Расчет оценки надежности в распределительных сетях

Размещено на http://www.allbest.ru/

Министерство образования и науки Российской Федерации

федеральное государственное автономное образовательное учреждение

высшего образования

«НАЦИОНАЛЬНЫЙ ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ

ТОМСКИЙ ПОЛИТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ»

Институт ЭНИН

Направление подготовки 140400?Электроэнергетика и электротехника

Кафедра Электроэнергетические системы и Электротехника

Расчет оценки надежности в распределительных сетях

(учебно-исследовательская работа студента)

Выполнили студент гр. 5А2Г

_________ Воронин С.В (Номер группы) (Подпись) ( Ф.И.О.)

2015г.

(Дата сдачи отчета)

Отчет принят:

____________ Гурин Т.С.

(Подпись) (Ф.И.О)

_____ _____________ 2015г.

(дата проверки отчета)

Томск 2015



Содержание

Введение

Цели и задачи исследования

Развитие науки о надежности электрических систем. Ее особенности и задачи

Свойства электрических систем, влияющие на надежность их работы

Практическая часть

Пример расчета

Список использованной литературы



Введение

Выбор схем электрических соединений подстанций и сетей, как правило, производится на основании рекомендаций, приведенных в нормативных документах[1] без количественной оценки их надежности. Кроме того, при выборе схемных решений по сетевым районам и подстанциям не учитывается появление новых видов высоконадежного электрооборудования, а соответственно возможное рациональное упрощение схем. Такое положение приводит к тому, что в ряде случаев принимаются неоптимальные, с точки зрения экономичности и надежности, решения. Поэтому актуальной остается задача разработки и совершенствования методик оценки надежности схем электрических соединений подстанций и количественных показателей надежности при сравнении различных вариантов схем.

Надежность распределительных электрических сетей имеет важное значение, поскольку от их функционирования в существенной мере зависит бесперебойность электроснабжения потребителей. В настоящее время имеются и используются различные методы оценки надежности радиальных электрических сетей, в большей или меньшей мере эффективные при решении задач в разных постановках. В настоящее время в распределительные электрические сети включаются активные элементы, вводятся установки распределенной генерации, организуются активно-адаптивные сети. Существующие методики не позволяют корректно оценивать надежность таких сетей, поэтому задача разработки новых методов оценки надежности распределительных сетей является актуальной.

В России потребители, согласно нормативным документам, делятся по надежности на 3 категории (плюс особая группа). К каждой категории предъявляются свои требования, по зачастую трудно определить, к какой группе потребления относится тот или иной электроприемник. Четкого определения деления потребителей по категориям нет, есть лишь предписания к определению категории. Методы анализа и оценки надежности, которые существуют сейчас, направлены только на определение надежности строго по категории потребителей. Но в реальных сетях приемники перемешаны и к одному распределительному узлу могут быть подключены потребители различных категорий по надежности. В этом случае схему электроснабжения данного узла строят по максимальной категории потребителя. Более сложная схема электроснабжения требует больших затрат, которые иногда не оправдываются. Наличие эффективного метода оценки надёжности, который опирался бы не только на категорию потребителя, но и учитывал бы такие показатели надёжности, как вероятность и частоту отказа элементов, время нахождения элементов в отказе, включая при этом капитальные затраты, позволило бы избежать излишних затрат.

Актуальность темы. Жизнеобеспечение современного общества, его развитие, эффективное функционирование общественного производства, экономики напрямую зависят от надежного электроснабжения. Перебои в электроснабжении наносят существенный ущерб, как отдельным потребителям, так и экономике страны в целом. Обеспечение надежности электроснабжения потребителей на любом иерархическом уровне инфраструктуры электроэнергетики при любой форме экономических отношений в обществе было и остается важной задачей. Важность решения задачи повышения надежности систем электроснабжения возрастет в связи с усложнением структуры сетей, появлением в них новых элементов (распределенная генерация, использование НВЭ, ФЭП, накопителей энергии) и средств контроля и передачи информации.

