2015-04-17
3690
Трансформаторы напряжения по своему устройству и принципу работы напоминают обычные силовые трансформаторы, но отличаются от них малой мощностью (максимальная мощность трансформатора напряжения НОМ-10 составляет 720 В*А) и изготовляются со стороной высшего напряжения на все напряжения по ГОСТу от 0,38 до 500 кВ.
В распределительных устройствах подстанции на 10 кВ применяют преимущественно трансформаторы напряжения НОМ-10, НТМК-10 или НТМИ-10.
Перед монтажом трансформаторы напряжения подвергают осмотру и ревизии, когда поднимают активную часть и сушат обмотки.
При ревизии трансформатора с выемкой активной части проверяют состояние магнитопровода и обмоток в тех же объемах, что и у силовых трансформаторов.
Обнаруженные при ревизии неисправности устраняют, а снижение сопротивления изоляции вследствие ее увлажнения восстанавливают путем сушки активной части трансформатора напряжения.
Трансформаторы напряжения при монтаже устанавливают на металлической раме высотой 20 - 25 см, прикрепленной к полу камеры. Иногда трансформатор монтируют на угольниках, приваренных к закладным частям камеры или каркасу ячейки КРУ или КПТ. Для удобства ревизии или замены трансформатора передний опорный угольник конструкции должен быть обращен полкой вниз.
Поднимают и опускают (при монтаже и демонтаже) трансформатор за скобы, которые располагаются на его корпусе или крышке. Пробку для спуска масла и указатель уровня масла в трансформаторе следует обращать в сторону обслуживания.
При монтаже трансформатора к выводу с маркировкой "А" подсоединяют желтую шину, к "В" - зеленую и к "С" - красную. При однофазных трансформаторах вывод "А" можно подсоединять к любой фазе. Если устанавливают три однофазных трансформатора, то все выводы с маркировкой "X" соединяют общей шиной в нулевую точку и заземляют. Корпус каждого трансформатора напряжения подсоединяют к заземляющей магистрали отдельной стальной шиной сечением не менее 48 мм2.
После монтажа трансформатора напряжения проверяют изоляцию вторичных обмоток приложением в течение 1 мин напряжения 1 кВ частотой 50 Гц и ток холостого хода при номинальном напряжении во вторичной обмотке. Холостой ход не нормируется, но он не должен отличаться от заводских данных более чем на 10%.
Перед включением в сеть маслонаполненного трансформатора напряжения из-под верхней (маслосливной) трубки вынимают герметизирующую шайбу для обеспечения свободного входа и выхода воздуха (работы "дыхательного устройства").
Технология ремонта трансформатора напряжения, правила разборки магнитопровода, снятие и ремонт катушек, выполнение намоточных работ при изготовлении катушек, ремонт пластин магнитопровода и т. п. очень сходны с подобными работами силового трансформатора. На все время ремонта или монтажа первичные и вторичные обмотки трансформаторов напряжения в целях безопасности должны быть закорочены, так как случайные соприкосновения с временными проводками, предназначенными для освещения, сварки и измерений, могут вызвать обратную трансформацию и напряжение, опасное для людей.
Трансформаторы тока перед монтажом тщательно осматривают, проверяют состояние изоляции и контактных частей, целость и исправность литого корпуса у трансформаторов ТКЛ и ТПЛ и металлического корпуса у ТПОФ и ТПФМ и сохранность фарфоровых изоляторов.
Трансформаторы тока, у которых повреждены изоляторы, имеются глубокие вмятины на кожухе, зафиксирован пробой изоляции на металлический корпус, обнаружены внутренние обрывы проводов вторичной цепи, подлежат ремонту до начала монтажа.
После окончания ремонта трансформаторов тока их подвергают испытаниям, определяя сопротивление изоляции первичной обмотки по отношению к корпусу трансформатора тока и сопротивление изоляции вторичных обмоток.
При прохождении тока по первичной обмотке трансформатора в его разомкнутой вторичной обмотке будет индуктироваться опасное напряжение, сопровождающееся недопустимым нагревом магнитопровода, что может привести к пробою изоляции или к несчастному случаю.
При замене трансформатора тока новым выводы первичной обмотки присоединяют к шинам распределительного устройства и провода вторичных цепей - к зажимам вторичной обмотки, металлический корпус или основание трансформатора тока заземляют. При этом опорные трансформаторы тока устанавливают, как правило, на горизонтальной плоскости, а проходные - в горизонтальном или вертикальном положении на жестких сварных конструкциях из угловой стали размером не менее 50x50x5 мм.
Рис. 37. Способы установки проходных трансформаторов тока:
а - вертикально на сварной раме, б - горизонтально в проеме железобетонной перегородки
Некоторые наиболее часто встречающиеся способы установки проходных трансформаторов тока указаны на рис. 37. При установке нового трансформатора тока напряжением 10 кВ необходимо, чтобы расстояния между токоведущими частями разных фаз, а также от этих частей до ближайших заземленных и строительных конструкций составляли не менее 125 мм.
Более плотное прилегание фланцев трансформаторов тока к поверхности опорной конструкции достигается применением стальных прокладок.
