CC BY
56
УДК 622:621.311.019.3(043)
А.Г. Захарова, Н.М. Шаулева
ОЦЕНКА ВЛИЯНИЯ ФАКТОРОВ ГОРНОГО ПРОИЗВОДСТВА НА СРОК СЛУЖБЫ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ УГОЛЬНЫХ РАЗРЕЗОВ КУЗБАССА
Построение систем электроснабжения (СЭС) разрезов отличается от общепринятых принципов, применяемых на промышленных предприятиях рядом особенностей, а именно:
1. Электрические сети не являются автономными по отношению к факторам горного производства, поскольку они «привязаны» к горным работам и схеме вскрытия разреза или месторождения.
2. Передвижной характер горных работ приводит к необходимости перемещать электрические сети по мере отработки участков месторождения, а поэтому в пределах одного разреза имеются стационарные сети, располагающиеся в безугольной зоне и служащие для питания главных подстанций, и передвижные, располагающиеся в зоне ведения горных работ.
3. Срок службы электросетей ограничен длительностью отработки участка месторождения или группы пластов.
Обычно принято распределительные сети разрезов классифицировать либо по принципу построения - радиальные с питающими линиями, магистральные с питающими линиями и комбинированные, либо в зависимости от расположения относительно фронта горных работ - вдоль или поперек [1].
Такой подход не отражает главную особенность СЭС разрезов - зависимость их срока службы от факторов горного производства. Между тем, срок службы электрической сети определяет расходы на ее содержание и оказывает определенное влияние на показатели надежности.
Если при трассировке линии электропередачи не учитывается срок ее службы, а по мере подви-гания горных работ такие сети нужно часто перемещать, в этом случае основную роль будут играть затраты на сооружение сети. С другой стороны, при большом сроке службы распределительной воздушной линии (ВЛ) основную часть затрат составляют затраты на обслуживание.
Обычно срок строительства распределительных линий разрезов из-за их малой протяженности не превышает одного года, а поэтому суммарные приведенные затраты определяются по формуле [2]
З0 = Ен К + ЕТР К + Еа К + Сэ =
= К + (ТР + Еа )К + Сэ,
Тн
где К- единовременные капитальные вложения; Ен = 0,125 - нормативный коэффициент эффективности капиталовложений; Еа и Етр - коэф-
фициенты отчислений на амортизацию, текущий ремонт и обслуживание; Сэ - стоимость потерь электроэнергии, тыс.р./год; Тн = 10 лет - нормативный срок окупаемости ВЛ.
При сокращении срока службы линии электропередачи приведенные затраты возрастают, поскольку капитальные вложения полностью не окупают себя. В случае, если затраты приводятся к фактическому сроку службы ВЛ, то убыток за счет увеличения приведенных затрат будет
АУ = Зф - З
0 =
где
К
Зф = — + к(а + Етр )+Сэ
і
ф
- фактические приведенные затраты; tф - фактический срок службы ВЛ, лет. Тогда
Ґ
АУ = К
1 1
Л
Т
1ф "н J
Фактические приведенные затраты при эксплуатации зависят от множества эксплуатационных факторов, которые определяют длину, сечение, нагрузку, число потребителей, потери электроэнергии и др. Приведенные затраты на эксплуатацию составляют
3 = К (Ен + етр + Еа ) + Сэ .
За нормативный срок службы ВЛ должна полностью окупиться и отчисления за этот срок определяются как
Зш = КЕнТн = К.
Если ВЛ служит ^ лет, то окупаемость будет ниже нормативной. За срок службы tф окупится средств 3^ = КЕ^ф, а остаток представляет
собой убыток:
У = К - КЕ н іф = К (і - Ені ф )= К
н У (1)
Поскольку срок службы ВЛ главным образом определяется факторами горного производства -скоростью подвигания забоя и уступов, схемой вскрытия, расположением ВЛ относительно направления подвигания забоя и уступов и др., то отношение Ка= іф / Тн отражает автономность линии электропередачи от факторов горного производства.
а) б)
Рис. 1. Поля корреляции и прямые регрессии при разных пределах реализации tф и I для: а) забойных ВЛ; б) распределительных ВЛ
Ка £ ф, лет
Рис. 2. Совмещенные прямые регрессии
Таблица. Результаты расчета статистик іФ и I
Пределы срока службы іф, лет Пределы длины ВЛ, м Число данных N Коэффициенты корреляции г Уравнение регрессии
0,6-3,0 100-500 30 0,84 tф=0,0065/+0,0469
3,0-7,0 150-2050 39 0,76 tф=0,0016/+3,5026
Это отношение назовем коэффициентом автономности линии электропередачи разреза. При значении Ка= 1 ВЛ обладает полной автономностью по отношению к действующим факторам горного производства, а при Ка< 1 проявляется отсутствие автономности.
