Оценка надежности функционирования районной энергосистемы в различных эксплуатационных режимах. Пояснительная записка по дисциплине Режимы и надежность энергосистем
 Скачать 1.21 Mb.
|
3. ОЦЕНКА СТРУКТУРНОЙ (СХЕМНОЙ) НАДЕЖНОСТИ УЗЛА НАГРУЗКИ РЭССуть задачи состоит в том, что при заданной схеме энергосистемы определенной конфигурации требуется рассчитать вероятность сохранения напряжения на шинах конкретного узла подстанции ПС БАКЧАР. 3.1. Анализ схемы Фомская РЭС В данной работе полагаем, что энергосистема (прил. А, рис. 1А) упрощенно концентрирована инеоднородна. Концентрированной энергосистемой считаем такую, в которой связи между отдельными узлами не накладывают ограничений на потоки мощности в нормальных и аварийных режимах работы. Под неоднороднойсистемой понимаем систему, содержащую несколько групп разнотипных генераторов. Связь с Новосибирской энергосистемой отключена и остается в резервировании, единственный источник питания – это Фомская ТЭЦ. В нормальном режиме линейный выключатель ПС БАКЧАР питается только с одной стороны по второй секции шин, через ПС ПОРОТНИКОВО, ПЛОТНИКОВО, МАРКЕЛОВО и секционный выключатель ПС ПЕСОЧНО-ДУБРОВКА также отключен, следовательно, энергоснабжение возможно лишь через узловую подстанцию ПС ВОЛОДИНО-220 и далее через ПС МЕЛЬНИКОВО-220, МЕЛЬНИКОВО-110, МАРКЕЛОВО, ПЛОТНИКОВО, ВОРОТНИКОВО. Стоит отметить, что электроснабжение с узловой ПС Володино-220 на ПС-Мельниково-110 осуществляется двумя параллельными ВЛ АСО-240 напряжением U=220 кВ и двумя параллельными ВЛ АС-185 напряжением U=110 кВ. Т.е. вероятное исчезновение электроснабжения ПС БАКЧАР возможно, лишь при отключении четырех параллельных ВЛ, что маловероятно. Для решения этой задачи применяем метод структурных схем[3]: Для составления структурной схемы в исходной схеме электрической сети все линии и подстанции замещаются блоками, которые связываются между собой и с источником питания и потребителем так, как и в исследуемой схеме сети, с учетом вышеперечисленных примечаний. Для начала исходная схема энергосистемы (прил. А, рис. 1А) была сокращена до расчетной, в которой остались лишь источник питания (Фомская ТЭЦ), рассматриваемая подстанция ПС БАКЧАР и связывающие эти два элемента соответствующие ВЛ и подстанции (рис. 5, а). Расчет надежности по структурной схеме проводится путем ряда преобразований последовательно или параллельно включенных блоков в эквивалентные (рис. 5, б, в, г), до тех пор, пока шины источника питания и потребителя не окажутся связанными одним эквивалентным блоком (рис. 5, д). Показатели надежности этого блока (рис. 5, д) и являются искомыми показателями надежности электроснабжения потребителя.
3.2. Расчет показателей схемной надежности Вычисление показателей надежности энергосистемы производится с помощью формул, представленных ниже: Частота отказов последовательной структуры и время восстановления соответственно равны:
Частота плановых ремонтов последовательной структуры и средняя продолжительность одного планового ремонта соответственно равны:
Для двух параллельно включенных элементов i и j эквивалентный блок характеризуется только показателями надежности, так как одновременные плановые простои элементов предполагаются недопустимыми. Частота отказов параллельно соединенных элементов и время восстановления определяются:
где Твiпj и Твjпi − средние длительности одновременного простоя при наложении отказа на плановый ремонт. Средняя продолжительность одновременного простоя элементов 1 и 2 при наложении на плановый ремонт элемента 1 отказа элемента 2 зависит от соотношения Тп1 и Тв2:
 − средняя длительность одновременно вынужденного простоя двух элементов находится по формуле:
 − коэффициенты вынужденного и планового простоев i-го (j-го) элемента соответственно равны:
При расчете были приняты следующие допущения: коэффициент, учитывающий снижение параметра потока отказов во время проведения планового ремонта в период с благоприятными климатически условиями, принят kw =0,5 [3]. Частоты отказов линий электропередачи даны для линий протяженностью 100 км (табл. 6) и учитывают только устойчивые отказы, не ликвидируемые АПВ. Определенные частоты отказов, 1/год, линий протяженностью l, км, производится по формуле:  Справочные показатели надежности линий электропередачи и трансформаторных подстанций представлены в таблицах 9 и 10 [1]. Таблица 9 − Показатели надежности линий электропередачи
Таблица 10 − Показатели надежности подстанций