Присоединение выводов первичной обмотки к шинам распределительных устройств выполняется особенно тщательно, чтобы при длительном протекании тока участок соединения не нагревался более температуры целого участка шин. Это достигается необходимой обработкой контактных поверхностей шин и выводов трансформаторов тока, применением пружинящих шайб или шайб увеличенных размеров, которые подкладывают под гайки и головки крепежных болтов, а также затяжкой болтов контактного соединения с требуемым усилием.
Заземление трансформатора осуществляется с помощью провода или шины заземления, присоединяемых одним концом к специальному заземлителю или к заземляющей магистрали РУ, а другим - к трансформатору тока под болт заземления, обозначенный меткой "3". Перед присоединением провода или шины заземления к трансформатору поверхности контактов тщательно зачищают и смазывают вазелином. Таким же образом подготавливают контактную площадку под провод или шину заземления на фланце трансформатора тока.
Демонтаж трансформатора тока для его ремонта в мастерских или при его замене заключается в отсоединении проводов цепей вторичной коммутации (предварительно следует закоротить вторичную обмотку трансформатора), снятии болтового крепления с контактного соединения первичной обмотки с шинами РУ и отсоединении проводов или шин заземления корпуса или основания трансформатора тока. Затем отвинчивают гайки болтовых соединений, крепящие корпус трансформатора тока к опорной конструкции, осторожно вынимают и убирают стальные прокладки из-под фланцев, после чего трансформатор тока вынимают из гнезда.
Рис. 38. Схема сушки изоляции трансформаторов тока:
а - первичным током, б - вторичным током, 1 - первичная обмотка, 2 - вторичная обмотка, 3 - электросварочный трансформатор 220/65 В, 4 - регулировочное устройство (реостат), 5 - трансформатор 220/12 В
Ремонт трансформаторов тока заключается в проверке целости фарфоровых изоляторов покрышек и их армировки. В случае выявления сколов фарфоровых изоляторов с небольшой площадью поверхности и нарушенным армировочным швом их ремонтируют тем же способом, что и изоляторы силовых трансформаторов.
При ремонте проверяется прочность крепления стержня, проходящего через изолятор. Для определения состояния изоляции между первичной и вторичной обмотками и выяснения наличия или отсутствия обрыва в цепи вторичной обмотки трансформатора тока пользуются мегаомметром напряжением 1000 В. Сопротивление изоляции между обмотками, а также между ними и корпусом должно быть не менее 100 МОм.
При ремонте проходных трансформаторов тока ТПФМ и ТПОФ проверяют также наличие контакта между корпусом и покрытой проводящим слоем (металла или графита) поверхностью изолятора. Если контакт не нарушен, стрелка мегаомметра остановится на нулевой отметке. При отсутствии контакта поверхность изолятора зачищают и покрывают графитной краской.
Изоляцию трансформаторов тока сушат первичным током при короткозамкнутой вторичной обмотке или вторичным током при короткозамкнутой первичной обмотке (рис. 38). В трансформатоpax тока напряжением 6 - 10 кВ при нагреве первичным током и замкнутой вторичной обмотке ток в обмотках допускается не более 1,3 - 1,4 номинального тока во вторичной обмотке. При сушке вторичным током и короткозамкнутой первичной обмотке ток должен быть не более 1,1 - 1,2 номинального тока в первичной обмотке.
При сушке трансформатора тока температура его частей не должна превышать 75 - 80 °С, а продолжительность сушки - 15 - 18 ч. Показатель окончания сушки трансформатора тока - не изменяющееся в течение 3 - 4 ч сопротивление изоляции.
Обычно высоковольтные предохранители ремонтируют одновременно с остальным оборудованием подстанции и при обнаружении существенных дефектов, требующих немедленного устранения.
Плановый ремонт высоковольтных предохранителей начинается с очистки от пыли и грязи опорных изоляторов с контактами и патрона. Затем в результате внимательного осмотра убеждаются в целостности фарфоровой изоляции, а также армировки латунных колпачков на торцах патронов высоковольтных предохранителей. Треснутые опорные изоляторы и патроны заменяют, а нарушенную армировку восстанавливают.
Проверяют плотность соприкосновения контактной поверхности латунных колпачков или ножей с пружинящими контактами. Если требуется более плотный охват, подгибают контактные зажимы и железную скобу. Если медь контактных зажимов от перегрева потеряла упругость, контакты нужно заменить.
Нажатием на выступающий цилиндрический указатель срабатывания предохранителя ПКТ проверяют легкость его движения внутрь патрона и обратный возврат.
Предохранитель, указатель срабатывания которого после ремонта не обрел легкости перемещения, лучше заменить. Если нет резервного предохранителя, оставляют в работе прежний, поскольку дефект указателя не может сказаться на его отключающей способности.
Кроме того, проверяют качество контактного соединения предохранителя с ошиновкой. Плохой контакт вызывает превышение допустимой температуры контактных зажимов контактной поверхности патрона, плавкой вставки и может привести к ложной работе предохранителя.
В процессе ремонта необходимо проверить соответствие номинального напряжения и тока предохранителя напряжению и максимально допустимому току перегрузки защищаемой установки или участка сети.
