Содержание к диссертации
Введение
Глава 1 Анализ особенностей электрической сети 20 кв мегаполиса 11
1.1 Постановка задачи 11
1.2 Схемы построения электрических сетей
1.2.1 Схемы построения питающих электрических сетей 12
1.2.2 Схемы построения распределительных электрических сетей 14
1.2.3 Схемы построения распределительных электрических сетей за рубежом
1.3 Обоснование и выбор кабельных линий 19
1.4 Параметры надежности элементов электрических сетей 22
1.5 Технико-экономические показатели электрических сетей 23
1.6 Режим нейтралей электрических сетей 23
1.7 Выводы 25
ГЛАВА 2 Формирование структуры и параметров электрической сети 20 кв мегаполиса 26
2.1 Постановка задачи 26
2.2 Обоснование пропускной способности электрической сети 26
2.3 Технико-экономические показатели кабельных линий 36
2.4 Унификация сечений питающих кабельных линий 42
2.5 Потери мощности в экранах кабелей и выбор способов их заземления 51
2.6 Характеристики надежности элементов электрических сетей 57
2.7 Обоснование уровней резервирования электрической сети 61
2.8 Выводы з
ГЛАВА 3 Обоснование режима нейтрали электрической сети 20 кв мегаполиса 79
3.1 Постановка задачи 79
3.2 Обоснование схемы подключения резисторов заземления нейтрали 79
3.3 Обоснование и выбор параметров резисторов заземления нейтрали gg
3.4 Обеспечение электробезопасности в сетях с резистивным заземлением нейтрали g9
3.5 Выбор параметров срабатывания релейной защиты от замыканий на землю 94
3.6 Выводы 100
ГЛАВА 4 STRONG Экспериментальные исследования режима нейтрали электрической сети 20 кВ
мегаполиса STRONG 102
4.1 Постановка задачи 102
4.2 Методика проведения экспериментов 103
4.3 Параметры переходных процессов при однофазных замыканиях на землю 10g
4.4 Параметры переходных процессов при коммутациях кабельной линии вакуумным выключателем 119
4.5 Выводы 123
Заключение 125
Список использованных источников
- Схемы построения питающих электрических сетей
- Обоснование пропускной способности электрической сети
- Обоснование и выбор параметров резисторов заземления нейтрали
- Параметры переходных процессов при однофазных замыканиях на землю
Введение к работе
Актуальность работы. Электрическая сеть 20 кВ появилась в г. Москве в начале 2000-х г. Это было связано со строительством Московского международного делового центра (ММДЦ) «Москва – Сити». Потребляемая мощность инженерных систем зданий в нем оценивалась на уровне 15 – 30 и более МВт. Вследствие чего отечественные специалисты (Н.И. Серебряников, А.А. Митяев, А.С. Свистунов, С.Н. Тодирка и др.) склонились к введению более высокой, чем 10 кВ, ступени напряжения распределительной сети. При принятии решений они опирались на опыт западноевропейских стран (в первую очередь – Франции, R. Plissier и др.), где электрические сети 20 кВ представлены широко уже со второй половины прошлого века. Также необходимо упомянуть крупных специалистов в области систем электроснабжения городов, таких как R. Prata, F. Pilo, D.E. Nordgaard и др. Отметим, что комплексная схема ММДЦ «Москва – Сити» разрабатывалась ОАО «Институт «ЭНЕРГОСЕТЬПРОЕКТ» и ГУП «Моспроект – 2».
Массовое строительство в г. Москве электрической сети 20 кВ началось пять лет назад. На первых этапах она развивалась за счет организации связей – питающих кабельных линий (КЛ) 20 кВ – между центрами (ЦП) питания сетей 110 – 220/20 кВ (сейчас их более 20). В эти линии «врезались» нагрузочные узлы – распределительные пункты (РП) 20 кВ. К ним, в свою очередь, подключались трансформаторные подстанции (ТП) 20/0,4 кВ, как с использованием соединительных пунктов (СП), так и без них.
