Анализ работы подстанции "Южная" с исследованием надежности электроснабжения

ДИПЛОМНЫЙ ПРОЕКТ

по теме

Анализ работы подстанции "Южная" с исследованием надежности электроснабжения

2011



Рассмотрены условия работы электрического оборудования подстанции, рассмотрены нагрузки и построена картограмма нагрузок потребителей подстанции; произведен выбор типа и числа трансформаторов, рассмотрены токи короткого замыкания. Учитывая полученные значения, выбрано оборудование подстанции. Произведен анализ схемы, расчет надежности работы подстанции. Рассмотрены положения планирования технического обслуживания оборудования и технико-экономическая эффективность подстанции. Освещены вопросы техники безопасности и охраны труда.

Дипломный проект содержит 103 с, 39 табл., 13 ил., библ. 17 назв.

ОГЛАВЛЕНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

1. ПРОВЕРОЧНЫЙ РАСЧЕТ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ ПОДСТАНЦИИ «ЮЖНАЯ»

1.1 Влияние окружающей среды на работу подстанции

1.2 Проверка места положения подстанции

1.3 Проверка выбора числа и мощности трансформаторов

1.4 Анализ схемного решения подстанции "Южная"

1.5 Определение токов короткого замыкания

1.6 Выбор электрооборудования подстанции

2. ОЦЕНКА НАДЕЖНОСТИ РАБОТЫ ПОДСТАНЦИИ

2.1 Надежность тупиковых подстанций

2.2 Расчет показателей надежности элементов схемы

2.3 Расчет надежности схемы электроснабжения

2.4 Учет резервирования

3. ЭКОНОМИКА И ОРГАНИЗАЦИЯ ПРОИЗВОДСТВА

3.1 Общие положения

3.2 Организация и планирование технического обслуживания и ремонта оборудования подстанции

3.3 Экономическая эффективность электрической системы

4. БЕЗОПАСНОСТЬ ЖИЗНЕДЕЯТЕЛЬНОСТИ

4.1 Безопасность производства

4.2 Устойчивость работы подстанции в чрезвычайных ситуациях

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

ПЕРЕЧЕНЬ УСЛОВНЫХ ОБОЗНАЧЕНИЙ

ПЕРЕЧЕНЬ ЧЕРТЕЖЕЙ ДИПЛОМНОГО ПРОЕКТА

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

ВВЕДЕНИЕ

Электрическая энергия является наиболее удобным и дешевым видом энергии. Широкое распространение электрической энергии обусловлено относительной легкостью ее получения, преобразования и возможностью ее передачи на большие расстояния. Огромную роль в системах электроснабжения играют электрические подстанции - электроустановки, предназначенные для преобразования и распределения электроэнергии. Они являются важным звеном в системе электроснабжения. Поэтому рассмотрение работы электрических подстанций является важным этапом в подготовке грамотного специалиста.

При проектировании подстанции стараются использовать типовые решения, схемы и элементы, что приводит к унификации оборудования подстанции и как следствие к удешевлению обслуживания и проектировочной стоимости. Но на практике, при проектировании подстанции приходится учитывать особенности месторасположения и другие исходные условия.

Развитие промышленности и сельского хозяйства неразрывно связанно с ростом энергопотребления. Строительство подстанции Южная в городе предусмотрено «Схемой развития электрических сетей центральной части города Липецка». Подстанция предназначена для питания коммунально-бытовых и промышленных потребителей Центрального района города, в связи с интенсивным строительством в этих районах и необходимостью ликвидации по условиям застройки существующих ВЛ 35 кВ Бугор - Городская и п./ст. 35/6 кВ Городская. Подстанция "Южная" является типичной тупиковой подстанцией на отпайках. Таких подстанций очень много находится в эксплуатации на сегодняшний день.

В связи с тем, что существующие распределительные сети в городе Липецке эксплуатируются на напряжение 6 кВ, а для районов новой застройки должно вводится напряжение 10 кВ, на подстанции установлены трех обмоточных трансформаторов 110/10/6 кВ.

Подстанция присоединяется к двух цепному ответвлению от линии 110 кВ Правобережная - Бугор и на стороне 110 кВ коммутируется по схеме «блок линия - трансформатор».

С момента пуска подстанции «Южная» менялись требования к оборудованию, оно обновлялось, изменялись нагрузки потребителей подстанции. Проверочный анализ проводится для установления соответствия установленной мощности трансформаторов, мощностям потребителей получающих питание от подстанции, а также установленного оборудования требованиям современного этапа. Расчет включает в себя определение расчетных нагрузок, выбор мощностей и числа трансформаторов, расчет распределительных сетей, выбор электрических аппаратов и токоведущих частей распределительных устройств (РУ) подстанции, выбор схемы. Проверяется также оптимальность эксплуатируемой схемы электроснабжения, оборудования подстанции. С этой целью выполняются расчеты мощности и токов короткого замыкания.

В данной работе рассматривается надежность функционирования оборудования подстанции и, связанная с этим возможность бесперебойного обеспечения потребителей электроэнергией.

Для оптимально решения системы электроснабжения производится технико-экономическое сравнение нескольких вариантов и выбирается наиболее экономически выгодный из них (сравниваются варианты примерно одинаковые по надежности).

Целью данной работы является комплексная проверка схемы электроснабжения и оборудования подстанции «Южная» требованиям современного этапа, и оценка надежности ее функционирования.

1. ПРОВЕРОЧНЫЙ РАСЧЕТ ЭЛЕКТОСНАБЖЕНИЯ ПОДСТАНЦИИ «ЮЖНАЯ»

1.1 Влияние окружающей среды на работу подстанции

Конструктивное выполнение электрических сетей определяется условиями окружающей среды. Город Липецк по экологической массивности загрязнения различными химическими веществами входит в десятку самых неблагополучных городов России. В области много крупных предприятий, имеющих источники выбросов в атмосферу, четвертая часть из них, в том числе мощные металлургические предприятия размещены в городе Липецке. На таких предприятиях широко развиты такие производства как: сталеплавильное, коксохимическое, агломерационное, азотнотуковое. Практически во всех производствах применяются химические вещества. Несмотря на установку очистных фильтров, отработанные вещества в огромных количествах выбрасываются в атмосферу, а от туда с осадками попадают на ОРУ подстанции. Поэтому при выборе типа электрооборудования надо учитывать состав окружающего воздуха, то есть месторасположения подстанции относительно промышленного предприятия. Экологически неблагоприятная атмосфера оказывает влияние на электрооборудование подстанций находящееся на открытом воздухе. Учитывая близость расположения НЛМК, изоляция принимается усиленной.