Применение предохранителя ПКТ номинальным напряжением, большим напряжения сети, может при сгорании плавкой вставки привести к перенапряжению, которое окажется опасным для изоляции установки, защищаемой предохранителями.
При использовании предохранителя с номинальным напряжением, меньшим напряжения сети, может произойти его разрушение, потому что будет недостаточной длина плавкой вставки и дуга не погаснет.
Предохранитель с неправильно выбранным номинальным током может быть причиной ложного отключения или разрушения защищаемой установки.
В процессе ремонта необходимо привести в соответствие номинальное значение предохранителей номинальному току трансформаторов.
В конструкции предохранителей с кварцевым заполнителем предусмотрена возможность многократной перезарядки, которую выполняет квалифицированный электротехнический персонал в соответствии с заводскими инструкциями на предохранители.
67. Типы распределительных устройств и их особенности.
ТИПЫ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ УСТРОЙСТВ И ИХ ОСОБЕННОСТИ
В зависимости от назначения, места в ЭЭС и конкретных условий РУ могут быть различного исполнения, каждое из которых имеет определенные преимущества и недостатки, обязательно учитываемые при эксплуатации.
Распределительные устройства с одной системой шин (рис. 7.1, а) экономичны. Они имеют один выключатель на цепь, блокировка разъединителей осуществляется очень просто. При наличии обходной системы шин ремонт выключателя производится без вывода в ремонт присоединения. Для снижения вероятности обесточения всего РУ при повреждениях или отказе выключателя применяется секционирование.
Однако подобная система имеет следующие недостатки:
необходимость отключения шин или их секций при ремонтах;
короткие замыкания в зоне шин, отказы линейных и секционных выключателей, а также ремонт в сочетании с отказом выключателей, приводящие к обесточению секций или всей системы шин.
При применении подобного РУ на электростанциях возможности подключения генерирующих источников к одной секции ограничены, а резервные трансформаторы собственных нужд должны предусматриваться на каждой из них.
Распределительные устройства с двумя системами шин (рис. 7.1, б) позволяют осуществить группировку присоединений так, чтобы на каждой из систем шин сочетались генерирующие и потребляющие (сетевые) присоединения. Такое распределение при необходимости позволяет работать в режиме, ограничивающем токи КЗ. При использовании обходной системы шин (рис. 7.1, в) можно выводить в ремонт выключатели без отключения присоединений. При большом числе присоединений системы шин секционируются.
Распределение присоединений между системами шин производится разъединителями, выполняющими в этом случае оперативные функции.
Недостатки подобного РУ:
большое число операций разъединителями при ремонтах;
усложненная блокировка разъединителей;
существенное снижение надежности РУ при ремонте одной системы шин;
Рис. 7.1. Схемы РУ с одной (а), двумя (б) и с обходной системами шин (в)
при отказе или повреждении шиносоединительного выключателя погасает все РУ, при отказе секционного выключателя — две секции одной из системы шин, а при отказе линейного выключателя— секция или одна система шин;
на электростанциях резервные трансформаторы собственных нужд должны предусматриваться от каждой секции системы шин.
Эти недостатки привели к использованию РУ, имеющих схемы в виде многоугольников. Стороны многоугольников образуются выключателями, а к вершинам подводятся присоединения, число которых равно числу вершин. Число выключателей в многоугольниках равно числу присоединений. Ремонт выключателей производится без отключения присоединений. Повреждения на присоединениях отключаются двумя выключателями. Разъединители в многоугольниках не оперативные, поэтому их блокировка сравнительно проста.
Особенности подобного РУ:
при КЗ в области шин отключается одно присоединение;
вывод в ремонт одного из выключателей многоугольника приводит схему в состояние, равноценное одной системе шин с числом секций, равным числу присоединений;
Рис. 7.2. Схемы треугольника (а) и четырехугольника (б)
отключение выключателя в разомкнутом многоугольнике приводит к его разделению, а в случаях, когда на отдельном участке оказывается нагрузочное при единение — к его обесточению;
отказ выключателя при разомкнутом многоугольнике вызывает потерю двух или трех присоединений с разделением.
При отделении разнородных присоединений (генерирующего и потребляющего) они выделяются на раздельную или параллельную работу через сеть и сложные объекты ЭС.
Наиболее простыв многоугольником является треугольник (рис. 7.2, а). Отказ выключателя в нем полностью обесточивает РУ.
Более совершенной конфигурацией является четырехугольник (рис. 7.2, б), в котором отказ или повреждение выключателя в разомкнутом режиме приводит к отключению двух присоединений.
Самым сложным является шестиугольник (рис. 7.3, а). Для числа присоединений, большего шести, многоугольники не используются.
Для устранения некоторых недостатков применяются связанные многоугольники с выключателями в перемычках. На
рис. 7.4 приведена схема связанных четырехугольников. Число выключателей на два больше, чем число присоединений. В этой схеме одна часть присоединений отключается двумя выключателями, а другая — тремя. Схема имеет следующие особенности:
Рис. 7.3. Схема шестиугольника (а) и схема 3/2 (б)
повреждения в области шин приводят к отключению одного присоединения;
при отключении выключателя, совпадающем с ремонтом другого выключателя, отключение присоединений менее вероятно, чем в схемах простых многоугольников, так как на участках коммутации тремя выключателями отключений дополнительных присоединений не возникает;
ремонт выключателя в перемычке и отключение второй перемычки приводят к разделению четырехугольников.
