Система электроснабжения любого предприятия может быть условно разделена на две подсистемы - это система питания и система распределения энергии внутри предприятия.

В систему питания входят следующие элементы: питающие ЛЭП; ППЭ (ПГВ или ГПП), состоящие из устройства высшего напряжения, силовых трансформаторов и распределительного устройства низшего напряжения.

Таким образом, выбор системы питания производится в следующей последовательности:

Выбор рационального напряжения системы питания.

Выбор ЛЭП.

Выбор силовых трансформаторов ППЭ.

Выбор схем РУ ВН с учетом надежности.

Расчет надежности.

Среднегодовой ожидаемый ущерб.

Технико-экономический расчет.

Выбор РУ НН.

2.5.1 Выбор рационального напряжения

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

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

;

где Рз - значение расчетной нагрузки завода, МВт;

l - расстояние от подстанции энергосистемы до завода, км.

Для рассматриваемого предприятия они будут равны:

кВ,

==87,73 кВ.

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

Варианты стандартных значений напряжения: 35 кВ и 110 кВ.

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

; (15)

где ЕН = 0,15 о.е./год нормативный коэффициент эффективности капиталовложений;

суммарные издержки на амортизацию и обслуживание; Ккапитальные затраты; стоимость потерь электроэнергии;

У ущерб от перерывов электроснабжения.

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

Отчисления от капитальных вложений определяются как:

[руб./год]; (16)

Для воздушных линий 35 кВ и выше на стальных и железобетонных опорах суммарные издержки на амортизацию и обслуживание равны [2]. Cуммарные издержки на амортизацию и обслуживание силового электротехнического оборудования и распределительных устройств 35-150 кВ равны [2].

Сравнение производят для следующей схемы представленной на рисунке 4.

Рисунок 4 Схема электроснабжения для расчета рационального напряжения

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

Капитальные затраты на сооружение системы электроснабжения находятся по формуле:

(17)

где КЛ -- капитальные затраты на сооружение воздушных и кабельных линий; ;

КЛ0стоимость сооружения 1 км линий;

l -- длина линии;

КОБкапитальные затраты на приобретение оборудования (выключателей, разъединителей, отделителей, короткозамыкателей, измерительных трансформаторов, реакторов, шин, разрядников, силовых трансформаторов и т. п.).

Сначала определяют капиталовложения на сооружение ВЛЭП и подстанции на напряжение 110 кВ.

Находим КЛ110. Для определения капиталовложений на сооружение двух цепей линии 110 кВ (W1 и W2), необходимо знать сечение проводов линий. Выбор сечения проводов производят из расчета обеспечения питания предприятия по одной линии в случае повреждения или отключения другой.

1. Определяют ток линии в нормальном и послеаварийном режимах:

=81,91 А; (18)

=163,82 А;

2. Сечение провода выбирают по экономической плотности тока ( jэк).

Для завода Тмах=4706 ч., следовательно jэк=1,1 А/мм2 [3].

Расчетное сечение провода равно:

=74,5 мм2; (19)

По полученному сечению выбирают алюминиевый провод со стальным сердечником марки АС-70/11. Выбранное сечение проверяется по допустимому нагреву током в нормальном и послеаварийном режимах согласно условию Iпар ? Iд, по потерям напряжения U , потерям на коронный разряд.

3. Проверяют сечение провода по условию допустимого нагрева:

По ПУЭ допустимый предельный ток для провода на 110 кВ сечением 70/11 мм2 равен 265 А, следовательно Iпар = 163,82 А < Iд = 265 А. Сечение по данному условию подходит.

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

(20)

=7,7 Ом; (21)

=8 Ом; (22)

Удельные сопротивления для провода АС-70/11 равны r0=0,428 Ом/км, xо=0,444 Ом/км [2]. Подставляя в формулу (20) получим:

5. По условиям коронного разряда и уровня радиопомех провод такого сечения можно использовать.

Стоимость ВЛЭП 110 кВ с проводами марки АС-70/11 для стальных двухцепных опор для III района по гололеду, к которому относится Омская область, равна , [2]. Учитывая то, что длина линии l=18 км, получаем 525,6 тыс. руб.

Стоимость сооружения аналогичной линии в современных условиях (ценах 2002г.) составляет =15355,278 тыс. руб.

Находят коэффициент пересчета для ВЛЭП по формуле:

.

Находят КОБ110. Для определения капиталовложений по сооружению подстанции 110 кВ необходимо выбрать силовой трансформатор Т1 и Т2, выключатели Q1, Q2, Q3, Q4 и разъединители QS1QS8.

