РД 34.20.574

УКАЗАНИЯ ПО ПРИМЕНЕНИЮ

ПОКАЗАТЕЛЕЙ НАДЕЖНОСТИ ЭЛЕМЕНТОВ ЭНЕРГОСИСТЕМ И РАБОТЫ ЭНЕРГОБЛОКОВ С ПАРОТУРБИННЫМИ УСТАНОВКАМИ

РД 34.20.574

РА3РАБОТАНО Производственным объединением по наладке, совершенствованию технологии и эксплуатации электростанций и сетей "Союзтехэнерго" и Московским энергетическим институтом (МЭИ)

ИСПОЛНИТЕЛИ И.Г. Барг, Э.В. Диденко, Л.Е. Лазарева, Э.Л. Фошко (ПО "Союзтехэнерго"); Б.Н. Неклепаев, А.И. Пойдо, Н.С. Девисилова (МЭИ)

УТВЕРЖДЕНО Главным техническим управлением по эксплуатации энергосистем Минэнерго СССР

Заместитель начальника К.М. Антипов, 3 сентября 1984 г.

1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1.1. Показатели надежности (ПН) элементов энергосистем предназначены для сравнительных расчетов и оценок (далее - расчетов, оценок) надежности энергосистем, электрических станций, электрических сетей, систем электроснабжения потребителей и узлов нагрузки, сравнительной оценки уровня надежности электроустановок и линий электропередачи в различных схемах и условиях эксплуатации, определения целесообразности и эффективности мероприятий и средств повышения надежности и совершенствования системы планово-предупредительных ремонтов, нормирования резервов оборудования, материалов, запасных частей. Показатели надежности не следует использовать для оценки надежности отдельных видов оборудования.

Показатели работы энергоблоков с паротурбинными установками и их элементов предназначены для оценки влияния работы энергетических блоков на надежность работы электрических станций и энергосистем.

1.2. Показатели надежности элементов энергосистем и показатели работы энергоблоков с паротурбинными установками позволяют унифицировать банк исходных данных при расчетах и оценках надежности.

При расчетах надежности конкретных энергосистем и электростанций допускается использование более представительных показателей надежности электрооборудования, полученных по данным эксплуатации соответствующих энергосистем.

1.3. В качестве основных показателей надежности приняты:

- параметр потока отказов ω, 1/год;

- среднее время восстановления Тв, ч;

- продолжительность ремонтов (планового, капитального, текущего) Тр, ч;

- частота ремонтов (плановых, капитальных, текущих) μ, 1/год.

Для линий электропередачи используются также показатели надежности:

- среднее число преднамеренных отключений μ, 1/год;

- среднее время простоя при преднамеренных отключениях Тр,ч.

1.4. Показатели надежности приведены для: трансформаторов, выключателей, разъединителей, отделителей, короткозамыкателей, сборных шин, воздушных и кабельных линий, асинхронных электродвигателей.

1.5. Для энергоблоков с паротурбинными установками и их элементов приведены следующие показатели работы:

- параметр потока отказов ω', 1/год;

- среднее время восстановления Тв, ч;

- удельное число остановов блока n, 1/агрегато-год;

- среднее время плановых простоев , ч.

2. ПОКАЗАТЕЛИ НАДЕЖНОСТИ ТРАНСФОРМАТОРОВ

2.1. В качестве основных показателей надежности трансформаторов приняты:

- параметр потока отказов ω, 1/год;

- среднее время восстановления Тв, ч;

- частота текущих ремонтов μт, 1/год;

- продолжительность текущего ремонта Трт, ч.

Основные показатели надежности трансформаторов приведены в табл.1.

Таблица 1

Показатели надежности трансформаторов

Sт ном МВ·А	Uвн ном кВ	ω 1/год	Тв ч	μт 1/год	Трт* ч
До 2,5	6-20	0,016	50	0,25	6
	35	0,01	40	0,25	6
2,5-7,5	6-20	0,008	120	0,25	8
	35	0,007	65	0,25	26
	110	0,018	40	0,25	28
10-80	35 и ниже	0,012	70	0,75	26
	110-150	0,014	70	0,75	28
	220	0,035	60	0,75	28
Более 80	110-150	0,075	95	1,0	30
	220	0,025	60	1,0	30
	330	0,053	45	1,0	30
	500-750	0,024**
		0,05***	220	1,0	50
* На один трансформатор. Для однофазных трансформаторов. * Для трехфазных трансформаторов.