По числу выключателей лучшими являются схема 3/2 (полуторная— три выключателя на два присоединения) и схема 4/3 (четыре выключателя на три присоединения).
Рис. 7.4. Схема связанных четырехугольников
На схеме 3/2 (рис. 7.3, б) присоединение отключается двумя выключателями. Наличие линейных разъединителей позволяет при ремонтах присоединений держать замкнутыми выключатели цепочки. Схема содержит шины, не являющиеся в полном смысле сборными. Их ремонт производится без отключения присоединений. При правильном чередовании генерирующих и потребляющих присоединений в цепочке допустимо отключение обеих систем шин, следовательно, КЗ на шинах не связано с отключением присоединений. Отказ выключателей, примыкающих к шинам, приводит к отключению одного присоединения, а выключателей, не примыкающих к шинам,— к отключению двух присоединений.
При ремонте средних выключателей цепочки и КЗ на шинах отключаются два присоединения, а при ремонте выключателя у шин, совпадающем с КЗ на противоположных шинах, цепочка выделяется на раздельную работу.
При большом числе присоединений шины секционируются, что связано с установкой дополнительных выключателей. Номинальные токи выключателей должны соответствовать худшему случаю. Например, при ремонте выключателя у шин через крайний выключатель цепочки может протекать суммарный ток присоединений.
На начальном этапе развития РУ, когда число присоединений невелико (меньше шести), можно воспользоваться схемой трансформатор— шины (рис. 7.5). В этой схеме линии коммутируются двумя, а трансформаторы — тремя-четырьмя выключателями (по числу цепей). Ремонт выключателей не связан с отключением линий, в то время как ремонт шин требует отключения трансформатора.
Рис. 7.5. Схема «трансформатор — шины»
На крупных электростанциях иногда применяют схему генератор — трансформатор—линия (ГТЛ). В этом случае используют блочную цепь, включающую генератор, трансформатор и ВЛ, так как современные мощные генераторы имеют мощность, соответствующую пропускной способности ВЛ. Коммутация подобных блоков производится на сетевых объектах с приемной стороны этих ВЛ. Подобное присоединение позволяет уменьшить токи КЗ и облегчает компоновочные решения на крупных электростанциях.
68. Программирование оперативных переключений. Требования к взаимодействию оперативного персонала с техническими устройствами.
Оперативный персонал в сочетании с техническими устройствами образует систему, надежность которой зависит не только от надежности последних, но и от того, каковы требования к их взаимодействию. Сравним две системы, предназначенные для выполнения одной и той же стереотипной задачи. Структура первой такова, что персонал, работая в ней, должен обладать прекрасной памятью и высокой квалификацией. Структура же второй системы требует от персонала лишь аккуратности. Высокая квалификация и хорошая память персонала встречаются редко. Поэтому вторая система более надежна, что не снижает актуальности всемерного повышения квалификации работников.
Оперативные переключения чрезвычайно разнообразны, каждое из них производится редко. На достигнутом уровне развития техники их автоматизация нерациональна. Поэтому надежность оперативных переключений зависит от персонала, который должен выполнять все действия с аппаратами первичной и вторичной коммутаций в строго определенной последовательности. Число этих операций в сложных РУ велико. Например, для замещения выключателя ВЛ обходным выключателем в РУ 330 кВ с двумя системами шин и обходной системой необходимо в определенной последовательности выполнить 111 операций. Вероятность накопления ошибок в положении аппаратов вторичной коммутации в этих условиях велика. Поэтому необходимо исключить возможность накопления ошибочных положений аппаратов вторичной коммутации на объектах. Для этого применяются так называемые карты накладок, выполненные в виде типографских бланков на тонком картоне, пригодном для многократного пользования. Карта составляется для определенного режима каждого присоединения сложного РУ, например для фиксированного и других возможных положений. На карте размещены таблички, соответствующие каждой панели, на которых расположены накладки и переключатели, относящиеся к данному присоединению. В табличке указываются наименования аппаратов и их положение, соответствующее режиму присоединения (рис. 7.6, а). Положение аппаратов в табличке может изображаться и в визуальной форме (рис. 7.6, б).
Рис. 7.6. Варианты карт накладок: табличная форма (а) и визуальная форма (б)
При наличии подобных карт дежурный персонал имеет возможность в любой момент проверить правильность положения всех аппаратов вторичной коммутации и исправить допущенные ошибочные положения. Главное же заключается в том, что эта проверка представляет собой операцию, с которой начинается любое сложное оперативное переключение.
Для проведения сложных операций предварительно составляется бланк переключений, затем выполняются операции по перечню, указанному в бланке.
Рис. 7.7. Карта переключений
Однако составление бланка переключений, содержащего более 10—20 операций, требует досконального запоминания оперативным персоналом сложных инструкций. Ориентация на столь высокую квалификацию и отличную память приводит к ненадежности системы персонал — технические устройства.