В формуле (1) не учтен убыток, обусловленный уменьшением отчислений от капитальных вложений на амортизацию. За время tф амортиза-
ция начисляется в размере За = К • Е^ф , а возможная амортизация за нормативный срок Тн будет За,н = КЕаТн .
Убыток с учетом амортизационных отчислений составит
У = З - З =
^ а ^а,н ^а / \
= КЕ аТн - КЕаt ф = КЕ а Ун - tф ) ^
Для ВЛ на деревянных опорах с железобетонными пасынками или из пропитанной древесины значения коэффициента Еа по данным [2] составляет Еа =0,042-0,052.
Общий убыток определяется как
yo = К
(
1 - ф л T
-L и
+
Еа (Tn - t ф )
V "н J
Из приведенного анализа следует, что сокращение фактического срока службы ВЛ может привести к существенному увеличению общих приведенных затрат на систему электроснабжения.
Для выявления фактических значений Ка были проанализированы схемы электроснабжения четырех разрезов Кузбасса: «Краснобродского», «Кедровского», «Сартакинского» и «Осинников-ского», составленные на планах горных работ. Это позволило определить влияние факторов горного производства на срок службы ВЛ.
Очевидным было предположить, что малый срок службы приходится на линии относительно небольшой протяженности - ответвления от радиальных и магистральных участков ВЛ, спуски по уступам в забоях и др., а линии большой протяженности находятся на значительном расстоянии от уступа или забоя и надобность в их переносе по мере перемещения возникает реже.
Всего было получено 69 парных реализации изучаемых признаков - длины линий электропередачи I и фактического времени работы tф .
Предварительное сопоставление данных показало, что имеется два разнородных массива данных, различающихся сроком эксплуатации tф при относительно небольших расхождениях в длинах ВЛ.
Поэтому в качестве отличительного признака был принят срок службы tф . На основе расчетов коэффициентов корреляции установлено, что рассматриваемые признаки -I и tф связаны тесной стохастической связью.
В таблице приведены значения коэффициентов корреляции и коэффициенты линейной регрессии. На рис. 1, а, б показаны поля корреляции и прямые регрессии, а на рис. 2 - совмещенные прямые регрессии, построенные по уравнениям регрессии из таблицы, а также шкала коэффициента автономности Ка .
Выполненный анализ позволил разделить распределительные ВЛ разрезов на две группы, на срок службы каждой из которых горные факторы действуют по-разному.
ВЛ группы 1 имеют длину 100 - 500 м и срок службы 0,6 - 3,0 лет и характеризуются полным отсутствием автономности СЭС от факторов горного производства (показатель автономности Ка= 0,06 - 0,3).
ВЛ группы 2 имеют большую длину и больший срок службы (соответственно I = 150 - 2050 м и tф = 3,0 - 7,0 лет), чем ВЛ группы 1, а показатель автономности Ка= 0,3 - 0,7 указывает на достаточно сильно выраженную автономность. В эту группу входят фронтальные и поперечные ВЛ, расположенные на бортах карьеров.
Эту особенность ВЛ разрезов необходимо учитывать при их проектировании, сооружении и эксплуатации.
Очевидно, что наиболее экономична ВЛ, обладающая полной автономностью по отношению к факторам горного производства. Однако выбрать трассу ВЛ таким образом, чтобы горные факторы не оказывали влияние на ее функционирование, практически трудно.
Поэтому, даже учитывая факторы надежности, можно ставить вопрос о необходимости поиска принципиально новых путей энергоснабжения крупных потребителей электроэнергии разрезов, которые могли бы быть альтернативой ВЛ с полным отсутствием автономности.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Белых Б.П., Заславец Б.И. Распределительные электрические сети рудных карьеров.- М.: Недра, 1978. - 239 с.
2. Ермилов А.А. Основы электроснабжения промышленных предприятий. - М.: Энергоатомиздат, 1986. - 144 с.
□ Авторы статьи:
Захарова Алла Геннадьевна -докт. техн. наук, проф. каф. электропривода и автоматизации КузГТУ. e-mail: zaharova@gmail.com
Шаулева Надежда Михайловна старший преп. каф. электропривода и автоматизации КузГТУ. e-mail: ANAA5283@mail.ru
УДК 622:621.311.019.3(043) А.Г. Захарова, Н.М. Шаулева
ЭКСПЛУАТАЦИОННАЯ НАДЕЖНОСТЬ СТАЦИОНАРНЫХ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ УГОЛЬНЫХ РАЗРЕЗОВ КУЗБАССА
Как известно, к стационарным электросетям относятся воздушные линии электропередач (ВЛ), питающие подстанции разрезов, отдельных участков или распределительные пункты (РП), электрооборудование этих подстанций, а также комплектные стационарные трансформаторные подстанции 110/35/6 кВ и 35/6 кВ.