Кроме вредных выбросов в атмосферу промышленных предприятий на работу подстанции влияет температура окружающей среды. Так как подстанция «Южная» располагается в умеренных широтах, то характерны изменение температуры окружающей среды в течение года. Зимой температура окружающей среды доходит до -300С, а летом до +300С. Такое колебание температуры не может не сказываться на оборудовании. Изменение температуры окружающей среды негативно сказывается на электрооборудовании. Так зимой при морозах необходима установка обогрева в шкафах приводов коммутационной аппаратуры. В масляных выключателях также необходимо поддерживать температуру масла в заданных пределах, для этого предусмотрено устройство для подогрева масла, это ведет к возрастанию стоимости оборудования, увеличению потребления энергии на собственные нужды.

Необходимо учитывать климатические, атмосферные условия в месте расположения подстанции при проектировании и выборе оборудования для ОРУ. В данном районе расчетная температура воздуха составляет 26 0С, температура самой холодной пятидневки -26 0С, нормативный напор ветра 40 кгс/см2, район по гололеду - 3, средняя высота снежного покрова 57 см, нормативная снеговая нагрузка 100 кгс/см2.

1.2 Проверка места положения подстанции

При выборе схемы электроснабжения существенную помощь оказывает картограмма электрических нагрузок. Картограммой называют план, на котором изображена средняя интенсивность распределения нагрузок приемников электроэнергии. Для ее построения на плане указывают в соответствующем масштабе электрическая нагрузка в виде кругов, площадь которых прямо пропорциональна мощности электрических приемников. В качестве центра круга выбирают центр электрической нагрузки (ЦЭН) приемника, а радиус круга соответствует расчетной мощности приемника электрической энергии; значение его находим из условия равенства расчетной мощности Рi площади круга [1]

Рi= pr2aim,

где rаi - радиус круга, см;

m - масштаб картограммы, кВт/см2;



Тогда

. (1.1)

Проведем расчет по формуле (1.1) для ЦРП - одного из основных потребителей подстанции «Южная»

Радиусы окружностей для построения картограммы реактивных нагрузок определяем аналогично. Выбранный для построения картограммы нагрузок масштаб m=100 кВт/см². Предполагаемые электрические нагрузки приемников, а также соответствующие значения радиусов окружностей приведены в табл.1.1, картограмма нагрузок показана на рис.1.1.

Для нахождения центра рассеяния ЦЭН и размещения подстанции необходимо найти условный центр электрических нагрузок. Подстанцию следует располагать как можно ближе к этому центру и по возможности в зоне рассеяния. Это позволяет снизить расход электрической энергии, уменьшить расход проводникового материала за счет сокращения протяженности кабельных линий и приближения высокого напряжения к центру потребления электрической энергии.

Таблица 1.1 Исходные данные для построения картограммы нагрузок

Наименование потребителя	Нагрузка	Коэффициент мощности	Радиус окружности, мм для нагрузки	Координаты, м
	Активная Pi, кВт	Реактивная Qi,кВар		Активной rai	Реактивной rpi	Хi	Yi
1.ЦРП	6629,4	3757,05	0,87	45,94	34,58	1575	2475
2.КТП РЭУ	194	48,62	0,97	7,86	3,93	1625	625
3.РП19	663	410,89	0,85	14,53	11,44	2100	1050
4.РП-32	176	94,99	0,88	7,48	5,50	1775	125
5.РП-45	918	568,93	0,85	17,09	13,46	475	2025
6.РП-26	2476,8	1469,65	0,86	28,08	21,63	650	1050
7.РП Насосная	28,14	31,18	0,67	2,99	3,15	1450	800
8.ТЯГ №13	167,04	94,67	0,87	7,29	5,49	2225	900
9.ТП-339	133,5	68,39	0,89	6,52	4,67	1400	600
10.ТП-349	42,5	26,34	0,85	3,68	2,90	1475	400
11.Подстанция «Станкозавод»	13430	8323,17	0,85	65,38	51,47	500	2075

Для определения условного центра электрических нагрузок воспользуемся методикой определения центра тяжести однородных, плоских фигур сложной формы. Учитывать третью координату z не имеет смысла, так как потребители электрической энергии размещены примерно на одном уровне. Перепад рельефа не более 10ё15 м.

Координаты центра активных электрических нагрузок

(1.2)

где хi, yi - координаты i - го потребителя.

Рис.1.1. Картограмма активных нагрузок

Расчет координат центра активных нагрузок по формулам (1.2) проводим используя координаты расположения нагрузок, приведенные в таблице 1.1. Получим следующие координаты х0а=880 м; y0а = 2005 м.

Координаты центра реактивных электрических нагрузок определяются аналогично

(1.2)

Все известные методы нахождения ЦЭН сводятся к тому, что центр электрических нагрузок определяется, как некоторая постоянная точка на плане. Исследования показали, что такое положение нельзя считать правильным и ЦЭН следует рассматривать как некоторый условный центр, так как определение его еще не решает до конца задачи выбора местоположения подстанции. Дело в том, что положение, найденное по тому или иному математическому методу условного центра электрических нагрузок, не будет постоянным. Это объясняется изменением потребляемой приемниками мощности, развитием предприятия.

В соответствии со сказанным выше ЦЭН описывает на плане фигуру сложной формы. Поэтому правильнее говорить не о ЦЭН как некоторой постоянной точке на плане, а о зоне рассеяния ЦЭН. Зона рассеяния может определяться для статического состояния системы и с учетом динамики (развития) системы электроснабжения.

Для определения зоны рассеяния ЦЭН необходимо, прежде всего, найти закон распределения координат ЦЭН. Обычно предполагают, что распределение случайных координат ЦЭН следует нормальному закону распределения (закону Гаусса-Лапласа), т.е. [2]



где ax, аy - математические ожидания случайных координат;

s2х, s2y - дисперсии случайных координат.

Математические ожидания случайных координат в нашем случае - это координаты ЦЭН

ах=х0; аy=y0.

Если ввести обозначение

(1.3)

называемые мерами мощности случайных величин, закон распределения запишется в следующем виде

Так как координаты х и y изменяются одновременно то от одномерной плоскости распределения вероятностей исследуемых величин можно перейти к двумерной функции распределения вероятностей случайных независимых координат

.

Зона рассеяния центра электрических нагрузок представляет собой эллипс, как сечение поверхности нормального распределения, полуоси которого равны

. (1.4)

Форма эллипса зависит от соотношений

где Рхi , Рyi - вероятности появления хi , yi:

.

С учетом этого выражения дисперсия случайных координат определяется следующим образом:

Тогда по формуле (1.3) находим



Используя формулу (1.4) находим полуоси эллипса зоны рассеяния

Так как различие между осями эллипса не превышает 10% то можно принять hX=hY=h*, тогда эллипс преобразуется в доверительный круг, радиус которого определяется из выражения

где .

Как показала практика проектирования и эксплуатации системы электроснабжения, расположение городской подстанции не всегда возможно в зоне рассеяния ЦЭН. В нашем случае подстанция «Южная» предназначена для питания в первую очередь городских потребителей электрической энергии и ее расположение существенным образом ограничивается существующей городской застройкой.