Оперативные переключения относятся к стереотипной задаче и творчество тут не нужно. Поэтому необходимо снять с персонала напряженность, связанную с боязнью совершить ошибку при оперативных переключениях. В этих целях используются заранее составленные программы для всех достаточно сложных операций. Эти программы согласовывает (или составляет) работник, ответственный за эксплуатацию релейной защиты (РЗ) и автоматики объекта, участвующий впоследствии в их поддержании в рабочем состоянии и вносящий дополнения, вызванные изменениями схемы и оборудования объекта.
Имеется опыт использования двух видов программ оперативных переключений. Первый вид — в программе дается текст, раскрывающий смысл каждой операции, помещается номер панели, на которой размещается аппарат и обозначается необходимое действие. Текстуальная часть программы занимает много места, поэтому программы сложных переключений содержат несколько страниц.
В процессе их применения какая-нибудь из страниц может быть утеряна, что приведет к грубым ошибкам при переключениях. Поэтому возникло стремление применить второй вид программ, в котором все ее содержание умещается на одной странице независимо от ее объема. Для этого из программы исключается текст и переносится в надписи на панелях. В этом случае в программах остаются лишь символы операций, размещенные в определенной последовательности (рис. 7.7).
Если операция в точности совпадает с содержанием программы, то можно разрешить пользоваться ею как бланком переключений. С этой целью для программ используют типографские бланки на плотном тонком картоне, пригодном для многократного использования.
При применении готовых программ операций они предварительно тщательно проверяются на идентичность исходных условий программы реальным условиям, что исключает необходимость в изменении программы. Выполнение отдельных операций отмечают на прозрачной накладке.
Примеры символов, используемых в программах переключений второго вида, приведены на рис. 7.8. На нем символом 2 обозначаются операции, которым должны предшествовать действия на других объектах ЭС.
Рис. 7.8. Пример символов переключений: 1 — включение накладки БЛ — на четвертой панели; 2 — отключение 17 ПУ на второй панели (штриховка означает необходимость полученья на эту операцию разрешения вышестоящего оперативного лица, так как этому должны предшествовать операции на другом объекте); 3 — записать показания счетчика на 9-й панели; 4 — проверить соответствие аппаратов вторичной коммутации картам накладок соответствующих номеров; 5 — перевести Н8 на 3-й панели в положение без контроля синхронизма; 6 — проверить включенное положение Л — 301 на 5-й панели
О необходимости проведения этих операций персонал объекта сообщает вышестоящему оперативному персоналу, после чего получает разрешение продолжить операции.
Концентрация внимания персонала на жестко регламентированных операциях существенно повышает надежность всей системы оперативных переключений. Оперативный персонал сетевого района и ЭЭС имеет программы переключений, где указаны действия, выполняемые на различных объектах ЭЭС, требующие координации с его стороны. При правильном использовании карт-накладок и программ исключаются ошибки персонала, приводящие к обесточению РУ (см. табл. 7.1).
69. Показатели технической надежности РУ. Теория надежности ЭЭС. Повреждение элемента, в результате которого он теряет работоспособность. Средний параметр потока. Отказы статического состояния. Отказы возникающие при необходимости действия устройств.
Техническая надежность РУ является важным показателем их эксплуатации, ее можно оценить интуитивно на основе здравого смысла. Однако желательно иметь возможность количественного определения надежности для сопоставления различных решений. Для этого нужно формализовать задачу определения надежности. Разработанная теория надежности ЭЭС позволяет количественно оценивать техническую надежность РУ для сравнительно простых случаев. Для оценки надежности сложных систем необходимо дальнейшее развитие теории.
Техническая надежность РУ определяется надежностью элементов, частотой и длительностью их ремонтов, во время которых ослаблены схемы коммутации и снижена надежность. Для оценки надежности используются показатели, данные о которых получены статистически на основе достаточно длительной эксплуатации аналогичных элементов [11].
Показатели надежности. Повреждение элемента, в результате которого он теряет работоспособность, называется отказом. Моменты отказов формируют последовательность событий, называемую потоком отказов. Средним параметром потока отказов является частота отказов, определяемая как отношение математического ожидания числа отказов за определенный интервал времени (Δt = t2—t1) к длительности этого интервала:
где Ω(/)—среднее число отказов за время Δ/, характеризующее число отказов в год.
Учитывая, что обычно в среднем один отказ наблюдается в течение времени, значительно большего, чем год, ω характеризуется дробями, например 0,1—0,01.
Время, в течение которого в среднем возникает один отказ, год,
Отказы можно отнести к одной из двух групп.
Первая группа состоит из отказов из статического состояния. Это повреждения ЛЭП, трансформаторов, самопроизвольная работа выключателей, обрушение конструкций, перекрытие отключающей камеры выключателей и т. д. Частота подобных отказов задается числом ω на основе статистики, полученной в эксплуатации аналогичных устройств. Вторая группа включает отказы, возникающие при необходимости действия устройств. Обычно подобные отказы наблюдаются у коммутационных аппаратов. Например,
выключатели могут повредиться или при оперативных переключениях, или при отключении токов КЗ. В этом случае в качестве исходного данного используется вероятность отказа р, приходящаяся на одну операцию или на один случай отключения тока КЗ. В подобных случаях говорят об отказе на требование.
