Раздел 4. ПОВЫШЕНИЕ ЭКСПЛУАТАЦИОННОЙ НАДЕЖНОСТИ ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЯ ПИТАЮЩЕЙ СЕТИ
И ПОДСТАНЦИЙ
Задача 4.1.Применительно к двум вариантам сети, изображенным на рис. 2.1, необходимо составить надежностные схемы замещения для последующих расчетов комплексных показателей надежности относительно подстанции № 2. Здесь выключатели ОРУ входят в элемент схемы – линия Wi, привнося отказы в работу элементов, включая секционный выключатель (рис. 2.1, а).
Критерии отказа схемы:
1. Применяется «схема двух отказов» – рассматривается одновременный отказ не более двух элементов схемы замещения, либо наложение отказа одного элемента в параллельной цепи на ремонт другого (плановый или аварийный).
2. Отказы выключателей питающих линий приводят к отказу линии в целом как последовательного элемента.
3. Полный отказ схемы подстанции происходит и при работе АВР с переходом КЗ на другую секцию НН при двустороннем отказе секционных выключателей (на примере подстанции № 2 – выключателей Q6и Q14).
4. При отказе секционного выключателя ОРУ ВН транзит электроэнергии идет через ремонтную перемычку.
Сделаем следующие допущения:
1. Отказы элементов схемы независимые.
2. Ремонты силовых трансформаторов и линий, плановые и планово-предупредительные, производятся во время ремонтов основных производств потребителя, при этом минимально-необходимая технологическая нагрузка питается по резервным линиям 6-10 кВ со смежных подстанций.
3. Пропускная способность каждой ЛЭП при изменении точки потокораздела не ограничена, включая аварийные режимы зимнего максимума нагрузки.
|
|
|
4. Коэффициент длительной перегрузки трансформаторов подстанций – 1,1, аварийный – 1,3.
5. Надежность сборных шин не принимаем в учет – считаем «абсолютно» надежными.
Схема замещения варианта 1 сети относительно подстанции № 2
| Q4 |
| Q8 |
| Q7 |
| Q5 |
| W3 |
| W4 |
| T3 |
| T4 |
| QT3 |
| QT4 |
| Q’6 |
| Q’14 |
| Q1 |
| Q11 |
| Q10 |
| Q2 |
| W1 |
| W2 |
| Q3 |
| Q9 |
После простых преобразований с учетом сделанных допущений получим нижеследующую схему замещения
| W1 |
| W2 |
| W4 |
| W3 |
| Q3 |
| Q9 |
| T3 |
| T4 |
| QT3 |
| QT4 |
| Q’6 |
| Q’14 |
и окончательно упрощает схему замещения
| I |
| II |
| III |
| IV |
| Q’6 |
| Q’14 |
На основе вышеприведенных соотношений получим нижеследующие выражения:
; 
;
.
Аналогичные выражения получаем для вероятностей отказов qi:
; 
;
.
Сделав окончательное преобразование схемы, получим частоту 
и вероятность 
полного отказа схемы подстанции
;
.
Схема замещения варианта 2 сети относительно подстанции № 2
| QT1 |
| Q’9 |
| Q’9 |
| Q1 |
| Q21 |
| Q4 |
| Q3 |
| W1 |
| W2 |
| T1 |
| T2 |
| I |
| II |
| I |
| II |
| QT2 |
|
|
|
Аналогичные выкладки позволяют получить следующие выражения для частоты и вероятности полного отказа подстанции:
;
.
Рассмотрим комплексные показатели надежности на интервалах времени, кратных 
– результирующие показатели надежности за календарный год и кратные интервалы.
Применительно к j-й подстанции схемы электроснабжения определим комплексные показатели надежности относительно уровня мощности одного из двух трансформаторов 
, учитывая что 
:
;
;
,
где 
, 
– интенсивности текущих и капитальных ремонтов; 
, 
– длительности текущих и капитальных ремонтов i-го трансформатора, 
, 
, 
– соответственно коэффициенты готовности, плановых и неплановых простоев.
