Идельчик В.И. Электрические системы и сети

Подождите немного. Документ загружается.

250 Технико-экономические

расчеты

в электрических сетях Гл. 6

один отказ, при этом Q(t)=Q(t

<t). При изменении t от

0 до оо Q(t) изменяется от 0 до 1.

Для восстанавливаемых (ремонтируемых) элементов

электрической сети представляет интерес средняя вероят-

ность отказа за длительный период наблюдения Q

p(°°)-

Эту величину Q

p(°°) называют также коэффициентом вы-

нужденного простоя /Св.

Параметр потока отказов восстанавливаемого элемента

(о

—

это среднее количество отказов элемента в едини-

цу времени. Величина m(t) рассчитывается наиболее про-

сто по данным эксплуатации:

An(f,H-AQ

пЫ

где hn{t, t-\-tst)—количество отказавших за время Дгэле-

ментов; п

—

число элементов в испытании при условии за-

мены неисправных элементов.

Процессы восстановления (аварийного простоя) отка-

завших элементов для практических расчетов наиболее ча-

сто характеризуются средним временем восстановления

(временем аварийного простоя), которое обозначим Т

Для потребителей II категории перерыв в электроснаб-

жении приводит к последствиям, которые могут быть вы-

ражены в виде экономического эквивалента

—

ожидаемого

среднегодового народнохозяйственного ущерба от наруше-

ния электроснабжения У, тыс. руб/год. Ущерб У из-за не-

доотпуска электроэнергии включается в состав приведен-

ных затрат [см. (6.9)] и учитывается при выборе варианта

сети, питающей потребителей II категории в случае, если

сравниваемые варианты сети существенно различаются по

надежности. Выбирают вариант сети, в котором приведен-

ные затраты, включая ущерб из-за нарушения электро-

снабжения, наименьшие.

Чтобы выбрать один из вариантов на рис.

6.3,

а и б

с учетом надежности, в расчетные затраты для каждого

варианта включают среднегодовой ущерб из-за недоотпус-

ка электроэнергии

= И

+ р

+ У

(6.19)

= Я

+ р

Л:

+ У

(6.23)

и выбирают вариант с меньшими затратами. Среднегодо-

вой ущерб из-за аварийного (вынужденного) нарушения

§ 6.4 Выбор варианта сети с учетом надежности 251

электроснабжения определяется так:

= шГ

нб

йв

, (6.21)

где

ft»

—

параметр потока отказов (среднее количество от-

казов за год); 7*

— среднее время восстановления, лет/от-

Рис. 6.3. Варианты сети:

—одна линия; б

—

две па«

раллельные линии; в

—

блок

линия — трансформатор

+-Ш-+1Г

Таблица 62 Параметры потока отказов ш, отказов/год,

и средняя частота плановых простоев ш

, простоев/год,

элементов электрических сетей

6)/0)

Элементы

прн напряжении, кВ

500 330 ( 220

ПО

Воздушные линии

одноцепные

0,4/10

0,5/12

0,6/13

1,1/15

1,4/9

двухцепные (отказ од- — —

0,5/—

0.9/- 1.1/-

ной цепи)

двухцепные (отказ двух — —

0,1/-

0,2/—

0,3/-

цепей)

Трансформаторы и авто-

0,04/6 0,04/6 0,02/6 0,02/6 0,01/6

трансформаторы

Выключатели воздушные

в цепях ВЛ 0,2/2 0,2/2

0,15/2

0,1/2

0,08/2

в других цепях 0.08У2

0,07/2 0,06/2

0 05/2

0,04/2

Выключатели масляные

в цепях ВЛ — —

0,07/2 0,03/2 0,02/2

в других цепях — —

0,01/2 0,01/2 0,01/2

Сборные шины

0,01/1 0,01/1 0,01/1 0,01/1 0,01/1

Отделители и короткозамы- — —

0,04/3 0,02/3 0,01/3

катели

<а-

На единицу; для однофазных

—

на фазу.

На единицу

ft)

—

на присоединение; со

—

на секцию.