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

Мощность трансформаторов определяют по суточному графику нагрузки (рис 2). Для этого рассчитывают среднеквадратичную мощность по формуле:

=24677,649 кВА; (23)

Определяют мощность одного трансформатора:

=12338,825 кВА; (24)

Намечают трехфазный трансформатор с принудительной циркуляцией воздуха и естественной циркуляцией масла, оборудованный системой регулирования напряжения ТДН - 16000/110 [8] (Sном = 16 МВА); и производим проверку на эксплуатационную перегрузку.

Коэффициент предварительной загрузки:

=1,07>1 (25)

Коэффициент максимума:

=1.95; (26)

Коэффициент аварийной перегрузки:

>1,5 (27)

Данный трансформатор не проходит по условиям выбора (К1>1, K2>1,5), следовательно, необходимо выбрать трансформатор большей стандартной мощности:

Выбирают трехфазный трансформатор с расщепленной обмоткой низшего напряжения с принудительной циркуляцией воздуха и естественной циркуляцией масла оборудованный системой регулирования напряжения ТРДН - 25000/110 [2]. Данные трансформатора: Sном = 25 МВА; Uвн = 115 кВ; Uнн = 6,3/6,3; 6,3/10,5; 10,5/10,5 кВ; Pх = 27 кВт; Pк = 120 кВт; Uк = 10,5%; Iх = 0,7%.

Коэффициент предварительной загрузки по (25): К1=0,87;

Коэффициент максимума по (26): Кmax=1,25

Коэффициент перегрузки по (27): К2=1,15>0,9 Кmax=1,125

По кривым зависимости коэффициентов К1 и К2 согласно [2] определяем К2ДОП.

К2ДОП=1,23> К2=1,15.

По условиям выбора данный трансформатор проходит.

Согласно [4] современная стоимость подобного трансформатора составляет:

Находят коэффициент пересчета для силовых трансформаторов.

Расчетная стоимость трехфазного трансформатора 110 кВ мощностью SНОМ=25 МВА, равна [2].

Отсюда, определяют коэффициент пересчета по формуле:

Затем определяют КВ110. На данном этапе проектирования выбор высоковольтных выключателей может быть осуществлен лишь по двум параметрам: . Учитывая это обстоятельство, выбирают воздушный выключатель усиленного типа ВВУ-110Б-40/2000У1 [4].

(). Его стоимость равна

Определяем коэффициент пересчета на примере воздушного выключателя с электромагнитным приводом ВВЭ-10-20/1600У3. В 1984 году он стоил [4], а в 2002 году:

Отсюда, по формуле:

Следовательно, современная стоимость высоковольтного воздушного выключателя ВВУ-110Б-40/2000У1, составляет:

Определяют КР110. Выбор разъединителей также осуществляют по номинальному напряжению и току: , как и в предыдущем случае. Выбирают разъединитель наружной установки двухколонковый с заземляющими ножами РНД(З)-110(Б)(У)/1000У1(ХЛ),[20].

(). Его стоимость равна

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

Так, выбранный разъединитель с приводом РВФЗ-10/1000 в 1984 году стоил [4], а в 2002 году:

Отсюда:

=105,4

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

=13385 руб.

Таким образом, капиталовложения в оборудование подстанции 110 кВ КОБ110, определяются по формуле:

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

Находят КЛ35. Для определения капиталовложений по сооружению двух цепей линии 35 кВ (W1 и W2) необходимо знать сечение проводов линий.

1. Определяют ток в линии в нормальном и послеаварийном режимах по формулам (18):

=257,42 А;

=514,84 А;

2. Сечение провода рассчитываем по экономической плотности тока (19):

=234,02 мм2;

По полученному сечению выбирают алюминиевый провод со стальным сердечником марки АС-240/32.

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

=21524,69 кВА;

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

=177,53 А;

=355,06 А;

2. Сечение провода рассчитывают по экономической плотности тока.

=161,39 мм2;

По полученному сечению выбирают алюминиевый провод со стальным сердечником марки АС-150/24.

3. Проверяют сечение провода по условию допустимого нагрева.

По [3] допустимый предельный ток для провода сечением 150/24 мм2 равен 450 А, следовательно Iпар=355,06 А < Iд = 450 А. Сечение по данному условию подходит.

4. Проверяют сечение провода по падению напряжения в линии в нормальном и послеаварийном режимах по формулам (20)(22):

R=0,19818=3,564 Ом;

X =0,40618=7,308 Ом;

Удельные сопротивления для провода АС-150/24 равны r0 = 0,198 Ом/км, xо = 0,406 Ом/км [5].

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

Стоимость ВЛЭП 35 кВ с проводами марки АС-150/24 для стальных двухцепных опор для III района по гололеду, к которому относится Омская область, равна [2].