Недоотпуск электроэнергии 
j-й подстанции определяется как
,
где 
– разница в k-м состоянии i ≠ k, когда 
– располагаемая мощность подстанции 
меньше чем 
и имеет место недопотребление (недоотпуск) ЭЭ в состоянии с вероятностью 
. Ущерб при наличии недоотпуска 
определится как
,
где 
– удельный ущерб, руб./кВт×ч.
С учетом состояний плановых ремонтов технических установок 
трансформаторов j-х подстанций последние два показателя 
и 
определяются как уточненные
|
|
|
;
,
где 
; 
– нагрузка j-й подстанции в период ремонта технологических установок узла 
.
Коэффициент технического использования 
j-й подстанции характеризует степень загрузки (использования) установленной номинальной мощности и определяется из соотношения
,
где 
, 
– соответственно потребленная за время 
и максимально потребляемая энергии для j-й подстанции.
Учитывая, что для ответственных потребителей нефтехимии и нефтегазопереработки, а также машиностроительных производств мощность трансформаторов подстанций следует выбирать по условию 
, приведем выражение для коэффициента эффективности 
j-й подстанции, определяемого по выражению
где 
, 
– недопотребленная ЭЭ потребителем j-й подстанции относительно мощности 
, связанная с неравномерностью графика нагрузки; 
– определенный выше недоотпуск ЭЭ потребителю j-й подстанции из-за отказов оборудования схемы сети и КНЭ.
Задача 4.2.Для двух вариантов сети (рис. 2.1, см. условия задачи 4.1) произвести расчет комплексных показателей надежности относительно шин 10 кВ подстанции № 2. Величину удельного ущерба у0i в обоих вариантах принять равной у0 = 22 руб./кВт×ч (см. табл. П2.2). Частота отключений от посадок напряжения 
изменяется от 1 до 7 1/год, со средней длительностью восстановления технологического процесса Тв = 5,3 ч. Средняя отключаемая мощность Рнг = 16900 кВт. Длина линий в варианте 1 сети: W1 и W2 равна 7 км, а линий W3 и W4 соответственно 3 км; в варианте 2 сети длина обеих линий W1 иW2 равна 10 км.
|
|
|
Решение
В соответствии с выражениями, составленными для надежностных схем замещения вариантов сети (задача 4.1), проведем расчет вероятностей отказов элементов схем на основе единичных показателей надежности элементов сети (см. табл. П.1). Так, применительно к элементам схемы замещения варианта 1 получим:
qI = qII = 2×0,73×10–4 + 1,13×10–3×0,07 + 0,73×10–4+ 2×0,73×10–4 +
+ 1,13×10–3×0,03 = 0,000478.
Для элементов IIIиIV произведем учет состояний капитальных и текущих ремонтов:
qIII = qIV = 0,23×10–3 + (0,6×10–2 + 0,274×10–2) = 0,9×10–2.
Вероятности отказов элементов Q6 и Q14 соответственно равны 0,73×10–4 и 0,51×10–5.
Для варианта 2 сети получим следующие значения:
qI = qII = 2×0,73×10–4 + 1,13×10–3×0,1 + 0,9×10–2+ 0,5×10–5 = 0,0093.
Тогда для варианта 1 сети вероятности полного погашения питания подстанции 2 определим как
= 0,47822×10–3 + 0,73×10–4 +
+ (0,9×10–2)2 + 0,5×10–5 = 0,159×10–3.
Для варианта 2 сети вероятность полного погашения питания составит
= 0,00932 + 0,5×10–5 = 0,91×10–4.
Определим комплексные показатели надежности на основе вышеприведенных выражений. С учетом принятого условия 
недоотпуск электроэнергии потребителю имеет место в случае полного погашения подстанции, тогда для варианта 1
Kн = Qп2 = 0,159×10–3;
Kг = 1 – 0,159×10–3 = 0,9998.