Это вызывает необходимость разработки новых технических решений при строительстве, реконструкции и эксплуатации распределительных электрических сетей. Надежность распределительных электрических сетей имеет важное значение, поскольку от их функционирования в существенной мере зависит бесперебойность электроснабжения потребителей. В настоящее время имеются и используются различные методы оценки надежности радиальных электрических сетей, в большей или меньшей мере эффективные при решении задач в разных постановках. В настоящее время в распределительные электрические сети включаются активные элементы, вводятся установки распределенной генерации, организуются активно-адаптивные сети. Существующие методики не позволяют корректно оценивать надежность таких сетей, поэтому задача разработки новых методов оценки надежности распределительных сетей является актуальной.



Цель и задачи исследования

Целью работы является разработка математических моделей и методов оценки надежности распределительной электрической сети и выбора мероприятий по ее повышению.Практическая значимость результатов работы. Разработанный подход позволяет решать практические задачи по оценке надежности, выбору мероприятий по обеспечению надежности и рекомендаций по развитию распределительных электрических сетей с учетом надежности.

Развитие науки о надежности электрических систем. Ее особенности и задачи

Проблема надежности электрических систем относиться к задачам определения и оптимизации их показателей на этапах планирования, проектирования, сооружения и эксплуатации. Надежность - свойство объекта или технического устройства выполнять заданные функции, сохраняя во времени значения установленных эксплуатационных показателей в заданных пределах, соответствующих заданным режимам и условиям использования, технического обслуживания, ремонтов, хранения и транспортировки. (ГОСТ 27.002-83).

Объект - предмет целевого назначения, рассматриваемый в период проектирования, производства, эксплуатации, изучения, исследования и испытания на надежность (объектами могут быть системы и их элементы, в частности сооружения, установки, технические изделия, устройства, машины, аппараты, приборы и их части, агрегаты и отдельные детали.

В технике надежность имеет точное значение. Она может быть определена, рассчитана, оценена, измерена, испытана, распределена между отдельными частями системы, объекта, аппаратуры.

Первые систематические попытки изучения надежности и создания ее теории связаны с техническим прогрессом в 40-50 годах, когда недостаточная надежность стала тормозом на пути реализации новых идей в авиации, кораблестроении, ракетостроении, радиотехники, ядерной и космической промышленности.

Применительно к энергосистемам основные принципы расчета надежности были даны в 30-40-х годах. Первые серьезные работы в области надежности энергосистем были посвящены расчетам резерва. Теория надежности применительно к энергосистемам имеет ряд особенностей и опирается на спецдисциплины («Электрические системы и сети», «Переходные процессы в энергосистемах», «Электрические машины», «Релейную защиту и автоматику»).

Наука о надежности занимается анализом общих закономерностей, определяющих долговечность работы различных устройств и сооружений, разработкой способов предупреждения отказов на стадиях проектирования, сооружения, эксплуатации, оценивает количественно вероятность того, что характеристики объекта будут в пределах технических норм на протяжении заданного периода времени. Математический аппарат теории надежности основан на применении таких разделов современной математики как теория случайных процессов, теория массового обслуживания, математическая логика, теория графов, теория распознавания образов, теория экспертных оценок, а также теория вероятностей, математическая статистика и теория множеств. Проблема надежности в технике вызвала к жизни новые научные направления такие как теория надежности, физика отказов, техническая диагностика, статистическая теория прочности, инженерная психология, исследование операций, планирование эксперимента и т.п.

