Электрические сети нефтяных месторождений Южного Васюгана ОАО 'Томскнефть'

Электрические сети нефтяных месторождений Южного Васюгана ОАО 'Томскнефть'

Введение

энергосистема распределительный генерирующий

Рассматриваемая схема являются частью Томской энергосистемы, и представляет собой электрические сети нефтяных месторождений Южного Васюгана ОАО «Томскнефть».

Центральным энергоузлом является подстанция (ПС) Парабель, которая получает питание по воздушным линиям электропередач (ВЛЭП) 220 кВ от ПС Томская. От ПС Парабель по ВЛЭП 110 кВ электроэнергия передается до конечных подстанций, где трансформируется до 35 кВ и 6 кВ, и далее по распределительным сетям получают питание нагрузка.

Нефтяные месторождения Южного Васюгана ОАО «Томскнефть» относятся к электропотребителям I категории, в связи с этим чрезвычайно важным является обеспечение их надежного энергоснабжение, в частности выполнений требований по надежности режима энергосистемы.

Надежность режима энергосистемы это способность системы выдерживать те или иные возмущения. Возмущения по степени устойчивости можно разделить на две группы: статические или малые возмущения, постоянно имеющихся в системе, и динамические или большие возмущения, например при коротких замыканиях на ЛЭП, потере или снижению генерирующей мощности, и т.п.

Цель курсовой работы - оценить надежность исследуемой подсистемы. Под надежностью энергосистемы (ЭС) будем понимать её свойство выполнять заданные функции в заданном объеме при определенных условиях функционирования. Функциями ЭС являются бесперебойное снабжение потребителей электроэнергией требуемого качества.

Для того чтобы оценить надёжность, следует решить две задачи: задачу режимной надёжности и задачу схемной (структурной) надёжности.

В задаче режимной надёжности рассмотрим энергосистему в целом, двумя элементами которой будут являться нагрузка и генерирующая часть. Эта задача предполагает выявление таких состояний энергосистемы, в которых возникает дефицит, т.е. превышение мощности нагрузки над располагаемой мощностью генерирующей части (недоотпуск электроэнергии). Возникновение дефицита будет являться случайным событием.

В задаче схемной надёжности рассмотрим подсистему или схему, в которой элементами могут являться источник питания, распределительные устройства, ЛЭП, трансформаторы, нагрузка. Для решения данной задачи нужно выявить такое состояние схемы, когда нарушается связь между источником питания и потребителем. Это состояние также будет являться случайным событием.

Задачей схемной надёжности является определение и оценка надежности распределительного устройства (РУ) на основе упрощенной модели отказов выключателей.

Тот или иной уровень надежности будем определять при помощи соответствующих показателей (показателей надежности). Для задачи режимной надёжности такими показателями являются коэффициент бездефицитной работы () и коэффициент готовности () энергосистемы.

Под коэффициентом готовности будем понимать вероятность того, что элемент энергосистемы будет работоспособен в произвольно выбранный момент времени. Коэффициент бездефицитной работы рассматривается как вероятность того, что в произвольно выбранный момент времени мощность нагрузки не будет превышать мощность генерирующей части. Уровень надёжности для данной задачи будем изменять созданием избыточности (увеличением резерва мощности генерирующей части).

Элементы, рассматриваемые в задаче схемной надёжности относятся к ряду восстанавливаемых объектов. Основными показателями надёжности здесь являются индекс надёжности, частота отказов и среднее время восстановления. Индекс надёжности - это фактически вероятность того, что узел нагрузки будет получать питание от источника. Под отказом будем понимать случайное событие, заключающееся в нарушении работоспособности элемента. Частота отказов - это среднее количество отказов восстанавливаемого объекта в единицу времени. Этот показатель является случайной величиной. Время восстановления - это среднее время вынужденного простоя, необходимого для отыскания и устранения одного отказа.

Задачу режимной надёжности будем рассматривать в двух аспектах: без учёта и с учётом предупредительно-плановых ремонтов, причём модель энергосистемы во втором случае уточняется.

Для задачи режимной надёжности необходимо сделать вывод о надёжности электроснабжения потребителей, а также указать величину вводимого резерва, если таковой необходим.

Для задачи схемной надёжности делается вывод, о надёжности схемы РУ в определении математических ожидании чисел отключений элементов (линий, трансформаторов, генераторов) и делений РУ на электрически не связанные части.