Смещение подстанции из зоны рассеяния ЦЭН приводит к ухудшению технико-экономических показателей системы электроснабжения и является не желательным. Поэтому необходимо оценить к чему приводит смещение.

Найденный центр активной нагрузки построен на рис.1.1. Из рисунка видно, что реальное расположение подстанции «Южная» не является оптимальным и продиктовано существующей городской застройкой. Хотя сегодняшнее местоположение подстанции не самое наилучшее с точки зрения потерь электроэнергии, оно попадает в зону рассеяния центра электрических нагрузок.

Таблица1.2 Данные к построению зоны рассеяния

Дисперсия случайных координат	Среднеквадратичное отклонение	Мера точности случайных величин	Полуоси эллипса рассеяния	Радиус окружности рассеяния
sХ2	sY2	sХ	sY	hX	hY	RX	Ry	R
282439,3	241509,1	531	491	0,00133	0,00144	1302,3	1202,8	1250

1.3 Проверка выбора числа и мощности трансформаторов

Трансформаторы относятся к основному оборудованию подстанции и правильный технически и экономически обоснованный выбор их типа, числа и мощности необходим для рационального электроснабжения потребителей электрической энергией.

Выбор трансформаторов заключается в определении их числа, типа и номинальной мощности. К основным параметрам трансформатора относятся номинальные мощность, напряжение, ток; напряжение короткого замыкания; ток холостого хода; потери холостого хода и короткого замыкания.

На подстанции "Южная" в настоящее время принято решение об установке двух трансформаторов одинаковой мощности по простой, надежной и экономичной схеме с отделителями и короткозамыкателями на стороне высшего напряжения без выключателей на это напряжение. При этом простыми конструктивными решениями можно учесть возможное развитие с сохранением схемы и установкой трансформаторов большей мощности.

Перед началом расчета требуется определить категорию электроприемников, получающих питание от подстанции. Подстанция «Южная» осуществляет электроснабжение приемников первой и второй категории, перебои, в электроснабжении которых недопустимо. В связи с этим при выборе типа и числа трансформаторов необходимо учитывать надежность электроснабжения и возможность резервирования. Надежность электроснабжения обеспечивается за счет установки на подстанции двух трансформаторов. Следует добиваться как экономически целесообразного режима работы, так и соответствующего резервирования питания приемников при отключении одного из трансформаторов, причем нагрузка трансформатора в нормальных условиях не должна (по нагреву) вызывать естественного сокращения срока его службы. Поэтому на подстанции "Южная" применена, схема двух трансформаторной подстанции. Установлены два трансформатора с РПН типа ТДТН 40000/110. Этот трансформатор имеет регулирование напряжения в нейтрале 16% ( 9 ступеней) обмотки ВН и дополнительное регулирование с ПБВ на стороне СН 22,5%. Такое решение отвечает требованиям по надежности электроснабжения. Для проверки правильности принятого решения проведем расчет основанный на технико-экономическом сравнении двух вариантов. В качестве альтернативного варианта рассмотрим вариант, где вместо двух трансформаторов установлены четыре трансформатора меньшей мощности.

При возникновении повреждений или выводе одного трансформатора в ремонт, оставшийся должен обеспечивать потребляемую потребителями мощность. Покрытие может осуществляться не только за счет использования номинальной мощности трансформаторов, но и за счет их перегрузочной способности (в целях уменьшения установочной мощности трансформаторов).

При проектировании определение типа и мощности трансформаторов проводится на основе технико-экономических расчетов. Для оценки правильности принятого решения по установке двух трансформаторов типа ТДТН 40000/110 на подстанции "Южная" проведем сравнительный анализ двух вариантов.

Полная максимальная расчетная мощность приемников, запитанных от выбираемых трансформаторов равна 34560 кВА. Средняя полная расчетная мощность приемников, равна 31154 кВА.

Среднегодовая температура в Липецке равна 50С. Так как подстанция «Южная» снабжает электроэнергией потребителей первой и второй категории и учитывая необходимость 100%-ного резервирования, номинальная мощность одного трансформатора из двух рассматриваемых равна

кВА

Данная номинальная мощность соответствует сегодняшнему распределению мощностей, когда основной потребитель подстанции - Станкостроительный завод работает не на полную мощность. В действительности подстанция «Южная» рассчитана на передачу большей мощности. Выбор типа, мощности и числа трансформаторов проведем по сегодняшним расчетным данным.

Сравним два варианта установки двух трансформаторов или четырех трансформатора. Из справочника [3] выбираем два трехфазных трансформатора типа ТДТН-40000/110 и четыре трехфазных трансформаторов ТДНТ - 25000/110. Паспортные данные представлены в табл. 1.3,1.4.

Таблица 1.3 Паспортные данные первого варианта трансформтора

Тип трансформатора	Uвн, кВ	Uсн, кВ	Uсн, кВ	n, шт.	DРхх, кВт	DРкз, кВт	Iхх, %	Uкз, %	Цена, р.
ТДТН- 40000/110	115	11	6,6	2	50	230	0,9	10,5	117000

Таблица 1.4 Паспортные данные второго варианта трансформатора

Тип трансформатора	Uвн, кВ	Uсн, кВ	Uсн, кВ	n, шт.	DРхх, кВт	DРкз, кВт	Iхх, %	Uкз, %	Цена, р.
ТДТН- 25000/110	242	110	6,6	4	36	145	1	10,5	91000

Мощность трансформаторов необходимо определять с учетом его перегрузочной способности. Систематическая перегрузочная способность можно характеризовать коэффициентом заполнения графика рис.1.2.

Допустимая перегрузка трансформатора в часы максимума равна

кВА (3.3)

кВА (3.4)

Тогда коэффициент загрузки определяется

Определяем коэффициент допустимой перегрузки мл трансформатора зимой

мл1 = 1 - кз.т.1. = 1 - 0,43 = 0,57

мл2 = 1 - кз.т.2. = 1 - 0,35 = 0,65

Рис.1.2. Годовой график нагрузок подстанции «Южная»

Перегрузка не должна превышать 15%, поэтому примем мл=0,15. Суммарный коэффициент кратности допустимой перегрузки равен

;

.

Допустимая перегрузка на трансформаторы с учетом допустимой систематической перегрузки в номинальном режиме равна

кВА;

кВА

Из приведенного расчета можно сделать вывод о том, что оба варианта удовлетворяют поставленным условиям. Окончательный вывод по выбору типа трансформатора следует сделать после проведения экономического расчета, представленного в главе 5.

Сравнивая полученные данные можно сделать вывод, что оба варианта обеспечивают требуемой мощностью потребителей, оба варианта обеспечивают требуемую надежность в соответствии с категорией потребителей электрической энергии. Установка трансформаторов по второму варианту обеспечит большую мощность. Но в нашем случае это не является необходимым, так как подстанции работает с существенной недогрузкой. Установка четырех трансформаторов приведет к усложнению схемы, увеличится число коммутационных аппаратов, что приведет к увеличению капитальных вложений и эксплуатационных расходов. Первый вариант является более рациональным по экономическим показателям. Расчет показал, обоснованность использования двух трансформатора ТДТН-40000/110, вместо четырех трансформаторов ТДТН-25000/110.

