Коэффициент вынужденного простоя

----- , о.е.

При аварийном отключении элементов сети режим электрической сети может оказаться недопустимым из-за перегрузки линий или трансформаторов, а также недопустимого снижения напряжений в узлах нагрузки. Для ввода режима в допустимую область следует снизить нагрузку в одном или нескольких узлах нагрузки (узлы 1 – 7 на рис. В.1) на величину . Такое снижение нагрузки осуществляется при работе автоматики электрической сети (АЧР, САОН). Так как отключение линий, трансформаторов носит случайный характер, то показателем надёжности, интегрально учитывающим частоту, длительность и глубину отказа, является математическое ожидание недоотпуска электроэнергии при отключении i-го элемента сети.

, (8.1)

где – максимальная величина недоотпуска электроэнергии в электрической сети при отказе i-го элемента сети;

– коэффициент вынужденного простоя i-го элемента сети.

Для приближённого определения можно использовать простейший вид годового графика нагрузки по продолжительности (рис. 8.1).

Рис.8.1. График нагрузки по продолжительности

Из рис.8.1 следует, что

, (8.2)

где T_max – число часов использования максимальной нагрузки (табл. В.1).

При проектировании электрической сети используется принцип N-1, согласно которому рассматриваются отказы элементов сети по одному. Вероятностью одновременного отключения двух и более элементов сети пренебрегают.

Импортируйте из файла данных модель электрической сети для расчётов ремонтных режимов программой RastrWin, созданную при выполнении работы № 4. Для контроля загрузки ветвей расчётной схемы дополните таблицу «Ветви» двумя столбцами. Щёлкните правой клавишей мышки по заголовку столбца «Na» и вставьте в таблицу столбцы «Ток начала ветви I_нач» и «I_доп_оборудования I_доп_обор».

Заполните столбец «I_доп_обор» допустимыми токами. Для ЛЭП допустимые токи в зависимости от сечения проводов приведены в приложении. Для трансформаторов и автотрансформаторов определяется по (5.1). При определении допустимого тока ветви, соответствующей стороне НН автотрансформатора, по (5.1) следует учесть то, что мощность обмотки НН составляет 50 % номинальной.

Определите коэффициенты вынужденного простоя , используя справочные данные приложения. Результаты вычислений занесите в табл. 8.1.

Например, для двухцепной линии 220 кВ 201-202 2,0 1/(год·100 км), 1,2·10^-3 лет. С учётом длины линии 63 км получим 1,26 1/год, 1,512·10^-3. Для автотрансформаторов 220 кВ ПС-А 0,03 1/год, 7·10^-3 лет, 0,21·10^-3.

При выполнении работы № 5 элементы электрической сети были ранжированы в порядке убывания загрузки. Используйте эту последовательность элементов для организации порядка расчётов послеаварийных режимов. Отключите очередной трансформатор или ЛЭП, используя столбец «S» из таблицы «Ветви». Для отключения автотрансформатора или трёхобмоточного трансформатора необходимо одновременно отключить три ветви схемы замещения (рис. 8.2).

Например, для отключения автотрансформатора № 1 ПС-А отключаются ветви 202-205, 205-112, 205-5.

Таблица 8.1. – Показатели надёжности элементов сети

Элемент	Uном, кВ	Узлы	N пар	, 1/год	, 1/год	, лет	, о.е.
N нач	N кон
ЛЭП двухцепн
ЛЭП двухцепн
ЛЭП
ЛЭП двухцепн
ЛЭП двухцепн
ЛЭП
Тр-р
Тр-р
Тр-р
Тр-р
Тр-р
Тр-р
Тр-р
Тр-р
ЛЭП
ЛЭП
ЛЭП двухцепн
ЛЭП
Тр-р
Тр-р
Тр-р
Тр-р
Тр-р
Тр-р

Рис. 8.2. Отключение автотрансформатора ПС-А в программе RastrWin

При попытке выполнить расчёт режима с отключённым автотрансформатором ПС-А появляется сообщение о недопустимом снижении напряжения, и расчёт режима аварийно прекращается (рис. 8.3).

