Добавил:
ivanov666
Опубликованный материал нарушает ваши авторские права? Сообщите нам.
Вуз:
Предмет:
Файл:Надежность электроснабжения. Учебное пособие-1
.pdf
Окончание таблицы
Вариант
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
Номер варианта
по выключателям
1
2
3
4
1
2
3
4
1
2
3
4
1
Длина ЛЭП, (км) Схема (номер)
290
290
290
290
180
180
180
180
410
410
410
410
320
4. Расчетные виды аварий для распределительных устройств.
а) По схеме 1
А = 2 – потеря одной ЛЭП на п/ст 1.
А = 3 – потеря ЛЭП на п/ст 2.
А = 4 – потеря блока и линии на п/ст 2.
А = 5 – потеря блока и линии на п/ст 1.
А = 6 – потеря одной ЛЭП п/ст 1 и ЛЭП п/ст 2.
А = 7 – потеря блока и одной ЛЭП п/ст 1 и ЛЭП п/ст 2.
А = 8 – потеря одного блока (при ремонте второго).
А = 9 – потеря транзита на п/ст 1.
А = 10 – погашение всей схемы.
А = 11 – потеря блока и транзита на подстанцию 1.
1
1
1
1
2
2
2
2
2
2
2
2
1
б) По схеме 2
А = 1 – потеря одной ЛЭП (или Л1, или Л2, или Л3).
А = 2 – потеря блока Б1 и линии Л1 (10),
ИЛИ
потеря блока Б2 и линии Л2 (11),
81
ИЛИ
A
потеря блока Б3 и линии Л3 (12).
А = 3 – потеря одного блока (или Б1, или Б2, или Б3).
– потеря транзита на п/cт 1 (потеря Л1 и Л2).
А = 4
А = 5 – потеря двух ЛЭП (Л1 и Л3) или (Л2 и Л3).
А = 6
– потеря двух блоков Б1 и Б2.
ИЛИ
потеря двух блоков Б2 и Б3.
ИЛИ
потеря двух блоков Б1 и Б3.
5. Указания к выполнению
1. Подготовляется информация для проведения расчетов с учетом
следующих замечаний:
параметр потока отказов выключателя рассчитывается как сумма
и
1
, приведенных в таблице показателей надежности выключате-
2
лей (п. 2) для соответствующего варианта;
рассчитывается параметр потока отказов отходящих ЛЭП, кото-
рый приводится к их заданной длине;
рассчитываются вероятности ремонтных состояний элементов
(режимы), а также вероятность нормального состояния, когда ни один
элемент подстанции не выведен в ремонт.
2. Основной информацией для расчета надежности схемы РУ явля-
ется матрица расчетных связей событий (
i), аварий
()
и режимов (j)
l
(рис. 3.3).
3. Матрица для каждой заданной схемы соединения подстанций за-
полняется коллективно всей группой совместно с преподавателем.
4. После окончательного обсуждения матрица заполняется и исполь-
зуется студентами в качестве дальнейшей информации для проведения
расчетов.
5. Каждый студент рассчитывает математическое ожидание числа
аварий, время восстановления и вероятность возникновения
для трех
видов аварий, которые задаются преподавателем.
82
4. ПОСЛЕДСТВИЯ ОТКАЗОВ
ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ
УСТАНОВОК
4.1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ ОЦЕНКИ
ПОСЛЕДСТВИЙ ОТКАЗОВ
Одним из основных показателей надежности является отказ элемента. В различных системах отказ одного и того же элемента может
приводить к разным последствиям в зависимости от конфигурации
и структуры системы. Поэтому оценка надежности только по отказам
оборудования электроэнергетических элементов не является информативной.
Существует как минимум несколько подходов к оценке последствий
отказа оборудования в ЭЭС.
Каждый из них используется с учетом структуры энергосистемы, состава потребителей электроэнергии, а также уровня детализации оценки
последствий отказа как на стадии проектирования энергосистемы, так и
в процессе ее функционирования.
Для анализа тенденции, связанной с динамикой снижения или повышения уровня надежности в целом по всей
некоторых коэффициентов надежности, которые носят названия SAIFI
и SAIDI.
