Содержание

Введение…………………………………………….…………..…………………5

1.Надежность синхронных генераторов……. ...……………...………................6

2. Исходные данные ……………………………………………………….……19

3.Аналитический метод расчета надежности электроустановок……………..23

3.1.Схемы надежности сети при кратковременных и длительных отключениях………………………………………………………………………………….26

3.2.Расчет показателей надежности при включенном выключателе….…...………28

3.3.Расчет показателей надежности при отключенном выключателе………...…...32

4.Расчет ущерба от недоотпуска энергии………………………….…………...34

5.Логико-вероятностный метод расчета надежности электроснабжения с помощью дерева отказов………………………………………..………….............36

6.Возможные пути повышения надежности…………………………………...44

Заключение…………………………………………………....……………….....49

Список литературы……………………………………………………………....50

Введение

Надежность любой системы энергетики: электроэнергетической, газоснабжающей, нефтеснабжающей, теплоснабжающей и других, как и любой технической системы, — один из основных показателей, характеризующих ее эффективность. В процессе функционирования электроэнергетических систем испытывает разнообразные возмущения, как внутренние, определяемые отказами элементов, ошибками эксплуатационного персонала и т.п., так и внешние, определяемые изменением уровня спроса на ее продукцию, условиями обеспечения системы необходимыми ресурсами, воздействиями со стороны окружающей среды.

Курсовой проект представляет комплексное задание, включающее в себя как вопросы обзора и оценки существующих моделей надежности систем электроснабжения, «слабых звеньев» элементов электроэнергетических систем, анализ повреждаемости электрического оборудования электростанций и сетей (синхронных генераторов, трансформаторов, асинхронных генераторов и машин постоянного тока), анализ методов повышения надежности. А также элементы электромагнитного и теплового расчётов асинхронных и синхронных генераторов, и трансформаторов, лежащих в основе расчёта надежности, непосредственно расчёт надежности электрического оборудования электростанций и сетей, и другие вопросы, связанные с надежностью электроэнергетических систем (ЭЭС). [1]

Данная курсовая работа ставит целью практическое закрепление изучаемого теоретического материала по курсу, приобретение инженерных навыков расчёта надежности при проектировании электроэнергетических систем и сетей, развитие творческих способностей студента при решении конкретно поставленной задачи. [1]

1 Надежность синхронных генераторов.

Особенностью условий эксплуатации синхронных машин, как крупных электрических машин вообще, являются периодические капитальные и планово-предупредительные ремонты и испыта­ния, в процессе которых обнаруживается определенное число раз­личных повреждений. Сюда входят такие неисправности, как по­ниженная электрическая прочность изоляции, попадание масла на обмотки, нарушение креплений, ослабление опрессовки ак­тивной стали и др. Своевременное устранение таких неисправно­стей повышает надежность машин, так как уменьшает вероятность отказов аварийного характера.

Статистические данные свидетельствуют о том, что одной из основных причин отказов синхронных машин являются завод­ские дефекты, причем особое значение имеет качество изготовле­ния. Число аварийных отключений, вызванных дефектами изго­товления машин, значительно (примерно в 5 раз) больше, чем вызванных дефектами конструкции. В течение первого периода работы (5...10 тыс.ч) имеет место приработка, когда заменяются и ремонтируются детали, обладающие заводскими дефектами. За­тем наступает период нормальной эксплуатации, продолжитель­ность которого в обычных условиях составляет 15... 20 лет. В кон­це этого периода начинается постепенное учащение отказов, свя­занное с износом и старением изоляционных и других материа­лов и элементов конструкции.

Рассмотрим статистику повреждений синхронных генераторов мощностью до 100 кВт. Используемых в различных установках автономного питания. Вероятность безотказной работы генераторов ЕС и ЕСС в пе­риод 0...4000 ч соответствует распределению Вейбулла. В период 4000 - 12 000 ч распределение отказов является практически экс­поненциальным. Основными причинами отказов являются: нару­шения технологии изготовления машин, некачественная настройка и наладка системы регулирования напряжения, неправильная экс­плуатация, а также конструктивные недостатки.

