1.5 Розрахунок показників надійності елементів схеми розвитку електричної мережі

При проектуванні електричної мережі виникає ряд завдань, пов'язаних із забезпеченням надійності [10]: вибір схем мереж, схем комутації окремих ПС, оцінка пропускної здатності електричної мережі і її окремих елементів, розробка засобів захисту електричної мережі в аварійних режимах і засобів протиаварійної автоматики.

При проектуванні електропостачання якого-небудь вузла навантаження звичайно нормується припустима сумарна тривалість відключень споживачів за рік. Випливаючи цьому підходу, у проекті визначений можливий час погашення споживачів вузла 6. Оскільки лінії є найменш надійними елементами електричної мережі, розрахунки показників надійності щодо вузла 4 виконаний за схемою (рис. 1.4), що включає тільки паралельні лінії Б-6.

Рисунок 1.4 − Схема мережі (а) і спрощена схема розрахунків

надійності вузла 6 (б)

Частота відмов кожному ланцюгу лінії Б-6

λ_Б-6 = λ' · L_Б-6 / 100 = 1,22 ∙ 18,1 / 100 = 0,219. (1.47)

Вірогідний час відмов кожному ланцюгу лінії Б-6

γ_авБ-6 = t_ав ∙ (1 − e^−λБ-6) = 0,502∙10⁻³ ∙ (1 − e^−0,219) = 0,122 ∙ 10⁻³. (1.48)

Частота відмов паралельних ланцюгів лінії Б-6

λ_Б-6^пар = 2 ∙ λ_Б-6 ∙ γ_авБ-6 = 2 ∙ 0,219 ∙ 0,122 ∙ 10⁻³ = 0,0534 ∙ 10⁻³. (1.49)

Середній час аварійного простою кожного ланцюга лінії Б-6

t_Б-6 = t_ав = 0,502 ∙ 10⁻³ 1/рік. (1.50)

Тривалість планових ремонтів кожного ланцюга лінії Б-6

t_рБ-6 = (t_к.р + 5 ∙ t_т.р) / 6 = (27,4 ∙ 10⁻³ + 5 ∙ 3,2 ∙ 10⁻³) / 6 = 7,23 ∙ 10⁻³. (1.51)

Можливий час аварійного простою одного ланцюга лінії Б-6 при аварійному й плановому простою іншого

γ_авБ-6^(Б−6) = (λ_Б-6 ∙ t_Б-6² / 4) ∙ (1 − e^−2λБ-6) =

= ((0,219 ∙ (0,502 ∙ 10⁻³)²) / 4) ∙ (1 − e^−2∙0,219) = 0,0133 ∙ 10⁻⁶;

γ_плБ-6^(Б−6) = t_Б-6 ∙ (t_рБ-6 − 0,5 ∙ t_Б-6) ∙ (1 − e^−λБ-6) =

= 0,502 ∙ 10⁻³ ∙ (7,23 ∙ 10⁻³ − 0,5 ∙ 0,502 ∙ 10⁻³)(1 − e^−0,122) = 0,401 ∙ 10⁻⁶. (1.52)

Можливий час аварійної перерви паралельних ланцюгів лінії Б-6

γ_авБ-6^пар = 2 ∙ γ_авБ-6^(Б−6) + 2 ∙ γ_плБ-6^(Б−6) =

=2 ∙ (0,0133 ∙ 10⁻⁶ + 0,401 ∙ 10⁻⁶) = 1,39 ∙ 10⁻⁶. (1.53)

Можливий час планової перерви паралельних ланцюгів лінії Б-6

γ_плБ-6 = 0, оскільки одночасний ремонт двох ліній Б-6 не проводиться.

Вірогідний час погашення споживача 6

t_{погаш. потр 6} = γ_авБ-6^пар ∙ Т_год = 1,39 ∙ 10^-6 ∙ 8760 = 0,0122 год / рік. (1.54)

1.6 Енергозберігаючий захід для схеми розвитку електричної мережі

Визначення доцільності відключення одного із двох трансформаторів ПС № 2 та № 4 у режимах зниження річного навантаження виконується з використанням наступних співвідношень.

1. Навантаження ПС у відповідному місяці визначається по виразу:

S_мес = S_мес%  S_нб / 100, (1.55)

де S_мес% ухвалюється з вихідних даних до проекту.

2. Коефіцієнти завантаження трансформаторів ПС розраховуються як

k_{загр(1,2)} = S_мес / (n_т  S_н.т), (1.56)

де n_т – число включених трансформаторів ПС; n_т = 1 або 2.

Примітка. При k_загр(1) > 1,05 ( відповідно до ГОСТ 14209-85) робота одного трансформатора неприпустима й відповідні місяці надалі розрахунках не розглядаються.

3. Втрати потужності в трансформаторах ПС визначаються по формулі:

P_т(1,2) = n_т  P_х + (P_к / n_т) k_{загр(1,2)}². (1.57)

Примітка. Відключення одного із двох трансформаторів ПС доцільно при P_т(1) < P_т(2).

4. Втрати електроенергії в трансформаторах ПС розраховуються по формулі:

ΔW_(1,2) = ΔР_т(1,2)  ΔТ, (1.58)

де ΔТ = 8760 /12 = 730 годин.

5. Зниження втрат електроенергії за рахунок відключення одного із трансформаторів ПС визначається з вираження:

ΔW = ΔW₍₂₎ − ΔW₍₁₎. (1.59)

Результати розрахунків доцільності відключення одного із двох трансформаторів ПС № 3 та № 5 у режимах зниження річного навантаження й визначення технічної ефективності цього заходу представляються на рис. 1.5, рис. 1.6 та на плакаті 1 графічної частини роботи в графічній формі.

Висновки:

1) згідно з графіками для ПС № 1:

а) для 1, 2, 3 і 10,11,12 місяців k_загр(1) > 1,05, тому робота одного трансформатора ПС − не припустима й відповідні місяці в подальших розрахунках не розглядаються;

б) для 4,5,6,7 і 9 місяців P_т(1) > P_т(2), тому відключення одного із двох трансформаторів ПС не доцільно.

в) для 8 місяця P_т(1) < P_т(2), тому відключення одного із двох трансформаторів ПС доцільно й дає економію 5,11 МВтгод електричної енергії.

2) згідно з графіками для ПС № 2:

а) для 1,2,3,4 і 9,10,11 місяців P_т(1) > P_т(2), тому відключення одного із двох трансформаторів ПС не доцільно;

б) для 5,6,7 і 8 місяця P_т(1) < P_т(2), тому відключення одного із двох трансформаторів ПС доцільно й дає економію 39,42 МВтгод електричної енергії.

Рисунок 1.5 − Визначення ефективності відключення одного з трансформаторів ПС № 1 в режимах зниження річного навантаження

Рисунок 1.6 − Визначення ефективності відключення одного з трансформаторів ПС № 2 в режимах зниження річного навантаження