Надёжность энергосистем

Размещено на http://www.allbest.ru/

ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ОБРАЗОВАНИЮ

Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования

ТОМСКИЙ ПОЛИТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ

Институт - Электротехнический

Направление - Электроэнергетика

Кафедра - Электроэнергетических систем и высоковольтной техники

надёжность энергосистем

Курсовая работа

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

1. Постановка задачи режимной надёжности

1.1 Исходные данные

1.2 Формирование вероятностной модели нагрузки

1.3 Формирование вероятностной модели генерирующей части

1.4 Формирование вероятностной модели энергосистемы

1.5 Расчёт и анализ коэффициентов бездефицитной работы и готовности энергосистемы

1.6 Расчёт и анализ показателей надежности с учетом ввода резерва

2. Расчёт и анализ показателей надежности с учетом планово-предупредительных ремонтов

2.1 Расчёт и анализ показателей надежности с учетом ввода резерва

3. Постановка задачи схемной (структурной) надёжности

3.1 Исходные данные

3.2 Расчет и анализ показателей надежности питания узла нагрузки

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

ВВЕДЕНИЕ

В данной курсовой работе ставится цель: сделать оценку надежности исследуемой энергосистемы.

Под надежностью энергосистемы (ЭС) будем понимать её свойство выполнять заданные функции в заданном объеме при определенных условиях функционирования. Функциями ЭС являются бесперебойное снабжение потребителей электроэнергией требуемого качества и недопущение ситуаций, опасных для людей и окружающей среды.

Для того, чтобы сделать оценку надёжности, необходимо решить две задачи: задачу режимной надёжности и задачу схемной (структурной) надёжности. Решение задач будем осуществлять с точки зрения теории вероятностей [2].

В задаче режимной надёжности рассмотрим энергосистему в целом, основными элементами которой будут являться нагрузка и генерирующая часть, описываемые случайными величинами. Эта задача предполагает выявление таких состояний энергосистемы, в которых возникает дефицит, т.е. превышение мощности нагрузки над располагаемой мощностью генерирующей части и как следствие недоотпуска электроэнергии. Возникновение дефицита будет являться случайным событием.

В задаче схемной надёжности рассмотрим часть энергосистемы или схему, в которой элементами могут являться источник питания, распределительные устройства, ЛЭП, трансформаторы, нагрузка. Для решения данной задачи нужно выявить такое состояние схемы, когда нарушается связь между источником питания и потребителем. Это состояние также будет являться случайным событием.



Рисунок 1. Иллюстрация модели, рассматриваемой в задаче:

1а) режимной надёжности; 1б) схемной (структурной) надёжности

Тот или иной уровень надежности будем определять при помощи соответствующих показателей (показателей надежности). Для задачи режимной надёжности такими показателями являются коэффициент бездефицитной работы () и коэффициент готовности () энергосистемы.

Под коэффициентом готовности будем понимать вероятность того, что элемент энергосистемы будет работоспособен в произвольно выбранный момент времени. Коэффициент бездефицитной работы рассматривается как вероятность того, что в произвольно выбранный момент времени мощность нагрузки не будет превышать мощность генерирующей части. Уровень надёжности для данной задачи будем изменять созданием избыточности (увеличением резерва мощности генерирующей части).

Элементы, рассматриваемые в задаче схемной надёжности относятся к ряду восстанавливаемых объектов. Основными показателями надёжности здесь являются индекс надёжности, частота отказов и среднее время восстановления. Индекс надёжности - это фактически вероятность того, что узел нагрузки будет получать питание от источника. Под отказом будем понимать случайное событие, заключающееся в нарушении работоспособности элемента. Частота отказов - это среднее количество отказов восстанавливаемого объекта в единицу времени. Этот показатель является случайной величиной. Время восстановления - это среднее время вынужденного простоя, необходимого для отыскания и устранения одного отказа.

Задачу режимной надёжности будем рассматривать в двух аспектах: без учёта и с учётом предупредительно-плановых ремонтов, причём модель энергосистемы во втором случае уточняется.

Для задачи режимной надёжности необходимо сделать вывод о надёжности электроснабжения потребителей, а также указать величину вводимого резерва, если таковой необходим.

