рационального напряжения

При проектировании систем электроснабжения промышленных предприятий важным вопросом является выбор рациональных напряжений для схемы, поскольку их значения определяют параметры линий электропередачи и выбираемого электрооборудования подстанций и сетей, а следовательно, размеры капиталовложений, расход цветного металла, потери электроэнергии и эксплуатационные расходы. Рациональное построение системы электроснабжения во многом зависит от правильного выбора напряжения системы питания и распределения электроэнергии.

Для определения приближенного значения рационального напряжения в проектной практике обычно используют следующие выражения:

(6.1.1)

где - значение расчетной нагрузки завода, МВт; l – расстояние от подстанции энергосистемы до завода, км.

Для рассматриваемого предприятия они будут равны:

Далее, намечают два ближайших значения стандартных напряжений (одно меньше , а другое больше ) и на основе ТЭР окончательно выбирают напряжение питания предприятия.

Варианты стандартных значений напряжения: 35 кВ и 110 кВ.

Так как, под рациональным напряжением понимается такое значение стандартного напряжения, при котором сооружение и эксплуатация СЭС имеют минимальное значение приведенных затрат, определяют приведенные затраты для каждого из вариантов.

Согласно методике, изложенной в главе 1.1, приведенные затраты определяются по выражению (1.1.1), руб/год,

(6.1.2)

Народнохозяйственный ущерб от перерывов электроснабжения У будет определен позже, после расчета надежности схем питания. Для выбора рационального напряжения необходимо определить лишь капитальные вложения в строительство и стоимость потерь энергии.

Отчисления от капитальных вложений определяются по выражению, руб/год

(6.1.4)

Нормативный коэффициент эффективности капиталовложений для новой техники принимают равным Е_Н = 0,15 о.е./год.

Для воздушных линий 35 кВ и выше на стальных и железобетонных опорах суммарные издержки на амортизацию и обслуживание равны [8]. Суммарные издержки на амортизацию и обслуживание силового электротехнического оборудования и распределительных устройств 35-150 кВ [8]. Сравнение производят для следующей схемы:

Рис.4. Схема электроснабжения для расчета рационального напряжения

Капитальные затраты К, необходимые для осуществления электропередачи от источников питания к приемникам электроэнергии, зависят от передаваемой мощности S, расстояния l между источником питания и местом потребления или распределения.

Капитальные затраты на сооружение системы электроснабжения выражают формулой:

(6.1.4)

где К_Л — капитальные затраты на сооружение воздушных и кабельных линий; ; К_Л0 — стоимость сооружения 1 км линий; l — длина линии; К_ОБ — капитальные затраты на приобретение оборудования (выключателей, разъединителей, отделителей, короткозамыкателей, измерительных трансформаторов, реакторов, шин, разрядников, силовых трансформаторов и т. п.).

Определяют сначала капиталовложения на сооружение ВЛЭП и подстанции на напряжение 110 кВ.

Находят К_Л110. Для определения капиталовложений по сооружению двух цепей линии 110 кВ (W1 и W2) необходимо знать сечение проводов линий. Выбор сечения проводов производят из расчета обеспечения питания предприятия по одной линии в случае повреждения или отключения другой.

1. Определяют ток в линии в нормальном и послеаварийном режимах:

(6.1.5)

(6.1.6)

2. Сечение провода рассчитывают по экономической плотности тока:

Для текстильного комбината: Т_ма = 6200-8000 ч., Т_мр = 6220ч. [10]. Следовательно j_эк = 1 А/мм² [9].

(6.1.7)

По полученному сечению выбирают алюминиевый провод со стальным сердечником марки АС-120/19. Выбранное сечение проверяется по допустимому нагреву (по допустимому току) в нормальном и послеаварийном режимах согласно условию I_пар ≤ I_д , по потерям напряжения U и потерям на коронный разряд.

3. Проверяют сечение провода по условию допустимого нагрева:

По ПУЭ допустимый предельный ток для провода на 110 кВ сечением 120/19 мм²равен 390 А, следовательно I_пар = 261,6 А < I_д = 390 А. Сечение по данному условию подходит.

4. Проверяют сечение провода по падению напряжения в линии в нормальном и послеаварийном режимах:

(6.1.8)

(6.1.9)

(6.1.10)

Удельные сопротивления для провода АС-120/19 равны r₀ = 0,249 Ом/км и x_о = 0,427 Ом/км [18]. По формуле (6.1.8):

5. По условию коронного разряда и уровню радиопомех провод такого сечения можно использовать. Стоимость ВЛЭП 110 кВ с проводами марки АС-120/19 для стальных двухцепных опор для III района по гололеду, к которому относится Омская область, равна [8]. Учитывая, что длина линии , получают Стоимость сооружения аналогичной линии в современных условиях (ценах 2002г.) составляет [Приложение 3].