Стационарные линии электропередачи разрезов (СЛЭПР) выполняются в одно- или двухцепном исполнении с ответвлениями к подстанциям или РП.
Основные характеристики стационарных ВЛ угольных разрезов, входящих в состав ОАО «УК» «Кузбассразрезуголь», приведены в табл. 1.
На надежность стационарных ВЛ разрезов оказывают влияние в основном погодные условия и некоторые факторы горного производства: запыленность воздуха, случайные повреждения
опор и проводов большегрузными самосвалами, бульдозерами и экскаваторами при перемещении в пределах горного отвода, а также автотранспортом при перевозке крупногабаритных грузов
- стрел мехлопат и драглайнов, больших ковшей и др. Для получения статистической информации анализировались журналы учета работ по нарядам и распоряжениям, которые ведутся на подстанциях в качестве обязательной документации, журналы телефонограмм и оперативные журналы производства работ в электроустановках, заполняемые энергодиспетчером и сменными механиками разрезов. В табл. 2 приведено распределение наиболее характерных отказов стационарных ВЛ 6 кВ.
Очевидно предположить, что основная причина отказов - погодные условия и случайные повреждения средствами транспорта. Для определе-
Таблица 1. Основные характеристики стационарных ВЛ угольных разрезов Кузбасса
Наименование Значение показателя
показателя минимальное среднее максимальное
Общая протяженность ВЛ, км
110 кВ 15 36 42
35 кВ 3 10 23
6 кВ 0,4 2,8 7,8
Число ответвлений от ВЛ, шт.
110 кВ 2 3 4
35 кВ 1 3 5
6 кВ 1 3 7
Длина одного ответвления, км
110 кВ 2,0 2,6 6,0
35 кВ 0,8 2,6 4,5
6 кВ 0,1 0,9 2,9
Число подстанций, РП или КТП, присоединенных к ВЛ, шт.
110 кВ 1 2 3
35 кВ 1 2 3
6 кВ 1 3 7
Таблица 2. Распределение отказов стационарных ВЛ
Виды повреждений Количество отказов, %, к общему числу
ВЛ на железобетонных опорах
Разрушение изоляторов 21,9
Обрывы проводов 39,0
Падение опор 8,7
Отгорел провод 8,7
Схлестывание проводов 8,7
Падение деревьев на ВЛ 13,0
Таблица 3. Показатели надежности стационарных ВЛ разрезов 6 и 35 кВ
Напряжение, кВ Закон распределения Средняя наработка на отказ іо, ч Интенсивность отказов Х-104, 1/ч
6 Вейбулла-Гнеденко 3912 2,56
35 экспоненциальный 6479 1,15
Примечание: наработка на отказ и интенсивность отказов ВЛ здесь отнесены к 1 км длины.
Таблица 4. Удельный вес отключений по длительности стационарных ВЛ 35 и 6 кВ
Напряжение стационарных ВЛ, кВ Удельный вес отключений по длительности, %, к общему числу отключений
время действия АПВ до 1 ч 1 - 2 ч 2 - 4 ч более 4 ч
6 - 16 37 27 20
35 71 29 - - -
ния показателей надежности стационарных ВЛ в ОАО «КузбассЭлектро» получена статистическая информация о времени наработки на отказ с 2005 по 2007 гг. СЛЭПР напряжением 35 и 6 кВ на подстанциях четырех разрезов - «Краснобродском», «Кедровском», «Сартакинском» и «Осинников-ском». Для СЛЭПР напряжением 110 кВ за 3 года зарегистрировано всего 5 отказов. В двух случаях отказы были вызваны случайными факторами (падение веток деревьев на ВЛ), один отказ вызван разрушением изолятора, и в остальных случаях осуществлялось успешное автоматическое повторное включение (АПВ) при неустановленной причине. Ни одно из этих отключений не привело к простою потребителей. Установить законы распределения времени безотказной работы стационарных ВЛ 110 кВ в связи с повреждениями не представляется возможным.