Используя найденный ранее коэффициент пересчета , определяют, что современная стоимость данной ВЛЭП 35 кВ длинной l =18 км будет составлять:

=25,529,218=13402,8 тыс. руб.

Находим КОБ35. Для определения капиталовложений по сооружению подстанции 35 кВ необходимо выбрать силовой трансформатор Т1 и Т2, выключатель Q1, Q2, Q3, Q4 и разъединитель QS1-QS8.

Так же, как и в предыдущем случае, устанавливаем двухтрансформаторную подстанцию.

Мощность трансформаторов выбрана в предыдущем случае, поэтому сразу выбираем трехфазный трансформатор с расщепленной обмоткой низшего напряжения с принудительной циркуляцией воздуха и естественной циркуляцией масла оборудованный системой регулирования напряжения для систем собственных нужд электростанций ТРДНС - 25000/35 [2]. Данные трансформатора: Sном = 25 МВА; Uвн = 36,75 кВ; Uнн = 6,3/6,3; Pх = 25 кВт; Pк = 115 кВт;

Uк = 9,5%; Iх = 0,5 %. Трансформатор ТРДНС-25000/35 не может применяться для установки на подстанциях, поскольку он предназначен для систем собственных нужд электростанций. Это говорит о неприемлемости варианта системы питания на напряжение 35 кВ. Однако, для примера ТЭР, продолжаем расчет.

Стоимость трехфазного трансформатора 35 кВ мощностью SНОМ =25 МВА, равна [2].

С учетом найденного ранее коэффициента пересчета на цены 2002 года, получаем, что капиталовложения в трансформатор по составят:

Затем находим КВ35. На данном этапе проектирования выбор высоковольтных выключателей может быть осуществлен лишь по двум параметрам: . Учитывая это обстоятельство, выбирают воздушный выключатель усиленного типа ВВУ-35Б-40/2000ХЛ1 [4].

.Его стоимость равна

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

Определяют КР35. Выбор разъединителей также осуществляют по номинальному напряжению и току: , как и в предыдущем случае. Выбирают разъединитель наружной установки двухколонковый с заземляющими ножами РНД(З)-35/1000У1 [20].

.Его стоимость равна

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

=91105,4=9591,4 руб.

Таким образом, капиталовложения в оборудование подстанции 35 кВ КОБ35, равны:

=18120,72 тыс. руб.

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

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

(28)

где I--максимальный ток в линии, А. Потери энергии будем для простоты определять без учета ежегодного роста нагрузки. Для линии 35 кВ =355,06 А, а для линии 110 кВ - =163,82 А;

R --активное сопротивление линий, Ом. Для линии 35 кВ =3,6 Ом, для линии 110 кВ =7,7 Ом.

-- время максимальных потерь, ч/год;

=3154 ч.

сЭ -- стоимость 1 кВтч потерь энергии по замыкающим затратам, руб/(кВтч). Величина сЭ в общем случае зависит от .

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

На современном этапе принимают .

Итак, стоимость потерь энергии для линии 35 кВ по (28):

=3355,0623,631540,5103= 2147,133 тыс. руб./год.

Стоимость потерь энергии для линии 110 кВ:

=3163,8227,731540,5103= 977,636 тыс. руб./год.

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

(29)

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

PX и PK -- номинальные (табличные) потери холостого хода и короткого замыкания, кВт. Для ТРДНС-25000/35: PХ = 25 кВт; PК = 115 кВт; для ТРДН-25000/110: PХ = 27 кВт; PК = 120 кВт.

cЭх и cЭк -- стоимость 1 кВтч потерь энергии холостого хода и короткого замыкания соответственно. Принимаем cЭх = cЭк = 50 коп./кВтч.

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

Sn -- фактическая мощность, протекающая по всем трансформаторам группы, МВА.

Итак, стоимость потерь энергии двух параллельно включенных трансформаторов ТРДНС-25000/35 по формуле (29), равна:

=246,464 тыс. руб./год.

Стоимость потерь энергии двух параллельно включенных трансформаторов ТРДН-25000/110 по формуле (29), равна:

=261,477 тыс. руб./год.

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

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

Далее определяем приведенные затраты по элементам с использованием формулы (15), но без учета ущерба:

Приведенные затраты для варианта строительства ВЛЭП на 35 кВ:

=(0,15+0,028)13402,8+2147,133=4532,831 тыс. руб.

Приведенные затраты для варианта строительства ВЛЭП на 110 кВ:

=(0,15+0,028)15355,278+977,636=3710,875 тыс. руб.

Приведенные затраты для варианта строительства подстанции на 35 кВ:

=(0,15+0,088)18120,72+246,464=4559,195 тыс. руб.