В практической деятельности инженеру-энергетику приходиться принимать различные решения. Например, выбирать проектный вариант энергосистемы или ее части, производить реконструкцию ее сетей и станций, назначать режимы. В энергетике на выбор решения влияет большое количество факторов. Одни из них можно численно проанализировать и сократить область вариантов решения. Другие не имеют теоретической ясности для количественного описания. Появляется неопределенность, преодолевать ее помогают знания, опыт, интуиция, качественный анализ. Появляется риск выбора неоптимальных и некачественных решений. Среди других факторов, надежность имеет особое место, ее надо учитывать всегда. Последствия от ненадежности такие серьезные, что требуется постоянное совершенствование методов проектирования, строительства, эксплуатации энергосистем, позволяющих полнее учитывать надежность. Основной задачей энергосистем является снабжение потребителей электроэнергией в нужном количестве и при необходимом качестве. На это влияют непредвиденные причины -отказы или аварии в энергосистемах, перебои в топливноснабжающей системе, нерегулярное поступление топлива, гидроресурсов и т.п. Известны различные средства, повышающие надежность энергосистем: релейная защита от коротких замыканий, автоматические повторные включения, автоматический ввод резерва, автоматическое регулирование возбуждения, автоматическая частотная разгрузка, автоматическое регулирование частоты и мощности, автоматизация генераторов, автоматическое отключение генераторов на гидростанциях. Кроме этого, специальные схемные и режимные мероприятия по повышению надежности (неполнофазные режимы, плавка гололеда, дублирование генераторной мощности, увеличение пропускной способности межсистемных связей, трансформаторных подстанций, специальное автоматическое отключение нагрузки при системных авариях, резервирование мощности).Деление потребителей на категории по надежности и рекомендации по построению схем способствует обеспечению структурной надежности энергосистем.

От надежности электроснабжения зависят промышленность, быт, сельское хозяйство. Зависимость эта такая сильная, что ее нарушение приводит к огромному материальному ущербу имеющему масштабы национального бедствия. Например, Нью-Йоркская авария в ноябре 1965г в США привела к тому, что на территории с населением 30 млн. человек более 10 часов была приостановлена жизнедеятельность, ущерб оценивался приблизительно 100 млн. долларов. Последовавшие за ней десятки подобных аварий завершились аварией 13 июля 1977 года в Нью-Йорке с еще более тяжелыми последствиями. В течение 25 часов была парализована жизнь одного из крупнейших городов мира. Ущерб составил приблизительно 1 млрд. долларов. Чернобыльская авария на атомной электростанции - самая страшная. Ущерб оценивается сотнями млрд. долларов. В энергосистемах последние несколько десятков лет наблюдается тенденция укрупнения всех элементов, увеличение их единичной мощности. Так, например, в энергетике СССР за период с 1970г по 1985 год возросла степень концентрации генерирующих мощностей: количество ТЭС и АЭС мощностью 2000 МВт и более достигло 28, ГЭС мощностью 2000 МВт и более - 6;наибольшая мощность агрегата ТЭС увеличилась с 800 до 1200 МВт, АЭС - с 365 до 1500 МВт, ГЭС - с 500 до 640 МВт. Мощность наиболее крупных электростанций достигла: ТЭС - 4000 МВт, АЭС - 4000 МВт, ГЭС - 6000 МВт (против соответствующих значений 1970г - 3000, 575 и 5000 МВт). Технический прогресс в развитии генерирующих мощностей проявился также в увеличении с 1970 по 1985г доли конденсационных энергоблоков на сверхкритические параметры пара, а также доли теплофикационных агрегатов на давление пара 13-24 МПа. Общая протяженность (в одноцепном исчислении) линий напряжением 220 кВ и выше - с 9,8 до 35,9 тыс. км. (в том числе 750 кВ - с 0,1 до 4,35 тыс. км, 1150 кВ с 0 до 0,9 тыс. км).

Указанные обстоятельства привели к тому, что обеспечение надежности энергетических систем стало ключевой проблемой современной энергетики. Связь между энергосистемой, ее элементами и внешней средой носит стохастический (вероятностный) характер и можно говорить лишь о вероятности полного достижения энергосистемой своей цели - передачи электроэнергии потребителю. Поэтому надежность работы энергосистемы всегда включает отказ (нарушение). Неполнота надежности энергосистемы дает потери выходного эффекта ее работы, на практике - недоотпуск энергии потребителям.