Концентрация мощностей на ограниченных площадях характерна не только для уникальных объектов ММДЦ «Москва – Сити», но и для вновь вводимых многофункциональных, жилых и торгово-развлекательных комплексов; 10 – 20 МВт – типичная мощность, запрашиваемая застройщиками. Подобная тенденция наблюдается и в других крупных городах. Решения по строительству электрических сетей 20 кВ интенсивно прорабатываются в Санкт-Петербурге, Екатеринбурге, а также регионах, где требуется передавать сравнительно высокие для распределительных сетей мощности на относительно большие расстояния (Московская область, Ханты-Мансийский автономный округ).
При формировании электрической сети 20 кВ во внимание также принимались и богатая отечественная практика построения сетей 6 – 10 кВ (А.А. Глазунов, В.А. Козлов, Д.Л. Файбисович, А.А. Федоров и др.). Однако, сеть 20 кВ имеет особенности, в частности, низкоомное резистивное заземление нейтрали. Это влияет на выбор номинальных параметров КЛ, параметров срабатывания устройств релейной защиты и автоматики (РЗА), а также сопротивлений заземляющих устройств.
В наиболее крупных за последние годы обобщениях по проблемам электроснабжения мегаполисов (В.Г. Гольдштейн, Ф.Х. Халилов и др.) электрические сети 20 кВ рассматриваются наряду с сетями иных классов напряжения, т.е. несколько фрагментарно. При этом в должной мере не уделено внимания одному из краеугольных вопросов в рассматриваемой предметной области – обоснованию и выбору структуры и параметров этой сети.
В настоящее время в г. Москве запроектировано, построено и введено в эксплуатацию около 1000 км кабельной сети 20 кВ для технологического присоединения потребителей. Вновь созданная сеть уже сейчас охватывает всю территорию города и создает возможность развития его деловой, транспортной, жилищной и коммунальной инфраструктуры. При реализации программы строительства сети 20 кВ ряд решений принимался на основании инженерного опыта, аналогов, предпроектных проработок, а в ряде случаев – на волевых решениях. Накопленный опыт, его анализ и обобщение позволили подойти к выработке научно обоснованных рекомендаций по построению систем электроснабжения крупных городов, что представляет собой актуальную проблему электроэнергетической отрасли.
Цель и задачи работы. Целью диссертационной работы являлась разработка научно-технических решений по формированию структуры и параметров электрической сети 20 кВ мегаполиса и применение этих решений в практике ее построения в г. Москве.
Для достижения поставленной цели в работе необходимо было решить следующие первоочередные задачи:
– выявить статистические закономерности в условиях прокладки питающих КЛ (ПКЛ) 20 кВ, существенно влияющих на их пропускную способность, что дало возможность корректно подойти к обоснованию и выбору номинальных параметров КЛ в системах электроснабжения;
– разработать метод оценки относительных потерь активной мощности в экранах кабелей 20 кВ, что позволило исключить данный фактор из числа основных влияющих и тем самым – заметно упростить расчетные условия обоснования и выбора параметров КЛ в системах электроснабжения;
– определить эксплуатационные характеристики надежности элементов электрической сети 20 кВ, что позволило произвести оценку надежности системы электроснабжения крупного объекта и сформулировать предложения по способам резервирования таких систем;
– предложить метод обоснования и выбора параметров резисторов для заземления нейтрали электрической сети 20 кВ, позволяющих обеспечить селективное отключение однофазных замыканий на землю (ОЗЗ) и эффективное снижение перенапряжений при приемлемых значениях сопротивлений заземляющих устройств;
– провести экспериментальные исследования параметров переходных процессов в сети 20 кВ при различных коммутациях, подтверждающие
расчетные значения перенапряжений и токов.
Объект и предмет исследования. Объектом исследования являлась электрическая сеть сравнительно новой ступени напряжения 20 кВ мегаполиса. Предметом исследования – ее структура и параметры.
Достоверность основных теоретических положений обеспечивается использованием основных положений теоретической электротехники и математического анализа, детальным анализом основных влияющих факторов, выполнением натурных испытаний в действующих электроустановках и сравнением их результатов с расчетными значениями, а также опытом проектирования и эксплуатации систем электроснабжения 20 кВ мегаполиса на современном этапе.