Находят коэффициент пересчета для ВЛЭП по формуле:

(6.1.11)

Находят К_ОБ110. Для определения капиталовложений по сооружению подстанции 110 кВ необходимо выбрать силовой трансформатор (Т1 и Т2), выключатель (Q1, Q2, Q3 и Q4) и разъединитель (QS1 – QS8).

Так как на предприятии имеются потребители II категории, то устанавливают двухтрансформаторную подстанцию.

Мощность трансформаторов определяют по суточному графику нагрузки (рис. 6). Для этого рассчитывают среднеквадратичную мощность по формуле:

(6.1.12)

Определяют мощность одного трансформатора:

(6.1.13)

Выбирают трехфазный трансформатор с расщепленной обмоткой низшего напряжения с принудительной циркуляцией воздуха и естественной циркуляцией масла оборудованный системой регулирования напряжения ТРДН – 40000/110 [8] (S_ном = 40 МВА; U_вн = 115 кВ; U_нн = 6,3/10,5; 10,5/10,5 кВ; P_х = 34 кВт; P_к = 170 кВт; U_к = 10,5%; I_х = 0,55%) с регулировкой напряжения под нагрузкой (РПН) и производят проверку на эксплуатационную перегрузку.

Коэффициент предварительной загрузки:

(6.1.14)

Коэффициент максимума:

(6.1.15)

Коэффициент перегрузки:

(6.1.16)

По кривым зависимости коэффициентов К₁ и К₂ согласно [2] определяют К₂’. Получают К₂’ = 1,12 » К₂ = 1,14.

Трансформатор находится на границе зоны систематической перегрузки (К₂<1,5), но с учетом погрешности вычислений и возможности отключения потребителей III категории в летнее время при больших температурах окружающей среды в аварийном режиме, принимают трансформатор ТРДН – 25000/110.

Согласно Приложению 18 современная стоимость подобного трансформатора составляет

Находят коэффициент пересчета для силовых трансформаторов.

Расчетная стоимость трехфазного трансформатора 110 кВ мощностью S_НОМ = 40 МВА, равна [8].

Отсюда, определяют коэффициент пересчета по формуле:

(6.1.17)

Затем определяют К_В110. На данном этапе проектирования выбор высоковольтных выключателей может быть осуществлен лишь по двум параметрам: . Учитывая это обстоятельство, выбирают воздушный выключатель усиленного типа ВВУ-110Б-40/2000У1 [6]. ( ). Его стоимость равна

Определяют коэффициент пересчета на примере воздушного выключателя с электромагнитным приводом ВВЭ-10-20/1600У3. В 1984 году он стоил [6], а в 2002 году: [Приложение 17].

Отсюда, по формуле (1.1.6):

(6.1.18)

Следовательно, современная стоимость высоковольтного воздушного выключателя ВВУ-110Б-40/2000У1 по формуле (1.1.7), составляет:

(6.1.19)

Определяют К_Р110. Выбор разъединителей также осуществляют по номинальному напряжению и току: , как и в предыдущем случае. Выбирают разъединитель наружной установки двухколонковый с заземляющими ножами РНД(З)-110(Б)(У)/1000У1(ХЛ) [20]. ( ). Его стоимость равна

Определяют коэффициент пересчета на примере разъединителя внутренней установки фигурного с заземляющими ножами РВФЗ-10/1000.

Так, выбранный разъединитель с приводом РВФЗ-10/1000 в 1984 году стоил [20], а в 2002 году: [Приложение 13]. Отсюда, по формуле (1.1.6):

Следовательно, современная стоимость высоковольтного разъединителя РНД(З)-110(Б)(У)/1000У1(ХЛ) по формуле (1.1.7), равна:

Таким образом, капиталовложения в оборудование подстанции 110 кВ К_ОБ110, определяются по формуле:

(2.9.15)

Далее определяют капиталовложения на сооружение ВЛЭП и подстанции на напряжение 35 кВ.

Находят К_Л35. Для определения капиталовложений по сооружению двух цепей линии 35 кВ (W1 и W2) необходимо знать сечение проводов линий. Выбор сечения проводов производят из расчета обеспечения питания предприятия по одной линии в случае повреждения или отключения другой.

1. Определяют ток в линии в нормальном и послеаварийном режимах по формулам (6.1.5) и (6.1.6):

2. Сечение провода рассчитывают по экономической плотности тока.

Для текстильного комбината: Т_ма = 6200-8000 ч., Т_мр = 6220 ч. [10]. Следовательно j_эк = 1 А/мм² [9].

Отсюда, по формуле (6.1.7):

По полученному сечению выбирают алюминиевый провод со стальным сердечником марки АС-300/39 (по условиям короны).