Теория надежности энергосистем основывается на вероятностно-статистической природе ее поведения. В последнее время с увеличением системных аварий, разрабатываются методы оценки вероятности и путем их каскадного развития, обусловленных отказами автоматики и коммутационной аппаратуры, возникновение недопустимых режимов работы элементов. Так как отказ элемента при обширной зоне действия на другие элементы вызывает необходимость работы автоматических коммутационных аппаратов, которые тоже могут отказать. Возникает задача составления расчетных схем по надежности.

Для применения при анализе надежности энергосистемы теории вероятности энергосистема должна быть избыточной (избыточность - дополнительные средства и возможности для выполнения энергосистемой заданных функций). Избыточность энергосистемы выступает в следующих формах.

1. Резервирование (повышение надежности дублированием элементов и функций, предоставление дополнительного времени для выполнения задачи, использование избыточно информации при управлении);

2. Совершенствование конструкций и материалов из которых сделаны элементы энергосистемы, повышение их запасов прочности, долговечности, устойчивости неблагоприятным явлениям внешней и внутренней среды;

3. Совершенствование технического обслуживания, оптимизация периодичности и глубины капитальных и профилактических ремонтов, снижение продолжительности аварийных ремонтов;

4. Совершенствование систем контроля и управления процессами в электрических системах.

Проблема надежности управления энергосистем (как и других технических систем) за последние 2-3 десятилетия резко обострилась. Это вызвано следующими причинами:

1. Резким увеличением сложности энергосистем, включающих миллионы потребителей, тысячи узлов и элементов;

2. Экстремальностью условий эксплуатации многих элементов энергосистем (высокие скорости, ускорения, температуры и давления, вибрация, повышенная радиация и т.д.);

3. Повышение требований к качеству работы (эффективность, высокие параметры энергии);

4. Увеличение ответственности функций выполняемых энергосистемой, высокой экономической и технической ценой отказа);

5. Полной или частичной автоматизацией, широким использованием ПЭВМ для управления, и как следствие, исключением или уменьшением непосредственного контроля человеком работы энергосистемы и ее элементов.

Свойства электрических систем, влияющие на надёжность их работы

надёжность электрический система

- непрерывность и жесткая связь во времени процессов производства, распределения и потребления электрической и тепловой энергии;

- вероятностный характер формирования энергетических и тепловых нагрузок, определяемых условиями функционирования энергопотребляющих отраслей промышленности и изменением климатических факторов;

- зависимость структуры располагаемых энергоресурсов от складывающейся топливной конъюнктуры, работы транспортных систем, обеспечения гидроресурсами;

- быстрота протекания аварийных процессов;

- решающее влияние степени надежности электроснабжения на работу всех отраслей хозяйства, социальных структур и условия жизни населения;

- высокие требования к системе управления ЭС;

- ограниченность резервов генерируемой мощности;

- чувствительность ЭС к внезапным отклонениям частоты;

- наличие в сетях 110-330 кВ большого количества выключателей отключающая способность которых не соответствует уровням токов кз в ЭС, это приводит к секционированию сетей этих напряжений (для ЕЭС);

- влияние понижения напряжения в распределительных сетях (дефицит реактивной мощности).

Практическая часть

Задача оценки показателей надежности сводится к расчету конкретных значений вероятностей безотказной работы схемы по информации об усредненных значениях параметра потока отказов для единицы оборудования и среднем времени его восстановления в течение определенного периода. Далее, по вероятности безотказной работы (вероятности отказа) того или иного элемента сети (трансформатора, генератора, линии, присоединения) определяются аналогичные показатели для схемы в целом.