Научная новизна работы состоит в решении научно-технической задачи, имеющей существенное значение для электроэнергетической отрасли и заключающейся в разработке научно обоснованных решений по построению систем электроснабжения мегаполисов на современном этапе, а именно:
-
Уточнены расчетные условия обоснования и выбора номинальных параметров КЛ с учетом особенностей их прокладки в мегаполисе.
-
Обоснован метод оценки потерь активной мощности в экранах кабелей, а также влияние этих потерь на выбор параметров КЛ.
-
Определены характеристики надежности элементов электрической сети 20 кВ, до сих пор отсутствовавшие в отечественной практике.
-
Предложен подход к оценке надежности системы электроснабжения 20 кВ крупного объекта, позволивший сформулировать принципы резервирования таких систем.
-
Разработан метод обоснования и выбора сопротивлений резисторов для заземления нейтрали электрической сети 20 кВ, позволяющий дифференцированно подойти к порядку установки резисторов в схемах с различной структурой и параметрами.
Практическое значение и внедрение.
1. Примененный комплексный подход к решению поставленных задач
и полученные на его основе научно обоснованные рекомендации позволяют
более рационально с позиций надежности и экономичности подойти
к формированию электрической сети 20 кВ мегаполиса.
2. Разработанные научно-технические решения использованы в
технической политике формирования электрической сети 20 кВ АО
«Объединенная энергетическая компания» и реализованы в повседневной
практике электросетевого строительства в г. Москве.
Основные положения, выносимые на защиту. На защиту выносятся результаты работы, составляющие научную новизну и относящиеся к специальности 05.14.02 – «Электрические станции и электроэнергетические
системы» в части пунктов «Разработка методов анализа и синтеза систем автоматического регулирования, противоаварийной автоматики и релейной защиты в электроэнергетике» (п. 9 паспорта специальности), «Теоретический анализ и расчетные исследования по транспорту электроэнергии переменным и постоянным током, включая проблему повышения пропускной способности транспортных каналов» (п. 10) и «Разработка методов анализа структурной и функциональной надежности электроэнергетических систем и систем электроснабжения» (п. 11):
-
Обоснование выбора номинальных параметров КЛ 20 кВ.
-
Метод оценки относительных потерь активной мощности в экранах кабелей 20 кВ.
-
Методика оценки надежности системы электроснабжения 20 кВ.
4. Метод обоснования и выбора параметров и схем включения
резисторов для заземления нейтрали электрической сети 20 кВ.
Апробация работы. Основные научные положения и результаты докладывались и обсуждались на следующих конференциях: международном научном семинаре им. Ю.Н. Руденко «Методические вопросы исследования надежности больших систем энергетики» (Минск, 2015 г.); 1–й и 2–й всероссийских конференциях «Технико-экономические аспекты развития электрических сетей 20 кВ» (Москва, 2015 и 2016 гг.).
Публикации. Содержание диссертационной работы нашло отражение в 13 научных работах, в числе которых 8 статей в рецензируемых научных журналах, входящих в перечень ВАК РФ.
Объем и структура работы. Диссертация содержит 137 страниц и состоит из введения, четырех глав, заключения, списка использованных источников и приложения (акта внедрения диссертационной работы).
Личный вклад автора в опубликованных работах: [1] – выполнена единолично (глава 2); [2] – постановка эксперимента, анализ экспериментальных данных (глава 4); [3] – постановка задачи, обобщение результатов статистической обработки данных (глава 2); [4, 6, 8] – постановка задачи и вычислительного эксперимента, обобщение результатов расчета (глава 2); [5, 7] – постановка задачи, обоснование параметров срабатывания устройств РЗА, сопротивлений резисторов в нейтралях и заземляющих устройств электроустановок (глава 3).
Схемы построения питающих электрических сетей
Выбор электрических аппаратов и проводников проводится по продолжительным режимам и подвергается проверке по условиям кратковременных режимов, определяющим из которых, как правило, является режим КЗ [28].