Коэффициент SAIFI (System Average Interruption Frequency Index)
отражает среднее количество перерывов в электроснабжении на одного
потребителя электроэнергии за определенный период по всей ЭЭС:
ЭЭС, был разработан расчет
NN
83
i
, (4.1)
SAIFI
где
N
– суммарное количество потребителей электрической энер-
N
i
гии, электроснабжение которых было прервано в данном промежутке
N
времени;
– общее количество потребителей электрической энергии.
Коэффициент SAIDI (System Average Interruption Duration Index) отражает среднюю продолжительность отключения потребителя электроэнергии в ЭЭС:
r
ii
(4.2)
N
T
где
– продолжительность отключения потребителя электрической
r
i
SAIDI ,
энергии, ч.
По величине этих коэффициентов можно оценить соотношение количества потребителей, у которых произошел перерыв в электроснабжении, и общего числа потребителей и среднее время перерыва, получить динамику снижения или повышения уровня надежности в целом
по всей ЭЭС и провести сравнительный анализ работы энергосистемы.
Для прогнозирования и планирования функционирования энергосистемы этот подход неинформативен, поскольку в нем не отражаются
виды и причины повреждений, не могут быть выявлены наиболее проблемные участки, так как изменения значений данных коэффициентов может вызывать одна и та же группа потребителей электрической
энергии.
Кроме этого, такой подход не позволяет также
учитывать стоимостный показатель надежности, т. е. величину ущерба от перерыва электроснабжения.
Широкое распространение в практике функционирования и развития электроэнергетических систем получил подход к нормированию
уровня надежности, часто называемый «индексом надежности». Более
подробно об этом способе оценки последствий отказов в ЭЭС будет сказано в разделе 5.2.
Понятие ущерба
было введено в электроэнергетику в середине ХХ века
русским ученым, профессором Сыромятниковым И. А. В основе этого
понятия лежит оценка потерь материальных средств в производстве при
выходе из строя и аварийных отказах их системы электроснабжения, т. е.
нарушении надежности функционирования СЭС.
84
Ущерб можно разделить на два вида:
ущерб у потребителя;
ущерб в энергосистеме.
Каждый из видов ущербов имеет свою природу и определяется раз-
личными факторами, процессами и математическими моделями.
Остановимся на каждом виде ущербов более подробно.
4.2. УЩЕРБЫ У ПОТРЕБИТЕЛЕЙ
Наиболее распространенным и тяжелым нарушением нормального
режима электроснабжения является перерыв в подаче электроэнергии.
Перерыв в электроснабжении может быть
смотренным
.
внезапным или преду-
Предусмотренный перерыв (планово-предупредительный ремонт)
предполагает проведение ряда мероприятий с целью уменьшения последствий возможного ущерба в производстве.
Внезапные перерывы приводят к нарушению технологического про-
цесса, поломке оборудования, порче материалов, браку, простою и прочим негативным последствиям в производстве.
Кроме этого, отказы приводят к ущербу от нарушения качества электроэнергии, определение которого – весьма непростая и отдельная задача.
Принято ущерб от перерыва электроснабжения подразделять на два
вида:
прямой ущерб;
дополнительный ущерб.
Прямой ущерб – это ущерб, связанный с самим фактом нарушения
электроснабжения, который сопровождается поломкой оборудования,
порчей сырья, браком, дополнительными расходами на восстановление процесса, непредусмотренными тратами вспомогательных материалов и т. д.
Эту составляющую часто называют
Дополнительный
ущерб – это ущерб от недовыработки продукции,
ущербом внезапности.
который зависит от длительности перерыва электроснабжения, т. е.
У ().ft
доп прост
85
Эта зависимость, как правило, представляется в виде линейной.