На сегодняшний день не существует универсального метода расчета надежности схем электрических соединений, хотя имеется большое число частных методов. Отличительные особенности этих методов определяются уровнем допущений, полнотой учитываемых факторов, структурой и содержанием требуемой исходной информации. Известно, что применение их для оценки надежности одной и той же схемы приводит к результатам, порой отличающимся на порядок. Основной причиной этого является практическое отсутствие научно обоснованных рекомендаций для конкретного применения каждого из них. .

В той связи мы используем матричный метод оценки надежности схем распределительных устройств, который позволяет устранить большинство недостатков. Для этого вводится следующая классификация элементов схем:

· активные - элементы, которые при повреждении смежных элементов, могут отключить участок поврежденной сети, т.е. выключатели;

· пассивные - другие элементы схемы, которые при повреждении смежных элементов, не могут локализовать повреждение;

· расчетные - элементы, для которых непосредственно определяются количественные показатели надежности;

· смежные - элементы, связанные с расчетными электрической связью.

Надежность каждого элемента сети предлагается определять двумя составляющими: собственной надежностью и надежностью элементов связанных с ним.

Влияние смежных элементов на надежность расчетного определяется схемной удаленностью их от расчетного. Надежность расчетного элемента определяется по формуле

(1)

где - параметр потока отказов расчетного элемента; - условная вероятность отказа активного элемента при отключении поврежденного участка сети, - параметры потока отказов смежных элементов.

Физический смыл выражения (1) состоит в том, что отказ смежного элемента не отделенного от расчетного выключателем приводит к отказу расчетного элемента. При отказе смежного элемента, отделенного от расчетного одним выключателем, отказ расчетного элемента произойдет при условии отказа выключателя, что в формуле (1) учитывается условной вероятностью a_i. Аналогично, если элемент находится за двумя выключателями от расчетного, величина умножается на условную вероятность отказа этих двух выключателей (a₁*a₂), и т.д.

Очевидно, что возможен учет влияния смежных элементов как угодно далеко находящихся от расчетного. Однако, учитывая реальные значения условных вероятностей отказов для различных типов выключателей () очевидно, что учет слагаемого (смежный элемент за вторым выключателем) уже практически не даст существенного уточнения результата (a²=0,0004). Поэтому в расчетной схеме замещения целесообразно учитывать только те элементы, которые находятся не далее чем за одним активным от расчетного.

На основании однолинейной схемы подстанции и в соответствии с принятой классификацией элементов составляется схема замещения.

Опираясь на схему замещения, составляем три матрицы.

1. Матрица связей S. Прямоугольная матрица порядка MxN, где M- количество расчетных элементов, N - общее количество элементов.

Элемент матрицы s_ij может иметь три значения.

2. Матрица времени восстановленияT.Матрица того же порядка что и матрица S. В нее заносятся значения времени восстановления элементов t_ij:

где t_в - среднее время восстановления смежного элемента сети; t - среднее время производства оперативных переключений, необходимых для локализации повреждения.

3. Матрица параметров потока отказов Щ. Квадратная матрица порядка NxN, в которую по главной диагонали заносятся значения параметра потока отказов всех элементов, включенных в схему замещения. Остальные ее элементы - нули.

Наличие этих матриц позволяет путем несложных преобразований получить показатели надежности для расчетных элементов. Умножая матрицу Т на матрицу Щ, получим промежуточную прямоугольную матрицу порядка MxN, элементы которой равны коэффициентам вынужденного простоя расчетных элементов при отказах элементов сети.

K=TxЩ (2)

Умножая матрицу S на транспонированную матрицу К^Т, получим результирующую матрицу коэффициентов вынужденного простоя С.