В итоге решения задачи схемной надёжности делается вывод о надёжности питания узла нагрузки и при необходимости указываются “слабые” места в связи между источником питания и нагрузкой.

1. Постановка задачи режимной надёжности

Для выполнения главной функции ЭС, т.е. обеспечения качества и надежности электроснабжения потребителей, суммарный уровень мощности генерирующих агрегатов (располагаемой мощности энергосистемы) должен быть не менее прогнозируемого максимума нагрузки. При равенстве указанных мощностей любое снижение располагаемой мощности или увеличение нагрузки приводит к дефициту мощности и недоотпуску электроэнергии потребителям.

Перед тем как перейти к расчётам основных показателей режимной надёжности необходимо сформировать модель энергосистемы. Модель энергосистемы является вероятностной моделью. Главными элементами энергосистемы в рамках этой задачи являются генерирующая часть и нагрузка. Поэтому сначала формируются вероятностные модели этих элементов.

Модели элементов включают в себя создание ряда распределения случайной величины. Для модели генерирующей части случайной величиной является мощность генерирующей части, для модели нагрузки, соответственно, - мощность нагрузки. Для энергосистемы формируется ряд распределения различных состояний энергосистемы (бездефицитной работы или дефицита генерируемой мощности).

После этого проводится определение величины показателей надежности: коэффициента надежности () и коэффициента бездефицитной работы (), сравнение их с нормативными значениями, и, при необходимости делается вывод о введении резерва.

Введение резерва предполагает увеличение мощности генерирующей части.

1.1 Исходные данные

Исходными данными в этой задаче являются суммарная мощность нагрузки энергосистемы, параметры этой нагрузки по периодам года, продолжительность периодов годового графика нагрузки; суммарная мощность генерирующей части энергосистемы, параметры однотипных генераторов.

Суммарную мощность нагрузки энергосистемы находим путём суммирования всех нагрузок, а точнее воспользуемся эквивалентом нагрузки = 4510 МВт.

Разделим генераторы на всех электростанциях в энергосистеме на две группы и примем следующие параметры генераторов (таблица 1.1).

При этом величина суммарной мощности генераторов 4700 МВт.

В таблице 1.1 дана информация о номинальной мощности генераторов каждой группы, количество генераторов в каждой группе, коэффициент вынужденного простоя, который определяется как вероятность того, что генератор будет неработоспособен в произвольно выбранный момент времени в промежутках между плановыми ремонтами, длительность плановых ремонтов.

Таблица 1.1 - Параметры однотипных генераторов по группам

Номер группы генераторов	Мощность , МВт	, шт.	Коэффициент вынужденного простоя , о.е.	Длительность плановых ремонтов , мес.
1	500	3	0,02	1,5
2	800	4	0,02	1,5

В таблице 1.2 приведены параметры нагрузки для суток по периодом года. В таблице 1.3. приведена информация о продолжительности периодов годового графика нагрузки.

Таблица 1.2 - Параметры нагрузки для суток по периодам года

Время суток, час.	Время года
	Зима	Лето
00-02	1804	1353
02-04	1353	902
04-06	2255	1804
06-08	4059	2255
08-10	3608	2255
10-12	3157	2255
12-14	3157	2029,5
14-16	3382,5	2255
16-18	3608	2480,5
18-20	4510	2029,5
20-22	4510	2255
22-24	3157	1804

Таблица 1.3 - Продолжительность периодов годового графика нагрузки

Длительности периодов (месяцев)/ (дней)
Зимний	Летний
7/213	5/152

1.2 Формирование вероятностной модели нагрузки

На данном этапе необходимо перейти от событийной модели нагрузки к вероятностной модели в виде ряда распределения случайной величины. Для этого на основе параметров нагрузки для суток (таблица 1.2) определяется продолжительность действия каждой нагрузки в год , и строится годовой график нагрузки энергосистемы (рисунок 2). Случайной величиной будет являться та или иная мощность нагрузки, возникающая на определенном участке годового графика нагрузки. Ряд распределения случайной величины предполагает упорядоченное описание случайной величины в форме таблицы, где пронумерованы состояния нагрузки (номера ступеней графика нагрузки), приведены соответствующие им мощности в мегаваттах и расчетные значения вероятности этих состояний.