1.4 Анализ схемного решения подстанции "Южная"

Главная схема электрических соединений подстанции -- это совокупность основного электрооборудования (трансформаторы, линии), сборных шин, коммутационной и другой первичной аппаратуры со всеми выполненными между ними соединениями.

Выбор главной схемы является определяющим при проектировании электрической части подстанции, так как он определяет полный состав элементов и связей между ними. Выбранная главная схема является исходной при составлении принципиальной схемы электрических соединений, схем собственных нужд, схем вторичных соединений, монтажных схем и так далее. Принципиальная схема подстанции 110/6/10 кВ «Южная» представлена на рис. 1.3.

При выборе схемы электроустановок должны учитываться различные факторы: значение и роль подстанции для энергосистемы; положение подстанции в энергосистеме, схемы и напряжения прилегающих сетей; категория потребителей по степени надежности электроснабжения; перспектива расширения подстанции и прилегающего участка сети. Из всего комплекса условий, влияющих на выбор главной схемы подстанции, можно выделить основные требования:

- надежность электроснабжения потребителей;

- приспособленность к проведению ремонтных работ;

Рис. 1.3. Принципиальная схема подстанции 110/10/6 кВ «Южная».

- оперативная гибкость электрической схемы;

- экономическая целесообразность.

Подстанция «Южная» получает питание по линии 110 кВ, присоединяется к двухцепному ответвлению от линии 110 кВ Правобережная - Бугор. На подстанции осуществляется понижение напряжения от 110 кВ до 10 и 6 кВ. Электроэнергия поступает на открытое распределительное устройство 110 кВ по двухцепной воздушной ЛЭП, затем трансформируется и распределяется между потребителями в закрытом распределительном устройстве 6,10 кВ.

На подстанции «Южная» применена широко используемая сегодня для тупиковых подстанций упрощенная схема с отделителями и короткозамыкателями со стороны высшего напряжения. Отказ от установки выключателя (масляного или воздушного) дает экономию капитальных и эксплуатационных затрат, сокращает сроки сооружения, сокращается численность персонала по ремонту и эксплуатации.

Вместо выключателя на стороне высшего напряжения установлен короткозамыкатели и отделители, и отключение питающей лини происходит посредством срабатывания головного выключателя. В случае возникновения повреждения на трансформаторе или шинах подстанции устройства релейной защиты трансформатора дает сигнал короткозамыкателю. Он создает искусственное короткое замыкание в линии. Линия отключается линейной защитой. После этого в бестоковую паузу отключается отделитель поврежденного трансформатора и АПВ снова включает линию. Перемычка на стороне высшего напряжения увеличивает маневренность тупиковой подстанции.

При эксплуатации упрощенных подстанций выявились существенные недостатки в работе ОД и короткозамыкателя открытого исполнения. Время срабатывания этих аппаратов велико, что затрудняет автоматическое повторное включение (АПВ) головного выключателя и вызывает развитие возникшего в трансформаторе повреждения. Кроме того, включение короткозамыкателя вызывает резкое снижение напряжения в электрической сети. Применение телеотключающего импульса позволяет избежать снижения напряжения, вызываемого включением короткозамыкателя. В настоящее время ОД и короткозамыкатели модернизируют, помещая контакты в закрытую оболочку заполненную элегазом.

Подстанция «Южная» имеет две секции шин по 6 кВ и две секции шин по 10 кВ. Из ЗРУ по кабельным линиям 6 и 10 кВ электрическая энергия передается потребителям. Для распределения энергии по кабельным линиям 6 и 10 кВ используется радиальная схема. Радиальная схема выбрана по ряду причин: потребители электроэнергии размещены в разных направлениях от подстанции; радиальная схема более надежна по сравнению с магистральной схемой; в данной схеме электрическая энергия передается прямо к приемникам, без ответвлений на пути для питания других потребителей.

Каждый из двух трансформаторов питает свои секции шины 6 и 10 кВ с одним выключателем на цепь. Шины соединены секционным выключателем. Эта схема выбрана из-за того, что к шинам присоединено большое количество приемников, а также учитывается необходимость сто процентного резервирования. Обе системы шин находятся в работе при соответствующем фиксированном распределении всех присоединений. В нормальном режиме работы секционный выключатель отключен и каждый трансформатор питает свою секцию шин. При выходе из строя одного из трансформаторов, он отключается, срабатывает секционный выключатель и питание всех потребителей производится через второй трансформатор. Такое распределение присоединений увеличивает надежность схемы. Однако эта схема имеет свои недостатки. Так повреждение шиносоединительного выключателя равноценно короткому замыканию на обеих системах шин, то есть приводит к отключению всех присоединений.



1.5 Определение токов короткого замыкания

Коротким замыканием (КЗ) называется нарушение нормальной работы электрической установки, вызванное замыканием фаз между собой, а в системах с изолированной нейтралью также замыкание фаз на землю. Такой режим является самым тяжелым для элементов системы. И именно по нему производят выбор и проверку электрооборудования подстанции.

При коротких замыканиях токи в фазах увеличиваются, а напряжение снижается. Как правило, в месте К.З. возникает электрическая дуга, которая вместе с сопротивлением пути тока образует переходное сопротивление. Непосредственное К.З. без переходного сопротивления в месте повреждения называется металлическим К.З.

Пренебрежение переходным сопротивлением значительно упрощает расчет и дает максимально возможное при одних и тех же исходных условиях значения тока К.З. для выбора аппаратуры необходим именно этот расчет.

При расчете токов К.З. примем следующие допущения [4]:

- не учитываются емкости, а, следовательно, и емкостные токи в кабельной линии;

- трехфазная цепь считается симметричной, сопротивления фаз равными друг другу;

- отсутствует насыщение стали электрических машин

- не учитываются токи намагничивания трансформаторов;

- не учитывается сдвиг по фазе э.д.с. различных источников питания, входящих в расчетную схему;

- не учитывается влияние регулирования коэффициента трансформации силовых трансформаторов на величину напряжения короткого замыкания (UКЗ%) этих трансформаторов;

- не учитываются переходные сопротивления в месте короткого замыкания.

Указанные допущения приводят к незначительному преувеличению токов короткого замыкания (погрешность не превышает 10%, что допустимо)[2]. Расчетная схема подстанции приведена на рис. 1.4. На расчетной схеме в однолинейном изображении указываются источники питания (в данном случае энергосистема) и элементы сети (линии электропередач, трансформаторы), связывающие источники питания с точками К.З.; а так же параметры всех элементов, необходимых для расчета токов К.З.