Коэффициент плановых простоев применительно к мощности одного трансформатора определится как:
.
Недоотпуск электроэнергии 
для подстанции 2 определится
8760×0,000159×16900 = 23539 кВт×ч;
ущерб в варианте 1 сети составит
Уп2 = у0× 
= 22×23539 = 517858 руб./год.
Аналогично определим показатели для варианта 2 сети:
Kн = Qп2 = 0,91×10–4;
Kг = 1 – 0,000091 = 0,9999;
= 8760×0,91×10–4×16900 = 13472 кВт×ч;
У = 22×13472 = 296384 руб./год.
Их полученных результатов следует, что вариант 2 сети имеет более высокие показатели надежности и меньший ущерб.
Задача 4.3.По условиям задачи 4.2 произвести расчет комплексных показателей надежности, таких как коэффициент технического использования Kти и коэффициент эффективности Kэф при следующих исходных данных.
= 744 ч; Траб = Тк – 
= 8760 – 744 = 8016 ч. Средняя активная мощность потребления за время Траб 
= 16900 кВт; cosj = 0,85. Максимальная мощность потребления по графику электрических нагрузок 
= 19200 кВт, при этом среднесуточная длительность ее не превышает 8 ч.
Решение
Определим коэффициенты Kти и Kэф по вышеприведенным выражениям:
;
.
Учитывая условие предшествующей задачи, приводящее к отсутствию дефицита потребляемой мощности потребителем подстанции 2 при отключении одной из цепей линий или одного из трансформаторов подстанции, получим
.
Таким образом, определим Kти2 по вариантам сети. В варианте 1
.
По аналогии определяем для варианта 2 сети:
.
Различие в значениях Kти по вариантам сети несущественное, поэтому определим Kэф для одного из вариантов:
.
Формирование программ реконструкции.Известно, что основными воздействующими факторами при КНЭ являются длительность и глубина возмущения в сети. Последний параметр, в свою очередь, определяется конфигурацией (структурной схемой) сети и временем, необходимым для работы релейной защиты. Последствия воздействия факторов КНЭ на технологический процесс потребителя во многом определяется его живучестью, то есть способностью противостоять возмущениям, а также частотой самих событий 
.
Таким образом, для проведения анализа на предварительном этапе разработки программ реконструкции необходимо сделать нижеследующее.
1. Оценить влияние каждого из факторов КНЭ, включая частоту событий провалов, на работу основных механизмов технологических установок потребителей (а также требования лицензиаров продукции).
2. В зависимости от приоритетности воздействующего фактора (условий самозапуска двигателей, выдержек защит, логики работы автоматики и др.) наметить мероприятия по реконструкции и ранжировать их в порядке эффективности воздействия на внешние КНЭ.
3. Произвести реальную оценку удельных ущербов при отключении нагрузки потребителя(работа технологических защит, перерывы питания, выпуск бракованной продукции и т. п.). В табл. 4.3 приведены данные об ущербах из-за КНЭ в схеме питания нефтехимического производства.
В данном пособии не учитываются устойчивоспособность и живучесть технологических процессов потребителей при внешних возмущениях, а для определения значений 
используется статистический подход. Предлагаемые программы по реконструкции объектов питающих сетей направлены на снижение влияния факторов КНЭ за счет технических мероприятий внутреннего характера изменений в самой сети и мер системного характера на уровне сетевой или генерирующей компаний – в зависимости от балансовой принадлежности ЦП.
Применительно к нашим вариантам сети программы по реконструкции представлены в табл. 4.1.