Статистические вероятности состояний определяем по формуле:

, (1.1)

где i - номер ступени графика нагрузки;

- продолжительность действия нагрузки с уровнем в год.

В общем виде вероятностная модель представляется рядом распределения нагрузки:

,

где N - количество интервалов, соответствующих количеству разных ступеней графика нагрузок .

Рисунок 2. Годовой график нагрузки энергосистемы

Т.к. в результате предстоит сравнение полученных значений коэффициентов готовности и бездефицитной работы с нормативными значениями, имеющие третий порядок после запятой, то нам нужно получить величину, имеющую хотя бы на один порядок больше, то есть четвёртый. А на этот порядок в свою очередь будет влиять пятый порядок. Таким образом, все полученные результаты будем округлять до 5 знака после запятой.

Для упрощения расчётов воспользуемся программой MS Excel (рисунок 3-8).

Для рисунка 2 852 ч, 426 ч, 852 ч при = 4510 МВт, = 4059 МВт, = 3608 МВт. Рассчитаем статистические вероятности данных состояний:

Результаты расчётов для остальных состояний нагрузки приведены в приложении 1 (таблица 1.1).

Рисунок 3. Формирование вероятностной модели нагрузки в MS Excel

Вероятностная модель нагрузки в общем виде:



1.3 Формирование вероятностной модели генерирующей части

энергосистема нагрузка надежность резерв

Задачей данного этапа является формирование вероятностной модели генерирующей части энергосистемы. Для этого каждое из состояний генерирующей части, определяемой мощностью генерирующей части, должно быть представлено вероятностью его возникновения, т.е. должен быть составлен ряд распределения генерирующей части.

Каждый из генераторов может находиться лишь в двух состояниях - работоспособном или вынужденном простое. Эти два состояния образуют полную группу событий и, следовательно,

,

где - коэффициент готовности, - коэффициент вынужденного простоя.

Таким образом, задача сводится к построению ряда распределения коэффициентов готовности для генераторов каждой группы. А чтобы построить ряд распределения генерирующей части энергосистемы, нужно определить вероятности состояний генерирующей части путём перемножения коэффициентов готовности генераторов каждой группы, а также привести им в соответствие мощность генерирующей части для каждого состояния.

Если в задаче примем для i-ой группы - количество агрегатов в группе, - агрегаты в вынужденном простое; (-) - агрегаты, находящиеся в работе, - номинальная мощность агрегатов i-ой группы, то коэффициент рабочего состояния генераторов i-ой группы (коэффициент готовности) описывается формулой:

, (1.2)

где - информационный индекс;

- биномиальный коэффициент;

- коэффициент вынужденного простоя генераторов ( - показатель степени);

- коэффициент готовности генераторов i-ой группы (- показатель степени).

Вероятностную модель i-ой группы однотипных генераторов представим в виде алгебраического ряда распределения:

.

Определяем вероятность состояний генерирующей части для каждой группы генераторов.

Например, для первой группы генераторов при одном генераторе, находящемся в вынужденном простое (, , , ):

.

Аналогично расчеты проводятся для всех остальных состояний первой группы генераторов и для всех состояний второй группы генераторов.

Полученные результаты приведены в приложении 1 (таблица 1.2).

Перемножаем коэффициенты готовности двух групп генераторов между собой. Результат сводим в таблицу вероятностей состояний генерирующей части энергосистемы (приложение 1, таблица 1.3).

Рисунок 4. Расчёт вероятности состояния генерирующей части в MS Excel

Сформируем возможные значения мощности генерирующей части (рисунок 5). На основе вероятности состояний генерирующей части энергосистемы и значений мощности для каждого из состояний строим ряд распределения.

Рисунок 5. Расчёт значений мощности генерирующей части в MS Excel

Фрагмент ряда распределения генерирующей части в программе MS Excel показан на рисунке 6.