Схему замещения подстанции «Южная» для расчета тока короткого замыкания рис.1.5 составляют по расчетной схеме. Для этого все элементы схемы заменяются соответствующими сопротивлениями В целях упрощения расчета для каждой электрической ступени в расчетной схеме вместо ее действительного напряжения на шинах указано среднее напряжение Uср , кВ.

Наибольшие токи К.З. в нашей схеме могут возникнуть при отключенных секционных выключателях. Рассмотрим этот режим, определим токи К.З. в точках К-1, К-2, К-3 очевидно, что в точках К-4, К-5, К-6, токи будут такими же из-за симметричности схемы.

Для расчета токов короткого замыкания в точках К-1, К-2, К-3 необходимо определить индуктивные сопротивления всех элементов схемы.

Рис.1.4. Расчетная схема подстанции «Южная» для определения токов короткого замыкания

.

Рис.1.5. Схема замещения для расчета тока короткого замыкания

Определим сопротивления всех элементов схемы рис.1.4 и приведем их к базисному напряжению 115 кВ. Расчеты представлены в таблице 1.5.

Точки, для которых проведем расчет токов короткого замыкания, указаны на расчетной схеме рис.1.5. Расчеты устойчивого, ударного токов короткого замыкания и мощности короткого замыкания в этих точках приведены в таблице 1.6.

1.6 Выбор электрооборудования подстанции

Сначала произведем выбор токоведущих частей. Подстанция получает питание по воздушной двухцепной линии электропередач 110 кВ. При выборе сечения проводов необходимо учитывать ряд технических и экономических факторов:

- нагрев от длительного выделения тепла рабочим током;

- нагрев от кратковременного выделения тепла током короткого замыкания;

- падение напряжения в проводах воздушной линии от проходящего тока в нормальном и аварийном режимах;

- механическая прочность -- устойчивость к механической нагрузке (собственный вес, гололед, ветер);

- коронирование -- фактор, зависящий от величины применяемого напряжения, сечения провода и свойств окружающей среды.

Расчет проводов для линий электропередач 110 кВ проведем по экономической плотности тока jэк [3.]. При расчете по экономической плотности тока сечение проводов выбирается по выражению

. (1.5)

Таблица 1.5 Расчет сопротивлений элементов схемы приведенное к 115 кВ

№ п/п	Наименование величины	Расчетная формула	Числовое значение
1	Сопротивление линии электропередач 110 кВ при погонном сопротивлении линии ХЛП = 0,4 Ом/км Х1 ,Ом	ХЛП l	0,411,5=4,6
2	Сопротивление трансформатора в % UКВ% UКС% UКН%	0,5Ч(ИК В-С + ИК В-Н - ИК С-Н) 0,5Ч(ИК В-С + ИК С-Н - ИК В-Н) 0,5Ч(ИК В-Н + ИК С-Н - ИК В-С)	0,5Ч(10,5 + 17,5 - 6,5)=10,75 0,5Ч(10,5 + 6,6 - 17,5) = -0,25 0,5Ч(17,5 + 6,5 - 10,5) = 6,75
	Сопротивление трансформатора, Ом
3	Х2В
	Х3С	-	0
	Х4Н



Таблица 1.6 Расчет токов короткого замыкания

Точка КЗ	Сопротивление, результирующее, приведен- ное к UБ =115 кВ, Ом	Периодическая составляющая тока КЗ, I11 = I кА на стороне	Ударный ток КЗ , кА	Мощность КЗ , МВА
		110 кВ	10 кВ	6 кВ
К1	4,6		-	-	36,73	2874,25
К3	4,6+35,5+22,3=62,4		-		47,02	211,14
К2	4,6+35,5=40,1		-	-	44,17	330,56

Тогда, по (1.5) для линии электропередач 110 кВ при расчетном токе I=181 А сечение равно

мм2,

где jэк = 1,0 А/мм2.

По полученным значениям выбираем марку провода. Для двухцепной линии напряжением 110 кВ -- АС - 185/29. Для окончательного обоснования выбора данной марки провода необходимо проверить по допустимой потери напряжения.

, (1.6)

где - активная мощность, кВт;

- реактивная мощность, кВар;

- активное сопротивление линии, Ом/км;

- индуктивное сопротивление линии, Ом/км;

U - напряжение сети, кВ.

Используя формулу (1.6) определяем потерю напряжения для линии

В

Определим допустимую потерю напряжения в линии. Допускается потеря напряжения в линии не более 7%



, В.

Как видно из расчета расчетное значение потерь напряжения в линии на много меньше допустимых потерь напряжения, это объясняется малой длиной линии, следовательно, данный провод подходит.

Надежная работа подстанции «Южная» может быть обеспечена только тогда, когда каждый выбранный аппарат соответствует как условиям номинального режима работы, так и условиям работы при коротких замыканиях. Поэтому электрооборудование сначала выбирают по номинальным параметрам, а затем осуществляют проверку на действие токов короткого замыкания.

Проведем выбор ОРУ. В соответствии со схемой подстанции необходимо выбрать разъединители, отделители, короткозамыкатели и разрядники.

На подстанции применяются разъединители РНДЗ-110/1000. Они относятся к разъединителям горизонтально-поворотного типа. В этих разъединителях главный нож состоит из двух частей, которые перемещаются в горизонтальной плоскости при повороте колонок изоляторов, на которых закреплены. В горизонтально-поворотных разъединителях при отключении нож как бы «ломается» на две части, поэтому облегчается работа привода в случае обледенения контактов. Выбор разъединителей и отделителей производится по напряжению установки, по току, по электродинамической стойкости и по термической стойкости.

На подстанции «Южная» применена схема с короткозамыкателями и отделителями на стороне высшего напряжения. Произведем выбор данного оборудования. Короткозамыкатели выбираем по номинальному напряжению, току К.З., по электродинамической стойкости и по термической стойкости. Параметры выбора разъединителей, отделителей и короткозамыкателей на напряжение 110 кВ сведены в табл.1.7.

Таблица 1.7 Параметры выбора разъединителей, отделителей и короткозамыкателей

Тип электрооборудования	Расчетный параметр электрической цепи	Каталожные данные оборудования	Условие выбора
РЛНД - 1 - 110У - 1000	Uном. с, кВ	110	Uном, кВ	110	Uном. с Ј Uном
	Iном, с, А	181	Iном, А	1000	Iном, с Ј Iном
	Iп, с, кА	12	Iп, кА	31,5	Iп, с Ј Iп
	Iу, с, кА	37	Iу, с, кА	80	Iу, с Ј Iу
	Bк, кАЧс	9	Iтер, кА	31,5/4	Вк Ј I2терЧ tтер
ОД - 110 - 630	Uном, с, кВ	110	Uном, кВ	110	Uном, с Ј Uном
	Iном, с, А	181	Iном, А	630	Iном, с Ј Iном
	Iу, с, кА	37	Iу, с, кА	80	Iу, с Ј Iу
	Вк, кАЧс	11	Iтер, кА	31,5/3	Вк Ј I2терЧ tтер
КЗ- 110	Uном, с, кВ	110	Uном, кВ	110	Uном, с Ј Uном
	Iу, с, кА	37	Iу, с, кА	51	Iу, с Ј Iу
	Вк, кАЧс	11	Iтер, кА	12,5/3	Вк Ј I2терЧ tтер

Установленные на подстанции разъединители, отделители и короткозамыкатели полностью удовлетворяют условиям выбора, поэтому их выбор следует признать верным.