Уже на данном этапе расчета можно сделать вывод о невыгодности применения ВЛЭП на 35 кВ, поскольку провод такого сечения на данное напряжение на практике никогда не применяется. Но для продолжения рассмотрения примера ТЭР, принимают допустимую перегрузку линии в аварийном режиме равной 1,45 [19]. Тогда сечение линии должно соответствовать пропускаемой мощности S_n:

(6.1.20)

1. Определяют ток в линии в нормальном и послеаварийном режимах по формулам (2.9.4) и (2.9.5):

;

2. Сечение провода рассчитывают по экономической плотности тока.

Как известно, для механического завода местной промышленности: Т_ма = 6200-8000 ч., Т_мр = 6220ч. [10]. Следовательно j_эк = 1 А/мм² [9].

Отсюда, по формуле (6.1.7):

По полученному сечению выбирают алюминиевый провод со стальным сердечником марки АС-150/24 (по условиям короны).

3. Проверяют сечение провода по условию допустимого нагрева.

По ПУЭ [9] допустимый предельный ток для провода на 35 кВ сечением 150/24 мм²равен 450 А, следовательно I_пар = 567 А > I_д = 450 А. Сечение по данному условию не подходит.

4. Проверяют сечение провода по падению напряжения в линии в нормальном и послеаварийном режимах по формулам (6.1.8), (6.1.9) и (6.1.10):

Удельные сопротивления для провода АС-150/24 равны r₀ = 0,198 Ом/км и x_о = 0,406 Ом/км [18]. По формуле (2.9.7):

5. По условию коронного разряда и уровню радиопомех провод такого сечения можно использовать.

Стоимость ВЛЭП 35 кВ с проводами марки АС-150/24 для стальных двухцепных опор для III района по гололеду, к которому относится Омская область, равна [8].

Используя найденный ранее коэффициент пересчета , по формуле (1.1.7) определяют, что современная стоимость данной ВЛЭП 35 кВ длинной l = 3 км будет составлять:

Находят К_ОБ35. Для определения капиталовложений по сооружению подстанции 35 кВ необходимо выбрать силовой трансформатор (Т1 и Т2), выключатель (Q1, Q2, Q3 и Q4) и разъединитель (QS1 – QS8).

Так как на предприятии имеются потребители II категории, то также, как и в предыдущем случае, устанавливают двухтрансформаторную подстанцию.

Мощность трансформаторов определяем по суточному графику нагрузки (рис. 6). Для этого рассчитывают среднеквадратичную мощность по формуле (6.1.12):

Определяют мощность одного трансформатора по формуле (6.1.13):

Выбирают трехфазный трансформатор с расщепленной обмоткой низшего напряжения с принудительной циркуляцией воздуха и естественной циркуляцией масла оборудованный системой регулирования напряжения для систем собственных нужд электростанций ТРДНС – 32000/35 [8] (S_ном = 32 МВА; U_вн = 36,75 кВ; U_нн = 6,3/10,5; P_х = 29 кВт; P_к = 145 кВт; U_к = 12,7%; I_х = 0,6 %) с регулировкой напряжения под нагрузкой (РПН) и производят проверку на эксплуатационную перегрузку. Трансформатор ТРДНС-32000/35 не может применяться для установки на подстанциях, поскольку он предназначен для систем собственных нужд электростанций. Это говорит о неприемлемости варианта системы питания на напряжение 35 кВ. Однако, для примера ТЭР, продолжают расчет.

Коэффициент предварительной загрузки по формуле (6.1.14):

Коэффициент максимума по формуле (6.1.15):

Коэффициент перегрузки по формуле (6.1.16):

По кривым зависимости коэффициентов К₁ и К₂ согласно [2] определяют К₂’. Получают К₂’ = 1,4 » К₂ = 1,39.

Расчетная стоимость трехфазного трансформатора 35 кВ мощностью S_НОМ = 40 МВА, равна [8].

С учетом найденного ранее коэффициента пересчета на цены 2002 года, получают, что капиталовложения в трансформатор по формуле (1.1.7) составят:

Затем находят К_В35. На данном этапе проектирования выбор высоковольтных выключателей может быть осуществлен лишь по двум параметрам: . Учитывая это обстоятельство, выбирают воздушный выключатель усиленного типа ВВУ-35Б-40/2000ХЛ1 [6]. ( ). Его стоимость равна

С учетом найденного ранее коэффициента пересчета , современная стоимость высоковольтного воздушного выключателя ВВУ-35Б-40/2000ХЛ1 по формуле(6.1.18), равна:

Определяют К_Р35. Выбор разъединителей также осуществляют по номинальному напряжению и току: , как и в предыдущем случае. Выбирают разъединитель наружной установки двухколонковый с заземляющими ножами РНД(З)-35/1000У1 [20]. ( ). Его стоимость равна

С учетом найденного ранее коэффициента пересчета , современная стоимость высоковольтного разъединителя РНД(З)-35/1000У1 по формуле (6.1.18), равна:

Таким образом, капиталовложения в оборудование подстанции 35 кВ К_ОБ35 по формуле (6.1.15), равны:

Далее переходят к нахождению стоимости потерь энергии. Стоимость потерь энергии для линии и для оборудования (трансформатора) рассчитывается отдельно.