Рисунок 6. Фрагмент ряда распределения генерирующей части в MS Excel

1.4 Формирование вероятностной модели энергосистемы

На данном этапе необходимо сформировать модель энергосистемы путём объединения моделей нагрузки и генерирующей части. Каждое состояние энергосистемы можно охарактеризовать совпадением какого-либо состояния нагрузки с каким-либо состоянием генерирующей части.

Совпадение процессов производства и потребления во времени выразим через произведение вероятностных моделей этих процессов:

, (1.3)

где , и - ряды распределений соответственно энергосистемы, генерирующей части и нагрузки;

i - индекс группы, состоящей из однотипных генераторов с номинальной мощностью , ;

L - количество групп однотипных генераторов;

- количество генераторов, находящихся в вынужденном простое, ;

j - номер ступени графика нагрузки .

Полученное аналитическое выражение и есть вероятностная модель энергосистемы. Однако для практических нужд полезно разделить модель на две части: первая будет характеризовать нормальное бездефицитное состояние, а вторая - дефицитные состояния. Такое представление модели приблизит ее к практически важной задаче оценки недоотпуска электроэнергии вследствие возникновения дефицитных состояний.

Анализ будет состоять в выявлении бездефицитных и дефицитных состояний энергосистемы:

, (1.4)

где - суммарная вероятность бездефицитных состояний, соответствующих условию ;

k - порядковый номер состояний генерирующей части системы, ;

j - номер ступени графика нагрузки , ;

- ряд распределения дефицитных состояний, соответствующих условию ;

i - порядковый номер учтенных уровней дефицита.



Рисунок 7. Фрагмент таблицы значений вероятности возможных состояний энергосистемы в MS Excel

Численные расчеты оформляем в виде двух матриц-таблиц с необходимой для анализа возможных состояний энергосистемы информацией. В первой матрице операндами будут вектор значений вероятности существования нагрузки и вектор значений вероятности генерирующей части с соответствующими им значениями мощностей нагрузки и генерирующей части (рисунок 7). Для удобства эту таблицу назовём матрицей коэффициентов.

Во вторую матрицу поместим соотношения мощностей генерации и нагрузки в виде значений разностей . Для удобства эту таблицу назовём матрицей состояний (рисунок 8).

Рисунок 8. Фрагмент таблицы значений мощности возможных состояний энергосистемы в MS Excel

Пример расчета:

1) матрица коэффициентов: для вырабатываемой мощности = 4200 МВт и соответствующей вероятности генерирующей части = 0,05315 при мощности нагрузки = 1804 МВт и вероятности существования нагрузки = 0,11804 получим вероятность данного состояния энергосистемы = 0,00627.

2) матрица состояний: при располагаемом значении мощности энергосистемы = 3700 МВт и значении мощности нагрузки = 1804 МВт получим разность = 1896 МВт. Разность положительна, поэтому она характеризует бездефицитное состояние энергосистемы.

Результаты расчётов приведены в приложении 1 (таблицы 1.4, 1.5).

1.5 Расчет и анализ коэффициентов бездефицитной работы и готовности энергосистемы

Коэффициент бездефицитной работы определяется по вероятностной модели функционирования ЭС путем выявления состояний энергосистемы, в которых дефицит не возникает, т.е. при , и суммирования вероятностей возникновения таких состояний:

, (1.5)

где - коэффициенты готовности для каждого бездефицитного состояния энергосистемы (в соответствии с таблицами 1.4 и 1.5, приложение 1).

Коэффициент готовности энергосистемы определим по формуле:

, (1.6)

где - годовая потребность в электроэнергии;

- математическое ожидание недоотпуска электроэнергии за год вследствие дефицита мощности.

Коэффициенты мощности, для которых не выполняется условие , называют коэффициентами дефицитной работы системы. Математическое ожидание недоотпуска электроэнергии за год вследствие дефицита мощности в энергосистеме определится по формуле:

, (1.7)

где - коэффициент ряда распределения дефицитных состояний, соответствующий уровню дефицита .

Пример расчета коэффициента бездефицитной работы: для генерируемой мощности = 3900 МВт дефицит в системе будет существовать при мощностях нагрузки = 4059 МВт и = 4510 МВт. Соответственно, исключаем эти состояния при вычислении . Суммируем коэффициенты бездефицитной работы для оставшихся мощностей нагрузок при = 3900 МВт.