2.2. Усредненные значения показателей надежности приведены для всех типов трансформаторов независимо от их назначения. Показатели параметра потока отказов и среднего времени восстановления трансформаторов получены как среднее значение за 6 лет - с 1977 г. по 1982 г. Показатели μт (1/год) и Трт (ч) приведены для текущих ремонтов, выполняемых в соответствии с требованиями действующих Правил технической эксплуатации электрических станций и сетей (ПТЭ) и Правил организации технического обслуживания и ремонта оборудования, зданий и сооружений электрических станций и подстанций.

2.3. Показатели надежности трансформаторов разработаны совместно кафедрой "Электрические станции" МЭИ и ПО "Союзтехэнерго" по материалам ПО "Союзтехэнерго".

3. ПОКАЗАТЕЛИ НАДЕЖНОСТИ КОММУТАЦИОННОЙ АППАРАТУРЫ

3.1. В качестве основных показателей надежности выключателей, короткозамыкателей, отделителей и разъединителей приняты:

- параметр потока отказов ω, 1/год;

- среднее время восстановления Тв, ч;

- частота капитальных ремонтов μк, 1/год;

- продолжительность капитального ремонта, Трк, ч.

Основные показатели надежности коммутационных аппаратов приведены в табл.2 и 3.

Таблица 2

Вид выключателей	Uном кВ	Тип	ω 1/год	Тв ч	μк 1/год	Трк* ч
Автоматические	До 1	-	0,05	4	0,33	10
Электромагнитные	6-10	ВЭМ-6, ВЭМ-10, ВЭ-10	0,022	11	0,2	24
Маломасляные		ВМП-10	0,009	20	0,14	8
	10	Прочие	0,009	20	0,14	10
	20	-	0,01	26	0,14	**
	35	-	0,02	25	0,14	9
	110-150	-	0,06	20	0,14	30
Масляные баковые	35	-	0,01	30	0,14	12
	110	-	0,016	40	0,14	23
	220	-	0,055	50	0,14	43
Воздушные	15-20	-	0,04	20	0,2	40
	35	-	0,02	40	0,2	29
	110	-	0,02	20	0,2	45
		ВВБ	0,02	55	0,2	122
	220	Прочие	0,02	25	0,2	98
		ВВБ	0,03	48	0,2	161
	330***	Прочие	0,03	60	0,2	113
		ВВБ	0,15	60	0,2	**
	500***	Прочие	0,15	60	0,2	133
	750***	-	0,25	75	0,2	271
* На один выключатель. Отсутствует представительная выборка данных. * Показатели надежности выключателей на напряжение 330-750 кВ приведены без учета отказов выключателей ВНВ.

Таблица 3

Показатели надежности разъединителей, отделителей и короткозамыкателей

Аппарат	Uном кВ	ω 1/год	Тв ч	μк 1/год	Трк* ч
Разъединители	6-10	0,01	7	0,166	4
	35	0,01	6	0,166	6
	110	0,01	11	0,166	8
	150	0,01	15	0,166	11
	220	0,01	7	0,166	13
	330	0,01	10	0,166	18
	500	0,01	14	0,166	31
	750	0,01	14	0,166	81
Отделители	35	0,015	3	0,33	7
	110	0,01	3,5	0,33	10
	220	0,01	3,5	0,33	16
Короткозамыкатели	35	0,01	4	0,33	8
	110	0,01	6	0,33	6
	220	0,01	6	0,33	8
* На один аппарат.

3.2. Показатель ω получен как среднее значение за 6 лет - с 1977 г. по 1982 г. (в расчете на 1 аппарат). Параметр Тв получен как среднее время восстановления на один отказ аппарата с приводом за тот же период. Параметры μк и Трк, приведенные в табл.3, определены в соответствии с требованиями ПТЭ по "Нормам времени на капитальный и текущий ремонты и техническое обслуживание оборудования подстанций напряжением 35-500 кВ" (М.: СПО Союзтехэнерго, 1980) и "Нормам времени на ремонт и техническое обслуживание электрического оборудования напряжением 750 кВ" (М.: СПО Союзтехэнерго, 1979).

