8.10. Влияние надежности коммутационной аппаратуры и устройств релейной защиты и автоматики на надежность схем

Для локализации отказавшего элемента и подачи в узел нагрузки питания от резервного источника необходимо, чтобы сработали устройства релейной защиты и автоматики (УРЗА), а также коммутационные аппараты (КА), на которые воздействуют эти устройства. Поэтому для точной оценки надежности электроснабжения узла нагрузки нужно учитывать надежность УРЗА и КА.

С одной стороны, КА является элементом силовой электрической цепи и несет нагрузку (электрическую, механическую) в нормальном режиме. Поэтому КА, как и другие элементы электрической сети, может отказать в нормальном режиме. Такие отказы называют статическими (например, перекрытие опорной изоляции, перегрев контактов). С другой стороны, на КА воздействуют УРЗА для выполнения основных функций по включению (отключению). Возможен отказ в удовлетворении требованиям на срабатывание. С этой точки зрения КА можно рассматривать как элемент комплекта УРЗА. Такие отказы называются отказами функционирования.

Отказы функционирования УРЗА и КА бывают трех видов:

отказы в срабатывании (невыполнение УРЗА и КА требований на срабатывание);
неселективные срабатывания (срабатывание УРЗА и КА при требовании на срабатывание, поступающем не на данное, а на другое срабатывание);
ложные срабатывания (срабатывание УРЗА и КА при отсутствии требований на срабатывание).

Рассмотрим надежность электрических сетей, не имеющих резервного питания, когда выход из строя источника питания влечет обесточивание потребителей на время ремонта.

8.10.1. Линии без коммутационных аппаратов

Рассмотрим воздушную линию (ВЛ) напряжением 10 кВ (рис. 8.7). Потребители П₁ и П₃ присоединены непосредственно к магистральной линии, а потребители П₂, П₄, П₅ питаются от отвлечений, наглухо присоединенных к магистрали.

Пусть произошло повреждение одного из участков линии. Для восстановления электроснабжения оперативной выездной бригаде (ОВБ) потребуется выехать к источнику питания (ИП), вручную опробовать включение отключенной линии, установить место повреждения, устранить повреждение и включить линию в работу.

Среднее время восстановления электроснабжения составит

Т_вс = Т_во + Т_пм + Т_в, (8.28)

где Т_во – время от момента отказа до пробного включения линии; Т_пм – время поиска места повреждения; Т_в – время ремонта и включения линии в работу (восстановления без учета времени выезда ОВБ и поиска повреждения).

Величину Т_пм можно определить по формуле

Т_пм = 0,5 l_∑·v_x^–1, (8.29)

где l_∑ – длина поврежденной линии (вместе с ответвлениями), км; v_x – скорость передвижения по трассе линии с целью обнаружения места повреждения, км/ч.

Для всех потребителей данной линии время восстановления электроснабжения одинаково: Т_в1 =Т_в2 =Т_в3 = Т_в4 =Т_в5. Интенсивность отказов также одинакова и прямо пропорциональна длине линии

λ₁ = λ₂ = λ₃ = λ₄ = λ₅ = ·l_∑.

Схема замещения по надежности для любого i-го потребителя представлена на рис. 8.8.

Ожидаемый недоотпуск электроэнергии i-му потребителю составит согласно формуле (8.9):

поскольку Θ_э1 = Θ_э2 = Θ_э3 = Θ_э4 = Θ_э5 = Θ_э. Суммарный ожидаемый недоотпуск электроэнергии

(8.30)

Пример 8.2. Определить надежность электроснабжения потребителей, присоединенных к сети, представленной на рис. 8.7, и надежность схемы сети в целом. Расчетные нагрузки приведены в табл. 8.6. Длины участков линии, км:

l_ип-1 =3,0; l_1-2 = 1,5; l_1-3 = 5,0; l_3-4 = 3,5; l_3-5 = 2,0.

Таблица 8.6

Исходные данные (расчетные нагрузки)

Показатели работы

Потребители

П₁

П₂

П₃

П₄

П₅

Расчетная нагрузка P_p_i, кВт

Число часов использования максимума Т_max_i, ч