Получаем:

Затем вычисляем суммарный коэффициент бездефицитной работы для всех состояний энергосистемы при отсутствии в ней дефицита мощности. Получим .

Пример расчёта величины недоотпуска: для генерируемой мощности = 3900 МВт вычисляем коэффициент дефицитной работы при мощностях нагрузки = 4059 МВт и = 4510 МВт. Этим состояниям соответствуют коэффициенты энергосистемы = 0,00345 и = 0,00689. Рассчитываем годовой недоотпуск электроэнергии для вышеперечисленных значений и :

МВт*ч.

Определим суммарный годовой недоотпуск электроэнергии по (1.7) для всех значений соответствующих дефициту мощности в системе:

315026 МВт*ч.

Определим коэффициент готовности энергосистемы по (1.6):

.

Сравним полученные коэффициенты с нормативными значениями:

= 0,98666 < 0,999;

= 0,982 < 0,996.

Полученные значения показателей надёжности меньше нормативных значений. Следовательно, уровень надёжности недостаточен, поэтому следует его увеличить за счёт введения резерва генерируемой мощности в энергосистему.

1.6 Расчёт и анализ показателей надежности с учетом ввода резерва

В связи с несоответствием показателей надежности системы с нормативными значениями вводим резерв генерирующей мощности путем добавления 1 генератора мощностью 800 МВт во 2 группу генераторов.

Расчёт показателей надёжности производим аналогичным образом. Сначала составляем новый ряд распределения генерирующей части с учётом ввода резерва (приложение 2, таблицы 2.1, 2.2). В связи с этим необходимо перестроить ряд распределения состояний энергосистемы и выявлять новые бездефицитные состояния.

Результаты расчетов приведены в приложении 2 (таблицы 2.3, 2.4).

Получаем коэффициент бездефицитной работы по (1.5):

Определим математическое ожидание недоотпуска электроэнергии по (1.7):

4094 МВт*ч.

Определим коэффициент готовности ЭС по (1.6):

.

Сравним полученные значения коэффициентов с нормативными значениями:

= 0,99982 > 0,999;

= 0,999 > 0,996.

Полученные значения показателей надежности больше нормативных значений.

Следовательно, вводимый резерв обеспечивает надежное и бесперебойное электроснабжение потребителей.

2. Расчет и анализ показателей надежности с учетом планово-предупредительных ремонтов

При оценке надежности энергосистемы необходимо также учитывать тот факт, что в течение года количество агрегатов в системе изменяется в связи с тем, что они могут периодически выводиться в ремонт.

Соответственно, при выводе генераторов в планово-предупредительный ремонт генерируемая мощность уменьшается. Это обстоятельство может существенно повлиять на надежность работы энергосистемы, поэтому ставится задача расчета показателей надежности энергосистемы с учетом предупредительно-плановых ремонтов генераторов.

Для того, чтобы решать данную задачу построим годовые графики максимальных значений мощностей нагрузки для зимнего и летнего периода, а также генерирующей части (рисунок 9).

Рисунок 9. Годовые графики максимальных значений мощностей:

1 - нагрузки для зимнего и летнего периодов; 2 - генерирующей части

Анализируя годовые графики максимальных значений мощностей нагрузки и генерирующей части (рисунок 9), можно заметить, что в летнее время существует заметное уменьшение потребляемой электроэнергии.

Поэтому целесообразно проводить плановые ремонты генераторов летом, когда мощность генерации существенно превышает мощность нагрузки.

Рисунок 10. Расчётные иллюстрирующие метод годовые графики для максимальных значений мощностей: 1 - нагрузки для летнего и зимнего периодов; 2 - нагрузки с учётом плановых ремонтов; 3 - генерирующей части

В данной задаче для оценки надёжности энергосистемы с учётом предупредительно-плановых ремонтов необходимо рассчитать и проанализировать показатели надёжности: коэффициент готовности () системы и коэффициент бездефицитной работы ().