Различают четыре режима работы электроустановок: нормальный, ремонтные, послеаварийные и аварийные. Аварийные режимы являются кратковременными, остальные - продолжительные.
Сечение КЛ выбирается по экономической плотности тока уэ (или экономическим токовым интервалам) и проверяется по допустимому току. Значения Уэ, рекомендованные [29], в силу известных причин устарели. Поэтому имеются многочисленные предложения [30 - 32 и др.] о нецелесообразности нормированияуэ или о выборе сечений проводников на основании прямых технико-экономических расчетов или допустимой токовой нагрузки /доп.
По мнению автора диссертации, экономические аспекты при обосновании и выборе КЛ являются одними из приоритетных. Согласно [23] при построении опорной электрической сети 20 кВ в г. Москве унифицированы сечения питающих КЛ под максимальную мощность РП на уровне 15-20 МВт. А именно, применению подлежит одножильный алюминиевый кабель сечением 500 мм с изоляцией из сшитого полиэтилена с медным экраном. В этой связи представляет интерес технико-экономическая обоснованность данного решения.
Обратим внимание, что в наиболее поздних диссертациях выбор сечений кабелей с изоляцией из сшитого полиэтилена выполняется или по тепловым ограничениям [33], или по дисконтированным затратам [34], без учета потерь электроэнергии в экранах КЛ и при не вполне корректном расчетном сроке их эксплуатации 10 лет (реально - не менее 30). Однако (см., к примеру [35]) потери мощности в экранах КЛ могут быть сопоставимы с потерями в жилах.
Метод проверки КЛ по допустимому току базируется на всемирно известной работе J.H. Neher и М.Н. McGrath [36]. В ее основу положены электромагнитные и тепловые схемы замещения кабелей, на базе которых было издано два стандарта [37, 38]. Согласно [37] для одножильного кабеля переменного тока, проложенного в почве (высыхание почвы не происходит) или в воздухе (без воздействия прямых солнечных лучей) в соответствии с тепловым законом Ома: j = І A9 -WK[0,5T1+n(T2+T3+T4)] (1.1)
Д0П RTX+ nR{\ + vx)T2 + nR{\ + v,+ v2)(T3 + T4) где AG - превышение температуры жилы над температурой окружающей среды, К; Жд - диэлектрические потери изоляции жилы на единицу длины, Вт/м; Т\ - тепловое сопротивление изоляции между жилой и экраном на единицу длины, К-м/Вт; Tj - тепловое сопротивление изоляции между экраном и броней на единицу длины, К-м/Вт; 7з - тепловое сопротивление наружного защитного покрова на единицу длины, К-м/Вт; Т$ - тепловое сопротивление окружающей кабель среды, К-м/Вт; п - число несущих нагрузку жил в кабеле; R - сопротивление токопроводящей жилы переменному току при максимальной рабочей температуре жилы, Ом/м; Vi -отношение потерь в экране к общим потерям во всех жилах; v 2 - отношение потерь в броне к общим потерям во всех жилах.
Примеры расчетов по (1.1) даны в учебной и научной литературе [14, 39 и др.]. Кроме того, на основании (1.1) вводятся понижающие поправочные коэффициенты для пересчета /доп, представленные в каталогах десятков заводов - изготовителей кабелей: на температуру окружающей среды (к\); на глубину прокладки (А ); на удельное тепловое сопротивление грунта (&з); на сечение экрана (А4); на количество цепей, прокладываемых параллельно (к$); на междуфазные расстояния (&б); при прокладке в трубах и каналах (kj).
Существует иной путь определения допустимых токовых нагрузок кабелей - прямой расчет электромагнитного и температурного полей, называемый методом конечных элементов [40, 41 и др.]. По сравнению с [37, 38] он обладает более широкими возможностями. В частности, позволяет вычислить пространственную конфигурацию температурных полей, включая локальные перегревы. Последние могут наблюдаться при пересечениях подземных коммуникаций, а также взаимном влиянии фаз, когда однофазные кабели уложены треугольником. Несмотря на наличие столь мощных и отработанных методов определения /доп, их применение ограничивается преимущественно «стерильными» условиями, например, основное допущение: КЛ находится в траншее на стандартной глубине 0,8 м. Однако способы прокладки инженерных коммуникаций в мегаполисе оказывается столь многообразным и даже неожиданным, что представляется необходимым уточнить расчетные условия их обоснования и выбора и на этой основе - сформулировать соответствующие практические рекомендации.