На подстанции приняты следующие средства защиты трансформатора от перенапряжений: со стороны 110 кВ установлен вентильный разрядник РВС-110; со стороны 6 кВ - РВП-6; со стороны 10 кВ - РВП-10.

При выборе разрядников необходимо учитывать следующие электрические параметры:

- номинальное напряжение указывает, в какой сети может применяться данный разрядник. Если он будет установлен в сеть с меньшим номинальным напряжением, чем указано на его паспорте, защита будет неэффективна, а если с большим напряжением, то разрядник при срабатывании разрушится;

- пробивное импульсное напряжение. При выборе разрядника его вольт-секундная характеристика должна лежать ниже вольт-секундной характеристики защищаемой изоляции не менее чем на 25%. Если вольт-секундная характеристика разрядника будет располагаться выше

вольт-секундной характеристики защищаемой изоляции, то разрядник не защитит изоляцию от перенапряжении;

- остающееся напряжение UОСТ, представляющее собой падение напряжения на сопротивлении резистора при определенном импульсном токе. Остающееся напряжение и близкое к нему по значению пробивное напряжение должны быть на 20-25% ниже пробивного напряжения защищаемой изоляции;

- предел обрываемых токов, определяющийся максимально и минимально допустимым значением тока короткого замыкания, при котором уже возможно гашение дуги, но еще не происходит разрушения разрядника.

На подстанции «Южная» все выключатели установлены внутренней установки. Закрытое распределительное устройство 6,10 кВ в исполнении с шкафами КРУ. Все выключатели являются маломасляными типа ВМПЭ-10 на выкатных тележках. Проверим правильность выбранных вводных выключателей для присоединения низшей и средней обмоток трансформатора соответственно к шинам 6 и 10 кВ, а так же секционных выключателей.

Выключатель является основным аппаратом на подстанции. Наиболее тяжелой операцией для выключателя является отключение короткого трехфазного замыкания и включение на существующие короткое замыкание. К выключателям предъявляются следующие требования[5]:

- надежное отключение любых токов;

- быстрота действия, то есть наименьшее время отключения;

- пригодность для быстродействующего автоматического повторного включения;

- возможность пофазного (пополюсного) управления;

- легкость ревизии и осмотра контактов;

- взрыво и пожаробезопасность;

- удобство транспортировки и эксплуатации.

Выключатели высокого напряжения выбираются по номинальному напряжению, току, номинальному току отключения, по ударному току, по термической устойчивости. Параметры

выбора выключателей приведены в табл.1.8.

Таблица 1.8 Параметры выбора выключателей

Тип электрооборудования	Расчетный параметр электрической цепи	Каталожные данные оборудования	Условие выбора
ВМПЭ -10 -3150 (ввод 6 кВ)	Uном, с, кВ	6	Uном, кВ	10	Uном, с Ј Uном
	Iном, с, А	800	Iном, А	3150	Iном, с Ј Iном
	Iкз, кА	18,47	Iотк, кА	31,5	Iкз Ј Iотк
	Sкз, МВЧА	211,14	Sотк,МВЧА	350	Sкз Ј Sотк
	Iу, С, кА	47,02	Iу, кА	64	Iу, С Ј Iу
ВМПЭ -10 - 3150 (ввод 10 кВ)	Uном, с, кВ	10	Uном, кВ	10	Uном, с Ј Uном
	Iном, с, А	800	Iном, А	3150	Iном, с Ј Iном
	Iкз, кА	17,35	Iотк, кА	31,5	Iкз Ј Iотк
	Sкз, МВЧА	330,56	Sотк,МВЧА	350	Sкз Ј Sотк
	Iу, С, кА	44,17	Iу, кА	80	Iу, С Ј Iу



Проведенный расчет показывает, что данный тип выключателей подходит для эксплуатации на подстанции «Южная». В третьей главе приведена экономическая оценка варианта установки вакуумных выключателей взамен маломасляных.



2. ОЦЕНКА НАДЕЖНОСТИ ПОДСТАНЦИИ

2.1 Надежность работы тупиковых подстанций

Сегодня методы анализа надежности используются уже во многих отраслях техники. Однако проблема надежности в ее количественной постановке при проектировании и эксплуатации систем электроснабжения необыкновенно сложна. Так для рассмотрения вопросов надежности, при эксплуатации систем электроснабжения необходимо учесть как современные достижения современной теории надежности, так и специфику функционирования систем силового типа, подверженных в значительной степени влиянию неблагоприятных воздействий внешней среды и непосредственно связанных с электрической системой.

Большинство сооружаемых в последнее время тупиковых подстанций имеют со стороны высокого напряжения упрощенную схему с отделителем и короткозамыкателем. На подстанции "Южная" применена схема блок трансформатор-линия

Защита трансформатора действует на выключатель 6-10 кВ и на короткозамыкатель. Последний создает искусственное короткое замыкание (при напряжении 110 кВ - однофазное) в линии. Линия отключается линейной защитой. После этого в бестоковую паузу отключается отделитель поврежденного трансформатора и АПВ снова включает линию.

Эксплуатационная надежность схемы из-за отсутствия выключателей очень высока[6]. Кроме того отказ от установки выключателя (масляного или воздушного) дает экономию капитальных и эксплуатационных затрат, сокращает сроки сооружения. Так, например, стоимость ячейки силового трансформатора ОРУ-110 кВ с ОД более чем в три раза меньше стоимости такой же ячейки с воздушным выключателем ВВН-110.

В соответствии с необходимая численность монтеров по ремонту и эксплуатационному обслуживанию 10 ячеек с ОД составляет 0,16 чел., а 10 ячеек с ВВН-110 - 1,38 чел [7].

2.2 Расчет показателей надежности элементов схемы

2.2.1 Модель отказов и восстановления силового трансформатора

Рассмотрим трансформатор как элемент, условно состоящий из двух последовательно соединенных элементов, в одном из которых могут появляться внезапные отказы, а в другом - постепенные [8]. Внезапные отказы появляются вследствие резкого, внезапного изменения основных параметров под воздействием одного или нескольких случайных факторов внешней среды либо вследствие ошибок обслуживающего персонала. При постепенных отказах наблюдается плавное, постепенное изменение параметра элементов в результате износа отдельных частей или всего элемента в целом.

Вероятность безотказной работы представим произведением вероятностей

Ртр(t)=Рв(t)*Ри(t), (2.1)

где Рв(t) и Ри(t) -- соответственно вероятности безотказной работы условных элементов, соответствующих внезапному и постепенному отказу вследствие износа.