Угол наклона прямой отражает фактическую величину ущерба у различных потребителей. Так, например, линия 1 на рис. 4.1 соответствует
ущербу у потребителя 1 с более серьезными последствиями от отказа
оборудования, чем у потребителя (линия 2 на том же рисунке) при оди-
.t
наковом
прост
У
доп
У
доп1
У
доп2
t
прост
1
2
Рис. 4.1 Зависимость величины дополнительного
ущерба от времени перерыва электроснабжения
Величина полного ущерба у потребителя будет равна
УУ()ft
потреб пр прост
. (4.3)
Проведенный обзор подчеркивает сложности в оценке индивидуальных ущербов от перерывов электроснабжения потребителей при учете
технологических особенностей разных производств и позволяет сформулировать ряд принципиальных выводов, которые могут быть использованы в дальнейшем.
1. В системах электроснабжения, потребители которых представлены широким спектром промышленных производств, определение величины ущербов – это очень
сложная задача из-за многообразия их проявления. Кроме того, в современных условиях сама система электроснабжения как производитель энергии, так и ее транспортировщик, с одной стороны и потребитель электроэнергии – с другой, представляет
86
собой различные субъекты рыночных отношений. Поэтому оценивать
собственный ущерб должен сам потребитель, а ущерб в СЭС – сама
энергосистема по укрупненным показателям. Причем разница в значениях ущерба может различаться на порядок.
В приложении 4 приведены значения удельных ущербов для различных отраслей экономики, взятых из стандарта ПАО «Россети». Справедливости ради стоит
отметить, что эти данные являются результатами не
единственного исследования, которые проводились в СССР и России.
Существуют и другие исследования, результаты которых по ряду позиций очень близки к изложенным выше, а по ряду – значительно отличаются от них. Поэтому можно сказать, что работы по оценке удельных
ущербов еще продолжаются.
2. Системы
промышленного электроснабжения, которые питают
нефте- и газодобывающие комплексы, можно назвать СЭС с монопотребителем, так как система электроснабжения и потребитель представляют единое целое. Дополнительно следует отметить, что технологические особенности производства определяют главным образом сам режим электроснабжения. Определение ущерба в СЭС с монопотребителем не только возможно, но
и целесообразно, так как 90…95 % объема
потребляемой энергии в таких системах идет на производство одного
вида продукции (нефти или газа), стоимость которого несложно определить.
В этих условиях ущерб как оценка последствия отказа оборудования
является единственно правильным решением.
4.3. УЩЕРБЫ В ЭНЕРГОСИСТЕМЕ
Внеплановые и аварийные ремонты энергетического оборудования
наносят вполне определенный прямой ущерб, связанный с расходами на
производство ремонтных работ и содержанием ремонтного персонала.
При этом среднюю величину
прямого ущерба (математическое ожида-
ние) можно рассчитать как
n
УИ
прям а.рв
i
1
87
K
, (4.4)
ii
где
р
р
K
K
вi
– издержки на аварийный ремонт i-й единицы оборудования;
а.рИi
– коэффициент вынужденного простоя i-й единицы оборудования.
Изменение режима работы ЭЭС после отключения отказавшего оборудования вызывает перерасход топлива за счет включения резервных
источников, имеющих худшие экономические параметры.
Это приводит к появлению
дополнительного ущерба
где
b
уд.р
и
b
уд.б
и базовых (основных) электростанциях соответственно;
цена топлива на резервных и базовых электростанциях;
У ( ЦЦ)bbWK
уд.рр уд.бб р .пбрдо
, (4.5)
– удельные расходы топлива, сжигаемого на резервных
Ц
и
,WK
б.р
Ц
б
– вы-
–
работка электроэнергии и коэффициент вынужденного простоя агрегатов на резервных электростанциях.
В скобках выражения (4.5) записана разность
( Цb
уд.рр
уд.бб
)Цb
с учетом, что расход топлива на резервных агрегатах всегда больше, чем
расход топлива на основных. Это объясняется тем, что
в энергосистеме в первую очередь используются блоки с высокими экономическими характеристиками. При выходе их из строя они будут заменяться агрегатами из числа резервных, которые заведомо будут иметь
худшие экономические
Наконец,
косвенный ущерб народному хозяйству приносит неис-
параметры.