Стоимость потерь энергии для линий определяется по выражению, руб/год,

(6.1.21)

здесь I — максимальный ток в линии, А. Потери энергии будем для простоты определять без учета ежегодного роста нагрузки. Для линии 35 кВ , а для линии 110 кВ - .

R —активное сопротивление линий, Ом. Для линии 35 кВ , для линии 110 кВ .

t — время максимальных потерь, ч/год [определяется по заданному числу часов использования максимума Т_макс. Для текстильного комбината , как уже отмечалось ранее, [10]. Используя указанную зависимость для любых значений находят, что .

с_Э — стоимость 1 кВт×ч потерь энергии по замыкающим затратам, руб/(кВт×ч). Величина с_Э в общем случае зависит от t .

Согласно основным методическим положениям технико-экономических расчетов в энергетике стоимость потерь энергии по замыкающим затратам принята равной средней в энергосистеме себестоимости электроэнергии, отпущенной с шин новых конденсационных электростанций.

На современном этапе принимают .

Итак, стоимость потерь энергии для линии 35 кВ по формуле (6.1.21):

Стоимость потерь энергии для линии 110 кВ по формуле (6.1.21):

Стоимость потерь энергии группы одинаковых параллельно включенных трансформаторов определяется по выражению, руб/год,

(6.1.22)

здесь n — число трансформаторов в группе. В данном случае для обоих вариантов напряжения n = 2.

DP_X и DP_K — номинальные (табличные) потери холостого хода и короткого замыкания, кВт. Для ТРДНС-32000/35: DP_Х = 29 кВт; DP_К = 145 кВт; для ТРДН-40000/110: DP_Х = 34 кВт; DP_К = 170 кВт.

c_Эх и c_Эк — стоимость 1 кВт×ч потерь энергии холостого хода и короткого замыкания соответственно. Принимают c_Эх = c_Эк = 50 коп./кВт×ч.

Т — время работы трансформаторов, ч/год (при его работе круглый год Т = 8760 ч). В рассматриваемом случае, .

S_n — фактическая мощность, протекающая по всем трансформаторам группы, МВ×А.

Итак, стоимость потерь энергии двух параллельно включенных трансформаторов ТРДНС-32000/35 по формуле (6.1.22), равна:

Стоимость потерь энергии двух параллельно включенных трансформаторов ТРДН-40000/110 по формуле (6.1.22), равна:

Таким образом, все необходимое для расчета приведенных затрат обоих вариантов строительства найдено.

Суммирование производится по элементам системы (линиям, трансформаторам и т. д.). Вариант считается оптимальным, если приведенные затраты минимальны. Если какая-либо составляющая этих затрат входит во все сравниваемые варианты (величина постоянная), она может не учитываться, так как на выбор варианта не влияет.

Далее определяют приведенные затраты по элементам с использованием формулы , но без учета ущерба:

· приведенные затраты для варианта строительства ВЛЭП на 35 кВ:

(6.1.23)

· приведенные затраты для варианта строительства ВЛЭП на 110 кВ:

· приведенные затраты для варианта строительства подстанции на 35 кВ:

· приведенные затраты для варианта строительства подстанции на 110 кВ:

В результате, суммарные приведенные затраты для варианта строительства ВЛЭП и подстанции на 35 кВ, равны:

(6.1.24)

В результате, суммарные приведенные затраты для варианта строительства ВЛЭП и подстанции на 110 кВ, равны:

(6.1.25)

Таким образом, суммарные приведенные затраты для варианта строительства ВЛЭП и подстанции на напряжение 35 кВ больше, чем на 110 кВ . В таких случаях, с учетом всех допущений (введение коэффициента перегрузки К = 1,45 и выбор трансформатора ТРДНС – для собственных нужд электростанций) для варианта на напряжение 35 кВ, за рациональное напряжение питания выбирают более высокое напряжение. То есть, для рассмотренного случая, им будет являться напряжение 110 кВ.

6.2 Выбор схем распределительных устройств высшего напряжения с учетом надежности

Схемы электрических соединений на стороне высшего напряжения подстанций желательно выполнять наиболее простыми. Учитывая расстояние до системы, уровень надежности потребителей, вид схемы питания и влияние окружающей среды, выбирают следующие две схемы РУ ВН.