3.3. Параметр потока отказов разъединителей приведен из литературных источников. Показатели надежности отделителей, короткозамыкателей и параметры Тв, μк, Трк разъединителей определялись аналогично соответствующим показателям для выключателей.

В табл.4 приведены значения относительной частоты отказов выключателей аоп, под которым понимается отношение количества отказов выключателей при выполнении коммутационных операций, в том числе отключений КЗ, к общему количеству операций (в расчете на один аппарат).

Таблица 4

Значение относительной частоты отказов (аоп) выключателей

Вид выключателя	Uном кВ	аоп
Электромагнитные	6-10	0,0022
Маломасляные	20 и выше	0,003
	35	0,005
	110	0,006
Масляные баковые	20 и выше	0,001
	35	0,006
	110-154	0,004
	220	0,011
Воздушные	35	0,013
	110-154	0,004
	220	0,004
	330	0,002
	500 и выше	0,007

В табл.5 приведены значения относительной частоты отказов выключателей при отключении КЗ акз, под которым понимается отношение количества отказов выключателей при отключении КЗ к количеству отключенных КЗ. При этом учитывались отказы как собственно выключателя, так и его привода, вызвавшие отказ функционирования выключателя, но не учитывались отказы устройств релейной защиты.

Таблица 5

Значение относительной частоты отказов выключателей (акз) при КЗ

Вид выключателя	Uном кВ	Тип выключателя	акз
Электромагнитные	6-10	-	0,027
Маломасляные	20 кВ и ниже	ВМП	0,005
		Прочие	0,002
	35	-	0,005
	110	-	0,013
Масляные баковые	20 и ниже	-	0,003
	35	-	0,006
	110-150	У	0,006
		Прочие	0,004
	220	У	0,009
		Прочие	0,009
Воздушные	35	-	0,012
	110-150	ВВБ	0,004
		Прочие	0,003
	220	ВВБ	0,006
		Прочие	0,003
	330	ВВБ	0,006
		Прочие	0,002
	500 и выше	ВВБ	0,003
		Прочие	0,02

3.4. Показатели надежности выключателей, отделителей, короткозамыкателей разработаны совместно кафедрой "Электрические станции МЭИ и ПО "Союзтехэнерго" по материалам ПО "Союзтехэнерго", показатели надежности разъединителей разработаны кафедрой "Электрические станции" МЭИ.

4. ПОКАЗАТЕЛИ НАДЕЖНОСТИ СБОРНЫХ ШИН

4.1. В качестве основных показателей надежности сборных шин приняты:

- параметр потока отказов ω, 1/год на присоединение;

- среднее время восстановления Тв, ч;

- частота капитальных ремонтов μк, 1/год;

- продолжительность капитального ремонта Трк, ч.

Показатели надежности приведены в табл.6.

Таблица 6

Показатели надежности сборных шин

Uном кВ	ω 1/год на присоединение	Тв ч	μк* 1/год	Трк* ч
6	0,03	5	0,166	5
10	0,03	7	0,166	5
20-35	0,02	7	0,166	4
110-150	0,016	5	0,166	4
220	0,013	5	0,166	3
330	0,013	5	0,166	3
500	0,013	5	0,166	5
750	0,01	6	0,166	5
* На присоединение.

4.2. При обесточении одновременно двух систем шин параметр потока отказов определяется умножением данных, приведенных в табл.6, на коэффициент 0,6 для шин напряжением 110-220 кВ и на коэффициент 0,25 для шин напряжением 330-500 кВ.

Параметр потока отказов определен для схемы РУ "две системы шин" при обесточении одной системы шин. При определении параметра потока отказов учитывались отказы собственно шин и аппаратов, подключенных непосредственно (без разъединителей и предохранителей) к шинам, и не учитывались отказы выключателей при отключении ими КЗ на линиях. Показатель Тв рассчитан по материалам ПО "Союзтехэнерго" как среднее время восстановления одной секции шин. Значения показателя среднего времени восстановления принимаются одинаковыми для всех схем соединения РУ.

4.3. Продолжительность капитального ремонта Трк дана на одно присоединение по экспертным оценкам.

4.4. Таблица показателей надежности сборных шин составлена кафедрой "Электрические станции" МЭИ с использованием материалов ПО "Союзтехэнерго".