Обоснование пропускной способности электрической сети
Как известно, структура - определенная устойчивая взаимосвязь и взаиморасположение составных частей объекта, обеспечивающих его целостность и тождественность себе. При принятии решений по формированию электрической сети важно установление не конкретной структуры с территориальной, временной и параметрической «привязкой» объектов, а общая стратегия, концепция, принципы их построения, определение необходимого типа структуры [56].
С указанных позиций далее приведены результаты исследований вопросов формирования структуры и параметров электрической сети 20 кВ мегаполиса. Материалы данной главы опубликованы автором и в соавторстве в работах [15, 17, 18, 57 - 60].
К настоящему времени накоплен определенный опыт проектирования и строительства электрических сетей 20 кВ в мегаполисе. Его анализ может быть полезен для специалистов при обосновании и выборе структуры и параметров систем электроснабжения крупных городов.
Как указывалось, в разд. 1.3, при обосновании и выборе КЛ 20 кВ одним из центральных является вопрос определения их допустимой токовой нагрузки (пропускной способности). Показано (см. разд. 1.3), что при прочих равных условиях она зависит от большого количества влияющих факторов: способов прокладки (в земле, в воздухе), температуры и тепловых удельных сопротивлении окружающей среды, числа параллельно проложенных кабелей и расстояний между ними, глубины прокладки, сечения и способов заземления экранов и др.
С указанных позиций анализу были подвергнуты фактические условия прохождения трасс 10 ПКЛ 20 кВ в г. Москве общей протяженностью около 170 км (табл. 2.1). Их выборка осуществлена так, чтобы охватить все возможные условия прохождения: как центральные, так и периферийные районы города. Способы прокладки в табл. 2.1 сгруппированы так, чтобы выявить однородные условия, влияющие на /доп. Пункты №№ 1 - 3 в табл. 2.1 относятся к прокладке в земле, а пункт №4 - к прокладке в городских коллекторах, т.е. в воздухе.
На рис. 2.1 даны характерные конфигурации сети 20 кВ, поясняющие условные обозначения в табл. 2.1. К примеру, ПКЛ с условным номером 1-1 длиной 2x22,32 км, соответствует рис. 2.1, а; с условным номером 8-8 длиной 2x1,58 км - рис. 2.1, в; с условным номером 919 длиной 3,09/1,64 км -рис. 2.1, б.
Типовые конфигурации электрической сети Поясним, что при прочих равных условиях наибольшая допустимая токовая нагрузка обеспечивается при прокладке КЛ в воздухе, и далее в порядке убывания допустимого тока: в траншее на глубине 0,8 м, в трубной канализации неглубокого залегания и, наконец, в закрытых переходах на больших глубинах. Как видно из табл. 2.1, любая ПКЛ 20 кВ имеет по трассе все вышеперечисленные условия прохождения. Естественно, что для КЛ, прокладываемых по трассам с различными условиями охлаждения, параметры линии должны выбираться по участку трассы с наихудшими условиями.
Так же обратим внимание, что для ПКЛ с условным номером 919 или 10110 одна из линий полностью проходит в коллекторе. То есть имеет более благоприятные условия с позиций охлаждения и допустимой токовой нагрузки. Однако расчетным для выбора последней будут продолжительные ремонтные или послеаварийные режимы (известный принцип п - 1), когда вся нагрузка ложится на оставшуюся в работе линию, проходящую в земле, в том числе в закрытых переходах на больших глубинах (наихудшие условия охлаждения).