1. Постановка задачи режимной надёжности

Для выполнения главной функции ЭС, т.е. обеспечения качества и надежности электроснабжения потребителей, суммарный уровень мощности генерирующих агрегатов (располагаемой мощности энергосистемы) должен быть не менее прогнозируемого максимума нагрузки. При равенстве указанных мощностей любое снижение располагаемой мощности или увеличение нагрузки приводит к дефициту мощности и недоотпуску электроэнергии потребителям.

Перед тем как перейти к расчётам основных показателей режимной надёжности необходимо сформировать модель энергосистемы. Модель энергосистемы является вероятностной моделью. Главными элементами энергосистемы в рамках этой задачи являются генерирующая часть и нагрузка. Поэтому сначала формируются вероятностные модели этих элементов.

Модели элементов включают в себя создание ряда распределения случайной величины. Для модели генерирующей части случайной величиной является мощность генерирующей части, для модели нагрузки, соответственно, - мощность нагрузки. Для энергосистемы формируется ряд распределения различных состояний энергосистемы (бездефицитной работы или дефицита генерируемой мощности).

После этого проводится определение величины показателей надежности: коэффициента надежности () и коэффициента бездефицитной работы (), сравнение их с нормативными значениями, и, при необходимости делается вывод о введении резерва.

Введение резерва предполагает увеличение мощности генерирующей части.

1.1 Исходные данные

Исходными данными в этой задаче являются суммарная мощность нагрузки энергосистемы, параметры этой нагрузки по периодам года, продолжительность периодов годового графика нагрузки; суммарная мощность генерирующей части энергосистемы, параметры однотипных генераторов.

Суммарную мощность нагрузки энергосистемы находим путём суммирования всех нагрузок, а точнее воспользуемся эквивалентом нагрузки  = 175 МВт.

Разделим генераторы на всех электростанциях в энергосистеме на две группы и примем следующие параметры генераторов (таблица 1). При этом величина суммарной мощности генераторов 183 МВт. В таблице 1 дана информация о номинальной мощности генераторов каждой группы, количество генераторов в каждой группе, коэффициент вынужденного простоя, который определяется как вероятность того, что генератор будет неработоспособен в произвольно выбранный момент времени в промежутках между плановыми ремонтами, длительность плановых ремонтов.

Рис. 1. Парабельский энергоузел

Таблица 1. Параметры однотипных генераторов по группам

В таблице 2 приведены параметры нагрузки для суток по периодом года.

Таблица 2. Параметры нагрузки для суток по периодам года (о.е.)

Таблица 3. Параметры нагрузки по периодам год (МВт)

В таблице 3 приведена информация о продолжительности периодов годового графика нагрузки.

Таблица 4 - Продолжительность периодов годового графика нагрузки

1.2 Формирование вероятностной модели нагрузки

На данном этапе необходимо перейти от событийной модели нагрузки к вероятностной модели в виде ряда распределения случайной величины. Для этого на основе параметров нагрузки для суток (таблица 2) определяется продолжительность действия каждой нагрузки в год , и строится годовой график нагрузки энергосистемы (рисунок 1). Случайной величиной будет являться та или иная мощность нагрузки, возникающая на определенном участке годового графика нагрузки. Ряд распределения случайной величины предполагает упорядоченное описание случайной величины в форме таблицы, где пронумерованы состояния нагрузки (номера ступеней графика нагрузки).

Статистические вероятности состояний определяем по формуле:

,  (1.1)

где i - номер ступени графика нагрузки;

В общем виде вероятностная модель представляется рядом распределения нагрузки:

,

где N - количество интервалов, соответствующих количеству разных ступеней графика нагрузок .

Рис. 2. График продолжительности нагрузки энергосистемы

Для упрощения расчётов воспользуемся программой MS Excel.

Для рисунка 2: 486 ч, 1458 ч, 486 ч

при =175 МВт, =140 МВт, =131,25 МВт.

Рассчитаем статистические вероятности данных состояний:

В таблице 1.1 приложения 1 приведены результаты расчётов для остальных состояний нагрузки

Рис. 3. Формирование вероятностной модели нагрузки в MS Excel

Вероятностная модель нагрузки в общем виде:

1.3 Формирование вероятностной модели генерирующей части

Задачей данного этапа является формирование вероятностной модели генерирующей части энергосистемы. Для этого каждое из состояний генерирующей части, должно быть представлено вероятностью его возникновения, т.е. должен быть составлен ряд распределения генерирующей части.