Приведенные затраты для варианта строительства подстанции на напряжение 110 кВ:

=(0,15+0,088)22441,48+261,477=5602,519 тыс. руб.

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

= 4532,831+4559,195=9092,026 тыс. руб.

Суммарные приведенные затраты для варианта строительства ВЛЭП и подстанции на 110 кВ, равны:

=3710,875+5602,519=9313,394 тыс. руб.

Таким образом, суммарные приведенные затраты для варианта строительства ВЛЭП и подстанции на напряжение 35 кВ и 110 кВ примерно одинаковы . В таких случаях, с учетом всех допущений (введение коэффициента перегрузки К = 1,45 и выбор трансформатора ТРДНС - для собственных нужд электростанций) для варианта на напряжение 35 кВ, за рациональное напряжение питания выбираем более высокое напряжение 110 кВ.

2.5.2 Выбор схем распределительных устройств высшего напряжения с учетом надежности

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

а) б)

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

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

Достоверность вышесказанного можно подтвердить, рассчитав надежность рассматриваемых схем.

2.5.2.1 Расчет надежности

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

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

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

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

а) б)

Рисунок 6 Блок-схемы расчета надежности

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

Показатели надежности элементов схемы представлены в таблице 5.

Так как, рациональным напряжением питания было выбрано 110 кВ, то берут из таблицы 5 параметры элементов с номинальным напряжением 110 кВ. На низкой стороне подстанции рациональное напряжение будет определено технико-экономическим сравнением в расчете системы распределения. Учитывая, что показатели надежности элементов СЭС на напряжение 6 и 10 кВ одинаковы, то на данном этапе ограничиваются указанием возможных вариантов напряжения системы распределения.

Таблица 5 Показатели надежности элементов СЭС

Сначала рассчитывается ЛРС I и II.

1. Определяют показатели аварийных отключений вводов (). Средний параметр потока отказов для I ввода из-за аварийных отключений равен сумме параметров потока отказов элементов I ввода и параметра потока отказов источника питания I ввода :

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

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

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

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

Присоединениями в данном случае являются по две ячейки () с масляным выключателем на каждой секции шин , а шины ТП образованы низкой стороной трансформатора, то есть число потока отказов шин равно числу потока отказов трансформатора:

. Аналогичная ситуация и для длительности восстановления напряжения.

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

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

3. Показатели аварийных отключений секций шин ().

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

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

4. Показатели полных отключений вводов ().

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

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

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

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

5. Затем определяются показатели полных отключений секций шин

().

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

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

Далее переходят к расчету ЛРС III и IV.

Поскольку параметры элементов, составляющих ЛРС III и IV одинаковы и число потока отказов равно:

а также время восстановления:

расчет будет представлен на примере ЛРС III, для ЛРС IV он идентичен.

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

На данном этапе проектирования количество отходящих линий неизвестно, поэтому для упрощения расчетов принимают число присоединений mIII = 1 для обеих секций шин - 3 и 4 (секции шин пронумерованы в соответствии с номерами источников питания (ИП) для данных секций). Показатели надежности для элементов 17 и 18 ЛРС III и для секций шин 6-10 кВ (таблице 5), равны: ,.

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

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

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

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

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

8. Показатели аварийных отключений секций шин

().

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

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

9. Показатели полных отключений ввода ().

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

10. Показатели полных отключений секций шин

().

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

11. Показатели полного отключения ТП ().

Показатели одновременного отказа ИП 3 и 4 секции шин:

Полное отключение ТП происходит при:

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

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

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

отказе обоих источников питания.

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

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

13. Отказы каждой из секций независимо от работоспособности другой

():

14. Отказы любого вида ():

15. Вероятность безотказной работы и коэффициент простоя, характеризующие все вышерассмотренные случаи нарушения электроснабжения определяются по формулам (1.3.5) и (1.3.6). Так при отключении секции 3 при сохранении питания 4 секции:

Результаты расчета сведены в таблицу 6.

Таблица 6 Показатели надежности для схемы с разъединителями (рис. 5а).

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

Показатели надежности элементов схемы представлены в таблице 7.

Таблица 7 Показатели надежности элементов СЭС

Сначала рассчитывается ЛРС I и II.

1. Определяем показатели аварийных отключений вводов.

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

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

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

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

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

Присоединениями в данном случае являются по две ячейки () с масляным выключателем на каждой секции шин , а шины ТП образованы низкой стороной трансформатора, то есть число потока отказов шин равно числу потока отказов трансформатора:

.

Аналогичная ситуация и для длительности восстановления напряжения.

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

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

3. Показатели аварийных отключений секций шин ().

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

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

4. Показатели полных отключений вводов ().

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