В табл. 2.2 для рассматриваемых кабельных линий приведены особенности их прохождения по местности. Как видно из табл. 2.2, условия прокладки ПКЛ 20 кВ с позиций допустимой токовой нагрузки меняются каждые 10 - 30 м, т.е. 30-100 разнородных участков приходится на 1 км трассы.
Наконец, в табл. 2.3 представлены допустимые токовые нагрузки, рассчитанные по методикам [37, 38], для характерных условий прокладки, выделенных в табл. 2.1 и 2.2. Во внимание принят наиболее часто используемый одножильный алюминиевый кабель с изоляцией из сшитого полиэтилена сечением 500 мм , медным экраном сечением 70 мм ; три одножильных кабеля укладываются треугольником. За 100% допустимой токовой нагрузки в табл. 2.3 принята нагрузка для одиночного кабеля в воздухе.
Обоснование и выбор параметров резисторов заземления нейтрали
Наконец, ежегодные непостоянные затраты связаны со стоимостью непреднамеренных отключений, т.е. отказов, (по мощности и электроэнергии) и аварийно-восстановительных ремонтов (запасные части и трудозатраты). Термин «непостоянные затраты», надо полагать, не совсем удачен, так как в формуле (2.3) CV=const. По-видимому, здесь подразумевались затраты, имеющие случайный характер.
Не трудно доказать [22], что при Е ЕН_П формулы (2.2) и (2.3) идентичны. Параметры питающих КЛ выбираются не под текущую нагрузку потребителей, а исходя из наибольшей мощности, которую обеспечит один РП 20 кВ. Для г. Москвы - это около 15-20 MB. Далее в расчетах взято среднее значение 18 МВт, что соответствует токовой нагрузке одной КЛ 20 кВ в нормальном режиме на уровне 280 А при коэффициенте мощности 0,92. Число часов использования наибольшей нагрузки для региона стабильно держится на уровне 5500 ч, откуда время наибольших потерь т 3500 ч. Текущая стоимость потерь электроэнергии сэ, установленная государственными регулирующими органами, находится на уровне 2,5 - 2,6 руб/(кВт-ч) с НДС. Отчисления на обслуживание КЛ оценивается на уровне 0,024 от капиталовложений.
Как уже отмечалось ранее, для питающих КЛ, как правило, используются одножильные алюминиевые кабели с медными экранами. Поэтому необходимо учитывать потери мощности и в жилах, и экранах.
Рассмотрим кабельную линию, в которой экраны заземлены с обеих сторон. Здесь при протекании тока по жиле вследствие взаимоиндукции между ней и экраном в нем наводится ток. Он может быть сопоставим с рабочим током. При заземлении экрана с одной стороны, очевидно, индуцированный в нем ток отсутствует. Поэтому далее рассматриваются кабели с экранами, заземленными по обоим концам, т.е. наиболее тяжелое расчетное условие. Так же во внимание не принимаются токи утечки через взаимную емкость между жилой и экраном: их влияние на тепловой режим кабеля значительно меньшего по сравнению с влиянием индуцированного тока в экране.