Каждый из генераторов может находиться лишь в двух состояниях - работоспособном или вынужденном простое. Эти два состояния образуют полную группу событий и, следовательно, , где  - коэффициент готовности,  - коэффициент вынужденного простоя.

Таким образом, задача сводится к построению ряда распределения коэффициентов готовности для генераторов каждой группы. А чтобы построить ряд распределения генерирующей части энергосистемы, нужно определить вероятности состояний генерирующей части путём перемножения коэффициентов готовности генераторов каждой группы, а также привести им в соответствие мощность генерирующей части для каждого состояния.

Если в задаче примем для i-ой группы  - количество агрегатов в группе,  - агрегаты в вынужденном простое; (-) - агрегаты, находящиеся в работе,  - номинальная мощность агрегатов i-ой группы, то коэффициент рабочего состояния генераторов i-ой группы (коэффициент готовности) описывается формулой:

,                 (1.2)

где  - биномиальный коэффициент;

 - коэффициент вынужденного простоя  генераторов;

 - коэффициент готовности генераторов i-ой группы.

Вероятностную модель i-ой группы однотипных генераторов представим в виде алгебраического ряда распределения:

.

Определяем вероятность состояний генерирующей части для каждой группы генераторов.

Например, для первой группы генераторов при одном генераторе, находящемся в вынужденном простое (, , , ):

.

Аналогично расчеты проводятся для всех остальных состояний первой группы генераторов и для всех состояний второй группы генераторов.

Полученные результаты приведены в таблице 1.2 приложения 1.

Перемножаем коэффициенты готовности трех групп генераторов между собой. Результат сводим в таблицу вероятностей состояний генерирующей части энергосистемы - таблица 1.3.

Сформируем возможные значения мощности генерирующей части (таблица 1.4). На основе вероятности состояний генерирующей части энергосистемы и значений мощности для каждого из состояний строим ряд распределения.

Рис. 4. Расчёт вероятности состояния генерирующей части в MS Excel

1.4 Формирование вероятностной модели энергосистемы

На данном этапе необходимо сформировать модель энергосистемы путём объединения моделей нагрузки и генерирующей части. Каждое состояние энергосистемы можно охарактеризовать совпадением какого-либо состояния нагрузки с каким-либо состоянием генерирующей части.

Совпадение процессов производства и потребления во времени выразим через произведение вероятностных моделей этих процессов:

,                  (1.3)

где ,  и  - ряды распределений соответственно энергосистемы, генерирующей части и нагрузки;

i - индекс группы, состоящей из  однотипных генераторов с номинальной мощностью , ;

L - количество групп однотипных генераторов;

 - количество генераторов, находящихся в вынужденном простое, ; j - номер ступени графика нагрузки .

Полученное аналитическое выражение и есть вероятностная модель энергосистемы. Однако для практических нужд полезно разделить модель на две части: первая будет характеризовать нормальное бездефицитное состояние, а вторая - дефицитные состояния. Такое представление модели приблизит ее к практически важной задаче оценки недоотпуска электроэнергии вследствие возникновения дефицитных состояний.

Анализ будет состоять в выявлении бездефицитных и дефицитных состояний энергосистемы:

, (1.4)

где  - суммарная вероятность бездефицитных состояний, соответствующих условию ;

k - порядковый номер состояний генерирующей части системы, ;- номер ступени графика нагрузки , .

 - ряд распределения дефицитных состояний, соответствующих условию ;

i - порядковый номер учтенных уровней дефицита.

Рис. 5. Фрагмент таблицы значений вероятности возможных состояний энергосистемы в MS Excel

Численные расчеты оформляем в виде двух матриц-таблиц с необходимой для анализа возможных состояний энергосистемы информацией. В первой матрице операндами будут вектор значений вероятности существования нагрузки и вектор значений вероятности генерирующей части с соответствующими им значениями мощностей нагрузки  и генерирующей части  (рисунок 3). Для удобства эту таблицу назовём матрицей коэффициентов.

Во вторую матрицу поместим соотношения мощностей генерации  и нагрузки  в виде значений разностей . Для удобства эту таблицу назовём матрицей состояний (рисунок 4).

