Заказ 230 от Олеси тема выбирается по методичке, номер зачетки (инс) дам после согласования по цене с автором

Функция реакции сети (рис. 9) изображает связь между отклонением напряжения в узлах нагрузки и временем локализации аварии при коротких замыканиях.










Рис. 9. Примерный вид функции реакции сети: 1 – КЗ на линии, защищенной предохранителем (быстродействующая защита); 2 – КЗ на отходящей линии с выключателем (защита с выдержкой времени); 3 – КЗ на питающей линии, резервируемой АВР; 4 – повреждение на нерезервированном источнике питания.
Для каждого выбранного узла функция реакции определяется по нескольким характерным точкам короткого замыкания: на короткой линии 6 ‒ 10 кВ с быстродействующей защитой (предохранителем) напряжение падает практически до нуля на время срабатывания защиты (0,001 – 0,01 с), а затем восстанавливается до прежней величины; на линии с выключателем и выдержкой времени отключения 0,5 – 0,6 с первоначальное отклонение напряжения 10 ‒ 30 % определяется сопротивлением до места КЗ, после срабатывания защиты оно восстанавливается до 100 %; повреждение на линии основного источника питания приводит к исчезновению напряжения на время работы АВР (1 – 2 с), после чего напряжение восстанавливается сначала до 80 – 90 % (из-за неодновременного запуска электродвигателей), а еще через 2–5 с полностью; повреждение на нерезервированном источнике питания (в расчетной точке) прекращает питание потребителей на время аварийно-восстановительного ремонта.
Функция реакции потребителя (рис. 10) характеризует чувствительность работы потребителя к изменению напряжения, которая зависит от вида используемой защиты минимального напряжения. В ряде случаев снижение напряжения приводит к отключению контакторов, работающих на переменном оперативном токе, остановке управляемых ими механизмов и полному развалу технологического процесса.

Рис. 10. Примеры функции реакции потребителя: 1 – с обычным контактором (защита минимального напряжения без выдержки времени); 2 – контактор, оборудованный замедлителем (с выдержкой времени); 3 – без защиты минимального напряжения.
Для оценки влияния режима напряжения на надежность потребителей необходимо сопоставить функции реакции сети с функцией реакции каждого потребителя. Если все аварийные ситуации в питающей сети описываются точками, принадлежащими зоне устойчивой работы данного потребителя (функция реакции потребителя полностью вписывается в прямоугольник под кривой функции реакции сети), то можно считать, что отклонения напряжения практически не ухудшают надежности электроснабжения.
В противном случае расчет ущерба выполняется аналогично режиму полной потери питания.
4.3. Экономический ущерб энергоснабжающей организации в результате нарушения режима электроснабжения
Для питающей энергосистемы можно выделить следующие составляющие экономического ущерба: затраты на аварийный ремонт (восстановление) оборудования или потери, связанные с его недоамортизацией при досрочной ликвидации; стоимость дополнительных потерь электроэнергии в сети из-за отклонения электрического режима от оптимального; стоимость топлива, расходуемого на пуск энергоблоков, растопку котлоагрегатов и поддержание горения в топках во время аварийной разгрузки или останова агрегатов электростанций; затраты на демонтаж и транспортировку оборудования при отправке на ремонт; дополнительные затраты на выработку электроэнергии на замещающих агрегатах; затраты на содержание резервного оборудования; потери, связанные с простоем оборудования и обслуживающего персонала, при аварийном отключении потребителей; ущерб от недоотпуска электроэнергии потребителям при отключении с предупреждением во время прохождения максимума; ущерб от внезапного отключения потребителей и недоотпуска энергии за время восстановления электроснабжения.
Средний ущерб можно рассчитать по формулам, в которых используются удельные оценки ущерба (в рублях на один перерыв электроснабжения) или (в рублях на час перерыва), полученные в результате обработки фактических данных о последствиях большого числа аварий:

где τ(i, k) – среднее время восстановления питания i-го потребителя при k-ой аварии; λ(i, k) – частота аварий с погашением i-го потребителя.
При расчете ущерба от недоотпуска энергии необходимо учитывать удельный показатель уk(ΔW):

