Оценка надёжности в статическом режиме

Размещено на http://www.allbest.ru

Введение

Аварийные перерывы в электроснабжении потребителей, которые получают электроэнергию от соответствующих секций шин подстанций происходят как из-за повреждения электрооборудования, отказов средств защиты, так и по вине обслуживающего и эксплуатирующего электрооборудование подстанции персонала.

Оценку надёжности электроснабжения узлов нагрузки будем определять в следующих режимах работы: статическом, динамическом и ремонтном [1].

В статическом режиме учитываются повреждения элементов типа «обрыв цепи». К повреждениям такого типа будем относить отказы во вторичных цепях релейной защиты и автоматики, которые приводят к автоматическому отключению выключателей, ложное и излишнее срабатывание защиты. Зная число аварийных отключений выключателей за время наблюдения, число однотипных выключателей, эксплуатирующихся на данной подстанции, определяется параметр потока его отказов типа «обрыв цепи».

В этом режиме работы подстанции производится диагностика состояния (с постоянным интервалом времени И) защитных коммутационных аппаратов и выявляются те отказы в системе автоматического отключения, которые могли бы привести к отказу их в срабатывании при появлении короткого замыкания (КЗ) в зоне действия их токовых защит. При этом проверяются уставки релейной защиты, целостность и пригодность к использованию контактов реле, работоспособность катушки отключения, осматривается привод выключателя, дугогасительные камеры, контактная система, изоляция, оценивается возможность перекрытия изоляции при внешних и внутренних перенапряжениях, проверяется система автоматического ввода резерва (АВР) на секционном выключателе, работоспособность защит минимального напряжения и т. д.

Зная число повреждений выявленных в системе отключения выключателей в течение времени наблюдения t, число выключателей на подстанции одного класса напряжения определяется параметр потока «отказов в срабатывании» системы отключения i-того защитного коммутационного аппарата.

Под защитным коммутационным аппаратом будем понимать, такое устройство, которое позволяет защитить (отключить) потребитель от аномальных режимов его работы (КЗ, перегрузка, и т. д.).

Диагностике подвергаются так же сборные шины и разъединители: осматриваются крепления опорных изоляторов, их состояние (трещины, пыль на поверхности), контактная система, измерительные приборы, выявляются и устраняются все видимые внешние и внутренние повреждения. Диагностика состояния сборных шин и разъединителей позволяет увеличивать интервалы времени между появлениями КЗ на шинах подстанции либо на элементах разъединителя, через которые протекают рабочие токи.

В динамическом режиме учитываются: отказы типа «короткое замыкание» (КЗ) и отказ системы отключения выключателя в срабатывании при появлении КЗ в зоне действия его токовой защиты.

Повреждение типа «КЗ» может происходить в элементах сети, через которые проходит первичный рабочий и аварийный ток (отходящие от коммутационного аппарата линии, шины, разъединители, обмотки силовых трансформаторов и др.)

Под живучестью узла нагрузки будем понимать способность потребителей и их автоматических средств защиты противостоять возмущениям, которые могут привести к аварийному его отключению. Живучесть узла нагрузки определяется в динамическом режиме, т.е. когда в системе случайно происходят КЗ.

В ремонтном режиме учитываются ошибки обслуживающего персонала при различных ремонтных переключениях, которые могут приводить к обесточиванию узла нагрузки.

Фиксируется, число аварийных случаев отключения секции шин подстанции за время наблюдения Т из-за ошибок эксплуатирующего и обслуживающего персонала. Полученная информация позволяет определить параметр потока аварийных отключений секции шин из-за ошибок человека.

Цель исследования

Оценить надёжность электроснабжения потребителей, которые получают электроэнергию от одной из секций шин подстанции в статическом, динамическом и ремонтном режиме работы.

ремонтный электроснабжение обслуживающий

1. Результаты исследования

Оценка надёжности электроснабжения в статическом и ремонтном режиме не вызывает затруднения. В динамическом режиме необходимо учитывать два параметра - параметр потока КЗ в элементе сети и отказ в срабатывании защитного коммутационного аппарата через сквозной аварийный ток.

Частоту совпадения в пространстве и времени таких событий как КЗ в защищаемом элементе и отказ в срабатывании коммутационных аппаратов, через которые прошел сквозной аварийный ток, можно определить с помощью формулы [2].

где - параметр потока КЗ в j-том элементе сети;

- параметр потока отказов в срабатывании защитного коммутационного аппарата;

- интервал времени между диагностикой системы отключения защитного коммутационного аппарата;

- число защитных коммутационных аппаратов через которые прошел сквозной аварийный ток и привел в действие их релейные защиты;

- число j-тых элементов, которые получают электроэнергию от i-того защитного коммутационного аппарата.

При исчезновении напряжения, подаваемого на узел нагрузки (секцию шин подстанции), происходит отключение вводного КРУ защитой минимального напряжения («нулевая» защита), блок-контакты отключившегося выключателя запускают АВР на секционном выключателе и обеспечивают бесперебойное электроснабжение шин подстанции.

Аварийное отключение узла нагрузки происходит при совпадении в пространстве и времени двух случайных событий: аварийное отключение ф аппарате;

- интервал времени между диагностиками системы отключения АВР на i-том секционном коммутационном аппарате.