пользование отказавшего оборудования и персонала простаивающих
установок по прямому назначению. Это приводит к недоиспользованию
основных и оборотных фондов ЭЭС, т. е.
n
кс моанв
(ИИУ )
i
iiii
з.п
1
е KK
, (4.6)
И ,
где
плуатационного персонала, не использующего
ния по прямому назначению, амортизационные отчисления на
з.п
И ,
i ам
– часть годовой фонд заработной платы экс-
,iK
i
вi
i-ю единицу оборудова-
i-ю еди-
ницу оборудования, часть недоиспользованных основных и оборотных
фондов i-й единицы оборудования, а также коэффициент вынужденного
88
простоя i-й единицы оборудования соответственно;
K
для пересчета основных фондов
i-й единицы оборудования в годовом
– коэффициент
е
н
разрезе.
Просуммировав выражения (4.4), (4.5) и (4.6), получим величину
ущерба в энергосистеме
УУУУ.
ЭЭС прям доп кос
(4.7)
Очень часто для оценки ущербов используются так называемые
удельные ущербы, которые представляют собой ущерб, отнесенный к
одному киловатт-часу недоотпущенной энергии у потребителя.
Значение удельного ущерба определяется как сумма ущербов в ЭЭС
(У )
ЭЭС
и у потребителей
(У )
потр
, отнесенная к суммарному недоот-
пуску электроэнергии в ЭЭС, т. е.
УУ
ЭЭС потр
у .
0
n
Э
нед
i
1
(4.8)
i
Величина годового недотпуска электроэнергии определяется как
произведение годовой выработки электроэнергии
i-й единицы оборудо-
вания и коэффициента вынужденного простоя этой единицы оборудования, т. е.
ЭЭ,.
нед год в
iii
(4.9)
4.4. ПРИМЕР РАСЧЕТА МАТЕМАТИЧЕСКОГО ОЖИДАНИЯ
УЩЕРБА У ПОТРЕБИТЕЛЕЙ МЕТОДОМ
СТАТИСТИЧЕСКИХ ИСПЫТАНИЙ
(ЗАДАНИЕ ДЛЯ САМОСТОЯТЕЛЬНОЙ РАБОТЫ № 3)
: определение математического ожидания ущерба у потреби-
Цель
телей методом статистических испытаний для двух потребителей
электроэнергии.
89
Исходные данные
Р
Р
Р
1. Функция распределения отказов
н
()F
, ч
н
0 4 8 12 16 20 24
0 0,17 0,36 0,58 0,7 0,86 1,0
()F
по часам суток:
н
2. Зависимость величины удельных ущербов от недоотпуска мощ-
ности:
, руб/кВт
у
0А,0Б
, ч
Т
ф
0 4 4
0 17 24
3. Один для всего года суточный график нагрузки потребителей:
Т, ч 0–4 5–6 7–8 9–12 13–15 16–20 21–24
, МВт
n
4. Время восстановления
Мощность потребителя
5.
Параметр потока отказов ЛЭП
6.
7.
Удельный ущерб от недоотпуска электроэнергии потребителей
А и Б
8.
Ряд псевдослучайных чисел для определения времени начала пе-
рерыва электроснабжения
100 120 170 190 90 150 70
.
()Т
в
.
Б()
Б
()
.
0А 0 Б
.
)у , у(
и другие необходимые для рас-
()RF
н
чета исходные данные по вариантам приведены ниже в таблице.
Таблица дополнительных исходных данных
Номер
вари-
анта
1
2
3
4
5
Т
ч
12
9
7
14
10
,
,
в
Б
МВт
70
65
50
45
30
,
1/год
0,3
0,35
0,4
0,25
0,2
у
,
0А
руб/кВт ꞏ ч
0,5
0,45
0,3
0,4
0,55
у
,
0Б
руб/кВт ꞏ ч
0,35
0,25
0,2
0,65
0,6
()RF
н
0,1; 0,3; 0,5; 0,7; 0,9
0,2; 0,4; 0,6; 0,8; 1,0
0,1; 0,2; 0,4; 0,6; 0,9
0,15; 0,25; 0,3; 0,55; 0,9
0,25; 0,3; 0,4; 0,5; 0,85
90
Соседние файлы в предмете [НЕСОРТИРОВАННОЕ]