где ΔCр – уровень прироста приведенных затрат на 1 кВт∙ч энергии, выработанной на резервных станциях, руб./кВт∙ч.; ΔWст и ΔWc – соответственно недоотпуск энергии в системе и снижение выработки станциями.
Средние значения показателя уk(ΔW) для разных режимов отключений потребителей приведены в табл. 3.
Таблица 3
Средние оценки удельного ущерба от недоотпуска энергии
Условия отключения уk(ΔW),
руб./кВт∙ч Плановое ограничение потребителей в часы максимума нагрузки 0,1 Кратковременное отключение потребителя с предупреждением 0,3 Снижение частоты питающего напряжения без отключения 0,3 Отключение с заблаговременным предупреждением потребителей 0,6 Внезапное автоматическое отключение устройствами АЧР 0,5 + 5ΔP* Внезапное автоматическое отключение для предотвращения нарушения устойчивости 1 + 10ΔP*
Примечание: здесь ΔP* – отношение аварийного снижения нагрузки потребителей к номинальной мощности нагрузки энергосистемы.
4.4. Выбор оптимальных вариантов электроснабжения с учетом надежности
При проектировании и эксплуатации систем электроснабжения одним из важнейших критериев является экономичность, т.е. снижение издержек на эксплуатацию системы. Оптимальность проектного решения при этом означает, что заданный производственный эффект (располагаемая мощность, уровень надежности электроснабжения и качества электроэнергии получается при минимально возможных затратах материальных ресурсов.
При определении оптимального варианта из некоторого числа возможных, обеспечивающих выполнение технического задания, необходимо вычислить приведенные затраты на сооружение и эксплуатацию энергетического объекта, которые в зависимости от длительности сооружения и условий поочередного ввода исчисляются по-разному.
Если строительство и пуск в эксплуатацию осуществляются в течение одного года, то:

где рн – нормативный коэффициент эффективности кап. вложений K (в энергетике, при нормативном сроке службы 8 лет, рн = 0,125); И – годовые издержки, руб.
Если объект строится на протяжении Т лет, то:

где рнр – нормативный коэффициент приведения разновременных затрат, определяемый финансовой политикой государства для каждой отрасли (в энергетике рнр = 0,08); Kt – капитальные вложения в t-м году, руб.; τ – год приведения затрат (чаще всего затраты приводят к первому году периода T или к году окончания строительства).
Если в период многолетнего строительства вновь созданные основные фонды частично эксплуатируются (например, при поэтапном развитии систем электроснабжения), то:

где δ∙Иt – приращение издержек в t-м году по сравнению с (t −1).
Оптимальным вариантом считается такой, у которого приведенные затраты минимальны. Однако сравниваемые варианты могут отличаться по степени надежности. Несоблюдение условия одинаковой надежности или качества в сравниваемых вариантах приводит к нарушению основного требования – равенства экономического эффекта.
При сравнении подобных вариантов с неодинаковой надежностью необходимо вводить в расчетные формулы члены, учитывающие возможный экономический ущерб от отказов оборудования и установок, или члены, учитывающие затраты на повышение надежности до нормативного уровня. В этом случае формулы примут вид:



где У – средний годовой народнохозяйственный ущерб на стадии нормальной эксплуатации; δ∙Уt – приращение издержек в t-м году и δ∙Уt = Уt − Уt ‒ 1.
Окончательный вариант проектного решения определяется путем комплексного технико-экономического сравнения (по критериям надежности и экономичности). При этом практически неразличимыми считают варианты, у которых значения рн∙K + И различаются менее, чем на 5 %, а значения У – менее, чем на 10 %. Уверенное различение вариантов по затратам с учетом ущерба начинается при различии оценок затрат не менее чем на 15 %. При различии оценок затрат с учетом ущерба на 5 ‒ 15 % вероятность ошибки при выборе составляет 10 ‒ 20 %, то есть весьма существенна.
При попарном сравнении вариантов возможны следующие случаи.
Варианты неразличимы по показателю У (попадают в зону равной надежности):
|У2 – У1| ≤ 5 %,
но различимы по затратам без учета ущерба. В этом случае при условии:

вариант № 1 считается лучшим, чем вариант № 2.
Варианты неразличимы по затратам без учета ущерба (в зоне равной экономичности):

но различимы по ущербу. В этом случае при условии |У2 −У1| >> 5 % вариант № 1 лучше, чем вариант № 2.
Варианты различаются по затратам без учета ущерба и по ущербу:

в этом случае проверяется условие:

Если неравенство выполняется, то вариант № 1 признается лучшим, чем вариант № 2.
Варианты неразличимы ни по ущербу, ни по затратам, то есть находятся в зоне неопределенности интегральных критериев надежности и экономичности:

В этом случае варианты сравнивают по другим техническим критериям (потерям электроэнергии, удобству монтажа и обслуживания, возможности модернизации и т.д.).
Следует отметить, что все выше приведенные критерии исходили из предположения, что величина ущерба У – детерминированная, то есть определенная для любых условий. Только при этом условии можно находить максимумы, минимумы, проверять условия равенства или неравенства.
В действительности, как это следует из предыдущих глав, величина У – случайная, и позволяет прямо использовать критерии оптимизации. В математической статистике для ухода от подобной неопределенности случайную величину заменяют ее средним значением но при этом остается риск, что фактический ущерб окажется больше среднего, и это превышение характеризуется величиной среднеквадратического отклонения σ(У) .
Если субъект экономики (энергоснабжающее предприятие) делает какие-то затраты на обеспечение надежности, то он должен быть уверен в их оправданности с учетом ожидаемого риска. Таким образом, расчетные затраты следует записывать в виде:

где Цр – цена риска, которая зависит от того, каким ресурсным потенциалом обладает субъект, принимающий решение.