5. ПОКАЗАТЕЛИ НАДЕЖНОСТИ ЛИНИЙ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ

5.1. В качестве основных показателей надежности воздушных и кабельных линий электропередачи (табл.7) приняты:

- параметр потока отказов ω, 1/год;

- среднее время восстановления Тв, ч;

- среднее число преднамеренных отключений ВЛ μ,1/год;

- среднее время простоя при преднамеренных отключениях Тр, ч.

Таблица 7

Показатели надежности линий электропередачи

Тип линии	Uном кВ	Материал опор	Число цепей			ω* 1/год	Тв ч	μ** 1/год	Тр** ч
Воздушная	До 1	-	-			25	1,7	0,17	***
	6-10	-	-			7,64	5,0	0,17	***
	35	Металлические	Одноцепные			0,90	9,0	2,1	16,0
			Двухцепные	Отключена одна цепь		1,06	6,0	4,0	13,0
				Отключены две цепи		0,22	8,0	0,3	9,0
		Железобетонные	Одноцепные			0,72	10,0	1,2	15,0
			Двухцепные	Отключена одна цепь		0,81	9,5	1,3	14,0
				Отключены две цепи		0,05	12,4	0,15	13,0
		Деревянные	-			1,46	13,0	2,5	16,0
	110	Металлические	Одноцепные			1,28	8,8	2,1	14,5
			Двухцепные	Отключена одна цепь		1,68	6,9	3,8	14,8
				Отключены две цепи		0,17	10,3	0,4	19,0
		Железобетонные	Одноцепные			0,66	11,0	1,6	15,5
			Двухцепные	Отключена одна цепь		1,01	8,4	2,4	12,0
				Отключены две цепи		0,13	14,8	0,4	13,0
		Деревянные	-			1,44	10,2	3,6	14,0
	220	Металлические	Одноцепные			0,5	14,3	2,8	17,0
			Двухцепные		Отключена одна цепь	0,63	11,2	3,3	17,4
					Отключены две цепи	0,04	14,9	0,5	24,0
		Железобетонные	Одноцепные			0,36	9,3	1,8	24,0
			Двухцепные		Отключена одна цепь	0,47	8,6	1,1	17,0
.					Отключены две цепи	0,03	7,6	0,3	9,4
		Деревянные	-			0,57	10,6	5,4	17,9
	330	Металлические	Одноцепные			0,55	10,8	3,0	21,0
			Двухцепные		Отключена одна цепь	0,90	9,4	7,3	15,0
					Отключены две цепи	0,09	4,9	0,3	14,1
		Железобетонные	Одноцепные			0,3	15,3	2,9	20,0
	500	Металлические	Одноцепные			0,21	14,3	3,1	18,0
		Железобетонные	Одноцепные			0,15	13,0	3,5	23,0
	750	-	-			0,2	20,0	0,17	***
Кабельная	6-15	-	-			7,5	16****	1,0	2,0
	20-35	-	-			3,2	16****	1,0	2,0
	До 1	-	-			10,0	24****	1,0	***
* Ha 100 км. На одну линию. * Отсутствует представительная выборка данных. **** Указана продолжительность ремонта.

Показатели ω и Тв воздушных линий электропередачи приведены для устойчивых отказов.

5.2. Для определения параметра потока отказов воздушных линий электропередачи 35-750 кВ с учетом неустойчивых отказов (ωΣ) значения, приведенные в табл.7, следует делить на коэффициенты, приведенные в табл.8.

Таблица 8

Коэффициент учета неустойчивых отказов ВЛ 35-750 кВ

Uном кВ
35	0,34
110-154	0,24
220-330	0,25
500-750	0,36

5.3. Таблицы показателей надежности линий электропередачи составлены ПО "Союзтехэнерго".

6. ПОКАЗАТЕЛИ НАДЕЖНОСТИ АСИНХРОННЫХ ЭЛЕКТРОДВИГАТЕЛЕЙ

6.1. В качестве основных показателей надежности асинхронных электродвигателей приняты:

- параметр потока отказов ω, 1/год;

- среднее время восстановления Тв, ч;

- частота капитальных ремонтов μк, 1/год;

- продолжительность капитального ремонта Трк, ч.