Примечание. Отказы выключателей, приводящие в отключению с меж»

MIX цепей, составляют 60 % общего количества отказов.

252 Технико-экономические

расчеты

в электрических сетях Гл. 6

Таблица 6.3 Среднее время восстановления элементов электрических

сетей 7"в и коэффициенты плановых простоев на одну цепь ВЛ

или единицу оборудования Ка

.ю-

, лет/отказ, при напряжении,

кВ

Элементы

500

330

230 ПО

Воздушные линии:

одноцепные 1,7 1,3 1,1 1 1

двухцепные (отказ одной — — 0,2 0,4 0,8

цепи)

двухцепные (отказ двух — — 4 3 2,5

цепей)

Трансформаторы и автотранс-

форматоры:

при отсутствии резервного 300 250 80 60 45

трансформатора в системе

при наличии резервного — — 25 20 10

трансформатора в системе

Выключатели: 10 7 4,8 2,8 1,3

воздушные

масляные

Отделители и короткозамыка- — — 0,4 0,4 0,4

тели

Сборные шины (на одно при- 0,7 0,6 0,4 0,25 0,25

соединение)

Продолжение

табл.

6.3

Элементы

/С

-10

, отн ед , при напряжении, кВ

500 | 330 220 j ПО | 35

Воздушные линии:

одноцепные

двухцепные (отказ одной

Цепи)

двухцепные (отказ двух

цепей)

Трансформаторы и автотранс-

форматоры:

при отсутствии резервного

трансформатора в системе

при наличии резервного

трансформатора в системе

9,5

8,5

7,5

§ 6.4 Выбор варианта сети с учетом надежности 253

Продолжение

табл.

6.3

Элементы

•

, отн. ед.. при

напряжении,

кВ

500

330

220 ПО

| 35

Выключатели:

воздушные

масляные

Отделители и короткозамыка-

телн

Сборные шины (на одно присо-

единение)

0,7

0,6

8,5

0,4

6,5

0,2

Примечания:

Среднее время восстановления повреждений фазы

(однофазного трансформатора)

при

установлеиной

на

подстанции резервной фазе

составляет

1,Ы0

лет/отказ

без

перекатки фазы

и 9 10

—

лет/отказ

перекат-

кой фазы.

Время восстановления электроснабжения

при

повреждении выключателей

в схемах

обходной системой

шин

составляет 0,06-10" лет/отказ,

а в

схемах

многоугольников, полуторных

мостиковых

—

0,03-10 лет/отказ.

При

обслуживании подстанций выездными бригадами время восстановле-

ния путем переключения

распределительном устройстве следует увеличивать

на 0,06-10 "~

лет/отказ.

каз;

Рнб

— суммарная наибольшая нагрузка нормального

режима,

кВт; е

—

коэффициент ограничения нагрузки

по-

требителя; У

в — расчетный удельный годовой ущерб из-за

вынужденного перерыва электроснабжения,

тыс. руб/

/(кВт-год).

Параметр потока отказов со

среднее время восстанов-

ления

элементов электрических сетей определяются

из

табл.

6.2 и 6.3

[10].

Коэффициент ограничения нагрузки потребителей

е„ ра-

вен отношению нагрузки, которую необходимо отключить

в данном режиме

при

данном отказе,

суммарной наиболь-

шей нагрузке нормального режима.

При

полном прекра-

щении электроснабжения е

=1.

сети

полным резерви-

рованием

при

отказе любого

ее

элемента потребитель

может получить всю необходимую ему мощность. В этом слу-

чае потребитель

не

испытывает перерыва

электроснабже-

нии

=0. Например,

при

отключении одной

из

двух

па-

раллельных линий

на рис. 6.3,6 и

достаточной пропускной

способности второй линии потребитель

не

будет отклю-

чаться

=0. Величина Р

б8

равна мощности нагрузки,

опшочаемой

при

отказе. Среднее количество энергии,

не

254 Технико-экономические

расчеты

в электрических сетях Гл. 6

отпущенной за год потребителю, равно произведению пер-

вых четырех сомножителей в (6.21).