Для оценки эксплуатационной надежности синхронных генераторов широко применяется понятие удельной повреждаемости (удельного числа аварийных отключений), которое представляет собой среднее число аварийных отключений на одну машину в год, выраженное в процентах от общего числа отключений. Статистика показывает, что удельная повреждаемость возрастает с увеличением мощности. Распределение удельной повреждаемости основных узлов генераторов представлено в таблице 1.1, из которой следует, что наиболее «слабым узлом» является статор. При этом на изоляцию обмотки статора приходится 2,26% отказов (ТГ) и 3,67% (ГГ), на места пайки – 0,34 и 0,92%, на повреждения активной стали статора – 0,15 и 0,64% соответственно.

Таблица 1.1 - Распределение удельной повреждаемости

Узел	Турбогенератор (ТГ)	Гидрогенератор (ГГ)
Статор	2,75	5,23
Ротор	1,63	2,20
Возбудитель	2,65	0,56
Прочие	1,15	0,71
Всего	8,18	8,70

Рассмотрим вопросы, определяющие надежность синхронных генераторов мощностью свыше 100 кВт: гидро- и турбогенерато­ров. Отказы синхронных машин из-за повреждений обмотки статора происходят в два раза чаще, а из-за повреждений активной стали  - в десять раз реже, чем из-за повреждений обмотки ротора. Повреждения системы возбуждения соизмеримы по частоте с повреждениями ротора. Частота отказов из-за повреждений подшипников, подпятников и системы охлаждения вдвое меньше, чем из-за повреждений обмотки ротора.

Повреждение обмотки статора происходит, как правило, вследствие электрического пробоя изоляции. Основное условие возникновения пробоя со­стоит в наличии участков пониженной электрической прочности в изоляции обмотки. Участки с пониженной прочностью изоляции появляются из-за дефектов изготовления и монтажа и развития их в процессе эксплуатации, ремонтов. Изоляция разрушается в пазах за счет вибрации активной стали при ее слабой запрессовке. Недостаточное крепление лобовых частей приводит к их деформации и трещинам в изоляции. Лобовые части обмоток подвергаются дополнительным динамическим воздействиям при коротких замыканиях, несинхронных включениях и вибрациях. Перемещение обмотки при ослаблении крепления приводит к истиранию изоляции и усталостным повреждениям меди.

На скорость разрушения изоляции влияют концентрации нагрузок: повышенные механические усилия при переходных процессах, перегрузки по току, перенапряжения, вибрации и т.п. В этих случаях наличие участков с пониженной электрической прочностью приводит к повреждению обмотки, ибо амплитуда практически возможных перенапряжений недостаточны для пробоя доброкачественной изоляции.

При изготовлении обмотки возможно попадание на ее поверхность ферромагнитных частиц, вибрация которых в магнитном поле приводит к постепенному разрушению изоляции.

Повреждение изоляции обмотки статора может быть вызвано также появлением течи в воздухо- или газоохладителях и попаданием воды или масла на обмотку.

Одна из главных причин повреждений обмотки ротора турбогенератора  - смещение ее при изменении температуры и как следствие - витковые замыкания и перекрытие каналов непосредственного охлаждения. До 40 % причин отказов роторов приходится на повреждение токоподводов и токосъемного узла, особенно у гидрогенераторов, где при длительных и частых форсировках возбуждения наблюдаются разрывы и расплавление паек междуполюсных соединений.

Так же как и обмотка статора, обмотка ротора подвержена действию влаги, частиц металла и ржавчины. Замыкание обмотки ротора на корпус само по себе не представляет опасности для машин и не приводит к отказу. Однако второе замыкание может вызвать прохождение через тело ротора больших токов и сильную вибрацию вследствие магнитной асимметрии, а значит, аварийное отключение.

Наиболее частая причина повреждений активной стали  - ослабление ее запрессовки. В процессе работы усилия от магнитного тяжения, вращающего момента, массы сердечника и вибраций приводят к расшатыванию цилиндра активной стали, износу брусков несущих ребер, контактной коррозии и дальнейшему ослаблению крепления стали. Из-за местных нарушений целости изоляционной пленки на поверхности листов возникают контуры циркуляционных токов, что приводит к местному разогреву, выгоранию пленки на соседних местах, выплавлению стали и разрушению корпусной изоляции.