Показатели надежности электродвигателей приведены в табл.9.

Таблица 9

Показатели надежности асинхронных электродвигателей

Uном кВ	Рном кВт	ω 1/год	Тв ч	μк* 1/год	Трк ч
До 1	До 320	0,1	50	0,25	50
Выше 1	200-800	0,1	50	0,25	96
	1000-2000	0,1	90	0,25	164
	Выше 2000	0,2	140	0,25	384
* По экспертным оценкам.

6.2. Количество отказов электродвигателей и показатель среднего времени восстановления получены по материалам ПО "Союзтехэнерго". Показатель параметра потока отказов рассчитан как отношение количества отказов к количеству установленных электродвигателей и усреднен по данным за 5 лет - с 1977 г. по 1981 г. Показатель среднего времени восстановления приведен как среднее значение времени восстановления электродвигателей за 5 лет - с 1977 г. по 1961 г.

6.3. Для электродвигателей напряжением до 1 кВ мощностью до 320 кВт показатели ω и Тв приведены из литературных данных. Показатель частоты капитальных ремонтов μк приведен на основании экспертных данных Мосэнерго; продолжительность капитального ремонта Трк получена в соответствии с "Нормами времени на ремонт электродвигателей переменного и постоянного тока" (М.: СПО Союзтехэнерго, 1978).

6.4. Таблица показателей надежности асинхронных электродвигателей составлена кафедрой "Электрические станции" МЭИ.

7. ПОКАЗАТЕЛИ РАБОТЫ ЭНЕРГОБЛОКОВ С ПАРОТУРБИННЫМИ УСТАНОВКАМИ И ИХ ОСНОВНОГО ОБОРУДОВАНИЯ

7.1. В качестве показателей работы энергоблоков с паротурбинными установками и их оборудования (табл.10, 11) приняты:

- параметр потока отказов ω', 1/агрегато-год;

- среднее время восстановления Тв, ч;

- удельное число остановов блока n, 1/агрегато-год;

- среднее время плановых простоев , ч.

Таблица 10

Показатели работы энергоблоков с паротурбинными установками

Оборудование	Рном МВт	ω* 1/год	Тв ч	n 1/агрегато-год	* ч
Энергоблок	150-165	5,68	48,8	19	1559
	180-210	8,67	45	16	1139
	250-300	8,26	45	15	1007
	500	21,36	70	24	911
	800	12,08	74	16	1086
* На один агрегат.

Таблица 11

Показатели работы основного оборудования энергоблоков с паротурбинными установками

Оборудование	Рном МВт	ω'* 1/год	Тв ч
Котлоагрегат	150-165	4,02	44
	180-210	6,14	47
	250-300	5,75	38
	500	6,59	56
	800	9,08	50
Турбина	150-165	0,97	43
	180-210	1,45	45
	250-300	2,21	68
	500	4,22	85
	800	2,66	99
Турбогенератор	150-165	0,55	91
	180-210	0,87	58
	250-300	0,59	83
	500**	4,48	136
	800	0,89	179
* На единицу оборудования. ** Для турбогенераторов ТГВ-500 и ТВН-500.

Блочные трансформаторы связи и оборудование распределительных устройств в состав энергоблока не включены.

Расчетной единицей времени является агрегато-год. В число остановов блока включены все плановые и неплановые остановы, в среднее время плановых простоев включено время плановых ремонтов, нахождения в резерве, проведения испытаний и др.

7.2. Для приближенного перехода к показателям надежности рекомендуется использовать выражения (1), (2), (3):

, (1)

где μпл - частота плановых остановов, 1/год (единицей времени является календарный год);

n - удельное число остановов блока за агрегато-год;

ω' - параметр потока отказов 1/агрегато-год.

Продолжительность агрегато-года вычисляется по выражению

Параметр потока отказов, приведенный к календарному году, определяется по выражению

. (2)

Продолжительность планового простоя, приведенная к календарному году, определяется по выражению

. (3)

7.3. Для основного оборудования энергоблоков с паротурбинными установками удельное число остановов и среднее время плановых простоев определяются условиями эксплуатации оборудования в конкретных энергосистемах.

7.4. Таблицы показателей работы энергоблоков и их основного оборудования составлены ПО "Союзтехэнерго".

РД 34.20.574.doc