Если для определенного типа выключателя известно среднее число операций в год и на основе удельной повреждаемости (неустойчивых и устойчивых, повреждений с учетом действия АПВ) и известных длин ЛЭП вычисляется среднее число отключений токов КЗ, то можно определить результирующую частоту отказов на требование.
В качестве элементов ЭС представляют интерес ЛЭП, трансформаторы (автотрансформаторы), выключатели, отделители, разъединители и шины.
Элементы ЭС. Линии электропередачи (воздушные и кабельные) могут находиться в работоспособном состоянии, переходить при отказе в неработоспособное состояние, ремонтироваться и возвращаться в работоспособное состояние. Кроме того, они периодически выводятся из работы для проведения профилактических ремонтов.
Отказы в них могут быть устойчивыми и неустойчивыми. В первом случае работоспособное состояние можно восстановить лишь после ремонта, проводящегося для устранения повреждения; во втором— спустя секунды с помощью АПВ и минуты с помощью персонала. Частота отказов в среднем пропорциональна длине линий L. Длительности ремонтов обычно регулируются численностью ремонтных бригад и зависят от значимости ЛЭП для ЭС.
Учитывая, что у двухцепных ЛЭП могут быть одновременные отказы (повреждение опор), к показателям надежности отдельных линий добавляют показатели надежности совместных отказов (табл. 7.2).
7.2. Показатели устойчивых отказов ВЛ
| Единица измерения | Характеристики отказов для напряжений, кВ | ||||||||
| Вид линий | 6-20 | ||||||||
| Устойчивые отказы | |||||||||
| Одноцепные | отказ/ 100 км | 0,4 | 0,45 | 0,5 | 0,8 | 1,0 | 1,4 | 1,5 | 6—15 |
| Двухцепные отказ одной цепи отказ двух цепей | отказ/ 100 км | — | — | — | 0,6 0,2 | 0,8 0,2 | 1,0 0,4 | 1,0 0,5 | — |
Продолжение табл. 7.2
| Характеристики отказов для напряжений, кВ | |||||||||
| Вид линий | Единица измерения | 6-20 | |||||||
| Отказ двух цепей, проходящих по одной трассе | отказ/ 100 км | — | — | 0,05 | 0,1 | — | — | — | — |
| Неустойчивые отказы | |||||||||
| Одноцепные | отказ/ 100 км | 0,3 | 0,35 | 0,4 | 1,6 | 2,4 | 3,2 | 3,3 | — |
Шины РУ могут иметь повреждения, аналогичные повреждениям ЛЭП.
Рис. 7.9. Схема выключателя, для которого проводится оценка надежности:
1, 2,3 — места повреждений
Трансформаторы могут иметь те же характеристики надежности, что и ЛЭП, кроме того, трансформатор можно выводить в резерв. Трехфазные трансформаторы при отказе отключаются полностью. Трансформаторы, состоящие из группы однофазных, можно отключить частично. Данные об отказах трансформаторов приведены ниже.
| Напряжение трансформаторов, кВ | |||||||
| Отказы в год | 0,31 | 0,2 | 0,1 | 0,05 | 0,02 | 0,01 | 0,01 |
Выключатели могут иметь различные повреждения, приводящие к разным последствиям. Модели повреждений выключателей приведены на рис. 7.9. Последствия отказов приведены в табл. 7.3.
Если число отказов, сопровождающихся разрывом цепи, объединить в показателе о)4, то в расчетах будут употребляться отказы типа w3 и w4. Вероятность повреждения, возникающего при производстве операций с аппаратом, обозначается р. При известных среднем числе операций в год Поп и числе неустойчивых отказов μнеустL/100, исправляемых с помощью успешного АПВ, среднее число отказов
Таблица 7.3. Последствия отказов выключателей
| Тип повреждения | Последствия |
| (ωι) | Отключение выключателя и смежных с поврежденным элементом коммутационных аппаратов |
| (ω2) | Отключение узла смежными аппаратами |
| (ω3) | Отключение всех смежных коммутационных аппаратов (перекрытие отключающей камеры, обрушение аппарата) |
| (ω4) | Самопроизвольное отключение выключателя |
| (ω5) | Отказ на отключение (при протекании КЗ) |
| (ω6) | Отказ на включение (АВР, АПВ) |
| (ω7) | Поломка при оперативных переключениях |
Гук Ю. Б. Основы надежности электроэнергетических установок. — Л., Изд-во ЛГУ, 1976.
Отказы при отключении тока КЗ, в свою очередь, определяются как произведение вероятности этого события р и числа подобных отключений nотк· Если учесть, что выключатели ВЛ оснащены АПВ, при котором число отключений устойчивых повреждений увеличивается, то соответствующее число отказов равно
где kАПВ — кратность АПВ: для однократного — k=l, для двукратного— k = 2; μуст и μ^γοτ — удельное число устойчивых и неустойчивых отказов, приведенных в табл. 7.4; L — длина коммутируемой ВЛ.
Таблица 7.4. Показатели отказов выключателей
Продолжение табл. 7.4
* В числителе — частота отказов с отключением смежных элементов; в знаменателе — частота отказов, связанных с разрывами цепи.
Показатели отказов выключателей приведены в табл. 7.4.