где α характеризует допускаемую степень риска (α = 3...4); ‒ средний годовой располагаемый ресурс предприятия.
В случае, если все экономические решения принимаются государством или от имени государства (пример – РАО «ЕЭС»), то величина очень велика по сравнению с затратами по какому-то конкретному объекту, и цена риска приближается к нулю. На этом основании во всех расчетах вполне допустимо пользоваться средними значениями ущерба.
4.5. Методы и средства повышения надёжности электроснабжения предприятий
Повышения надёжности систем электроснабжения можно добиться доведением электротехнических устройств в процессе разработки и освоения до требований национальных и международных стандартов. Для этого проводится комплекс испытаний, при которых устанавливаются основные технические параметры электрооборудования и его показатели надёжности. Так, при испытаниях электрических аппаратов устанавливается номинальный ток для различных режимов и условий работы, коммутационные возможности аппарата, в том числе предельная коммутационная способность, то есть гарантия отключения максимально возможных токов короткого замыкания и включения аппарата на эти токи. Причём отключение аппаратов при токах короткого замыкания не должно приводить к отказам смежных электротехнических устройств, смежных элементов СЭС. При испытаниях устанавливаются способности аппарата противостоять воздействиям механических и климатических факторов внешней среды. При испытаниях также устанавливаются показатели надёжности аппарата, определяется ресурс, наработка на отказ, интенсивность отказов и другие показатели, важные для его эксплуатации.
Повышают надёжность электроснабжения путём резервирования элементов СЭС. Резервное оборудование может вводиться в работу для замены повреждённого элемента либо автоматически, либо путём переключений оперативным персоналом. При не резервируемых элементах СЭС сокращает срок перерыва в электроснабжении наличие холодного складского резерва электрооборудования. Резервное оборудование должно находиться в исправном состоянии, которое поддерживается системой проведения планово-предупредительных ремонтов и технического обслуживания. Дорогостоящее оборудование иметь в качестве складского резерва экономически не выгодно. Такое оборудование может быть заимствовано в крупных энергохозяйствах на условиях аренды или проката.
Электроснабжение отдельных потребителей требует наличия третьего источника питания. В качестве третьего источника могут применяться линии электропередачи от ТЭЦ или соседней подстанции, не связанной с подстанцией основной схемы электроснабжения или агрегаты резервного питания. Имеются агрегаты резервного питания с накопителем энергии и без накопителя энергии, машинные и безмашинные агрегаты резервного питания. Широко применяются генераторы электростанции предприятия, находящиеся в горячем резерве или передвижные электростанции, аккумуляторные батареи.
Повышение надёжности системы электроснабжения достигается, благодаря применению устройств релейной защиты и автоматики. Средства релейной защиты автоматически отключают повреждённый элемент СЭС или участок сети, чем способствуют сокращению сроков восстановления повреждённого элемента СЭС и сохранению в работоспособном состоянии других элементов в послеаварийном режиме, которые были отключены вместе с повреждённым элементом.
Электрооборудование автоматики АПВ автоматически восстанавливают электроснабжение при неустойчивых, самовосстанавливающихся повреждениях. Электрооборудование АВР автоматически восстанавливают электроснабжение по резервной схеме. При этом возможна автоматическая токовая разгрузка отдельных элементов СЭС. Восстановление повреждённых элементов и их ввод не повлечёт длительного перерыва в электроснабжении.
Повышает надёжность электроснабжения внедрение диспетчерской службы предприятия с использованием средств телемеханики.
Перерывы в электроснабжении возможны и по вине обслуживающего и ремонтного персонала. Обслуживающий персонал может не своевременно отыскать повреждение, выявить причины отказов. Ремонтный персонал может некачественно выполнить ремонт, несвоевременно ввести в эксплуатацию восстанавливаемое оборудование.
Заключение
Как уже говорилось выше, выбор схемы электроснабжения потребителя зависит в первую очередь от уровня бесперебойности питания электроприемников, который задается категорией по надежности электроснабжения.
Приемники I категории должны обеспечиваться электроэнергией от двух независимых источников питания, к числу которых относятся две электростанции или два центра питания, а также две секции сборных шин одной электростанции или подстанции при одновременном соблюдении следующих двух условий: каждая из секции имеет питание от независимого источника; секции электрически не связаны или имеют связь, автоматически отключаемую при нарушении нормальной работы.
Питание приемников II категории при аварии должно быть сохранено или автоматически восстановлено. Поскольку последнее мероприятие осуществить проще и дешевле, именно оно преимущественно и применяется на практике. Включение резервного питания приемников II категории может быть произведено автоматически или вручную дежурным персоналом. Автоматическое резервирование не является обязательным, но рекомендуется в тех случаях, когда это не вызывает чрезмерных затрат.
Приемники III категории допускают перерыв питания на время ремонта или замены поврежденного элемента системы электроснабжения. Длительность перерыва питания этих приемников зависит от способа канализации электроэнергии, наличия складского резерва оборудования и т. п., однако продолжительность перерыва не должна быть более одних суток.
При ограниченном числе потребителей I и II категорий вопросы обеспечения бесперебойного их питания рассматриваются особо, не допуская необоснованного отнесения всех потребителей к высшим категориям.
Число питающих линий и их пропускная способность, а также число и мощность трансформаторов на приемной подстанции предприятия или промышленного района выбираются с таким расчетом, чтобы обеспечить питание всех ответственных потребителей при выходе из работы одной из питающих линий или одного из трансформаторов. При отсутствии точных данных о нагрузках, требующих обязательного резервирования, можно руководствоваться нижеследующим:
‒ в аварийном режиме питающие кабельные линии 6– 10 кВ должны обеспечить 60–80% расчетной нагрузки;
‒ установленная мощность трансформаторов на главных понизительных подстанциях при отключении одного из них должна обеспечивать 90–100% всей нагрузки ГПП;
‒ установленная мощность трансформаторов цеховых подстанций при двух и более трансформаторах должна обеспечивать 60–70% всей нагрузки подстанции при выходе из строя одного трансформатора.
Для выбора экономически рационального решения вопросов резервирования следует:
‒ широко использовать перегрузочную способность электрооборудования (трансформаторов, линий электропередачи и генераторов) с учетом его недогрузки при нормальной работе;
‒ учитывать резервирование в технологической части предприятия, допускающее пониженные требования к резервированию в электрической части;
‒ не предусматривать в схеме специальных незагруженных резервных трансформаторов и кабелей («холодный» резерв);
‒ предусматривать устройство связей между электрическими сетями различных ведомств (промышленными, коммунальными, сельскими и др.) в целях взаимного резервирования;
‒ предусматривать при аварии возможность автоматического (или ручного) отключения неответственных потребителей, выделяя для этого нагрузки III категории на отдельные линии или секции.
Список используемой литературы