а) б)

Рис. 5. Однолинейные схемы электрических соединений главных понизительных подстанций с двумя трансформаторами: а) - без выключателей на стороне высшего напряжения; б) - с выключателями

Выбор схемы РУ ВН неоднозначен, поскольку с одной стороны установка выключателей на стороне высшего напряжения в связи с дороговизной кажется экономически необоснованной, но с другой стороны применение их в электроснабжении промышленных предприятий приводит к снижению экономических потерь во много раз при авариях и перерывах электроснабжения. Так как в схеме с выключателем время восстановления напряжения значительно ниже, то происходят меньшие нарушения технологического процесса, а так же предотвращается развитие аварий технологических установок. Особенно это важно в нефтеперерабатывающей и химической промышленности, т. к. перерывы в электроснабжении могут привести к значительному экономическому ущербу в технологии.

Достоверность вышесказанного можно подтвердить рассчитав надежность рассматриваемых схем.

Расчет надежности

Для расчета надежности в схему без выключателей на стороне высшего напряжения (рис. 5а) включено большее количество элементов, чем в схему с выключателями (рис. 5б), так как необходимо учитывать все элементы схемы до отключающего элемента, которым для схемы (рис. 5а) является высоковольтный выключатель подстанции системы.

Ремонтная перемычка QS7,QS8 (рис. 5а) и QS5,QS6 (рис. 5б) в нормальном (эксплуатационном) режиме работы не влияет на надежность схемы. Перемычка используется только в периоды ремонта одного из вводов. Поэтому в расчетах надежности она не учитывается.

В соответствии со схемами электроснабжения (рис. 5, а,б) составляют блок-схемы расчета надежности (рис. 6, а,б), заменяя элементы схем распределительных устройств блоками и нумеруя их по порядку.

Затем разделяют полученные блок-схемы на логические расчетные схемы (ЛРС) I, II, III и IV для упрощения расчетов.

а) б)

Рис. 6. Блок-схемы расчета надежности

Сначала рассчитывают надежность для схемы без выключателей на стороне высшего напряжения (рис. 5а).

Показатели надежности элементов схемы представлены в таблице 6.

На низкой стороне подстанции рациональное напряжение будет определено технико-экономическим сравнением в расчете системы распределения. Учитывая, что показатели надежности элементов СЭС на напряжение 6 и 10 кВ одинаковы, то на данном этапе ограничиваются указанием возможных вариантов напряжения системы распределения.

Таблица 6 - Показатели надежности элементов СЭС

№ элемента на расчетной схеме	Элементы	w_а, (1/год)	Т х 10^-3, (год)	w_р, (1/год)	t_рх 10^-3, (год)
ИП1, ИП2	Источники питания предприятия	0	-	-	-
1, 3, 5, 7, 9, 11	Разъединитель 110 кВ	0,008	1,712	-	-
2, 8	Ячейка с воздуш-м выключателем 110 кВ	0,18	1,256	0,67	2,28
4, 10	Воздушная линия электропере- дачи 110 кВ на 1 км длины	0,011	0,913	1,00	2,28
6, 12	Трансформатор силовой 110/6-10	0,01	20,55	1,00	2,28
13, 14, 15, 16	Ячейка масляного выключателя 6,10 кВ	0,035	0,26	0,67	0,91
17, 18, 19, 20	Отходящая линия 6,10 кВ при развитии отказов	0,012	0,114	-	-
-	Комплект АВР 6,10 кВ: · вероятность отказа · вероятность развития отказа при действии АВР	0,18 0,04	- -	- -	- -
-	Неавтоматическое включение резервного питания	-	0,038	-	-
-	Секция шин 6,10 кВ	0,01	0,228	-	-

Сначала рассчитывается ЛРС I и II.

1. Определяют показатели аварийных отключений вводов ( ).

Средний параметр потока отказов для I ввода из-за аварийных отключений равен сумме параметров потока отказов элементов I ввода и параметра потока отказов источника питания I ввода :

(6.3.1)

Средний параметр потока отказов для II ввода из-за аварийных отключений равен сумме параметров потока отказов элементов II ввода и параметра потока отказов источника питания II ввода :

(6.3.2)

Среднее время восстановления напряжения для I ввода после аварийного отключения , равно:

(6.3.3)

Среднее время восстановления напряжения для II ввода после аварийного отключения , равно:

(6.3.4)

2. Показатели аварийных отключений из-за отказов шин ТП или из-за развития отказов со стороны присоединений ( ).

Присоединениями в данном случае являются по две ячейки ( ) с масляным выключателем на каждой секции шин , а шины ТП образованы низкой стороной трансформатора, то есть число потока отказов шин равно числу потока отказов трансформатора . Аналогичная ситуация и для длительности восстановления напряжения. Средний параметр потока отказов и среднее время восстановления напряжения для I ввода из-за развития отказов со стороны присоединений:

(6.3.5)

(6.3.6)

Средний параметр потока отказов и среднее время восстановления напряжения для II ввода из-за развития отказов со стороны присоединений:

(6.3.7)

(6.3.8)

3. Показатели аварийных отключений секций шин ( ).