В силу известных причин однофазные кабели, как правило, укладываются треугольником. Откуда воспользуемся известной формулой коэффициента потерь активной мощности, т.е. отношения потерь мощности в экране АРЭ к потерям мощности в жиле АРЖ кабеля [37]: АР3/АРЖ=(І?3/І?Ж)/(1+(І?3/ )2), (2.4) где R3 - активное сопротивление экрана на единицу длины кабеля при его максимальной рабочей температуре, Ом/м; і?ж - то же, но жилы; Х- индуктивное сопротивление экрана на единицу длины кабеля Ом/м. Значение Хиз (2.4) определяется следующим образом [37]: X=4nf\0 7\n(2s/d), (2.5) где/- частота электрического тока, Гц; s - расстояние между осями жил кабеля, мм; d- средний диаметр экрана, мм. Активное сопротивление проводника, Ом/м, определяется по известной формуле: і?=і?20(1+а2о(Є-20)=(р20/5)(1+а2о(Є-20)), (2.6) где і?2о - активное сопротивление проводника при 20 С, Ом/м; а2о -температурный коэффициент при 20 С, 1/К; 0 - рабочая температура, С; р2о 46 удельное сопротивление проводника при 20 С, Ом мм /м; S - сечение проводника, мм . Обратим внимание, что формула (2.4) получена из уравнения, связывающего ток в экране 1Э и ток в жиле 1Ж, вывод которого приведен в различной литературе, 2 2 например, в [35] (очевидно, что АРЭ=1Э R3 и АРЖ=1Ж Яж) 1Э/1Ж=У(ЩЯЭ/Х)2)0 5. (2.7) Выделим в (2.4) эквивалент Яэкв=Яэ/(1+(ЯЭ/ )2). (2-8) И вместо (2.4) получим Л/УЛРЖ=ЯЭКВ/ЯЖ. (2-9) Следовательно АРЭ=(Я ЯЖ)АРЖ=(Я ЯЖ)1Ж2ЯЖ=1ЖЯЭКВ. (2- Ю) Таким образом, выражение (2.10) - это потери мощности в экране, выраженные через ток в жиле. Представленные выше выражения позволяют рассчитать активные и индуктивные сопротивления проводников, потери мощности в жиле и экране.
При расчете X сразу обратим внимание, что оно зависит от соотношения геометрических параметров, стоящих под знаком логарифма - формула (2.5). Учитывая известные свойства логарифмических функций, можно утверждать, что Хпри этом изменится крайне незначительно.
Параметры переходных процессов при однофазных замыканиях на землю
При оценке времени восстановления Тв использованы не фактические средние значения, а предельно допустимые из опыта эксплуатации в энергосистеме. Аварийно-восстановительный ремонт любой ценой должен быть выполнен не дольше, чем за сутки. Лишь в отдельных случаях -выгорании кабельных отсеков у моноблоков по типу RM-6 и объективных трудностях с доступом аварийных бригад к местам повреждений подземных КЛ - время восстановления реально достигало двух суток. Далее в оценках надежности использованы максимальные времена восстановления, т.е. наиболее жесткие расчетные условия.
Наконец, использование современного оборудования не исключает плановых отключений в сетях 20 кВ. Так, секции систем сборных шин 20 кВ отключаются раз в 8 - 10 лет (первая цифра относится к ЦП и РП, вторая - к ТП) для капитального ремонта оборудования, метрологических поверок и профилактического восстановления устройств телемеханики и РЗА. Опробование АВР, совмещенное с профилактическим восстановлением, осуществляется с выводом в ремонт секции шин. Плановое отключение последней организовано так, чтобы выполнить все ремонтные работы (опробование АВР, испытание шин, чистка изоляторов и др.) за рабочую смену -8 ч.
Профилактический контроль устройств РЗА осуществляется с выводом из работы конкретной ячейки и занимает 2 - 4 ч с периодичностью раз в четыре года. Ежегодное опробование АВР осуществляется без вывода в ремонт секции шин. Наконец, раз в 3 - 4 года проводятся высоковольтные испытания КЛ с изоляцией из сшитого полиэтилена (занимает 3-4 часа с работами по разземлению - заземлению экранов кабелей).
Имеется ряд других плановых работ, которые могут быть совмещены в указанные выше межремонтные периоды, например, испытания силовых трансформаторов (раз в восемь лет) и выключателей (раз в 4 - 5 лет), отбор проб масла (раз в четыре года) и др. Поэтому для отдельно взятого присоединения 20 кВ примем межремонтный период Грем=4 года с длительностью планового отключения 7 =8 ч, а для секции системы сборных шин - восемь лет при той же продолжительности.
В ряде случаев во внимание принимаем характеристики надежности автоматических выключателей 0,4 кВ на вводах трансформаторов 20/0,4 кВ. Для них параметр потока отказов взят 0,001 І/год, а Гв=24 ч.
Анализ надежности электроснабжения конечных потребителей схемы на рис. 2.3 базируется на ее трехуровневой декомпозиции: трансформаторных подстанций, распределительной (от РП - 1 до ТП 20/0,4 кВ) и питающей сетей (от ЦП - 1, 2 до РП - 1).