Значительное число повреждений в турбогенераторах приходится на бандажный узел ротора, где развиваются усталостные трещины и коррозия. Заклинивание ротора при разрыве бандажа, а также температурные напряжения в теле ротора могут привести к тяжелым авариям с поломкой вала.

Механические повреждения роторов происходят реже, чем повреждения неподвижных частей машин, но приводят к тяжелым авариям. Последнее особенно относится к турбогенераторам, роторы которых обладают большим запасом кинетической энергии.

Редкие, но тяжелые аварии вызываются разрушением роторных валов. Причиной аварии может быть заклинивание ротора при разрыве бандажа, распространение трещин от зубцов в глубину вала, а также температурные напряжения в теле ротора, вызванные несимметричным распределением тепловых потоков в плоскости поперечного сечения. Например, разность температур поверхности большого зуба и внутренней области ротора у нейтральной оси в турбогенераторах с косвенным охлаждением достигает 90-100 С. При этом напряжение разрыва, направленное вдоль оси ротора, может составлять 16 000-18 000 Н/см².

Повреждения и неисправности токопроводов и токосъемных узлов вызывают 30-40% отказов роторов. Внутренние токопроводы турбогенераторов большой мощности обладают высокой надежностью, однако известны случаи нарушения изоляции токоведущих болтов вблизи контактных колец, обусловленных дефектами изготовления или сборки. Значительно чаще наблюдаются повреждения внешних токопроводов турбогенераторов малой мощности, вызванные усталостным изломом токоведущих пластин около крепления к контактному кольцу или истиранием изоляции на изгибах токопровода. В явнополюсных машинах, в частности гидрогенераторах, часто происходят разрывы токопровода или межполюсных соединений при длительных форсировках возбуждения.

Распространенной неисправностью является снижение сопротивления изоляции цепи ротора из-за загрязнения токопровода маслом и угольной пылью. Снижение сопротивления изоляции может произойти также вследствие загрязнения самой обмотки.

Чаще всего повреждения подшипников и подпятников сопровождаются выплавлением баббита, повреждением вкладышей и цапф подшипниковыми токами и вытеканием масла. Выплавление баббита обычно происходит в результате нарушения работы системы маслоснабжения. При быстром останове агрегата повреждения цапф оказываются незначительными, так как расплавленный баббит играет роль смазки. Поврежденные вкладыши подлежат замене или перезаливке. Возникновение подшипниковых токов типично для электрических машин большой мощности. Значительные токи протекают через подшипники при замыкании цепи возбуждения на корпус и наличии заземления во внешней цепи ротора. В этом случае повреждения шеек вала и вкладышей подшипников могут быть сложными. Однако длительное воздействие даже небольших токов в подшипниках приводит к повреждению вкладышей и шеек вала. Надежность работы машины в значительной степени зависит от уровня вибрации. Внезапное увеличение вибрации почти всегда свидетельствует о повреждении. Допустимая амплитуда вибрации подшипников для турбогенераторов не более 40 мкм, для гидрогенераторов не более 100  - 180 мкм.

В результате повышенной вибрации происходят ослабление прессовки активной стали, нарушение плотности соединений, разрушение сварных швов и деталей вследствие усталости материала и контактной коррозии, снижение газоплотности, ускоренный износ изоляции, нарушение герметичности в системах водо- и маслоснабжения, повышенные потери и нагрев подшипников, расстройство работы и износ контактных колец и щеточного аппарата и т.п.

Синхронные генераторы общепромышленного назначения мощностью до 100 кВт с частотой вращения от 1000 до 3000 об/мин являются массовой продукцией электромашиностроения и предназначены для выработки электрической энергии переменного тока. Они применяются в различных отраслях промышленности, в строительстве, на транспорте, в сельском хозяйстве. Следует отметить высокую степень ответственности надежной работы таких генераторов, так как в автономном или резервном режиме они являются единственным источником электроэнергии при аварийном или принудительном отключении объекта от энергосистемы. Эта ответственность возрастает многократно, если объект обеспечения электроэнергией – государственный объект связи, оборонный объект, медицинское учреждение, аэропорт и т.п.