Рис. 6. Фрагмент таблицы значений мощности возможных состояний энергосистемы в MS Excel

Пример расчета

1) матрица коэффициентов: для вырабатываемой мощности  = 178 МВт и соответствующей вероятности генерирующей части  = 0,02251 при мощности нагрузки  =105 МВт и вероятности существования нагрузки  = 0,19498 получим вероятность данного состояния энергосистемы  = 0,00439.

) матрица состояний: при располагаемом значении мощности энергосистемы  =178 МВт и значении мощности нагрузки  =105 МВт получим разность  =73 МВт. Разность положительна, поэтому она характеризует бездефицитное состояние энергосистемы.

.5 Расчет и анализ коэффициентов бездефицитной работы и готовности энергосистемы

Коэффициент бездефицитной работы определяется по вероятностной модели функционирования ЭС путем выявления состояний энергосистемы, в которых дефицит не возникает, т.е. при , и суммирования вероятностей возникновения таких состояний:

, (1.5)

где  - коэффициенты готовности для каждого бездефицитного состояния энергосистемы  (в соответствии с таблицами 8 и 9).

Коэффициент готовности энергосистемы определим по формуле:

, (1.6)

где  - годовая потребность в электроэнергии;

 - математическое ожидание недоотпуска электроэнергии за год вследствие дефицита мощности.

Коэффициенты мощности, для которых не выполняется условие , называют коэффициентами дефицитной работы системы. Математическое ожидание недоотпуска электроэнергии за год вследствие дефицита мощности в энергосистеме определится по формуле:

, (1.7)

Пример расчета коэффициента бездефицитной работы: для генерируемой мощности =137 МВт дефицит в системе будет существовать при мощностях нагрузки =140 МВт и =175 МВт. Соответственно, исключаем это состояние при вычислении . Суммируем коэффициенты бездефицитной работы для оставшихся мощностей нагрузок при =137 МВт. Получаем

Затем вычисляем суммарный коэффициент бездефицитной работы для всех состояний энергосистемы при отсутствии в ней дефицита мощности. Получим . Пример расчёта величины недоотпуска: для генерируемой мощности  =137 МВт вычисляем коэффициент дефицитной работы при мощностях нагрузки  =175 МВт. и  =140 МВт Этому состоянию соответствует коэффициент энергосистемы =0,00003 и =0,00008. Рассчитываем годовой недоотпуск электроэнергии для вышеперечисленных значений  и :

МВт∙ч.

Определим суммарный годовой недоотпуск электроэнергии по (1.7) для всех значений соответствующих дефициту мощности в системе:

12,0888 МВт∙ч.

Определим коэффициент готовности энергосистемы по (1.6):

.

Сравним полученные коэффициенты с нормативными значениями:

 = 0,99999 > 0,999;

 = 0,99970 > 0,996.

Полученные значения показателей надёжности меньше нормативных значений. Следовательно, уровень надёжности недостаточен, поэтому следует его увеличить за счёт введения резерва генерируемой мощности в энергосистему.

1.6 Расчет и анализ показателей надежности с учетом планово-предупредительных ремонтов

При оценке надежности энергосистемы необходимо также учитывать тот факт, что в течение года количество агрегатов в системе изменяется в связи с тем, что они могут периодически выводиться в ремонт. Соответственно, при выводе генераторов в планово-предупредительный ремонт генерируемая мощность уменьшается. Это обстоятельство может существенно повлиять на надежность работы энергосистемы, поэтому ставится задача расчета показателей надежности энергосистемы с учетом ремонтов генераторов. Для того чтобы решать данную задачу, построим годовые графики максимальных значений мощностей нагрузки для зимнего и летнего периода, а также генерирующей части (рисунок 7).

Рис. 7. Годовые графики максимальных значений мощностей:

- нагрузки для зимнего и летнего периодов; 2 - генерирующей части

В летнее время существует заметное уменьшение потребляемой электроэнергии. В связи с этим целесообразно проводить плановые ремонты генераторов летом, когда мощность генерации существенно превышает мощность нагрузки.