C=[SxK^T] x 1/8760 (3)

Матрица С - квадратная матрица порядка MxM, в которой элементы, расположенные на главной диагонали- вероятности отказа (коэффициенты вынужденного простоя) расчетных элементов в течение года; остальные элементы- вероятности отказа, определяемые влиянием элементов смежных с расчетными на надежность расчетных элементов. Операция умножения на коэффициент 1 / 8760 соответствует приведению коэффициентов вынужденного простоя расчетных элементов к промежутку времени равному одному году.

Отметим, что представление результатов расчета в вероятностной форме (вероятность отказа) часто не дает полной информации о фактической надежности элемента. При малых вероятностях отказа время восстановления может быть значительным, и тогда проектируемая схема не будет удовлетворять требованиям по бесперебойности и другим показателям надежности электроснабжения.

Поэтому в задачах реального проектирования и эксплуатации предлагается использовать комплексный показатель надежности - коэффициент вынужденного простоя, который в количественной форме наиболее наглядно отражает надежность схемы.

Пример расчета

В связи со значительным моральным и физическим износом оборудования, а также предполагаемым в перспективе 5 - 10 лет вводом в эксплуатацию новых энергообъектов, необходима реконструкция главной схемы действующей подстанции 220 кВ - ПС-1. В настоящее время от нее отходят 5 ВЛ напряжением 220 кВ.

Принимаем к рассмотрению два варианта схемы:

1. ОРУ 220 кВ по схеме «две рабочие системы шин» (2РСШ) (рис. 1),

2. ОРУ 220 кВ по схеме «одна рабочая, секционированная выключателем, система шин» (1РСШ) (рис. 2).

Рис. 1. Вариант 1 присоединения ПС-1 к энергосистеме по схеме 2РСШ

Рис. 2. Вариант 2 схемы присоединения ПС-1 к энергосистеме по схеме 1РСШ

Показатели надежности трансформаторов, линий и сборных шин, характеризующие частоту отказов и время их восстановления, приняты по данным [4] одинаковыми для обоих вариантов (табл. 1). Параметр потока отказов для сборных шин учитывает отказы как непосредственно сборных шин (наброс посторонних предметов, разрушение опорной или подвесной изоляции), так и отказы при операциях с разъединителями (поломка колонок изоляторов и т.п.). Показатели надежности элегазовых выключателей приняты усредненными на основании каталожных данных различных производителей.

Таблица 1. Показатели надежности трансформаторов, линий и сборных шин

Элемент	Параметр потока отказов, 1/год	Среднее время восстановления, час
Трасформатор	0,03	61,3
ВЛ 220 кВ 2 цепи (на 100 км)	2	10,5
ВЛ 220 кВ 1 цепь (на 100 км)	1,7	14,0
Выключатель 110 кВ	0,01	30,7
Выключатель 220 кВ	0,015	36,8
Сборные шины (на присоединение)	0,013	5,3

Модель отказа выключателя выбрана в соответствии с [5], в которой параметр потока отказов учитывает все аварийные отключения, связанные с эксплуатацией выключателя, а все его повреждения приводят к отключению смежных выключателей - отказ в обе стороны.

Схема замещения исходной системы представлена на рис. 3.

Рис. 3. Схема замещения для расчета надежности в нормальном режиме для вариантов 1 и 2.

Расчетная схема замещения для нормального режима будет одинаковой для обоих вариантов, так как в схеме с 2 РСШ принята фиксация присоединений аналогично схеме 1 РСШ. Дальнейшие вычисления приведены для схемы 1 РСШ (Рис.2).

В качестве расчетных элементов принимаем секции (системы) шин (элементы 16, 17). Матрицы связейS, времени восстановления Т и потока отказов Щимеют вид, представленный в таблицах 2, 3, 4 соответственно.

Умножив матрицу Т на матрицу Щ, получим матрицу К (табл. 5).

После умножения матрицы Sна транспонированную матрицу К^Т получаем матрицу С, элементы которой:

- c₁₁,c₂₂- вероятности отказа (коэффициенты вынужденного простоя) расчетных элементов в течение года;

- c₁₂,c₂₁ - вероятности отказа, определяемые влиянием элементов схемы смежных с расчетными на надежность расчетных элементов.