По стационарным ВЛ напряжением 35 и 6 кВ было зарегистрировано соответственно 7 и 30 отключений, вызванных разными причинами. В результате обработки статистических данных по стандартным программам для ПК было установлено, что распределение наработки на отказ СЛЭПР 6 кВ наиболее хорошо согласуется с законом Вейбулла-Гнеденко с функцией плотности распределения вида
/ (і) = аЫъ-1 ехр(- аіь ),
где а = 4161,649; Ъ = 1,2.
Для выявления закона распределения ВЛ
35 кВ использовался метод малых выборок [1]. Распределение наработки на отказ ВЛ 35 кВ соответствует экспоненциальному закону с функцией плотности распределения вида
/() = -^ехр
і(\
V і0 У
где ^ = 6479 ч.
Статистическое и теоретическое распределения согласовывались по критерию Пирсона
=!■
(р - р* )2
Ы Р
где к- число разрядов статистического ряда; *
Р. , р. - статистическая и теоретическая частости
/'- го разряда.
На рис. 1 приведены гистограммы распределения наработки на отказ.
В табл. 3 приведены показатели надежности СЛЭПР 6 и 35 кВ. При этом относительная ошибка 8 не превышает 11 %.
Рис. 2. Вероятность безотказной работы: 1-стационарных ВЛ 35 кВ; 2- стационарных ВЛ 6 кВ
Из полученных распределений следует, что наибольшая вероятность приходится на относительно небольшие продолжительности безотказной работы - в пределах 5289-6534 ч для ВЛ 35 кВ и 1835-5505 ч - для 6 кВ.
Длительность перерывов электроснабжения разрезов определяется характером повреждения элементов сети и возможностями эксплуатационного персонала по поиску и ликвидации повреждения. Определенный вывод о преобладании тех или иных причин отказов можно сделать из анализа времени восстановления напряжения на линии после ее отключения. Очевидно, что при разрушении изоляторов, обрыве проводов, падении опор и других отказах, приведенных в табл. 3, длительность простоев линии в отключенном состоянии не может быть менее 2 ч. Это объясняется сложившимся характером ликвидации последствий подобных отказов. Обычно много времени затрачивается на выяснение причин отключения линии, вызов бригады ремонтников, оформление наряда и допуска к работе, наложения заземления и его снятие перед началом работ и после окончания соответственно и, наконец, требуется время на восстановление отказавшего устройства. С учетом этих замечаний были проанализированы временные ряды длительности отключения стационарных ВЛ 35 и 6 кВ по статистическим данным. Эти результаты приведены в табл.4, откуда следует, что вероятность длительных простоев стационарных ВЛ 6 кВ более чем в 30 раз выше, чем при
напряжении 35 кВ. Одним из объяснений этого может служить замена на ВЛ 35 кВ фарфоровых и стеклянных изоляторов на полимерные. При этом исчезла причина - раскол изолятора, тогда как в ВЛ 6 кВ на долю простоев по этой причине приходится почти 22 %.
С помощью данных табл.4 можно ориентировочно оценить среднюю наработку на одно повреждение, требующее проведения восстановительных работ. Расчеты показали, что в стационарных ВЛ 35 кВ одно повреждение может возникнуть через 13140 ч, а в сетях 6 кВ через 4380 ч. Такие события можно считать редкими, вероятность появления которых может быть определена по формуле Пуассона
Р(т) = аТ- е -а, (1)
т!
где Р(т) - вероятность появления числа отказов в заданном интервале времени т, а - среднее число отказов, приходящееся на интервал времени т
Из (1) можно получить вероятность того, что ни одно повреждение не произойдет, то есть вероятность безотказной работы будет
р0 (0) = р() = ехР(- */ ТСр ) = ехр(- М).
На рис. 2 приведены кривые вероятности безотказной работы стационарных ВЛ 35 и 6 кВ, построенные с учетом приведенных выше результатов исследований.
Таким образом, на основе выполненных исследований можно сделать следующие выводы:
- основная часть отключений стационарных ВЛ 35 вызвана повреждениями, не требующими восстановительных работ. Напряжение на линиях восстанавливается после отключения неисправных потребителей или за счет действия АПВ;
- время безотказной работы между повреждениями, требующими проведения восстановительных работ, имеет экспоненциальное и Вейбулла-Гнеденко распределения, а собственно события могут рассматриваться как редкие.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Капур К., Ламберсон Л. Надежность и проектирование систем. - М.: Мир, 1980. - 604 с.
□ Авторы статьи:
Захарова Алла Геннадьевна -докт. техн. наук, проф. каф. электропривода и автоматизации КузГТУ. e-mail: zaharova@gmail.com
Шаулева Надежда Михайловна старший преп. каф. электропривода и автоматизации КузГТУ. e-mail: ANAA5283@mail.ru