Формулы справедливы при выполнении следующих условий: интервалы времени между появлениями КЗ в элементах сети, интервалы времени между отключениями вводных КРУ защитой минимального напряжения и интервалы времени между отказами в срабатывании защитных коммутационных аппаратов не противоречат экспоненциальной функции распределения вероятностей с параметрами соответственно: и выполняются следующие соотношения:

При выводе первых двух формул формул были приняты следующие допущения: устройства защиты могут выходить из строя только тогда, когда они находятся в режиме ожидания; если к моменту возникновения повреждения в сети, на которое должна реагировать РЗ, она находилась в исправном состоянии, то маловероятен ее выход из строя в режиме тревоги [3].

Под отказом в срабатывании защитного коммутационного аппарата будем понимать такой его отказ, который приводит к отказу в отключении поврежденного элемента сети при КЗ в зоне действия его релейной защиты, либо при исчезновении напряжения на питающей КРУ линии, отказывает в срабатывании «нулевая» защита.

В случае когда первая формула примет вид[6]:

Параметр потока аварийных отключений секции шин подстанции:

где - параметр потока аварийных отключений секции шин в статическом режиме;

- параметр потока аварийных отключений секции шин в динамическом режиме;

- параметр потока аварийных отключений секции шин в ремонтном режиме.

Вероятность бесперебойного электроснабжения секции шин подстанции в течение времени t.

Если [5]

Среднее время между аварийными отключениями секций шин подстанции:

Среднее время восстановления электроснабжения секции шин подстанции, после их аварийного отключения:

где - параметр потока аварийного отключения секции шин подстанции из-за совпадения в пространстве и времени событий соответствующих k-му минимальному сечению;

- среднее время восстановления электроснабжения секции шин подстанции после происшедших отказов в соответствии с k-тым минимальным сечением;

- число минимальных сечений в схеме замещения.

Коэффициент готовности схемы подстанции:

С помощью приведенных формул представляется возможным оценить надёжность подстанции, которая снабжает электроэнергией промышленные предприятия.

Рисунок 1 Принципиальная схема главной понизительной подстанции (ГПП)

Обозначим следующие события: - появление КЗ в j-том элементе схемы; - появление в i-том коммутационном аппарате отказов типа «обрыв цепи»; - отказ в срабатывании i-того коммутационного аппарата из-за отказов «токовых» защит; - аварийное отключение вводного выключателя из-за действия «нулевой» защиты; - отказ в срабатывании коммутационного аппарата под номером 4 из-за отказов в срабатывании «нулевой» защиты при исчезновении напряжения на секции шины I; - обесточивание секции шин I из-за ошибок персонала[4].

Используя принципиальную схему подстанции рис. 1, принятые обозначения аварийных событий, строим «дерево», которое объясняет причины аварийного отключения секции шин I рис. 2 и схему «минимальных сечений» рис. 3.

Рисунок 2 Дерево, объясняющее причины аварийного отключения секции шин І

Рисунок 3 Cхема минимальных сечений

Схемы рис. 2 и 3 получены при следующих принятых допущениях: учитываются только двойные совпадения в пространстве и времени аварийных событий; при повреждении обмоток силового трансформатора 5, защита на коммутационном аппарате 6 надежно его отключит; отказы в системе отключения выключателя и средств защиты выявляются в результате диагностики, которая проводится с интервалом времени ; появление одновременно двух КЗ в различных элементах системы маловероятное событие и в расчетах не учитываются.

Используя полученную схему «минимальных сечений» и исходные данные примера, находим параметр потока аварийных отключений секции шин I:

Установлено, что из-за ошибок персонала в обслуживании электрооборудования происходит 47,3 % аварийных отключений секции шин подстанции, а остальные 52,7% по вине ненадежного электрооборудования и средств защиты.

Выводы

Для обеспечения бесперебойного электроснабжения потребителей элек-троэнергии особое внимание следует обращать на подбор и обучение кадров, которые занимаются обслуживанием и ремонтом электрооборудования подстанций. Для получения более достоверной и объективной оценки надежности электроснабжения потребителей целесообразно вести наблюдение не за группой однотипного электрооборудования нескольких подстанций, а наблюдать за отдельными образцами оборудования конкретно взятой подстанции (КРУ, шины, разъединители, трансформаторы и т.д.), начиная с момента ввода подстанции в эксплуатацию и до ее утилизации.

Список литературы

1. Руденко Ю. Н., Ушаков И. А. Надежность систем энергетики.-- М.: Наука, 1986--320 с.

2. Ковалев А. П., Якимишина В. В. О живучести объектов энергетики. Промышленная энергетика.--2006. №1.-- С. 25-29.

3. Фабрикант В. П. О применении теории надежности к оценке устройств релейной защиты --Электричество. --1965. №9. -- С. 15-19.

4. Китушин В.Г. Надежность энергетических систем. М: Высш.шк., 1984. -- 256 с.

5. Надежность систем энергетики. Терминология.М.: Наука, 1980.--Вып.95.--44с.

6. Китушин В.Г. Определение характеристик отказов системы при цепочечном развитииаварий. -- Изв. АНСССР. Энергетика и транспорт, 1977, №3. С. 20-30.

7. Гук Ю.Б. Анализ надежности электроэнергетических установок -- Л.: Энергоатомиздат.Ленинградское отделение, 1988.--224 с.

Размещено на Allbest.ru