Рис. 8.3. Сообщение об аварийном завершении расчёта режима

Для ввода режима в допустимую область следует уменьшить активную и реактивную нагрузки (P_н, Q_н) в узле ближайшем к отключённому элементу сети. Таким узлом в рассматриваемом примере является узел № 5. Следует постепенно пропорционально снижать P_н, Q_н узла, т.е. сохраняя неизменным . При снижении нагрузки P_н до величины 60 МВт и Q_н до величины 38,2 Мвар режим может быть рассчитан при допустимых параметрах режима. Дефицит мощности при отключении автотрансформатора на ПС-А в режиме максимальной нагрузки составит =110 - 60=50 МВт. Математическое ожидание недоотпуска электроэнергии определяется по (8.1), (8.2) и заносится в табл. 8.2. Результаты расчёта для рассматриваемого примера отключения автотрансформатора ПС-А при T_max=5000 ч показаны в табл. 8.2.

В целом по сети математическое ожидание недоотпуска электроэнергии определяется суммированием , вычисленным при аварийном отключении одного из элементов сети.

Таблица 8.2. – Недоотпуск электроэнергии в электрической сети

Отказавший элемент	Uном, кВ	Узлы	N пар	, МВт	, МВт·ч	, о.е.	МВт·ч
N нач	N кон
ЛЭП двухцепн
ЛЭП двухцепн
ЛЭП
ЛЭП двухцепн
ЛЭП двухцепн
ЛЭП
Тр-р							0,21·10-3	24,4
Тр-р
Тр-р
Тр-р
Тр-р
Тр-р

Продолжение табл. 8.2

Тр-р
Тр-р
ЛЭП
ЛЭП
ЛЭП двухцепн
ЛЭП
Тр-р
Тр-р
Тр-р
Тр-р
Тр-р
Тр-р

Контрольные вопросы

1. Какими показателями характеризуется надёжность ЛЭП и трансформаторов?

2. Как осуществить ввод режима в допустимую область при аварийном отключении элемента сети?

3. Как определяется математическое ожидание недоотпуска электроэнергии?

Приложение. Технические параметры оборудования

Таблица П.1. – Расчетные данные ВЛ 35 – 330 кВ со сталеалюминиевыми проводами (на 1 км)

Номинальное сечение провода, мм2	Количество проводов в фазе	Доп. Ток, А	r0, Ом при +20 °С	35 кВ	110 кВ	220 кВ	330 кВ
x0, Ом	b0, мкСм	x0, Ом	b0, мкСм	x0, Ом	b0, мкСм	x0, Ом	b0, мкСм
70/11			0,429	0,432	2,625	0,444	2,547
95/16			0,306	0,421	2,694	0,434	2,611
120/19			0,249	0,414	2,744	0,427	2,651
150/24			0,198	0,406	2,796	0,420	2,699
185/29			0,162	0,400	2,839	0,414	2,739
240/32			0,121	0,392	2,904	0,405	2,800	0,435	2,600	–	–
240/39			0,062					–	–	0,331	3,380
300/39			0,097	0,385	2,956	0,399	2,848	0,429	2,640
300/39			0,049					–	–	0,328	3,410
400/51			0,075					0,420	2,700	–	–
400/51			0,037					–	–	0,323	3,460
500/64			0,060					0,413	2,740	–	–
500/64			0,030					–	–	0,320	3,500

Таблица П.2. – Трансформаторы трёхфазные двухобмоточные напряжением 110 кВ

Тип	Номинальная мощность, МВ·А	Пределы регулирования, %	Каталожные данные	Расчетные данные
Uном обмоток, кВ	uк, %	ΔPк, кВт	ΔPх, кВт	Iх, %	Rт, Ом	Xт, Ом	Qх, квар
ВН	НН
ТМН-2500/110	2,5	+10´1,5 %, –8´1,5 %		6,6; 11,0	10,5		5,5	1,50	42,6	508,2
ТМН-6300/110	6,3	±9´1,78 %		6,6; 11,0	10,5		10,0	1,00	16,0	220,4
ТДН-10000/110		±9´1,78 %		6,6; 11,0	10,5		14,0	0,90	7,9	138,9
ТДН-16000/110		±9´1,78 %		6,6; 11,0	10,5		21,0	0,85	4,4	86,8
ТРДН-25000/110		±9´1,78 %		6,3; 10,5	10,5		25,0	0,75	2,5	55,6
ТРДН-32000/110		±9´1,78 %		6,3; 10,5	10,5		32,0	0,75	1,9	43,4
ТРДН-40000/110		±9´1,78 %		6,3; 10,5	10,5		42,0	0,70	1,3	34,7
ТРДЦН-63000/110		±9´1,78 %		6,3; 10,5	10,5		59,0	0,65	0,8	22,0
ТРДЦН-80000/110		±9´1,78 %		6,3; 10,5	10,5		70,0	0,60	0,6	17,4
ТРДЦН-125000/110		±9´1,78 %		10,5	10,5			0,55	0,3	11,1

Примечания:1. Трансформаторы ТМН-2500 и 6300 имеют РПН на стороне НН, у остальных трансформаторов РПН

включено в нейтраль ВН.