Средний параметр потока отказов и среднее время восстановления напряжения для I ввода из-за аварийных отключений секций шин, то есть аварийных отключений ввода ( ) или развития отказов со стороны присоединений ( ):

(6.3.9)

(6.3.10)

Средний параметр потока отказов и среднее время восстановления напряжения для II ввода из-за аварийных отключений секций шин, то есть аварийных отключений ввода ( ) или развития отказов со стороны присоединений ( ):

(6.3.11)

(6.3.12)

4. Показатели полных отключений вводов ( ).

Определение показателей (р – отключение для профилактического ремонта или обслуживания) производится исходя из предположения, что возможности совмещения ремонтов элементов ввода реализованы не полностью. Числовые характеристики плановых ремонтов элементов 1, 2, 3, 4, 5, (7, 8, 9, 10, 11) образуют одну ремонтируемую группу с показателями:

Элемент 1, 3, 5 (7, 9, 11) – разъединитель 110 кВ в ремонтируемую группу не включен, так как его профилактическое обслуживание проводится одновременно с ремонтом воздушной линии электропередач 110 кВ и воздушного выключателя 110 кВ.

Средний параметр потока отказов и среднее время восстановления напряжения для I ввода из-за аварийных отключений ввода ( ) или отключений для профилактического ремонта и обслуживания ( ):

(6.3.13)

(6.3.14)

Средний параметр потока отказов и среднее время восстановления напряжения для II ввода из-за аварийных отключений ввода ( ) или отключений для профилактического ремонта и обслуживания ( ):

(6.3.15)

(6.3.16)

5. Затем определяются показатели полных отключений секций шин ( ).

Средний параметр потока отказов и среднее время восстановления напряжения для I ввода из-за аварийных отключений ввода, отключений для профилактического ремонта и обслуживания ( ) или развития отказов со стороны присоединений ( ):

(6.3.17)

(6.3.18)

Средний параметр потока отказов и среднее время восстановления напряжения для II ввода из-за аварийных отключений ввода, отключений для профилактического ремонта и обслуживания ( ) или развития отказов со стороны присоединений ( ):

(6.3.19)

(6.3.20)

Далее переходят к расчету ЛРС III и IV.

Поскольку параметры элементов, составляющих ЛРС III и IV одинаковы и число потока отказов а также время восстановления расчет будет представлен на примере ЛРС III, для ЛРС IV он идентичен.

6. Показатели аварийных отключений из-за отказов шин ТП или из-за развития отказов со стороны присоединений ( ).

На данном этапе проектирования количество отходящих линий неизвестно, поэтому для упрощения расчетов принимают число присоединений m_III = 1 для обоих секций шин – 3 и 4 (секции шин пронумерованы в соответствии с номерами источников питания (ИП) для данных секций). Показатели надежности для элементов 17 и 18 ЛРС III и для секций шин 6-10 кВ (табл. 6), равны: , .

Средний параметр потока отказов и среднее время восстановления напряжения для 3 секции шин из-за развития отказов со стороны присоединений:

(6.2.1.21)

(6.2.1.22)

Средний параметр потока отказов и среднее время восстановления напряжения для 4 секции шин из-за развития отказов со стороны присоединений:

(6.3.23)

(6.3.24)

7. Показатели надежности отдельных секций шин ТП при сохранении электроснабжения на других – индивидуальные показатели ( ).

Средний параметр потока отказов и среднее время восстановления напряжения для 3 секции шин из-за отказов ИП ( ) с учетом вероятности отказа АВР или развития отказов со стороны присоединений ( ):

(6.3.25)

(6.3.26)

Средний параметр потока отказов и среднее время восстановления напряжения для 4 секции шин из-за отказов ИП ( ) с учетом вероятности отказа АВР или развития отказов со стороны присоединений ( ):

(6.3.27)

(6.3.28)

8. Показатели аварийных отключений секций шин ( ).

Средний параметр потока отказов и среднее время восстановления напряжения для 3 секции шин из-за отказов ИП ( ) или развития отказов со стороны присоединений ( ):

(6.3.29)

(6.3.30)

Средний параметр потока отказов и среднее время восстановления напряжения для 4 секции шин из-за отказов ИП ( ) или развития отказов со стороны присоединений ( ):

(6.3.31)

(6.3.32)

9. Показатели полных отключений ввода ( ).

Показатели для данной ЛРС не определяются, так как на вводе схемы элементов нет, а вышерасположенные элементы относятся к I и II ЛРС, при расчете которых ремонтные показатели уже были учтены. Отсюда, показатели надежности полных отключений ввода ЛРС III ( ) равны показателям надежности из-за аварийных отключений ввода, которыми в данном случае являются показатели ИП 3 и ИП 4 ( ):

10. Показатели полных отключений секций шин ( ).

