3.5. Наближений аналіз функціональної надійності електричних мереж

Функціональна надійність ЕМ пов'язана з повною сукупністю їх аварійних режимів, після виникання яких втрачається або цілеспрямовано вимикається навантаження. Аварійні режими ЕМ, їх формування, шляхи виходу з них зображені на рис. 3.13.

Аналіз функціональної надійності ЕМ - завдання надзвичайно складне. Врахувати всі чинники, які визначають надійність особливо у початковій стадії формування аварій, неможливо. Результативним розрахункам піддаються тільки стаціонарні післяаварійні режими, які формуються після виникання одиничних відмов або випадкових збігів відмов елементів мережі.

Рис. 3.13. Аварійні режими електричних мереж та їх ліквідація

Наближений аналіз функціональної надійності простих схем ЕМ. Спрощені розрахунки функціональної надійності простих схем ЕМ можна виконувати в рамках розглянутого вище методу структурних схем. При цьому спочатку, як у § 3.2, визначають недовідпуски електроенергії та збитки від перерв електропостачання споживачів, а далі ці ж величини обчислюють для випадків обмежень живлення у післяаварійних режимах і визначають їх сумарні значення.

Обмеження живлення споживачів різне в різних режимах навантаження мережі. Найбільші недовідпуски потужності спостерігаються під час аварійних вимикань у години максимальних навантажень, а найменші - в години мінімальних навантажень.

Добові зміни режиму навантаження можна не враховувати з таких причин. На надійність мереж найбільше впливають ЛЕП, бо вони визначають структуру мережі, а їх коефіцієнти вимушених К_в та планових К_п простоїв на порядок вищі від аналогічних коефіцієнтів підстанційного устаткування (табл. 3.1 і табл. 3.2). Відмови ЛЕП, що пов'язані з діяльністю людини, намірені вимикання ЛЕП, які ослаблюють схему мережі, припадають на денні години доби. Якщо аварійне вимикання наступило вночі, то післяаварійний ремонт виконують протягом дня. У більшості випадків пошкодження на ЛЕП ліквідують за один світловий день, що підтверджують значення Т_в у табл. 3.1. Усі ці факти разом взяті підтверджують, що під час аналізу функціональної надійності ЕМ до уваги слід брати режим денного (максимального чи усередненого) навантаження та враховувати його зміну тільки в розрізі року.

Для сумарного навантаження ЕЕС АСДУ фіксують графіки місячних максимумів, а для споживачів Енергонагляд фіксує тільки літній мінімум (22 червня) та зимовий максимум (22 грудня) навантаження. Це значить, що режими мережі, які визначаються навантаженнями споживачів, можна розраховувати тільки в трьох періодах року (рис. 3.14). Режим у першому періоді розраховують за зимовими максимумами споживачів попереднього року, у другому періоді - за максимумами найменших літніх навантажень, а в третьому - за зимовими максимумами споживачів поточного року.

Рис. 3.14. Розрахункові періоди року

Для оцінки функціональної надійності розрахунки режимів повинні виконуватися не тільки для кожного r-го періоду, але й для кожної s-ої аварійної ситуації в мережі. У результаті таких розрахунків визначають недовідпуски потужності споживачам, а за ними - недовідпуски електроенергії та збитки. Обсяги таких обчислень надзвичайно великі. Метод структурних схем дозволяє звести їх до мінімуму шляхом цілеспрямованого вибору аварійних ситуацій, за яких можливі обмеження живлення споживачів.

Враховуючи ту обставину, що за наявності трьох і більше каналів передачі енергії до споживача обмеження його живлення малоймовірне, можна розглядати тільки випадки наявності в розрахункових схемах двох паралельних віток між споживачем і джерелами живлення. Так у схемі рис. 3.3, аналізуючи режими обмеження електропостачання споживачів Н₂ і Н₃, доцільно брати до уваги тільки лінію W₂ та лінію W₃ разом з вузлом, тобто блоки 2 і 8. У разі вимикання лінії W₂ пропускна здатність лінії W₃ може виявитися недостатньою для передачі споживачам Н₂ і Н₃ необхідної потужності і, навпаки, в разі вимикання лінії W₃ чи відмови вузла b недостатньою може виявитися пропускна здатність лінії W₂.

Пропускну здатність ліній живильних та розподільних мереж за потужністю визначають умовами нагрівання проводів. Для наближених оцінок можна використовувати дані табл. 3.5.

Таблиця 3.5