Поскольку часть генераторов поочередно выводятся в ремонт, то некоторые условия, необходимые при расчете показателей надежности, изменяются. В частности, изменяется генерируемая мощность в энергосистеме. Так, например, при выводе в ремонт одновременно двух генераторов мощностью 500 МВт и одного генератора мощностью 800 МВт генерируемая мощность снижается до 3700 МВт. С учетом продолжительности вывода в ремонт каждого генератора снижение располагаемой мощности длится в течение 4,5 месяцев.

В данной энергосистеме прямой учет изменения располагаемой мощности в системе за счет вывода в плановый ремонт генераторов весьма трудоёмок. Для упрощения расчетов модель реального явления возникновения недоотпуска от снижения располагаемой мощности заменим эквивалентной по результату моделью, в которой эффект от снижения величины располагаемой мощности воспроизводится соответствующим увеличением нагрузки (рисунок 11). В этом случае решение задачи сводится к простейшей методике определения недоотпуска.

Рисунок 11. Годовой график нагрузки энергосистемы с учётом предупредительно-плановых ремонтов

Таким образом, расчеты проводим для пяти периодов со следующими значениями мощности нагрузки:

МВт - при выводе в ремонт одновременно одного генератора 500 МВт и двух 800 МВт;

МВт - при выводе в ремонт одновременно одного генератора 800 МВт и двух 500 МВт;

МВт - когда все генераторы находятся в работоспособном состоянии;

МВт - максимальная мощность нагрузки в зимний период (рисунок 10).

График вывода генераторов в ремонт показан на рисунке 12.

Все расчеты проводим аналогично. Т.е. сначала составляем ряд распределения нагрузки, приводя каждому значению мощности нагрузки вероятность возникновения данного состояния (приложение 3, таблица 3.1). Затем формируем ряд распределения состояний энергосистемы и выявляем бездефицитные состояния. Результаты расчётов в таблицы (приложение 3, таблица 3.3, 3.4).

Рисунок 12. График вывода генераторов в ремонт

Таблица 2.1 - Генераторы, выводимые в ремонт

Номер генератора	Мощность генератора, выведенного в ремонт, МВт	Продолжительность простоя tпр, месяцев
1	500	1,5
2	500	1,5
3	500	1,5
4	800	1,5
5	800	1,5
6	800	1,5
7	800	1,5
8	800	1,5

Определим годовую потребность в электроэнергии:

= 38123184 МВт*ч.

Определим математическое ожидание недоотпуска энергии по (1.7):

30312 МВт*ч.

Определим коэффициент готовности ЭС, используя (1.6):

= 0,9992.

Сравним полученные значения коэффициентов с нормативными значениями:

= 0,9992 > 0,999;

= 0,994 < 0,996.

Значение такого показателя надёжности как коэффициент бездефицитной работы оказалось меньше нормативного значения. Следовательно, для увеличения уровня надёжности необходимо ввести резерва генерируемой мощности в энергосистему.

2.1 Расчёт и анализ показателей надежности с учетом ввода резерва

Для увеличения уровня надёжности введём генератор мощностью 500 МВт в первую группу генераторов. В связи с этим увеличивается количество генераторов, выводимые в ремонт, но и увеличивается максимальное значение мощности генерирующей части.

Расчёты в данном случае проводятся для четырёх периодов со следующими значениями мощности нагрузки:

МВт - при выводе в ремонт одновременно одного генератора 500 МВт и двух 800 МВт;

МВт - при выводе в ремонт одновременно одного генератора 800 МВт и двух 500 МВт;

МВт - когда все генераторы находятся в работоспособном состоянии;

МВт - максимальная мощность нагрузки в зимний период (рисунок 10).



Рисунок 13. Расчётные иллюстрирующие метод годовые графики с учётом ввода резерва для максимальных значений мощностей: 1 - нагрузки для летнего и зимнего периодов; 2 - нагрузки с учётом плановых ремонтов; 3 - генерирующей части

Аналогично составляем график плановых ремонтов (рисунок 14).

Формируем ряд распределения нагрузки (приложение 4, таблица 4.1) и генерирующей части с учётом ввода резерва (таблица 4.2, 4.3), затем ряд распределения состояний энергосистемы и выявляем бездефицитные состояния. Результаты расчётов приведены в приложении 4 (таблица 4.4, 4.5).