Рис. 8. Годовые графики максимальных значений мощностей:

- нагрузки для летнего и зимнего периодов; 2 - нагрузки с учётом плановых ремонтов;

- генерирующей части

Поскольку часть генераторов поочередно выводятся в ремонт, то некоторые условия, необходимые при расчете показателей надежности, изменяются. В частности, изменяется генерируемая мощность в энергосистеме. Так, например, при выводе в ремонт одновременно одного генератора мощностью 40 МВт и одного генератора мощностью 6 МВт генерируемая мощность снижается до 137 МВт. С учетом продолжительности вывода в ремонт каждого генератора снижение располагаемой мощности длится в течение 3 месяцев.

В данной энергосистеме прямой учет изменения располагаемой мощности в системе за счет вывода в плановый ремонт генераторов весьма трудоёмок. Для упрощения расчетов модель реального явления возникновения недоотпуска от снижения располагаемой мощности заменим эквивалентной по результату моделью, в которой эффект от снижения величины располагаемой мощности воспроизводится соответствующим увеличением нагрузки (рисунок 8).

Рис. 8. Годовой график нагрузки энергосистемы с учётом ремонтов

Определим годовую потребность в электроэнергии:

 =162843,1 МВт∙ч.

Определим математическое ожидание недоотпуска энергии по (1.7):

26,15108 МВт∙ч.

Определим коэффициент готовности ЭС, используя (1.6):

 =0,99997.

Сравним полученные значения коэффициентов с нормативными значениями:

 = 0,99997 > 0,999;

 = 0,94917 < 0,996.

Полученное значение показателя надежности  меньше нормативного значения.

Следовательно, для увеличения уровня надёжности необходимо ввести резерва генерируемой мощности в энергосистему.

1.7 Расчёт и анализ показателей надежности с учетом ввода резерва

Для увеличения уровня надёжности введём три генератора мощностью 40 МВт в третью группу, 6 МВт во вторую группу, 2,5 МВт в первую группу генераторов. В связи с этим увеличивается количество генераторов, выводимые в ремонт, но и увеличивается максимальное значение мощности генерирующей части.

Расчёты в данном случае проводятся для четырёх периодов со следующими значениями мощности нагрузки:

 МВт - при выводе в ремонт генератора мощностью 40 МВт;

 МВт - при выводе в ремонт одновременно четырех генераторов по 6 МВт;

 МВт - при выводе в ремонт одновременно трех генераторов по 2,5 МВт;

МВт - максимальная мощность нагрузки в зимний период

Рис. 9. Расчётные иллюстрирующие метод годовые графики с учётом ввода резерва для максимальных значений мощностей:

- нагрузки для зимнего и летнего периодов; 2 - генерирующей части

Аналогично составляем график плановых ремонтов (рисунок 10).

Формируем ряд распределения нагрузки (приложение 3, таблица 3.1) и генерирующей части с учётом ввода резерва (таблица 3.2, 3.3), затем ряд распределения состояний энергосистемы и выявляем бездефицитные состояния. Результаты расчётов приведены в приложении 3 (таблица 3.4, 3.5).

Рис. 10. График вывода генераторов в ремонт с учётом ввода резерва:

- нагрузки для летнего и зимнего периодов;

- нагрузки с учётом плановых ремонтов; 3 - генерирующей части

Таблица 5. Генераторы, выводимые в ремонт

Определим годовую потребность в электроэнергии:

 =1054603,7 МВт*ч.

Определим математическое ожидание недоотпуска энергии по (1.7):

1,24419 МВт*ч.

Определим коэффициент готовности ЭЭС, используя (1.6):

Сравним полученные значения коэффициентов с нормативными значениями:

 = 0,99999 > 0,999;

 = 0,99987 > 0,996.

Полученные значения коэффициентов надежности больше нормативных значений, следовательно, вводимый резерв обеспечивает надежное и бесперебойное электроснабжение потребителей при учете планово-предупредительных ремонтов генераторов.

Решение задачи режимной надёжности можно считать завершённым. Переходим к задаче схемной (режимной) надёжности.

2. Постановка задачи схемной (структурной) надёжности

В рамках решения данной задачи необходимо оценить надёжность распределительного устройства (РУ). Оценка надежности РУ основана на методе упрощенной модели отказов выключателей. Данный метод предназначен для расчета надежности РУ таких электрических сетей, в которых можно не считаться с опасностью нарушения устойчивости параллельной работы станций или нагрузок. Это в основном питающие и распределительные сети.