Обработка материалов эксплуатации показала, что генераторы имеют разную наработку на отказ. Причины отказов основных узлов и их относительная повторяемость, установленные по данным эксплуатации, приведены в таблицу 1.2.

Таблица 1.2 - Причины отказов

Основной узел	Причины отказов	Коэффициент отказа, %
		ЕС	ЕСС	ЕСС5	ОС
Блок регулирования напряжения	Ослабление крепежа, контактов и отказ реостата уставки	18,0	24,0	4,3	12,0
	Межвитковые замыкания и пробой на корпус обмоточных изделий и полупроводниковых приборов	30,3	33,0	24,0	19,4
	Отказы прочих элементов	3,6	3,0	12,7	12,6
Контактно-щеточный узел	Пробой изоляции между дорожками контактных колец держателя траверсы и корпусом, отказ щеток из-за поломок и зависания	25,0	12,0	-	1,7
	Ослабление крепежа, обрывы и замыкание на корпус присоединительных проводов, ослабление траверсы	3,7	6,0	1,4	3,4
Подшипниковый узел	Износ отверстия подшипника	4,2	2,5	-	2,3
	Заклинивание подшипника	-	-	7,1	1,8
	Резкое повышение вибрации	1,5	-	3,6	2,2
Обмотка статор	Пробой межвитковой изоляции	3,8	10,0	22,0	3,4
	Пробой корпусной изоляции	1,0	-	-	3,8
Обмотка ротора	Пробой межвитковой изоляции	2,4	-	2,1	4,2
	Пробой корпусной изоляции	1,0	-	10,0	8,4
	Пробой изоляции выводных проводов	0,5	-	2,1	1,2

Изучение данных эксплуатации генераторов позволило классифицировать отказы по характеру их возникновения на внезапные и износовые. Эта классификация приведена в таблице 1.3.

Таблица 1.3 Классификация отказов

Серия генераторов	Отказы, %
	конструк-тивные	производст-венные	эксплуататци-онные	внезапные	износовые
ЕС	60	23,0	17,0	76	24
ЕСС	40	34,0	26,0	83	17
ЕСС5	30	40,0	30,0	81	19
ОС	28	36,0	36,0	87	13
ОС, ЕСС, ЕСС5, ЕС	35	30,4	34,6	84	16

1.2 Устройство регулирования синхронного генератора с прецизионной системой управления

Рисунок 1.1 Устройство регулирования синхронного генератора с прецизионной системой управления

Изобретение относится к электротехнике и может быть использовано при разработке синхронных машин малой и средней мощности преимущественно для автономных электростанций. Технический результат заключается в упрощении устройства, улучшении его метрологических характеристик, расширении функциональных возможностей и надежности. Устройство регулирования синхронного генератора с прецизионной системой управления содержит регулирующий узел, обмотку статора генератора, соединенную в «звезду», обмотку возбуждения, регулирующий узел, два трехфазных выпрямителя. К каждому из выпрямителей подключен сглаживающий фильтр со стабилизатором напряжения. Регулирующий узел выполнен в виде двухкаскадного ключевого усилителя на транзисторах, шести ограничительных резисторах, двух инверторах, выполненных на триггерах Шмидта, эмиттерном повторителе, соединенных между собой и с элементами устройства в соответствии с формулой изобретения. .

Целью настоящего изобретения является улучшение показателей надежности и уменьшение стоимости путем упрощения схемы устройства регулирования.

Предлагаемое устройство (рис 1.1) является составной частью синхронного генератора с прецизионной системой управления, содержащего обмотку статора 1.1-1.3, обмотку возбуждения 1.4, первый и второй трехфазные выпрямители 2 и 4 со сглаживающими фильтрами и стабилизаторами напряжения любого типа, например простейшими компенсационными стабилизаторами, изображенными на фиг.1, к выходам 1 и 2 стабилизатора напряжения первого трехфазного выпрямителя подключены входы 1 и 2 регулирующего узла 3, а к выходу 3 первого трехфазного выпрямителя подключен вход 3 регулирующего узла 3, к выходам 4 и 5 которого подключена обмотка возбуждения 1.4, к входам 7 и 8 подключено устройство управления 5, состоящее из стандартного регулятора, вплоть до простейшего - переменного делителя напряжения, вход 6 упомянутого узла 3 подключен к выходу 1 второго трехфазного выпрямителя 4. Устройство управления 5 подключено к выходному делителю напряжения второго трехфазного выпрямителя 4.

