Методика расчета разработана на базе методики ЛПИ [Л. 110, 111] и табличного метода В. Д. Таривердиева [Л. 108] и позволяет определять средние числа аварий различного вида и среднее время восстановления работы после аварий.
Методика не содержит готовых формул для расчета надежности различных схем, позволяет учитывать инженерный опыт проектировщика, конкретные условия рассматриваемой станции или подстанции, нестационарность потока повреждений, отказы устройств РЗА и развитие аварий, плановые и аварийные ремонты оборудования.
Порядок расчета, следующий:
- Задается расчетное время tр, исходя из предполагаемого срока существования рассматриваемой схемы электрических соединений.
- Задаются расчетные режимы работы части системы, надежность схемы электрических соединений которой оценивается, и их относительная длительность qj. Эти режимы отличаются составом работающего оборудования и его повреждаемостью. Количество расчетных режимов должно быть минимальным и включать только режимы, существенно отличные от других в смысле надежности. Так, кроме ремонтных режимов могут отдельно рассматриваться периоды гололеда и грозы в течение года.
Относительная длительность каждого режима
(5-1)
где τj — длительность j-го режима, ч; определяется по средним продолжительностям плановых и аварийных ремонтов и длительности гроз и гололеда.
Относительная длительность нормального режима может быть найдена как
(5-2)
- Определяются расчетные события i1, i2,...приводящие к авариям. Расчетными событиями являются отказы и повреждения элементов схемы. По данным статистики задаются значениями интенсивностей отказа (параметров потока отказов).
- Выбираются расчетные виды аварий k для рассматриваемой части системы: погашения потребителей, нарушения транзитов электроэнергии и потери определенной части располагаемой мощности, приводящие к работе автоматов частотной разгрузки или принудительному ограничению потребителей.
- Составляется таблица расчетных связей событий, аварий и режимов, в которой записывается, какие повреждения и отказы каких элементов к какой аварии приводят в каждом из режимов. Таблица расчетных связей представляет собой матрицу с числом элементов (т+1)xп. В каждой клетке матрицы помещается номер (обозначение) k-й аварии, к которой приводит отказ ί-го элемента в j-м режиме.
- Составляются таблицы развития аварий при повреждениях ί-го элемента в каждом j-м режиме в случае отказа релейной защиты s-гo элемента, ложного действия защиты остальных элементов (s≠i) и отказов коммутационной аппаратуры при отключении поврежденного ί-го элемента, а также УРОВ и АВР.
Таблицы развития аварий представляют собой квадратные матрицы с числом элементов nxn. В каждой клетке такой матрицы (общее число матриц равно т + 1) помещается номер (обозначение) k-й аварии, к которой приводит отказ защиты или автоматики s-гo элемента (аппарата) при повреждении ί-го элемента.
- Среднее число аварий k-го вида определяется по формуле
λij — интенсивность отказов (повреждений) i-го элемента в i-м режиме, включая ложные отключения от защиты и ошибочные отключения персоналом (ложные и ошибочные отключения можно вводить и отдельными λij в случае необходимости, например, более точного учета времени восстановления);
qsί — вероятность отказа устройства РЗА s-го элемента при повреждении i-го (отказ защиты в срабатывании и в несрабатывании, отказ УРОВ, отказ АВР).
К отказам выключателей относят и их отказы при отключении к. з. на присоединениях. Это обычно отражено в удельной повреждаемости выключателей и соответственно в величине интенсивности отказов для выключателей. Поэтому в матрице развития аварий отказы выключателей можно не учитывать.
- Среднее время с восстановления нормального режима работы (электроснабжения потребителей или выдачи мощности) после к-к аварии определяется по формуле
где Твij— время восстановления нормальной работы при повреждении i-го элемента в j-м режиме (производство переключений, замена, ремонт); Τвisj — время восстановления нормальной работы при повреждении i-го элемента в j-м режиме и развитии аварии из-за отказа РЗА 5-го элемента, чаще всего связано с оперативными переключениями.
- Расчеты выполняются для всех сравниваемых вариантов. Выбор оптимального варианта осуществляется путем минимизации функции приведенных затрат или экспертным путем.
Рассмотрим применение обобщенной методики на примере. Для первой очереди ГРЭС с двумя блоками по 500 МВт из нескольких рассмотренных вариантов были выбраны две схемы: многоугольник и двойной мостик, приведенные на рис. 5-1 и 5-2. В рассматриваемой системе погашение всей станции приводит к дефициту мощности примерно 300 М Вт. Поэтому сравниваемые схемы должны быть проанализированы с точки зрения вероятности появления такой аварии. Другой аварией, равносильной по тяжести, является отключение двух ВЛ к подстанции 1. Как показывает анализ, передать в этом случае недостающую мощность от нашей ГРЭС к подстанции 1 по другим линиям через подстанцию 2 не представляется возможным. Дефицит мощности в системе в этом режиме также оценивается величиной около 300 МВт. Кроме этих возможны и другие аварии.
Рис. 5-1. Схема многоугольника.
Рис. 5-2. Схема двойного мостика.
Таблица 5-4
Расчетные связи для схемы рис. 5-1
Таблица 5-5
Развитие аварии в схеме рис. 5-1 в нормальном режиме (j0)
Таблица 5-6
Показатели надежности для схем ГРЭС
Найдём срок окупаемости дополнительных капитальных затрат, равных стоимости ячейки выключателя ВВН-330 (150 тыс. руб.), за счет уменьшения ущерба при y0 = 0,5 руб/(кВт-ч) и дефиците N=300 МВт:
Таким образом, более дорогой вариант схемы ГРЭС вполне оправдывается экономически.