Среднегодовое число операций для линейных выключателей напряжением 1150 — 330 кВ равняется 10; 220 — 35 кВ—15. Для трансформаторных выключателей число операций равно 6.
Отделитель выполняет ту же роль, что и выключатель, его характеристики приведены в табл. 7.5.
Разъединитель имеет аналогичные качественные характеристики, но вероятность отказа при размыкании под нагрузкой равна единице.
Таблица 7.5. Показатели отказов прочей коммутационной аппаратуры и шин
| Напряжение, кВ | ||||||||
| Элементы | Единица измерения | |||||||
| Отделители | (отказ/ год)X10-2 | — | — | — | — | 4,0 | 2,0 | 1,0 |
| Короткозамыкатели | (отказ/ год) X 10-2 | — | — | — | — | 3,0 | 1,0 | 0,5 |
| Сборные шины (на присоединение) | (отказ/ год) X 10-2 | 1,0 | 1,0 | 1,0 | 1,0 | 1,0 | 1,0 | 1,0 |
Суммарное среднее число отказов выключателей, вызывающих отключение смежных коммутационных аппаратов, определяется из выражения
Например, суммарное среднее число отказов выключателя, коммутирующего ВЛ 330 кВ длиной 200 км, определяют как
ω3Σ= [0,5 +0,03(10 + 1,6-2) +3(2-0,8 + 1,6)2] = 0,2, т. е. один отказ за Т= 1/0,2 = 5 лет.
В связи с тем, что число отключений токов КЗ на присоединениях, не содержащих ВЛ, значительно меньше, число отказов этих выключателей также меньше.
Поврежденный элемент отделяется от сети. Длительность операций зависит от схемы соединений РУ. Она составляет (год/отказ):
| В схемах с одной системой шин | 0,06· 10-3 |
| В мостиковых схемах | 0,03 |
| При шунтировании выключателя в РУ | |
| 35-220 кВ | 0,04 |
| При замене поврежденной фазы однофазного трансформатора | 1,1 |
| с установкой на фундамент... |
Это время увеличивается при дежурстве на дому на 0,05; а при обслуживании выездной бригадой на 0,2.
После повреждения элемент нужно восстановить, для чего он выводится в ремонт. Среднее время восстановления Τ — это время, затрачиваемое на отыскание и устранение повреждения, выраженное в годах.
Данные о средних длительностях аварийного простоя оборудования приведены в табл. 7.6.
Таблица 7.6. Среднее время аварийного простоя, (10_3-год)/отказ
| Напряжение, кВ | |||||||
| Вид элемента | но | ||||||
| ВЛ: — одноцепные | 1,5 | 1,2 | 1,0 | 0,9 | 0,7 | 0,5 | 0,9 |
| — двухцепные: ремонт одной цепи | — | — | — | — | 0,2 | 0,4 | 0,8 |
Продолжение табл. 7.6
| Напряжение. кВ | |||||||
| Вид элемента | |||||||
| ремонт двух цепей | — | — | — | — | 4,0 | 3,0 | 2,5 |
| Автотрансформаторы и трансформаторы: в аварийном ремонте | |||||||
| при замене передвижным трансформатором | — | — | — | — | |||
| Выключатели | 2,5 | 1,5 | |||||
| Короткозамыкатели | — | — | — | — | 0,4 | 0,4 | 0,4 |
| Шины | 0,9 | 0,8 | 0,7 | 0,6 | 0,4 | 0,2 | 0,2 |
Наряду с показателями отказов для оценки надежности используются и данные о плановых отключениях. Во время плановых ремонтов схема ЭС в ряде случаев ослабляется. Поэтому для правильной оценки надежности необходимы данные о средних длительностях плановых ремонтов элементов (табл. 7.7).
Таблица 7.7. Длительность плановых ремонтов, Ю-2 лет
| Напряжение, кВ | |||||||
| Элемент | |||||||
| ВЛ | 1,5 | 1,4 | 1,2 | 0,9 | 0,7 | 0,5 | 0,4 |
| Автотрансформаторы и трансформаторы | 1,2 | 1,1 | 1,0 | 0,95 | 0,85 | 0,75 | 0,6 |
| Выключатели: воздушные | 5,0 | 4,5 | 4,0 | 3,0 | 2,0 | 1,0 | 0,5 |
| масляные | — | — | — | — | 0,85 | 0,65 | 0,2 |
Продолжение табл. 7.7
| Напряжение, кВ | |||||||
| Элемент | |||||||
| Отделители и короткозамыкатели | — | — | — | — | 0,09 | 0,05 | 0,03 |
| Сборные шины | 0,09 | 0,08 | 0,07 | 0,06 | 0,04 | 0,02 | 0,02 |
На надежность объектов также влияют ошибочные действия РЗ и противоаварийной автоматики (ПА), предназначенные для повышения надежности ЭС. Наиболее существенные показатели надежности этих устройств:
частота ложных срабатываний, сраб/год (например, при проверке);
вероятность лишнего срабатывания в случаях, когда должны срабатывать другие устройства, сраб/год;
вероятность отказа при необходимости срабатывания, отказ/год (неработоспособное состояние).