Рисунок 1.2 – Регулирующий узел

Регулирующий узел (рис 1.2) имеет следующие обозначения выводов: 1 и 2 - вход узла - выход стабилизатора напряжения первого трехфазного выпрямителя, 3 - вход узла - выход первого трехфазного выпрямителя, 4 и 5 - выход узла, 6 - вход первого источника смещения - выход второго трехфазного выпрямителя, 7 и 8 - управляющие входы регулирующего узла.

Регулирующий узел (рис1.2) питается от стабилизатора напряжения первого трехфазного выпрямителя (точки 1 и 2) и управляется устройством управления 5 (точки 7 и 8). Он выполнен в виде двухкаскадного ключевого усилителя, причем база транзистора 1 первого каскада ключевого усилителя через первый ограничительный резистор 2 подключена к выходу 1 стабилизатора напряжения первого трехфазного выпрямителя, эмиттер его подключен к коллектору транзистора 3, выполняющего функцию диода, соединенному с базой этого же транзистора, эмиттер которого подключен к выходу 2 стабилизатора напряжения первого трехфазного выпрямителя, коллектор транзистора 1 первого каскада ключевого усилителя через второй ограничительный резистор 4 подключен к выходу 1 стабилизатора напряжения первого трехфазного выпрямителя и к входу первого инвертора, выполненного на первом триггере Шмидта 5, выход которого подключен к первому выводу третьего ограничительного резистора 6 и к входу второго инвертора, выполненного на втором триггере Шмидта 7, выход которого подключен к базе транзистора 8 эмиттерного повторителя, второй вывод третьего ограничительного резистора подключен к базе транзистора 9 второго каскада ключевого усилителя, включенного по схеме с общим эмиттером, соединенным с общей точкой стабилизатора напряжения первого трехфазного выпрямителя 2, коллектор транзистора эмиттерного повторителя 8 подключен к точке соединения первого и второго ограничительных резисторов 2 и 4 (выходу 1 стабилизатора напряжения первого трехфазного выпрямителя), между эмиттером транзистора эмиттерного повторителя 8 и коллектором транзистора 9 второго каскада ключевого усилителя включена цепь из последовательно соединенных диода 10, четвертого 11 и пятого 12 ограничительных резисторов, причем анод диода подключен к эмиттеру эмиттерного повторителя 8, средняя точка четвертого и пятого ограничительных резисторов - к затвору регулирующего выходного транзистора 13 и через шестой ограничительный резистор 14 - к источнику смещения, выполненному на параллельно соединенных стабилитроне 15 и конденсаторе 16, подключенных к выходу 2 стабилизатора напряжения первого трехфазного выпрямителя и к выходу 1 второго трехфазного выпрямителя и через шестой ограничительный резистор 14 к затвору регулирующего выходного транзистора 13, выход которого подключен к обмотке возбуждения генератора, а к базе транзистора 1 первого каскада и эмиттеру транзистора 9 второго каскада ключевого усилителя подключено устройство управления. Вход 3 регулирующего узла подключен к выходу 3 первого трехфазного выпрямителя. Вход 6 подключен к выходу 1 второго трехфазного выпрямителя. Соединения всех выводов с остальными узлами синхронного генератора на чертеже (рис.2) не показаны.