Так как показатели надежности полных отключений ввода ЛРС III ( ) равны показателям надежности ИП 3 и ИП 4 ( ) соответственно, то показатели полных отключений секций шин равны показателям аварийных отключений секций шин соответственно:

11. Показатели полного отключения ТП ( ).

Показатели одновременного отказа ИП 3 и 4 секции шин:

(6.3.33)

(6.3.34)

Полное отключение ТП происходит при:

· аварийном отключении 4 секции шин (аварийное отключение ввода или аварийное отключение из-за отказов шин ТП или из-за развития отказов со стороны присоединений) во время ремонта или аварии на 3 секции шин и наоборот;

· аварийном отключении из-за отказов шин ТП или из-за развития отказов со стороны присоединений во время аварии или ремонтных работ на вводе 3 секции шин с учетом отказа АВР (то же для 4 секции шин);

· аварийном отключении 3 или 4 секции шин (аварийном отключении ввода или аварийном отключении из-за отказов шин ТП или из-за развития отказов со стороны присоединений)с учетом ложного срабатывания АВР;

· отказе обоих источников питания.

Учитывая все вышеперечисленное, показатели надежности полного отключения ТП ( ) равны:

(6.3.35)

(6.3.36)

12. Показатели, характеризующие отказы одной, но любой, секции ТП при сохранении напряжения на другой ( ):

(6.3.37)

(6.3.38)

13. Отказы каждой из секций независимо от работоспособности другой ( ):

(6.3.39)

(6.3.40)

(6.3.41)

(6.3.42)

14. Отказы любого вида ( ):

(6.3.43)

(6.3.44)

15. Вероятность безотказной работы и коэффициент простоя, характеризующие все вышерассмотренные случаи нарушения электроснабжения определяются по формулам (6.3.45) и (6.3.46). Так при отключении секции 3 при сохранении питания 4 секции:

(6.3.45)

(6.3.46)

Результаты расчета сведены в таблицу 7.

Таблица 7 - Показатели надежности для схемы с разъединителями (рис. 5а).

Разновидности нарушения электроснабжения	Числовой показатель надежности
Разновидности нарушения электроснабжения
Отключение секции 3(5) при сохранении питания 4(6) секции	0,267	0,429	0,766	0,013×10^-3
Отключение секции 4(6) при сохранении питания 3(5) секции	0,267	0,429	0,766	0,013×10^-3
Отключение одной из секций [3 или 4 (5 или 6)] при сохранении питания другой	0,534	0,429	0,586	0,026×10^-3
Отключение секции 3(5) независимо от сохранения питания 4(6) секции	0,284	0,911	0,753	0,03×10^-3
Отключение секции 4(6) независимо от сохранения питания 3(5) секции	0,284	0,911	0,753	0,03×10^-3
Отключение секций 3 и 4 (5 и 6) одновременно	0,017	8,41	0,983	0,016×10^-3
Любое нарушение ЭС	0,551	0,077	0,576	0,042×10^-3

Теперь определим показатели надежности для схемы с выключателями на стороне высшего напряжения (рис. 5б).

Показатели надежности элементов схемы представлены в таблице 8.

Таблица 8 - Показатели надежности элементов СЭС

№ элемента на расчетной схеме	Элементы	w_а, (1/год)	Т х 10^-3, (год)	w_р, (1/год)	t_рх 10^-3, (год)
ИП1, ИП2	Источники питания предприятия	0	-	-	-
1, 3, 5, 7	Разъединитель 110 кВ	0,008	1,712	-	-
2, 6	Ячейка с воздушным выклю-чателем 110 кВ	0,18	1,256	0,67	2,28
4, 8	Трансформатор силовой 110/6-10	0,01	20,55	1,00	2,28
9, 10, 11, 12	Ячейка масляного выключателя 6,10 кВ	0,035	0,26	0,67	0,91
13, 14, 15, 16	Отходящая линия 6,10 кВ при развитии отказов	0,012	0,114	-	-
-	Комплект АВР 6,10 кВ: · вероятность отказа · вероятность развития отказа при действии АВР	0,18 0,04	- -	- -	- -
-	Неавтоматическое включение резервного питания	-	0,038	-	-
-	Секция шин 6,10 кВ	0,01	0,228	-	-

Сначала рассчитывается ЛРС I и II.

1. Определяем показатели аварийных отключений вводов.

(6.3.47)

(6.3.48)

Среднее время восстановления напряжения для I ввода после аварийного отключения , равно:

(6.3.49)

Среднее время восстановления напряжения для II ввода после аварийного отключения , равно:

(6.3.50)

Средний параметр потока отказов и среднее время восстановления напряжения для I ввода из-за развития отказов со стороны присоединений:

(6.3.51)

(6.3.52)

(6.3.53)

(6.3.54)

3. Показатели аварийных отключений секций шин ( ).