В теории надежности в качестве основного распределения времени безотказной работы при внезапных отказах принимается показательное распределение

. (2.2)

Постепенные отказы трансформатора происходит в основном по причине износа изоляции. Износ можно описать законом распределения Вейбулла-Гнеденко

, (2.3)

где t0 -- порог чувствительности, то есть элемент гарантировано не откажет, в интервале времени от 0 до t0 может быть равно нулю. Тогда окончательно имеем

Pтр(t) = e-te-ct. (2.4)

Причинами внезапных отказов трансформатора являются повреждения вводов трансформатора вследствие перекрытия контактных соединений, утечка масла. Причинами постепенных отказов в свою очередь будут нарушения изоляции обмоток вследствие возникновения внешних и внутренних перенапряжений, сквозных токов коротких замыканий и дефектов изготовления. На основании принятых критериев выделим два статистических ряда для внезапных и постепенных отказов табл.2.1.

Таблица 2.1 Статистический ряд внезапных и постепенных отказов силового трансформатора

Y, ч	Y, ч	Y, ч	X, ч	X, ч	X, ч
61039	57546	53529	43774	45022	45850
59612	55392	51355	41283	42078	42906
57981	53986	60205	38793	39628	40455
56107	52062	58217	36302	36728	37554
54349	60483	56438	44608	45436	46264
52573	58564	55216	41664	42492	43320
60761	56854	52914	39215	40041	40869
58783	55739	50785	36581	37141	37967
		54733			38380
Yср		?t	Т		?
56209		1827	40974		2,44057E-05

Параметр показательного закона находим по формуле:

(2.5)

где хср -- среднее значение наработок на отказ.

Среднее время безотказной работы определим по формуле

. (2.6)

Оценим параметры распределения Вейбулла-Гнеденко [8]. Для этого вычислим среднее значение наработки на отказ

. (2.7)

Разобьем выборку на интервалы, которые выберем по формуле

. (2.8)

Подсчитаем сколько отказов попало в каждый из полученных интервалов



Таблица 2.2

интервалы	1	2	3	4	5	6
мин	50785	52612	54439	56265	58092	59919
макс	52612	54439	56265	58092	59919	61746
1	52573	54349	57981	56107	59612	61039
2	52062	53986	57546	55392	58783	60761
3	51355	53529	56854	55739	58564	60483
4	50785	52914	56438	55261	58217	60205
Yicp	51694	53695	57205	55444	58794	60622
pi	0,16	0,16	0,16	0,2	0,16	0,16
D	?	?	1/?	C	T	?
8734345	2955	0,052578	0,045	1,63E-106	56209	1,779E-05

Относительную частоту событий определяем по формуле

pi= mi/m. (2.9)

Определим среднее значение для каждого интервала

. (2.10)

Вычислим значение дисперсии D по формуле

. (2.11)

Определим среднеквадратичное отклонение

. (2.12)

Вычислим коэффициент вариации по формуле

. (2.13)

По номограмме [8] находим значение параметра формы 1/=0,31.По найденным значениям вычислим параметр масштаба С распределения Вейбула-Гнеденко :

; (2.14)

Г(1,0351)=0,987.

Среднее время безотказной работы для распределения Вейбула-Гнеденко определим по формуле

; (2.15)

2тр=1/Т2тр=0,00002. (2.16)

Интенсивность восстановления определим по данным статистического ряда представленном в таблице 2.3.

Таблица 2.3 Статистический ряд времени восстановления внезапных и постепенных отказов силового трансформатора

восстановление
15,8	18,7	22,4	26,1
18,2	21,7	25,4	20,5
21,2	24,7	17,6	23,6
24,2	17,1	20,1	26,5
16,4	19,5	22,9	27,2
Т=21,49	?=0,0465333

Интенсивность восстановления определим по формуле

. (2.17)

Вероятность восстановления силовых трансформаторов определим по формуле

Рвос.тр=1-е- тр.. (2.18)

Результаты расчетов по формулам (2.1)-(2.18) представлены в табл.2.1,2.2,2.3.

2.2.2 Модель отказов автоматического выключателя

Рассмотрим масляный выключатель как элемент, состоящий из двух элементов, в одном из которых может появиться внезапный отказ, а в другом постепенный [8]. Вероятность безотказной работы представлена формулой

Рвк(t)=Рв(t)*Ри(t),

где Рв(t) и Ри(t) -- соответственно вероятности безотказной работы условных элементов соответствующих внезапному и постепенному отказу вследствие износа.

Постепенные отказы выключателя происходят вследствие износа дугогасительных камер и контактов. Причинами внезапного отказа являются: несрабатывание приводов, механические повреждения, перекрытие изоляции при внешних и внутренних перенапряжениях. На основании принятых критериев сформируем два статистических ряда представленных в таблице 2.4.

Таблица 2.4 Статистический ряд внезапных и постепенных отказов вводного масляного выключателя

X, ч	X, ч	X, ч	Y, ч	Y, ч	Y, ч
7842	8557	8554	8961	11568	7568
8749	10412	10715	10052	14008	11434
10436	11238	11102	8499	14699	9918
12650	11476	12317	10955	11463	8079
15540	20379	15451	10662	11650	14350
9452	11510	13480	9462	9734	17044
6358	6693	7752	17465	16484	13927
7075	7683	6958	16155	17535	16736
					10349
Т		?	Yср		??
10516		9,5E-05	12350		8,1E-05

Согласно теории надежности внезапные отказы имеют показательный закон распределения наработки на отказ

Параметр показательного закона распределения определим по формуле (2.5)

где хср-- среднее значение наработок на отказ.

Среднее время безотказной работы определим по формуле (2.6).

Постепенные отказы выключателя имеют следующий закон распределения

(2.19)

где 0 - это интенсивность срабатывания выключателя, которая определяется по данным статистического ряда

;

R-- допустимое число отключений.

Предполагая, что коммутирующий ток распределен по нормальному закону между максимальным и минимальным значением. Определим расход р

;

.

где Imax и Imin-- максимальный и минимальный коммутируемый ток;

I-- произведение номинального тока отключения на гарантированое число отключений.

Допустимое число отключений определим по формуле

Среднее время безотказной работы при постепенных отказах

Интенсивность восстановления определим по данным из таблицы 2.5 и формуле (2.17).



Таблица 2.5 Статистический ряд времени восстановления внезапных и постепенных отказов вводного масляного выключателя

восстановление
16,6	20,0	22,8	19,8
25,6	25,9	19,6	21,4
18,0	24,6	19,4	21,2
18,4	22,0	17,1	18,6
21,3	21,1	17,5	17,5
Т=20,4196	?=0,04897

Таблица 2.6 Результаты расчетов

Imax	Imin	n	Iоткл
7,5	5	20	20
?I	р?	??	k
400	0,0066	0,01381	121

Интенсивность восстановления определим по формуле

.