Повлиять на частоту 
посадок напряжений в прилегающей сети организационно-техническими мероприятиями крайне затруднительно. В нашем примере частота провалов 
= 4,5–11,8 1/год в расчете на 1 ЦП. При этом нижняя граница показателя соответствует полному отключению нагрузки основного потребителя (по критерию 
< 0,8 
. Таким образом, каждый третий провал U сопровождается отключением нагрузки. Поэтому основной упор сделан на мероприятия, приводящие к снижению длительности КНЭ (установка в сети быстродействующих выключателей и защит) и глубины провалов напряжений (установка реакторов в цепи МШВ и замена проводов старой конструкции на современные высокотемпературные провода). На рис. 4.1 приведена принципиальная схема питающей сети (см. лекцию 2, фрагмент варианта РЭС 2), на которой отображены мероприятия, направленные на снижение влияния факторов КНЭ (показаны и выделены пунктиром, а также с индексом р), подробно представленные в табл. 2.2 как программы реконструкции.
Высокотемпературные провода из сплавов алюминия и циркония, позволяющие при высокой температуре не менять своих геометрических размеров, имеют более высокое омическое сопротивление и позволяют на коротких длинах линий электрически удалять точку внешнего КЗ на необходимую длину, в пределах которой глубина провала напряжения допустимая.
Рис. 4.1. Мероприятия в питающей сети, направленные на снижение
влияния факторов КНЭ
Задача 4.4. Произвести расчет капиталовложений в реконструкцию по вариантам питающей сети (1, 2, 3) в соответствии с вышеприведенными мероприятиями (рис. 4.1). Исходные данные по стоимости электрооборудования (за единицу, включая монтажные работы) приведены ниже.
тыс. руб.
1. Выключатель элегазовый 110 кВ
с комплектом защиты 18000
2. Реактор токоограничивающий 110 кВ 5000
3. Провод из алюминиево-циркониевого сплава
за 1 км, сечением, мм2:
– 95 340
– 120 340
– 185 402,5
Указанные высокотемпературные провода по омическому сопротивлению соответствуют сталеалюминиевым АС сечением 70,95 и 120 мм2. В вариантах сети длина провода, подлежащего замене, составляет соответственно 30, 40 и 40 км в однофазном исполнении.
Решение
В соответствии с планом и перечнем мероприятий по реконструкции намечаем к установке в вариантах сети элегазовые выключатели, включая головные в ОРУ 110 кВ центров питания, а также в цепях междушинных выключателей, куда необходимо включить токоограничивающие реакторы, для ограничения токов КЗ и снижения глубины провала напряжения.
Произведем подсчет числа выключателей 110 кВ по вариантам сети в Программе 1 для снижения длительности провала напряжения от основного источника питания.
В Программе 2 производится замена междушинных выключателей с установкой токоограничивающих реакторов 110 кВ в их цепи. Последнее мероприятие позволяет снизить глубину провала при КЗ на присоединениях одной их сборных шин ЦП (предположим на половине – по числу присоединений).
Программа 3 содержит перечень комбинированных мероприятий по ограничению длительности и глубины воздействия провалов напряжений (Программы 1 и 2).
Программы 4 и 5 состоят в замене сталеалюминиевого провода на высокотемпературные провода из циркониевого сплава, позволяющего существенно ограничить ток КЗ высоким сопротивлением материала провода, причем в варианте 5 также устанавливаются 2 выключателя с комплектами защит в цепи МШВ.
Результаты расчетов приведены в табл. 4.1, где отражены программы реконструкции по стороне 110 кВ и соответствующие им капиталовложения. Как видно из таблицы, схема электроснабжения влияет на количество оборудования в сети, подлежащего замене. Так, в варианте 1 сети замене подлежат 11 выключателей линий W1–W4 и мостиковых схем подстанций
1–3. В вариантах 2 и 3 сети количество выключателей поменьше – по 8, так как линий всего по 2 – W1 и W2 и отсутствуют перемычки с выключателями в блочных схемах подстанций 1–3. При этом общая длина линий в вариантах 2 и 3 сети больше, чем в варианте 1 по исходным данным.