Удельные показатели ущерба определяются по кривым,

приведенным на рис. 6.4, в зависимости от состава нагруз-

ки и коэффициента ограничения нагрузки е„. Зависимости

удельных ущербов из-за перерыва электроснабжения на

рис.

6.4 имеют обобщенный характер и могут быть исполь-

зованы лишь для ориентировочной сравнительной оценки

вариантов электрической сети. В ряде случаев состав на-

грузки отличается от того, к которому относятся кривые на

рис.

6.4. При этом для разных потребителей надо исполь-

У01,

—i

тыс.р

\5/{кЪт-год)

J^-

2у/

'2/

/С

>*Т

0,2

0,4 0,6

а)

0,8 е„

Уоп,

rMC.pi

S/(K ВТ -год)

Ч-

zS>

Ч-

^%,

Ч-

** 3

Ч-

"7/1

Ч-

0,2

°>V;

о,8

Рис.

6.4. Расчетный годовой удельный ущерб от аварийных У

а(я)

и плановых

Уца

(б) ограничений электроснабжения:

Структура нагрузки

2 3

Промышленность, % . 15

Быт и сфера обслуживания, % , 50

Сельское хозяйство, %..... 15

Транспорт и строительство, % '. 20

зовать специальные данные об ущербах из-за перерыва

электроснабжения, приведенные в соответствующей лите-

ратуре.

Выражение среднего ущерба (6.21) относится к простей-

шему случаю, когда возможно аварийное отключение од-

ного элемента электрической сети. В действительности

в электрической сети могут отключаться из-за аварий раз-

личные элементы: линии, трансформаторы, выключатели,

шины, отделители и короткозамыкатели.

§ 6.4 Выбор варианта

сети

учетом надежности

255

При расчетном определении технических показателей

надежности и ущерба из-за перерыва электроснабжения

Составляется структурная схема замещения рассматривае-

мого участка сети. В структурной схеме замещения после-

довательно в одну ветвь соединяются те элементы сети, от-

каз любого из которых вызывает простой всех остальных

элементов данной ветви. Например, в блоке линия

—

транс-

форматор на рис. 6.3,0 отключение трансформатора при-

ведет к простою линии. Поэтому в структурной схеме сети

на рис. 6.3,0 при анализе надежности линия и трансформа-

тор соединяются последовательно в одну ветвь. В структур-

ной схеме сети параллельно соединяются отдельные эле-

менты или участки сети, отключение любого из которых не

приводит к простою остальных. Например, отключение од-

ной из параллельных линий на рис. 6.3,6 не приведет к про-

стою второй параллельной линии.

Математическое ожидание ущерба от вынужденных

(аварийных) простоев У

, тыс. руб/год, для ветви струк-

турной схемы сети, состоящей из последовательно соеди-

ненных элементов, определяется так:

Уъ =

Лв

(6.22)

где Кв — коэффициент вынужденного простоя, отн. ед.

Для одного элемента сети

о>Т

(6.22а)

откуда видно, что (6.21) совпадает с (6.22). Коэффициент

вынужденного простоя (средняя вероятность отказа за год)

характеризует время вынужденных простоев за год в отно-

сительных единицах. Для электрической сети, в которой

возможен отказ нескольких элементов, коэффициент вы-

нужденного простоя определяется с помощью выражений,

используемых в теории надежности и приведенных, напри-

мер,

в [10].

Для параллельно включенных в структурную схему се-

ти элементов математическое ожидание ущерба от вынуж-

денных, т. е. аварийных, простоев определяется по более

сложному, чем (6.22), выражению.

Для учета надежности при проектировании электриче-

ских сетей необходимо учитывать не только аварийные

(вынужденные), но и плановые отключения элементов сети,

256 Технико-экономические

расчеты

в электрических сетях Гл. 6

которые имеют место, например, при плановых ремонтах.

При этом в расчетные затраты (6.14) включается сумма

математических ожиданий ущербов от перерывов в элек-

троснабжении из-за вынужденных и плановых простоев.