В качестве примера расчета произведем расчет показателей надежности блока I, состоящего из последовательно включенных блоков, и блока IV, состоящего из параллельно включённых блоков: 1. Расчет показателей надежности блока I, эквивалентного последовательно включенным (рис. 6, а). Параметр потока отказов и среднее время восстановления блока I по (2.1 – 2.2):   Частота и средняя продолжительность плановых простоев блока I по (2.3 – 2.4):  ; 2. Расчет показателей надежности блока IV, эквивалентного параллельно включенным блокам, в дальнейшем эти блоки пере обозначим соответственно на блок i и j. Коэффициенты вынужденного и планового простоев блоков i и jпо (2.9):  ; .Частота отказов блока IV по (2.5):  Длительность одновременного вынужденного простоя блоков i и jпо (2.8):  Длительность одновременного вынужденного простоя при наложении отказа на плановый ремонт в соответствии с (2.7), так как ТВ > TП:  Среднее время восстановления блока IV в соответствии с (2.6):  Показатели надежности остальных блоков рассчитываются аналогично. Результаты расчетов показателей надежности по блокам сведены в таблицу 16\1. Таблица 11 – Результаты расчетов показателей надежности
Для расчетов параллельных блоков сведем коэффициенты вынужденного KВ и планового простоев KП параллельных блоков i и j, а также длительность одновременного вынужденного простоя блоковТВ,В i и j и длительность одновременного вынужденного простоя при наложении отказа на плановый ремонт ТВ i,В j, ТВ i,В j в соответствии с (2.7) в таблицу 12. Таблица 12 – Результаты расчетов показателей надежности
Из табл. 11 видно, что полные перерывы электроснабжения характеризуются частотой отказов ωXI= 1,4 год-1 при средней длительности вынужденных простоев  XI 30,92 ч. Плановые перерывы электроснабжения характеризуются частотой плановых ремонтов  XI=26 год-1 при средней длительности плановых простоев  XI=13,85 ч.Определяем математическое ожидание недоотпуска электроэнергии за год вследствие отказа электроснабжения и планового ремонта. При этом плановый ремонт осуществляется летом при минимальной нагрузке. Расчет недоотпуска электроэнергии производился следующим образом:  где Wгод=1493891, МВт∙час – годовое потребление нагрузки (рис. 4); Wлет=378663, МВт∙час – летнее потребление нагрузки; Тгод, ч – количество часов в году; Тлет=24  112=2688, ч – количество часов в летний сезон.Индекс надежности  то есть индекс надежности электроснабжения меньше нормативного значения 0,999. Это обусловлено тем, что: энергосистема упрощенно концентрирована с учетом поправок; распределение сети устроено большим числом последовательно соединенных элементов; подстанция БАКЧАР находится далеко от единственного источника питания ТЭЦ. разомкнуты выключатели, обеспечивающие резервные пути перетока мощности ЗаключениеВ ходе выполнения курсовой работы выяснили, что надежность системы электроснабжения является одним из важнейших показателей качества системы. Если система не обладает необходимой степенью надежности, то все остальные показатели качества теряют свое практическое значение, поскольку они не могут быть полноценно использованы в эксплуатации. Количественная оценка эффективности функционирования системы электроснабжения базируется на количественных показателях надежности системы (1.1 – 1.2) и др. и является одним из конечных результатов расчета надежности системы электроснабжения В результате проделанной работы имеем следующее: Согласно оценке режимной (балансовой) надежности имеем следующие коэффициенты: КБД(РАСЧ) = 0,9971 > 0,996  Достигнуты эти два показателя были путем ввода дополнительных генераторов Г3 и Г4 номинальной мощностью 220 и 110 МВт соотвественно. При рассмотрении первого варианта при работе ТЭЦ на номинальной мощности в 330 МВт, показатели надежности не выполнялись. Во втором варианте при работе ТЭЦ на номинальной мощности в 660 МВт показатели надежности одновременно удовлетворяли условиям. По оценке структурной (схемной) надежности нагрузки РЭС упрощенным методом структурных схем с допущениями получили следующие результаты: Индекс надежности:  то есть индекс надежности электроснабжения меньше нормативного значения 0,999. Причины низкого индекса надежности приведены в выводе второго раздела.Список использованных источников1. Режимы и надежность энергосистем: метод. указ. к выполнению курсовой работы для студентов ИнЭО, обучающихся по направлению 140400 «Электроэнергетика и электротехника», профиль «Электроэнер-гетические системы и сети» / сост. К.И. Заподовников; Томский поли-технический университет. – Томск: Изд-во Томского политехнического университета, 2015. – 20 с. 2. Васильев И.Е. Надежность электроснабжения: учебное пособие для вузов / И.Е. Васильев. – М.: Издательский дом МЭИ, 2014. – 174 с. : ил. 3. Розанов М. Н. Надежность электроэнергетических систем. — 2-е изд.., перераб. и доп. —М.: Энергоатомиздат, 1984. — 200 с., ил. — (Надежность и качество). 4. Надежность систем энергетики и их оборудования: справочник: В 4-х т. / Под общ. ред. Ю.Н. Руденко. – M.: Энергоатомиздат., 2000. – 568 с. Приложение АПриложение Б | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
;
;
;
;
;
;
, 1/год