Таблица 4.1. Программы реконструкции вариантов питающих сетей 110 кВ и составляющие затрат
| Программы реконструкции, содержание | Вариант 1 | Вариант 2 | Вариант 3 | ||||||||||||||||
| Количество оборудования | Затраты, тыс. руб. | Количество оборудования | Затраты, тыс. руб. | Количество оборудования | Затраты, тыс. руб. | ||||||||||||||
| выкл. Q | за-щит | реак-то-ров | пров. 110 кВ | К(РУ+ВЛ) | Ипер | выкл. Q | за-щит | реак-то-ров | пров. 110 кВ | К(РУ+ВЛ) | Ипер | выкл. Q | за-щит | реак-то-ров | пров 110 кВ | К(РУ+ВЛ) | Ипер | ||
| 1. Замена Qи защит на линиях W1–W4 | 11 | 11 | – | – | 198000 | – | 8 | 8 | – | – | 144000 | – | 8 | 8 | – | – | 144000 | – | |
| 2. Установка реак-торов* в цепях МШВ и выключа-телей с защитами | 2 | 2 | 2 | – | 46000 | – | 2 | 2 | 2 | – | 46000 | 2 | 2 | 2 | – | 46000 | |||
| 3. Замена Qв сети, МШВ ЦП и уста-новка реакторов* в цепях МШВ | 13 | 13 | 2 | – | 244000 | 10 | 10 | 2 | – | 190000 | 10 | 10 | 2 | – | 190000 | ||||
| 4. Замена про-вода** линий W1–W4 | 70 | – | – |
| 30 | 10200 | 30215 | – | – | – | 40 | 13600 | 35190 | – | – | – | 40 | 13600 | 35190 |
| 95 | 10200 | 17700 | 13600 | 20620 | 13600 | 20620 | |||||||||||||
| 120 | 12120 | 8200 | 16160 | 9600 | 16160 | 9600 | |||||||||||||
| 5. Замена про-вода линий W1–W2 и головных Q | 70 | 2 | 2 | – | 30 | 46200 | 30215 | 2 | 2 | – | 40 | 49600 | 35190 | 2 | 2 | – | 40 | 49600 | 35190 |
| 95 | 46200 | 17700 | 49600 | 20620 | 49600 | 20620 | |||||||||||||
| 120 | 48120 | 8200 | 52160 | 9600 | 52160 | 9600 | |||||||||||||
* Стоимость потерь в реакторе, включенном в цепь МШВ, ложится в тариф для всех потребителей ЦП.
** Провода высокотемпературные с циркониевым сплавом обладают повышенным омическим сопротивлением, аналогичным сталеалюминиевым с сечениями соответственно 70, 95 и 120 мм2.
Таблица 4.2. Оценка значений удельных ущербов от КНЭ в прилегающей сети за период 2006–2009 гг.
| № п/п | Характер инцидента в питающей сети | Общее кол-во, раз | Средняя длитель-ность, с | В том числе количество отключений нагрузки * | Удельная частота отключе-нийw | Средняя отключаемая мощность, кВт | Средний удельн. ущерб, руб./ кВт·ч | Примечания |
| 1 | Провалы напряжений DU с глубиной до 20 % от Uн | 35 | 0,247 | 7 | 0,2 | 15000 | Эти 7 случаев можно отнести ко второй группе инцидентов ** | |
| 2 | То же с глубиной 20–30 % от Uн | 51 | 0,31 | 8 | 0,16 | 12200 | 17,6 | |
| 3 | То же с глубиной выше 30 % от Uн | 43 | 0,248 | 28 | 0,6 | 18900 | 24,6 | |
| Всего | 129 | 16900 | 22 |
* Отключения, приводившие к ущербу.
** Все 7 случаев отключений нагрузки были вызваны последовательными чередующимися более глубокими провалами напряжений перемежающегося КЗ при грозе. Нагрузка была отключена.
Дата добавления: 2018-02-28; просмотров: 357; Мы поможем в написании вашей работы! |
Мы поможем в написании ваших работ!