Вероятность восстановления масляного выключателя определяется по формуле

Рвос.вк = 1-е-.

Результаты расчетов по приведенным выше формулам сведены в табл. 2.4,2.5,2.6.

Аналогично проведем расчеты для секционного масляного выключателя. Исходные данные и результаты расчетов сведены в табл. 2.7, 2.8, 2.9.



Таблица 2.7 Статистический ряд внезапных и постепенных отказов секционного масляного выключателя

X, ч	X, ч	X, ч	Y, ч	Y, ч	Y, ч
8341,45	9107,29	9104	9637	12466	8128
9313,07	11096,7	11422,3	10820	15119	12321
11123	11982,9	11837	9137	15871	10675
13500	12238,5	13142	11801	12352	8682
16607,9	21820,4	16512,2	11483	12556	15490
10066,5	12275,9	14392,1	10180	10475	18424
6752,77	7111,97	8245,21	18883	17814	15031
7520,51	8170,86	7394,87	17455	18960	18088
					11143
Т		?	Yср		??
11212		8,9E-05	13320		7,5E-05

Таблица 2.8 Статистический ряд времени восстановления внезапных и постепенных отказов секционного масляного выключателя

восстановление
16,5	19,9	22,6	19,7
25,5	25,8	19,5	21,2
17,9	24,5	19,3	21,0
18,3	21,8	17,0	18,5
21,1	20,9	17,4	17,4
Т=20,2969	?=0,04927

Таблица 2.9 Результаты расчетов

Imax	Imin	n	Iоткл
5,5	4	20	20
?I	р?	??	k
400	0,00507	0,01057	162

2.2.3 Модель отказов воздушной линии электропередач

ЛЭП рассмотрим как элемент, условно состоящий из двух последовательно соединенных элементов. В одном из которых может появиться внезапный отказ, а в другом постепенный. Вероятность безотказной работы представим как произведение вероятности двух независимых событий соединенных последовательно относительно надежности [8]

РЛЭП(t)=Рв(t)*Ри(t).

Дальнейший расчет проведем, как и для трансформатора. Статистические данные, приведенные в таблице 2.10, приведены к единичной длине 1 км, как для внезапных и постепенных отказов.

Таблица 2.10 Статистический ряд внезапных и постепенных отказов для ЛЭП

X, г	X, г	X, г	Y, г	Y, г	Y, г
174,11	203,04	179,13	309,12	326,04	343,86
180,83	41213	187,67	316,75	334,17	351,59
189,38	208,17	194,54	324,5	341,94	313,62
201,33	177,41	211,58	332,25	349,68	321,37
206,46	185,96	196,21	340,02	312,08	329,12
175,72	192,79	213,29	347,75	319,82	338,01
184,25	204,75	197,92	310,54	327,58	345,78
191,08	209,88	215,67	318,29	336,09	363,25
Т		?	Yср		?t
1904		0,00052523	331		10

В теории надежности в качестве основного распределения времени безотказной работы при внезапных отказах ЛЭП принимается показательное распределение

Постепенные отказы ЛЭП происходят в основном по причине износа изоляции. Износ можно описать законом распределения Вейбула-Гниденко.



где t0 -- порог чувствительности, то есть элемент гарантировано не откажет, в интервале времени от 0 до t0 может быть равно нулю. Тогда окончательно имеем

PЛЭП(t) = e-te-ct.

Параметр показательного закона находим по формуле

.

где хср -- среднее значение наработок на отказ.

Среднее время безотказной работы определим по формуле

.

Оценим параметры распределения Вейбула-Гнеденко. Для этого вычислим среднее значение наработки на отказ

.

Разобьем выборку y на интервалы, которые выберем по формуле

Подсчитаем, сколько отказов попало в каждый из полученных интервалов

Таблица 2.11

интервалы	1	2	3	4	5	6
мин	309,12	318,86	328,61	338,35	348,10	357,84
макс	319	329	338	348	358	368
1	309,12	316,75	324,5	332,25	340,02	347,75
2	310,54	318,29	326,04	334,17	341,94	349,68
3	312,08	319,82	327,58	336,09	343,86	351,59
4	313,62	321,37	329,12	338,01	345,78	363,25
Yicp	311	319	327	335	343	353
pi	0,1666666	0,1666666	0,1666666	0,16667	0,16667	0,16667
D	s	n	1/a	C	T	l
199	14	0,0425237	0,035	5,7E-73	331	0,00302

Относительную частоту событий определяем по формуле

pi= mi/m.

Определим среднее значение для каждого интервала

.

Вычислим значение дисперсии D по формуле

Определим среднеквадратичное отклонение

.

Вычислим коэффициент вариации по формуле

.

По номограмме находим значение параметра формы [8] 1/=0,36. По найденным значениям вычислим параметр масштаба С распределения Вейбула-Гнеденко

;

Г(1,36)=0,8902

Среднее время безотказной работы для распределения Вейбула-Гнеденко определим по формуле

;

2ЛЭП=1/Т2ЛЭП.

В таблице 2.10 представлен статистический ряд восстановления отказов ЛЭП.

Интенсивность восстановления определим по формуле (2.17).

Вероятность восстановления ЛЭП определяется по формуле

Рвос.ЛЭП=1-е-.



Таблица 2.12 Статистический ряд восстановления внезапных и постепенных отказов ЛЭП

восстановление
7,1	9,2	11,3	13,4
8,9	10,9	13	8,6
10,7	12,7	8,1	10,3
12,3	4,8	9,9	12,1
4,5	9,6	11,7	18,8
Т=10,395	?=0,0962

Результаты расчетов по приведенным выше формулам сведены в табл.2.10, 2.11, 2.12.

2.2.4 Модель отказов и восстановления для разъединителей

Представим разъединитель как элемент, состоящий из одного элемента с внезапным отказом, с показательным законом распределения наработки на отказ (2.1). Статистический ряд наработок на отказ и времени восстановления представлен в таблице 2.13, 2.14.

Параметр показательного закона находим по формуле

.

где хср -- среднее значение наработок на отказ.

Среднее время безотказной работы определим по формуле



Таблица 2.13 Статистический ряд внезапных отказов разъединителей

X, г	X, г	X, г	X, г
6,64	7,40	6,68	7,13
7,06	7,17	7,44	7,06
6,86	7,12	7,20	7,22
7,20	6,98	6,83	7,11
6,79	6,83	7,24	7,48
Т=7	??0,14143

Интенсивность восстановления определим по формуле (2.17)

Вероятность восстановления разъединителей определяется

Рвос.раз=1-е-.

Таблица 2.14 Статистический ряд времени восстановления разъединителей

восстановление
8,3	6	6,2	7
7,5	8	8,3	7,2
9,1	9,2	10,9	9
6,8	10,4	9,4	8,1
10,1	7,1	8,5	6,1
Т=8,16	?=0,12255

Результаты расчетов по приведенным выше формулам сведены в табл.2.13, 2.14.