Уровень трансформаторных подстанций. Рассмотрим надежность электроснабжения двухтрансформаторной ТП 20/0,4 (рис. 2.4, а).
Принимаем, что потоки отказов являются пуассоновскими. Тогда плотности распределения вероятностей моментов отказа обоих лучей на рис. 2.4, б равны соответственно:
Однолинейная (а) и расчетная (б) схема ТП где \ = Xj.x + AQl + Лдз; А2=АТ2 + XQ2 + Лд4 - результирующие интенсивности потоков отказов трансформаторов 71 и 72, выключателей 20 кВ (Q\ и QT) и автоматических выключателей 0,4 кВ (Q3 и Q4). С учетом характеристик надежности элементов сети из табл.1 Хі=І2=0,006+0,002+0,001=0,009 І/год.
Очевидно, что полное погашение ТП 20/0,4 кВ в течение года будет иметь место, если моменты отказов лучей на рис. 2.4, б различаются меньше чем на Тв. Поэтому вероятность погашения ТП равна: FAP = \\чЮЧг{г2) 1Л2 (2.13) \t,n\ T„ Область интегрирования в (2.13) показана на рис. 2.5. Для удобства последующих выкладок она разбивается на три подобласти: G\,Gi и G3. Итак, РАР = Ц Чх С і )q2 (h )dtidh + Ц qx (tx )q2 (t2 )dtldt2 + jj qx {t, )q2 (t2 )dtldt2 = I, +12 +13 . год ґ2 1 3 f2= t1+ Ts G2 "в БЛ Ч t, f1 0 Т В 1- в год Рисунок 2.5 - Область интегрирования для определения вероятности погашения ТП Считаем первый интеграл t,+T„ 0 0 0 = і_e-WB _ л 7 [1 - е-(А+ )Тв ]/(Л + Aj). Для малых Л Л Тд имеем: \-еКТа \ТВ;\- е-(А+л )Тв « ( + Aj)7],; 1 -e 2" « Л . Откуда /х « Л -Лехрс- г хл + 4Ж/(Л + ) = Л а-ехрС- г ))« \ {TBf. При = =0,009 І/год и максимальном значении Гв=48 ч (0,0055 год) получаем /і=2,5-10 9, чем можно пренебречь.
Третий интеграл Із меньше первого, так как площадь области интегрирования у него такая же, как у первого интеграла, а плотности распределения вероятностей меньше: они выражаются экспоненциальной функцией с отрицательным показателем степени. Поэтому также пренебрегаем 13.
Далее оценим вероятность отказа одного луча ТП при преднамеренном простое второго. С учетом вышеизложенного, луч ТП выводится из работы не чаще одного раза в четыре года на время 7 =8/8760-0,0009 год. Для сокращения выкладок далее принимаем Х\=Х2= Допустим, что момент преднамеренного отключения луча (на рис. 2.6 откладывается по оси t\) имеет равномерное распределение на отрезке 1 год, т.е. плотность распределения момента планового отключения постоянная в течение года и равна/?пл(ґі)=1 1/год. Момент отказа оставшегося в работе луча обозначим tj. Очевидно, что при отказе одного луча плановое отключение второго запрещено, т.е. tj t\. Погашение ТП будет иметь место, если /2 ?і+7щі так как ПРИ больших tj плановое отключение первого луча завершится и отказ второго луча не приведет к ограничению электроснабжения потребителей.
По оси t\ на рис. 2.6 откладываем момент преднамеренного отключения одного из лучей ТП, а по t2 - момент отказа второго из них. На плоскости (?2, t\) рис. 2.6 вероятность погашения ТП равна интегралу от совместной плотности распределения вероятностей момента начала планового отключения одного из лучей и плотности распределения вероятности отказа второго из них по множеству, на котором tj, t\ удовлетворяют сформулированным условиям: 0 1;0 ; +7;л. Погашение ТП происходит при t\ и t2, попадающих внутрь трапеции OBCD (рис. 2.6). Эту область разбиваем на две части: параллелограмм OACD и треугольник ABC