Математическое ожидание ущерба от перерыва электро-

снабжения из-за плановых простоев для ветви структурной

схемы сети, состоящей из последовательно соединенных

элементов, определяется по выражению, аналогичному

(6.22),

в котором вместо Кв и У

0в

используются коэффици-

ент плановых простоев К

и удельный показатель ущерба

из-за плановых перерывов электроснабжения У

„. Значе-

ние Кп определяется по табл. 6.3, а Уоп— по кривым, при-

веденным на рис. 6.4.

Пример 6.1. Произведем технико экономическое сравнение с уче-

том надежности вариантов, изображенных на рис. 6.3, а, б Структура

нагрузки соответствует кривым 2 рис. 6.4, в обоих вариантах

= 110 кВ, длина линий /=80 км, Р

б=6300 кВт. Капитальные вложе-

ния и ежегодные эксплуатационные издержки с ЛЭП на железобетон-

ных опорах в IV районе по гололеду для обоих вариантов соответствен-

но равны'

Ki = 1152 тыс. руб.; tf

= 38,969 тыс. руб/год;

=1952 тыс. руб.; Я, = 60,425 тыс. руб/год.

Для простоты предположим, что на подстанции п обоих вариантах

установлены два трансформатора, пренебрежем учетом параметров по-

тока отказов выключателей вследствие их малости, а также не будем

учитывать возможность аварийного отключения (отказа) второй цепи

при плановом ремонте первой

В варианте 1 (рис 6.3, а) при выходе линии из строя питание на-

грузки прекращается полностью, поэтому е

По кривым 2 па рис.

6.4 и по табл. 6.2 н 6.3 определим для обоих вариантов:

расчетные удельные годовые

ущербы, тыс. руб/(кВт-год) Уов =

Уоп

— 6

среднее время восстановления,

лет/отказ Г

, = 10-», Т

в2

= 3-10-8

параметры потоков отказов,

отказов/год ш, = 0,88, ш

= 0,16

коэффициенты плановых про-

стоев К

= 5-10-», К

По формулам (6.22) и

(6.22,-

а) определим:

§ 6.5 Выбор номинального напряжения 267

коэффициенты вынужденных простоев

В1

= 10-8-0,88 = 0,88- Ю-

отн. ед.;

/С

В2

= 310—

-0,16 = 4,8-10—

отн. ед.;

среднегодовые ущербы из-за недоотпуска электроэнергии

в]

= 0,88-10—

-6300-1-7,2 = 39,917 тыс. руб/год;

В2

= 4,8-10—

-6300-1-7,2 = 21,773 тыс. руб/год.

Величина ущерба из-за плановых простоев определяется только

Для варианта 1 по выражению, аналогичному (6.22):

= 5-10-

-6300-l-6= 189 тыс. руб/год; У

П2

= 0.

Общая величина ущерба из-за плановых и аварийных простоев со-

ставляет

= у

в1

+ У

п1

= 39,917 + 189 = 228,917 тыс. руб/год,

= У

В2

= 21,773 тыс. руб/год.

По (6 19) и (620) определим приведенные затраты с учетом ущер-

ба при р

=0,12:

1 =

38,969+ 0,12-1152+ 228,917 = 406,126 тыс. руб/год;

= 60,425 + 0,12-1952+21,773 = 316,438 тыс. руб/год.

Таким образом, с учетом надежности наиболее экономичным сле-

дует считать вариант 2 схемы.

6.5. ВЫБОР НОМИНАЛЬНОГО НАПРЯЖЕНИЯ

Номинальное напряжение электрической сети сущест-

венно влияет как на ее технико-экономические показатели,

так и на технические характеристики. Так, например, при

повышении номинального напряжения снижаются потери

мощности и электроэнергии, т. е. снижаются эксплуатаци-

онные расходы, уменьшаются сечения проводов и затраты

металла на сооружение линий, растут предельные мощно-

сти,

передаваемые по линиям, облегчается будущее разви-

тие сети, но увеличиваются капитальные вложения на со-

оружение сети. Сеть меньшего номинального напряжения

требует, наоборот, меньших капитальных затрат, но приво-

дит к большим эксплуатационным расходам из-за роста

потерь мощности и электроэнергии и, кроме того, обладает

меньшей пропускной способностью. Из сказанного очевид-

на важность правильного выбора номинального напряже-

ния сети при ее проектировании.