Таблица 2

№	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15	16	17	18	19	20	21	22	23	24	25	26
16	0	а	0	а	0	0	а	0	а	0	а	1	а	1	а	1	а	1	а	а	0	а	а	0	0	1
17	а	0	а	0	а	а	0	а	0	а	1	а	1	а	1	а	1	а	1	0	а	0	0	а	а	1

Таблица 3

№	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15	16	17	18	19	20	21	22	23	24	25	26
16	0	t	0	t	0	0	t	0	t	0	t	t	t	t	t	tв	t	t	t	t	0	t	t	0	0	t
17	t	0	t	0	t	t	0	t	0	t	t	t	t	t	t	t	tв	t	t	0	t	0	0	t	T	t

Таблица 4

№	1	2	-	25	26
1	щ1	0	-	0	0
2	0	щ2	-	0	0
-	-	-	-	-	-
25	0	0	-	щ25	0
26	0	-0	-	0	щ26

Таблица 5

№

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

0*щ1

t*щ2

0*щ3

t*щ4

0*щ5

0*щ6

t*щ7

0*щ8

t*щ9

0*щ10

t*щ11

t*щ12

t*щ13

t*щ14

t*щ15

17

t*щ1

0*щ2

t*щ3

0*щ4

t*щ5

t*щ6

0*щ7

t*щ8

0*щ9

t*щ10

t*щ11

t*щ12

t*щ13

t*щ14

t*щ15

№

16

17

18

19

20

21

22

23

24

25

26

16

t*щ16

t*щ17

t*щ18

t*щ19

t*щ20

0*щ21

t*щ22

t*щ23

0*щ24

0*щ25

t*щ26

17

t*щ16

t*щ17

t*щ18

t*щ19

0*щ20

t*щ21

0*щ22

0*щ23

t*щ24

t*щ25

t*щ26

Значение среднего времени t производства оперативных переключений в сети 220 кВ необходимых для локализации повреждения принято t = 1 час. Условная вероятность отказа выключателей принята a=0,01.

Дальнейшие вычисления параметров ремонтного режима производим изменяя исходную схему замещения (Рис. 3).

Рис. 4. Схема замещения для расчета ремонтного режима 1-й секции шин (элемент 17), вариант 1.

Рис. 5. Схема замещения для расчета ремонтного режима 2-й секции шин (элемент 16), вариант 1.

Для схемы 2 РСШ (Рис. 1) расчет производим аналогично, изменяя входные значения параметров надежности для элементов 16 и 17. Разные значения параметра потока отказов для элементов 16 и 17 обусловлены разным количеством присоединений в первом и втором варианте схемы.

щ=щ_сш*n,

где - параметр потока отказов для сборных шин (на одно присоединение), 1/год; n - количество присоединений.

Для варианта 1:

n₁₆=4, n₁₇=5, щ₁₆=0,013*4=0,052 1/год, щ₁₇=0,013*4=0,052 1/год

Для варианта 2:

n₁₆=n₁₇=8, щ₁₆=щ₁₇=0,013*8=0,104 1/год

Результаты вычислений сведены в табл. 6, где коэффициенты вынужденного простоя (в числителе) представлены в относительных единицах, а в знаменателе - в %. Для удобства сравнения принимаем за 100% минимальные значения:

- коэффициент вынужденного простоя К_вп для 1 РСШ (Рис.2) в нормальном режиме для первой секции - 3,933^.10^-5 = 100%;

- коэффициент вынужденного простоя К_впс для 1 РСШ (Рис.2), определяемый влиянием элементов смежных с расчетными на надежность расчетных элементов для первой секции - 1,325^.10^-5 = 100%.