В упрощенной модели выключателя различаются два вида отказов− внезапный, когда отключается все выключатели, смежные с отказавшим, и обнаруживаемые персоналом при обходах или осмотрах и требующие лишь вывода данного выключателя во внепланой ремонт. Под выключателем понимается все оборудование, находящееся в его ячейке РУ,− сам выключатель, разъединители, участок сборных шин, измерительные трансформаторы, разрядники. В распределительных устройствах радиального типа, в которых каждая цепь защищена одним выключателем, внезапные отказы приводят к отключению всех цепей, присоединенных к той же системе (секции) сборных шин, что и отказавший выключатель [1].

В РУ с одиночной секционированной системой сборных шин или двойной системой сборных шин и с фиксированным присоединением цепей при этом отключается половина всех цепей, коммутируемых в РУ.

В РУ кольцевого типа, в которых, каждая цепь защищена двумя выключателями, отказы этого вида особенно опасны в ремонтных режимах работы, когда схема РУ ослаблена выводом отдельных выключателей в плановый ремонт. Здесь возможно одновременное отключение двух− трех цепей [1].

Для исследования надежности РУ, будем использовать ПС Двуреченская РУ−110 кВ.

РУ имеет рабочее напряжение 110 кВ, 2 рабочие системы сборных шин типовая схема рис. 8. Каждое присоединение содержит выключатель, два шинных разъединителя и линейный разъединитель. Шиносоединительный выключатель в нормальном положении замкнут. Схема с двумя системами шин позволяет производить ремонт одной системы шин, сохраняя в рабочем состоянии все присоединения. Для этого все присоединения переводят на одну систему шин путем соответствующих переключений коммутационных аппаратов. К недостаткам данной схемы можно отнести то, что при замыкании в шиносоединительном выключателе отключаются обе системы шин, ремонт выключателей и линейных разъединителей связан с отключением на время ремонта соответствующих присоединений, большое число разъединителей и сложная блокировка между выключателями приводят к возможности ошибочных действий обслуживающего персонала.

Рис. 11. Типовая схема РУ ПС Двуреченская.

В схеме РУ все элементы сборные шины обозначены порядковыми номерами, а выключатели − парами номеров, соответствующих объединяемым ими элементам и сборным шинам.

Для решения данной задачи необходимо, для каждого режима (нормального и ремонтного) произвести оценку последствий отказов поочередно каждого выключателя, а именно выявляются отключившиеся элементы (трансформаторы, линии) и деления РУ на электрически не связанные части, также вычисляется частота и длительность вынужденного простоя отключенных элементов.

.1 Исходные данные

Исходными данными для решения данной задачи являются частота отказов, время восстановления, частота и продолжительность плановых ремонтов (таблица 6).

Таблица 6. Исходные данные

В вышеприведенных показателях надежности учтены не только отказы самих выключателей, но и всего оборудования ячеек: разъединителей, измерительных трансформаторов, разрядников. Для расчета выберем выключатель воздушный 110 кВ.

2.2 Расчет частоты отказов выключателя с учетом протяженности линий электропередачи

Число отключаемых выключателями КЗ примерно пропорционального протяженности присоединенных к выключателю линий электропередачи. Поэтому в таблице 4 приведены две составляющие частоты отказов выключателя и , по которым определяется частота отказов выключателя с учетом протяженности линий электропередачи, к нему присоединенных, L, км:

 (2.1)

Определим частоту отказов для каждого выключателя:

2.3 Расчет частоты внезапных отказов выключателя

Частота внезапных отказов выключателя:

 (2.2)

где  коэффициент характеризующий долю внезапных отказов от общего числа отказов выключателей, равен примерно 0,6.

Расчет частоты внезапных отказов выключателя:

.

2.4 Расчет коэффициентов режимов работы РУ

Коэффициент ремонтного режима:

 (2.3.)

где µ=0,3 (1/год) частота плановых ремонтов по таблице 1;

Т_П=180 (ч) продолжительность планового ремонта.

Для всех выключателей коэффициент ремонтного режима примем равным

Нормальному режиму работы РУ приписан индекс 0; коэффициент нормального режима для всех выключателей равен:

 (2.4)

где n=7 количество выключателей в РУ.