Предложенное устройство работает следующим образом. В исходном состоянии при максимальном уровне входного тока, поступающего с выхода устройства управления, транзистор 1 первого каскада закрыт, на входе первого инвертора 5 лог. «1», на его выходе и на входе инвертора 7 лог. «0», на выходе второго инвертора 7 лог. «1», транзистор 8 открыт, транзистор 9 закрыт, выходной регулирующий транзистор 13 открыт и обмотка возбуждения подключена к первому трехфазному выпрямителю. При уменьшении тока на входе состояние упомянутых выше транзисторов и логических элементов изменяется на противоположное и обмотка возбуждения отключается от первого трехфазного выпрямителя, а ее ток протекает через шунтирующий эту обмотку диод (стандартный рекуперативный диод, постоянно используемый для подобных целей).

2. Исходные данные

Согласно варианту 1-4 задания необходимо согласно правилам проектирования схем электроснабжения заменить короткозамыкатели и отделители на современное, с точки зрения надежности, оборудование (обосновать свой выбор). Расчет ведется для напряжения, равного 110 кВ. Согласно данным из справочника по проектированию электрических сетей Карапетян И. Г.

При проектировании основной электрической сети энергосистем рекомендуется: -намечать линии электропередачи через крупные узлы нагрузки, избегать прямых связей между электростанциями; -производить выбор схемы присоединения электростанции и ПС к основной сети с учетом надежности питания узла электрической сети и необходимости обеспечения транзита мощности по ВЛ; -сооружать между двумя узлами сети по одной трассе, как правило, не более двух линий электропередачи одного напряжения. При необходимости дополнительного усиления сети следует рассматривать целесообразность сооружения ВЛ по другим направлениям или выполнение электропередачи на более высоком напряжении. Проектирование распределительной сети энергосистем осуществляется с учетом следующего: -в районах с малым охватом территории сетями при близких значениях технико-экономических показателей вариантов развития сети рекомендуется отдавать предпочтение сооружению ВЛ по новым трассам; -в крупных городах и промышленных районах с большой концентрированной нагрузкой по одной трассе может предусматриваться строительство двух и более ВЛ; -при прохождении ВЛ по территории городов, промышленных районов, на подходах к электростанциям и ПС, в стесненных условиях, лесных массивах и т. д. ВЛ рекомендуется выполнять на двухцепных опорах. При этом подвеска одной цепи рекомендуется в случае, когда необходимость ввода второй цепи возникает в срок более трех лет после ввода первой, а также когда отключение первой цепи на время проведения работ по подвеске второй допустимо по условиям электроснабжения. Допускается подвеска на одних опорах ВЛ разных классов напряжений; -при питании ПС с потребителями первой категории применение двух одноцепных ВЛ вместо одной двухцепной допускается при наличии обоснований. При развитии распределительных сетей отдельных номинальных напряжений необходимо учитывать следующие рекомендации. При напряжении сети 110 кВ: -не допускать сооружения новых протяженных ВЛ 110 кВ параллельно существующим ВЛ 220 кВ; - использовать в качестве источников питания сети 110 кВ ПС 220–330/110 кВ, имеющие независимые питающие линии, и шины 110 кВ электростанций; -обеспечивать двухстороннее питание ПС, присоединенных к одноцепной ВЛ 110 кВ. Длина такой ВЛ, как правило, не должна быть более 120 км, а количество присоединяемых промежуточных ПС - более трех. Присоединение к такой ВЛ двухтрансформаторных ПС рекомендуется по схеме "мостик". При однотрансформаторной ПС (первый этап развития двухтрансформаторной ПС) присоединение к линии осуществляется по блочной схеме. Допускается присоединение ПС к одноцепной тупиковой ВЛ 110 кВ только на первом этапе развития сети. При этом резервирование ответственных потребителей должно быть обеспечено по сети вторичного напряжения; -осуществлять применение двухцепных ВЛ с двухсторонним питанием в системах электроснабжения крупных городов, а также в схемах внешнего электроснабжения потребителей транспортных систем (электрифицированные участки железных дорог, продуктопроводов и т. п.). К таким ВЛ рекомендуется присоединение не более пяти промежуточных ПС, с чередованием ПС по схеме "мостик" и блочной схеме; -применять двухцепные тупиковые ВЛ в схемах электроснабжения крупных городов, промузлов, промышленных предприятий и т. п. с присоединением к такой ВЛ до двух ПС 110 кВ. При этом потребители первой категории таких ПС должны резервироваться по сети вторичного напряжения. К двум одноцепным тупиковым ВЛ может быть присоединено до трех ПС.[5]

На рисунке 2.1 представлена исходная схема электрической сети.