Таблица 6. Результаты вычислений

Режим	Нормальный режим	Ремонтный режим*
	2 секция элемент 16	1 секция элемент 17	элемент 17 в ремонте	элемент 16 в ремонте
Одна рабочая, секционированная выключателем, система шин (1РСШ)
Коэффициент вынужденного простоя	Квп	3,933.10-5 100%	4,915.10-5 125%	3,748.10-5 95%	4,732.10-5 120%
	Квпс	1,325.10-5 100%	1,635.10-5 123%	-	-
Две рабочие системы шин (2РСШ)
		2 система элемент 16	1 система элемент 17	элемент 17 в ремонте	элемент 16 в ремонте
Коэффициент вынужденного простоя	Квп	7,084.10-5 180%	7,280.10-5 185%	7,517.10-5 191%	7,517.10-5 191%
	Квпс	1,942.10-5 147%	2,111.10-5 159%	-	-
*Показатель надежности приведен для оставшейся в работе секции (системы) шин

Анализ результатов расчета

Нормальный режим. Коэффициент вынужденного простоя первой секции (системы) шин К_вп (элемент 17), за счет большего количества присоединений, выше, чем в схеме с двумя рабочими системами шин (2 РСШ), так и в схеме с одной секционированной системой шин (1 РСШ).

Послеаварийный режим (отключение одной секции (системы) шин).

Коэффициент вынужденного простоя выше у схемы 2 РСШ за счет большего количества присоединений к секциям шин 8 против 4 и 5 соответственно на 1 и 2 секции у схемы 1 РСШ. Таким образом, вероятность отказа в схеме 2 РСШ выше в нормальном режиме по сравнению со схемой 1 РСШ.

В ремонтном режимеразница в показателях надежности возрастает за счет увеличения количества присоединений в схеме 2 РСШ и уменьшения - в схеме 1 РСШ.



Выводы

Схема 2 РСШ оказывается менее надежной и в нормальном, и в ремонтном режиме по сравнению с 1 РСШ. Это объясняется большим количеством присоединений к системе шин в схеме 2 РСШ.

Существенное влияние на надежность оказывает количество производимых оперативных переключений, которое, очевидно, пропорционально количеству ошибок оперативного персонала.

Преимущества предлагаемого метода заключаются в формализованном подходе к составлению схемы замещения и наложению ограничений по количеству рассматриваемых элементов; простоте создания программных продуктов; возможности рассмотрения различных режимов путем простого изменения схемы замещения; возможности расчета надежности схем с большим количеством элементов.



Список использованной литературы

1. Трубицин В.И. Надежность электрической части электростанций. Издательство МЭИ, Москва, 1993 г., 112 с.

2. Синьчугов Ф.И. Расчет надежности схем электрических соединений. Москва, «Энергия», 1971г., 176 с.;

3. Справочник по проектированию электрических сетей / Под редакцией Д.Л.Файбисовича, Москва, Издание 2-е переработанное и дополненное 2006 г.

4. Трубицин В.И. Надежность электрической части электростанций. Издательство МЭИ, Москва, 1993 г., 112 с.

5. Синьчугов Ф.И. Расчет надежности схем электрических соединений. Москва, «Энергия», 1971г., 176 с.;

6. Ю.Н. Балаков, А.И. Васильчиков, В.М. Лавреньтев, А.Т. Шевченко, А.В. Шунтов Коммутационные узлы энергосистем / Под ред. - А.В. Шунтова, Москва, Энергоатомиздат, 1997 г., 240 с.

7. Балаков Ю.Н., Мисриханов М.Ш., Шунтов А.В., Схемы выдачи мощности электростанций: методологические аспекты формирования. Энергоатомиздат, Москва 2002 г. ;

8. Гук Ю.Б., Лосев Э.А., Мясников А.В. Оценка надежности электроустановок. М:. Энергия, 1974

9. Методические вопросы исследования надежности больших систем энергетики" выпуск 28, 1984 год.

Размещено на Allbest.ru