2.5 Расчет режимов частоты отказов выключателя

Для каждого режима (нормального и ремонтных) проводится оценка последствий отказов поочередно каждого выключателя, а именно выявляются отключающиеся элементы (генераторы, трансформаторы, линии) и деления РУ на электрически не связанные части, также вычисляется частота таких отказов и заносится в таблицу, 1/год,

 (2.5)

Расчет частоты отказов для нормального режима:

;

;

;

;

;

;

;

Результаты анализа последствий отказов − «аварийной ситуации» − и расчета записываются в три строки клеток на пересечении соответствующих строк и столбцов. Аварийная ситуация записывается в виде группировки элементов, получающейся после отказов выключателей. В записи группировки знаком / выделены отключившиеся элементы или выделившиеся группы элементов.

Например, группировка 1/2/ означает отключение элементов 1 и 2. А группировка 1/4,2,3,5,6/− отключение элементов и выделение элементов 4,2,3,6,7,5.

2.6 Расчет времени для выполнения переключений РУ

При внезапных отказах выключателей отключившиеся элементы (генерирующие агрегаты, трансформаторы, линии электропередачи) в большинстве случаев могут быть введены в работу раньше, чем будет произведен ремонт выключателя. При этом длительность их простоя определяется временем, необходимым для выполнения переключений РУ, ч:

где Т₀ - постоянная составляющая, равная времени, необходимому для того, чтобы обслуживающий персонал мог прийти в РУ и установить характер повреждения (для станции и подстанций с обслуживанием Т₀=0,3 ч); Т_Р=0,1 ч− время для отключения (включения) разъединителя; n_Р− число разъединителей, которые должны быть отключены (выключены) для отделения поврежденного выключателя и ввода отключившихся элементов в работ.

2.7 Расчет частоты отказов шин (секции) типовой схемы

В РУ с двойной системой шин и с одним выключателем в каждой цепи, наблюдается отказы из-за неправильных операции с разъединителями, заземляющими ножами, в цепях защит и автоматики, приводящие к одновременному отключению обеих систем шин в нормальных режимах работы или к отключению одной системы шин во время планового ремонта второй.

Эти отказы следует учитывать дополнительно к отказам выключателей. Частоту отказов с отключением обеих систем сборных шин можно приближенно оценить по формуле

 (2.7)

где −коэффициент, равный примерно 0,05 для подстанций; −параметр потока отказов i-го выключателя в нашем случае шиносоединительного (секционного) выключателя; n−общее число цепей, присоединенных к секции сборных шин.

Частота отключений одной системы (секции) шин

. (2.8)

Частота отключений обеих систем (секций) шин

. (2.9)

где −частота внезапных отказов шиносоединительного выключателя; −частота одновременных отключений систем шин, определяемая по (2.7)

Также следует оговорить некоторые допущения принятые в предлагаемом методе.

Отказы выключателей частично являются следствием КЗ на линиях электропередачи. Отдельный учет отказов линий и отказов выключателей приводит к некоторому завышению числа простоев линий, однако несущественному, так как параметр потока отказов выключателей на порядок меньше параметра потока отказов линий.

Плановый ремонт сборных шин не учитывается в рассмотренном примере, так как коэффициент соответствующего режима весьма мал (<0,001).

Коэффициенты ремонтных режимов РУ определены без учета вынужденных простоев (ремонтов) выключателей. Если время вынужденного простоя выключателя за год соизмеримо с временем его планового ремонта, то коэффициенты ремонтных режимов должны вычисляться по формуле

Заключение

В результате оценки надёжности энергосистемы было решено две задачи: задача режимной и структурной надёжности.

Первая задача решалась без учёта предупредительно-плановых ремонтов и с их учётом. При рассмотрении задачи без учёта плановых ремонтов было установлено, что для надёжного снабжения потребителей ввод резерва мощности не требуется.

При учёте планово-предупредительных ремонтов для надёжного снабжения потребителей электроэнергией необходимо введение резерва мощности в размере 48,5 МВт.

В ходе решения второй задачи было установлено, что «слабым» местом в схеме питания является выключатель 1-2 (шиносоединительный). То есть при аварийной ситуации происходит отключение самого выключателя и отключаются обе системы шин. На него следует обратить особое внимание в плане эксплуатации и технического обслуживания.

Список литературы

1. Розанов М.Н. Надежность электроэнергетических систем. М. «Энергия», 1974. - 176 с.: ил.

. Надежность энергосистем: рабочая программа, методические указания и контрольные задания для студентов спец. 140205 «Электроэнергетические системы и сети» ИДО / Сост. К.И. Заподовников. - Томск: Изд. ТПУ, 2007. - 36 с