Рисунок 14. График вывода генераторов в ремонт с учётом ввода резерва

Таблица 2.2 - Генераторы, выводимые в ремонт

Номер генератора	Мощность генератора, выведенного в ремонт, МВт	Продолжительность простоя tпр, месяцев
1	500	1,5
2	500	1,5
3	500	1,5
4	500	1,5
5	800	1,5
6	800	1,5
7	800	1,5
8	800	1,5
9	800	1,5

Определим годовую потребность в электроэнергии:

= 38451504 МВт*ч.

Определим математическое ожидание недоотпуска энергии по (1.7):

2116,5 МВт*ч.

Определим коэффициент готовности ЭЭС, используя (1.6):

= 0,99945.

Сравним полученные значения коэффициентов с нормативными значениями:

= 0,99945 > 0,999;

= 0,99945 > 0,996.

Полученные значения коэффициентов надежности больше нормативных значений, следовательно, вводимый резерв обеспечивает надежное и бесперебойное электроснабжение потребителей при учете планово-предупредительных ремонтов генераторов.

Решение задачи режимной надёжности можно считать завершённым. Переходим к задаче схемной (режимной) надёжности.

3. Постановка задачи схемной (структурной) надёжности

В рамках решения данной задачи необходимо оценить надёжность питания узла нагрузки. В качестве узла нагрузки выбрана ПС Ново-Ленинская. Данный узел нагрузки получает питание с двух сторон: по двухцепной ВЛ 110 кВ от Беловской ГРЭС и по двухцепной ВЛ 110 кВ от ПС Краснополянская (приложение 5, рисунок 1).

Для решения данной задачи необходимо определить показатели надёжности - индекс надёжности, частота отказов, время восстановления и коэффициент вынужденного простоя. Питание узла нагрузки осуществляется через следующие элементы электрической сети, РУ 220 кВ, РУ 110 кВ, автотрансформаторы, ВЛ 110 кВ.

3.1 Исходные данные

Исходными данными для решения данной задачи являются частота отказов и время восстановления для каждого элемента схемы питания узла нагрузки (таблица 3.1).

Таблица 3.1 - Исходные данные

№ блока	Замещаемый элемент	, 1/год	TВ, час
1	РУ 220 кВ	0,015	2,5
2	РУ 110 кВ	0,01	2,2
3	Трансформатор АТДЦТН 125000/220/110	0,02	250
4	Трансформатор АТДЦТН 125000/220/110	0,02	250
5	РУ 110 кВ	0,01	2,2
6	ВЛЭП 110 кВ	1	14
7	ВЛЭП 110 кВ	1	14
8	ВЛЭП 110 кВ	1	14
9	ВЛЭП 110 кВ	1	14
10	РУ 110 кВ	0,01	2,2

3.2 Расчет и анализ показателей надежности питания узла нагрузки

Для решения данной задачи используем структурную схему надежности, составленную на основе электрической схемы сети. В данной схеме все источники питания объединяются, остальные элементы замещаются блоком с набором параметров, характеризующих надежность этого элемента. Далее путем эквалентирования схема сворачивается до одного блока и рассчитанные параметры надежности для этого блока, и характеризуют схемную надежность питания нагрузки.

Прежде чем начать расчёт основных показателей надёжности, необходимо рассчитать следующие дополнительные показатели надёжности:

1) наработка на отказ - это среднее время наработки, или, иначе говоря, продолжительности работы элемента между отказами, ч, равное:

(3.1)

2) коэффициент готовности - это вероятность того, что элемент будет работоспособен в произвольно выбранный момент времени в промежутках между плановыми ремонтами:

(3.2)

3) коэффициент вынужденного простоя - это вероятность того, что элемент неработоспособен в произвольно выбранный момент времени в промежутках между плановыми ремонтами, т. е. восстанавливается после отказа:

(3.3)

Коэффициент вынужденного простоя может быть вычислен и непосредственно через основные показатели надежности:

(3.4)

или при :

(3.5)

Для определения индекса надёжности используется следующее соотношение:

(3.6)

где:

(3.7)

(3.8)

РСР - среднегодовая нагрузка, , - частота отказов и время восстановления эквивалентного элемента соответственно.