(6.3.55)

(6.3.56)

(6.3.57)

(6.3.58)

4. Показатели полных отключений вводов ( ).

Определение показателей (р – отключение для профилакти-ческого ремонта или обслуживания) производится исходя из предположения, что возможности совмещения ремонтов элементов ввода реализованы не полностью. Числовые характеристики плановых ремонтов элементов 1, 2, 3 (5, 6, 7) образуют одну ремонтируемую группу с показателями:

Элемент 1, 3 (5, 7) – разъединитель 110 кВ в ремонтируемую группу не включен, так как его профилактическое обслуживание проводится одновременно с ремонтом воздушного выключателя 110 кВ.

(6.3.59)

(6.3.60)

(6.3.61)

(6.3.62)

5. Показатели полных отключений секций шин ( ).

(6.3.63)

(6.3.64)

(6.3.65)

(6.3.66)

Затем переходят к расчету ЛРС III и IV.

Поскольку параметры элементов, составляющих ЛРС III и IV одинаковы и число потока отказов а время восстановления расчет будет представлен на примере ЛРС III, для ЛРС IV он идентичен.

На данном этапе проектирования количество отходящих линий неизвестно, поэтому для упрощения расчетов принимают число присоединений m_III = 1 для обоих секций шин – 3 и 4 (секции шин пронумерованы в соответствии с номерами источников питания (ИП) для данных секций). Показатели надежности для элементов 13 и 14 ЛРС III и для секций шин 6-10 кВ (таблица 8), равны: , .

(6.3.67)

(6.3.68)

(6.3.69)

(6.3.70)

(6.3.71)

(6.3.72)

(6.3.73)

(6.3.74)

8. Показатели аварийных отключений секций шин ( ).

(6.3.75)

(6.3.76)

(6.3.77)

(6.3.78)

9. Показатели полных отключений ввода ( ).

10. Показатели полных отключений секций шин ( ).

11. Показатели полного отключения ТП ( ).

Показатели одновременного отказа ИП 3 и 4 секции шин:

(6.3.79)

(6.3.80)

Полное отключение ТП происходит при:

· отказе обоих источников питания.

Учитывая все вышеперечисленное, показатели надежности полного отключения ТП ( ) равны:

(6.3.81)

(6.3.82)

12. Показатели, характеризующие отказы одной, но любой, секции ТП при сохранении напряжения на другой ( ):

(6.3.83)

(6.3.84)

13. Отказы каждой из секций независимо от работоспособности другой ( ):

(6.3.85)

(6.3.86)

(6.3.87)

(6.3.88)

14. Отказы любого вида ( ):

(6.3.89)

(6.3.90)

15. Вероятность безотказной работы и коэффициент простоя, характеризующие все вышерассмотренные случаи нарушения электроснабжения определяются по формулам. Так при отключении секции 3 при сохранении питания 4 секции:

(6.3.91)

(6.3.92)

Результаты расчета представлены в таблице 9.

Таблица 9 - Показатели надежности для схемы с выключателями (рис. 5б)

Разновидности нарушения электроснабжения	Числовой показатель надежности
Разновидности нарушения электроснабжения
Отключение секции 3(5) при сохранении питания 4(6) секции	0,192	0,464	0,825	0,01×10^-3
Отключение секции 4(6) при сохранении питания 3(5) секции	0,192	0,464	0,825	0,01×10^-3
Отключение одной из секций [3 или 4 (5 или 6)] при сохранении питания другой	0,384	0,464	0,681	0,02×10^-3
Отключение секции 3(5) независимо от сохранения питания 4(6) секции	0,202	0,797	0,817	0,018×10^-3
Отключение секции 4(6) независимо от сохранения питания 3(5) секции	0,202	0,797	0,817	0,018×10^-3
Отключение секций 3 и 4 (5 и 6) одновременно	0,0095	7,499	0,991	0,008×10^-3
Любое нарушение ЭС	0,394	0,631	0,674	0,028×10^-3

Таким образом, видно, что вероятность безотказной работы для схемы с выключателями (рис. 5,б) больше, а коэффициент простоя меньше, чем для схемы с разъединителями на высокой стороне подстанции (рис. 5,а) для всех вышерассмотренных случаев нарушения электроснабжения.

Итак, рассчитав параметры надежности рассматриваемых схем, можно определить среднегодовой ожидаемый ущерб от перерывов электроснабжения, входящий в формулу годовых приведенных затрат.

Дата добавления: 2019-07-15; просмотров: 752; Мы поможем в написании вашей работы!

Поделиться с друзьями:

12 3 Следующая ⇒

Мы поможем в написании ваших работ!