17—237

5^8 Технико-экономические

расчеты

в электрических сетях Гл. 6

Номинальные напряжения электрических сетей

СССР

(табл.

6.4)

установлены действующим стандартом (ГОСТ

721—77*).

Таблица 64 Номинальные междуфазные напряжения,

В,

для напряжений выше I кВ по ГОСТ 721—77* (СТ СЭВ 779—77)

емннки

ргии

Генераторы

син-

хронные

компенса-

торы

Трансформаторы

автотранс-

форматоры

без

РПН

Трансформаторы

автотрансформаторы

с РПН

Наибольшее рабочее

напряжение

электро-

оборудования

Сети

при

электроэне

Генераторы

син-

хронные

компенса-

торы

Первич-

ные

обмотки

Вторич-

ные

обмотки

Первич-

ные

обмотки

торич-

ные

обмотки

Наибольшее рабочее

напряжение

электро-

оборудования

(3)

ПО

(150)

220

330

500

750

1150

(3,15)

6,3

10,5

(3)/(3,15)

6/6,3

10/10,5

330

500

750

(3.15)

(3,3)

6,3

6,6

10,5 и 11

38,5

121

(165)

242

347

525

787

6/6,3

10/10,5

20/21

36,75

НО и 115

(158)

220 и 230

330

500

750

1150

(3,15)

6,3

6,6

10,5иН

38,5

115и121

(158)

230

242

330

(3,6)

7,2

40,5

126

(172)

252

363

525

787

1200

Примечания:

Номинальные напряжения, указанные

скобках,

для

вновь проектируемых сетей

не

рекомендуются.

знаменателе приведены напряжения

для

трансформаторов

автотранс*

форматоров, присоединяемых непосредственно

гаииам генераторного напряже-

ния электрических станций

или к

выводам генераторов.

Экономически целесообразное номинальное напряже-

ние зависит

от

многих факторов: мощности нагрузок, уда-

ленности

их от

источников питания,

их

расположения отно-

сительно друг друга,

от

выбранной конфигурации электри-

ческой сети, способов регулирования напряжения

и др.

Ориентировочное значение £/

ом можно определить

по

зна-

чению передаваемой мощности

расстоянию,

на

которое

она передается. Напряжение выбирают, исходя из получен-

ного распределения потоков мощности

протяженности

участков сети.

Чем

больше передаваемая

по

линии мощ-

ность

расстояние,

на

которое

она

передается,

тем

выше

по техническим

экономическим нормам должно быть

но-

минальное напряжение электропередачи. Номинальное

на-

§6.5

Выбор номинального напряжения

259

пряжение можно приближенно оценить одним из следую-

щих способов: а) по кривым на рис.

6.5,

а и б; б) по эмпи-

рическим выражениям; в) по табл. 6.5 пропускной

способности и дальности передачи линий [10].

Кривые на рис. 6.5 характеризуют экономически целе-

сообразные области применения электрических сетей раз-

/°,МВт

100 100

го

\У"

го

пЧ

0 го 40

80L,m

Вариант

22,5

в)

Рис.

6 5

Области применения электрических сетей разных номинальных

напряжений

а, б —границы равноэкономичности: /—1150 и 600 кВ. 2

—

500 и 220 кВ 3

—

220 н

ПО кВ 4— 110 и 35 кВ, 5

—

750 и 330 кВ, 6

—

330 и 150 кВ, 7—150 и 35 кВ;

—

схема сети

ных номинальных напряжений. Это обобщающие зависи-

мости, построенные в результате сравнения приведенных

затрат для многочисленных вариантов сети с разными Р,

I и

U„ow

Кривые на рис. 6.5 ориентировочно характеризу-

ют границы равноэкономичности для систем напряжений

110—220—500 кВ (кривые 1—4) и 110(150)—330—750 кВ

(кривые 5—7). Например, точки кривой 2 соответствуют

значениям Pal, для которых равноэкономичны варианты

17*