Для определения частоты отказов и времени восстановления необходимо составить блок-схему и по известным формулам преобразовать ее до одного эквивалентного элемента, характеризующегося и .

При последовательном сложении блоков частота отказов и время восстановления рассчитываются следующим образом:

 (3.9)

(3.10)

При параллельном сложении блоков частота отказов и время восстановления рассчитываются следующим образом:

(3.11)

(3.12)

По схеме, изображенной на рисунке 1 (приложение 5) строим блок-схему питания узла нагрузки (рисунок 15).



Рисунок 15. Блок-схема питания узла нагрузки

По представленным выше соотношениям (3.9 - 3.12) преобразуем блок-схему до одного эквивалентного блока (рисунок 16). Результаты преобразования заносим в таблицу 3.2.

Таблица 3.2 - Параметры эквивалентных элементов

№ блока	, 1/год	TВ, час
11 = 3//4	2,283Е-05	125
12 = 6//7	0,0032	7
13 = 8//9	0,0032	7
14 = 11+5+12	0,0132	3,58
15 = 2+13	0,0132	3,36
16 = 14//15	1,38Е-07	1,73
17 = 16+10	0,01	2,2

Рисунок 16. Эквивалентный блок, полученный в результате преобразований

Таблица 3.3 - Параметры эквивалентного блока

№ блока	, 1/год	TВ, час
17	0,01	2,2

Наработка на отказ по (3.1):

час.

Коэффициент вынужденного простоя по (3.5):

.

Индекс надёжности по (3.6):

, где

,

.

Результат расчета показателей надежности питания узла нагрузки приведён в таблице 3.4.

Таблица 3.4 - Результаты расчета показателей надежности питания узла нагрузки

, 1/год	TВ, час	KВ	W, МВт•час	PСР, МВт	?Wгод, МВт•час	П
0,01	2,2		536988	61,3	1,35	0,999998

Из таблицы 3.4 видно, что значение индекса надежности выше нормативного значения (0,999). Это говорит о том, что питание выбранного узла нагрузки надёжно.

Такие показатели надёжности узла нагрузки как частота отказов и время восстановления по значению равны показателям надёжности РУ 110 кВ. Следовательно, “слабым” местом в схеме питания узла является данный элемент. На него следует обратить особое внимание в плане эксплуатации и технического обслуживания, т.к. при отказе этого элемента нарушается связь между узлом нагрузки и источником питания, и время восстановления питания узла нагрузки будет определяться временем восстановления данного элемента.

Решение задачи схемной надёжности можно считать завершённой.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В результате оценки надёжности энергосистемы было решено две задачи: задача режимной и структурной надёжности.

Первая задача решалась без учёта предупредительно-плановых ремонтов и с их учётом.

При рассмотрении задачи без учёта плановых ремонтов было установлено, что для надёжного снабжения потребителей электроэнергией необходимо введение резерва мощности в размере 800 МВт. При учёте планово-предупредительных ремонтов для надёжного снабжения потребителей также потребовалось введение резерва в размере 500 МВт.

В результате решения второй задачи выяснено, что питание узла нагрузки осуществляется надёжно. Проанализировав полученные показатели надёжности было установлено, что “слабым” местом в схеме питания является ОРУ 110 кВ. То есть при отказе этого элемента произойдёт нарушение связи между источником питания и узлом нагрузки. Время восстановления питания узла нагрузки определяется временем восстановления этого элемента.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Розанов М.Н. Надежность электроэнергетических систем. - 2-е изд., перераб. и доп. - М.: Энергоатомиздат, 1984. - 200 с., с ил.

2. Вентцель Е.С. Теория вероятностей: Учеб. для вузов.-5-е изд. стер- М.: Высш. шк., 1998.-576 с.: ил.

3. Надежность энергосистем: рабочая программа, методические указания и контрольные задания для студентов спец. 140205 “Электроэнергетические системы и сети” ИДО / Сост. К. И. Заподовников. - Томск: Изд. ТПУ, 2007. - 36 с.

Размещено на Allbest.ru

...