Рисунок 2.1 - Исходная схема

На рисунке 2.2 представлена преобразованная схема электрической сети.

Рисунок 2.2 – Расчетная схема

Таблица 2.1 – Расчетные значения показателей надежности элементов схемы

Элемент	№ на схеме	, 1/год	, год
Трансформатор	1 - 6	0,018	0,004	0,00277
Участок одноцепной ВЛ	28-31	1,3	0,0012	0,00292
Выключатель воздушный	8,10,12,14,16,18,25,26,27	0,008	0,001	0,000576
Разъединитель	7,9,11,13,15,17,19-24,32-47	0,01	0,0045	0,000247

3. Аналитический метод расчета надежности электроустановок

Для определения показателей надёжности электроустановок аналитическим методом необходимо составить расчётную схему соединения их элементов. Расчётная схема отражает логику связей элементов с точки зрения надёжности работы всей установки или с точки зрения отказа всей установки. Основные допущения аналитического расчета заключаются в следующем: 1) перерывы электроснабжения, ликвидируемые работой автоматики (АПВ, АВР), не учитываются;

2) кратковременные отключения (производство переключений вручную) подсчитываются отдельно. Длительность перерывов электроснабжения при кратковременных отключениях принимается 20...30 мин. Расчетная схема для кратковременных отключений должна содержать только элементы, соединенные последовательно; параллельные ветви учитывать не следует;

3) для длительных отключений (ремонт элементов) рассматриваются также отказы параллельных цепей, вызванные наложениями повреждений одного элемента на аварийное восстановление другого и аварийных повреждений на плановые отключения;

4) расчетные схемы для всех видов отключений составляются отдельно для каждого потребителя или (и) групп потребителей;

5) если параллельные цепи имеют перемычку (линии, секционные или шиносоединительные выключатели), расчетные схемы для кратковременных и длительных отключений приходится составлять для режимов с включенной перемычкой (считая её абсолютно надежной) и с отключённой перемычкой (считая её находящейся в плановом или аварийном ремонте);

6) Аналитические расчёты основываются на предположении, что поток отказов элементов на расчетном промежутке – простейший, пуассоновский, а закон распределения вероятности восстановления – экспоненциальный.

При сделанных допущениях для показателей надёжности элементов электроустановок справедливы следующие формулы теории надёжности. Для коэффициентов простоя:

, (3.1)

где и– коэффициенты аварийного и планового простоя;

–интенсивность случайного события (отказа);

–время восстановления системы;

–удельная длительность планового ремонта (за 1 год).

Для последовательного соединения элементов:

(3.2)

где – интенсивность отказовi-го элемента.

Время восстановления системы при последовательном соединении элементов:

, (3.3)

где – время восстановленияi-го элемента.

Тогда при последовательном соединении i элементов коэффициент аварийного простоя:

(3.4)

Среднее время одного планового ремонта последовательной цепи:

, (3.5)

где – количество плановых ремонтов в течение, ремонтного цикла;

–длительность планового ремонта элемента, максимальная из всех отключаемых в j-м простое.

Коэффициент планового простоя последовательной цепи:

, (3.6)

где – частота плановых ремонтов последовательной цепи.[1]

3.1. Схемы надежности сети при кратковременных и длительных отключениях

Расчётные схемы для кратковременных отключений должны содержать только те элементы, отказ которых вызывает немедленное автоматическое отключение потребителя. Длительность перерывов электроснабжения при кратковременных отключениях принимается 20...30 мин. Расчетная схема для кратковременных отключений содержит только элементы, соединенные последовательно; параллельные ветви не учитываются.

Для длительных отключений (ремонт элементов) рассматриваются также отказы параллельных цепей, вызванные наложениями повреждений одного элемента на аварийное восстановление другого и аварийных повреждений на плановые отключения [1] .

При составлении последовательных схем надежности для облегчения расчетов принимаем для параллельных элементов вероятность безотказной работы равной единице .