1. Александров Д.С., Щербаков Е.Ф. Надёжность и качество электроснабжения предприятий: учебное пособие . – Ульяновск: УлГТУ, 2010. – 155 с.
2. Китушин В.Г. Надежность энергетических систем. Часть 1. Теоретические основы: учебное пособие. – Новосибирск: Изд-во НГТУ. – 2003. – 256 с.
3. Климова Г.Н., Кабышев А.В. Элементы энергосбережения в электроснабжении промышленных предприятий: учебное пособие. – Томск: Изд-во Томского политехнического университета, 2008. – 189 с.
4. Кудрин Б.И. Электроснабжение промышленных предприятий: учебник для вузов. – М.: Энергоатомиздат, 1995.– 416 с.
5. Кучер В.Я. Надёжность систем электроснабжения: учебное пособие. ‒ СПб: СЗОТУ, 2013. – 77 с.
6. Половко А.М., Гуров С.В. Основы теории надёжности: учебное пособие.– СПб: БХВ-Петербург, 2006. – 704 с.
7. Cлышалов В.К. Основы расчета надежности систем электроснабжения: учебное пособие. – Иваново: ГОУВПО «Ивановский государственный энергетический университет им. В.И.Ленина», 2012. – 80 с.
8. Сучак Е.В., Василенко Н.В. Надёжность технических систем: учебное пособие. – Красноярск: МГП «Раско», 2001. – 600 с.
9. Шалин А.И. Надежность релейной защиты энергосистем: учебное пособие. – Новосибирск: Изд-во НГТУ, 2001. – 177 с.
10. Шеметов А.Н. Надежность электроснабжения: учебное пособие. – Магнитогорск: ГОУ ВПО «МГТУ им. Г.И. Носова», 2006. – 141 с.











18



10 кВ

3

110 кВ

Т3

Т2

Т1

От3

От2

От1

Л2

Л1

В2

В4

В3

В1

1

2

P(t)

Q(t)

P(t), Q(t)

t

3

2

1

0

t

λ(t)

Л2

Л1

Sн

Q2

Q1

G

Kг(t)

t

Q(t)

P(t)

P(t), Q(t)

t