2. Трансформаторы с переключением без возбуждения имеют ПБВ на стороне ВН.

Таблица П.3. – Трансформаторы трёхфазные трёхобмоточные напряжением 110 кВ

Тип	Номинальная мощность, МВ·А	Uном обмоток, кВ	Пределы регулирования на стороне ВН (СН)	Uк, %	ΔРк, кВт	ΔРх, кВт	Iх, %
ВН	СН	НН	В-С	В-Н	С-Н
ТМТН-6300/110	6,3		38,5	6,6; 11	±9x1,78%	10,5					1,2
ТДТН-10000/110			38,5	6,6; 11	±9x1,78%	10,5					1,1
ТДТН-16000/110			38,5	6,6; 11	±9x1,78%	10,5					1,0
ТДТН-25000/110			38,5	6,6; 11	+9x1,78%	10,5		6,5			0,7
ТДТН-40000/110			38,5	6,6; 11	±9x1,78%	10,5					0,6
ТДТН-63000/110			38,5	6,6; 11	±9x1,78%	10,5		6,5			0,7
ТДЦТН-80000/110			38,5	6,6; 11	±9x1,78%		18,5				0,6

Таблица П.4. – Трансформаторы и автотрансформаторы трёхфазные напряжением 220 кВ

Тип	Номинальная мощность, МВ·А	Uном обмоток, кВ	Пределы регулирования на стороне ВН (СН)	Uк, %	ΔРк, кВт	ΔРх, кВт	Iх, %
ВН	СН	НН	В-С	В-Н	С-Н
ТРДН-40000/220				11/11	±8x1,5%						0,9
ТРДЦН-63000/220			-	11/11	±8x1,5%	-		-			0,8
TPДЦН-100000/220			-	11/11	±8x1,5%	-		-			0,7
TPДЦН-160000/220			-	11/11	±8x1,5%	-		-			0,6
ТДТН-25000/220			38,5		±12x1%	12,5		6,5			1,2
ТДТН -40000/220			38,5		±12x1%	12,5		9,5			1,1
АТДЦТН-63000/220/110					±6x2%		35,7	21,9			0,5
АТДЦТН-125000/220/110					±6x2%						0,5
АТДЦТН-200000/220/110					±6x2%						0,5
АТДЦТН-250000/220/110				10,5	±6x2%	11,5	33,4	20,8			0,5

Примечания: 1. Для автотрансформаторов соотношение мощностей обмоток ВН/СН/НН составляет 100/100/50%.

2. Регулирование напряжения для трансформаторов в нейтрали ВН, для АТ на стороне СН

Таблица П.5. – Параметры потока отказов элементов электрической сети

Элемент сети	, 1/год при напряжении, кВ
Воздушные линии1: одноцепные	0,6	0,6	1,3	1,7	3,9	2,0
двухцепные (отказ одной цепи)	-	-	3,8	2,0	3,9	1,6
двухцепные (отказ двух цепей)	-	-	0,4	0,4	0,9	0,4
Трансформаторы и автотрансформаторы	0,053	0,053	0,04	0,03	0,015	0,01
Выключатели2: воздушные	0,2	0,12	0,04	0,03	0,03	0,01
масляные баковые	-	-	-	0,05	0,02	0,01
маломасляные	-	-	-	-	0.06	0,03
Сборные шины3	0,01	0,013	0,013	0,013	0,016	0,02
Отделители и короткозамыкатели	-	-	-	0,02	0,01	0,1

Примечания: ¹ на 100 км. ² на один выключатель. ³ на присоединение.

Таблица П.6. – Среднее время восстановления элементов электрической сети

Элемент сети	10-3, лет при напряжении, кВ
Воздушные линии: одноцепные	2,7	2,2	1,5	1,6	1,5	1,8
двухцепные (отказ одной цепи)	-	-	1,3	1,2	1,0	1,2
двухцепные (отказ двух цепей)	-	-	0,6	1,9	1,5	1,6
Трансформаторы и автотрансформаторы
Выключатели						1,7
Сборные шины	0,7	0,6	0.6	0,6	0,6	0,8
Отделители и короткозамыкатели	-	-	-	0.6	0,8	0,7