Частота ложного срабатывания характеризуется неисправностью устройства или невнимательностью персонала, проводящего проверку. Излишние срабатывания при КЗ вне зоны действия проявляются при возникновении повреждения. Они характеризуются вероятностью р, которая должна быть умножена на среднее число повреждений сети в зоне ложного действия. Частоту излишних срабатываний (соизл) устройства можно принять средней величиной. Частота отказа при необходимости срабатывания проявляется так же, как произведение вероятности отказа р на среднее число повреждений сети в зоне действия. Так как вероятности отказов малы, результирующее число отказов выключателей увеличивается на число отказов устройств вторичной коммутации.
Ложную работу устройств учитывают увеличением числа ложных отказов выключателей на частоту ложных срабатываний РЗ и ПА. Излишние срабатывания РЗ и ПА требуют добавления к модели выключателя еще одного показателя — (оИзл.
Отказы выключателей сопровождаются действием устройств резервирования отказов выключателей (УРОВ), отключающих соответствующую часть схемы РУ. Отказы РЗ сопровождаются действиями резервных защит. Дальним резервированием ликвидируются повреждения, сопровождающиеся обоими видами отказов.
ВЫБОР ЭКСПЛУАТАЦИОННОЙ СХЕМЫ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ УСТРОЙСТВ
Из рассмотренных в § 7.2 схем РУ следует, что многие из них имеют фиксированные присоединения. Поэтому степень технической надежности этих схем выбирается при проектировании. Наряду с этим имеется схема с двумя системами шин, при которой техническая надежность зависит от распределения присоединений между ними.
Важность распределения присоединений между системами шин заключается в следующем: во-первых, вдвое уменьшается число присоединений, на каждой из них и соответственно вдвое снижается вероятность отказов шин; во-вторых, обеспечивается повышенная надежность за счет конфигурации сети.
Смысл этого распределения в том, чтобы ущерб при обесточении одной из систем шин был минимальным.
Существуют три группы присоединений:
питающие, через которые мощность поступает к шинам (генераторы, питающие трансформаторы или автотрансформаторы, питающие ВЛ);
питаемые линии замкнутой сети, от которой к шинам присоединяется несколько линий;
питаемые радиальные участки сети или приравниваемые к ним из-за ограниченной пропускной способности других ВЛ. ·
Питающие присоединения распределяются между системами шин так, чтобы каждая из них обеспечивалась источниками примерно одинаковой мощности (пропускной способности). Обесточение одной системы шин в этом случае сопровождается минимальной потерей мощности.
Питаемые линии замкнутой сети распределяются между системами шин так, чтобы при обесточении одной системы шин прекращение питания сети по некоторым ВЛ-компенсировалось сохранением питания по ВЛ, присоединенным ко второй системе шин. Например, если участок сети питается по двухцепной ВЛ, то цепи обычно присоединяются к разным системам шин (см. рис. 7.1).
Линии, питающие радиальные участки сети, подключаются к системам шин так, чтобы сохранить одинаковую вероятность отказа систем шин и исключить перегрузку участков шин.
Чтобы избежать нежелательных потоков мощности через сеть междушинный выключатель нужно эксплуатировать в замкнутом состоянии. При возникновении повреждения на шинах он отключается защитой (дифференциальной защитой шин).
Для сохранения баланса мощности на системах шин необходимо обеспечить протекание через включенный междушинный выключатель минимальной мощности.
Погашение двух систем шин при отказе одной из них возможно в случае отказа в отключении или повреждении междушинного выключателя. Учитывая, что этот выключатель используется чаще других (при ремонте любого присоединения РУ), принимаем число операций в четырехкратном размере. Тогда частота его отказа для 330 кВ равна
wш=(0,5 4-4·10·0,03) 10-2= 1,7-10-2 отказ/год
или один раз в 59 лет: 7=1/0,017 = 59 лет.
На самом деле этот период несколько меньше из-за возможных повреждений разъединителей междушинного выключателя во время операций.
Для 110 кВ эта величина равна
wш = 0,4 4-4·15·0,07· 10-2 = 4,6· 10-2 отказ/год или один раз в 22 года: T= 1/0,046 = 22.
Эксплуатация РУ с двумя системами шин, в ряде случаев дополненных обходной системой, связана с достаточно сложными оперативными переключениями. При ремонте присоединений приходится поочередно освобождать системы шин для ремонта шинных разъединителей. В тех случаях, когда в графике ремонтов имеется разрыв в несколько дней, персонал, опасаясь ошибок при переключениях и стремясь уменьшить их объем, иногда оставляет РУ работающим на одной системе шин. Это может привести к отключению всех присоединений при отказе оставшейся в работе системы шин.
70. Элементы ЭС. Линии электропередач воздушные и кабельные.
Так как энергетическая система состоит из отдельных элементов, то свойства энергетической системы как единого целого определяются свойствами или характеристиками отдельных ее элементов. В свою очередь, и свойства отдельных элементов системы зависят от свойств всей системы в целом.
Энергетическая система, как более сложный объект, обладает более общими свойствами, связанными не только с характеристиками отдельных элементов, но и с их сочетанием.
Структура энергосистемы характеризуется соединением в общую сеть всех преобразующих и передающих элементов энергосистемы, ветвями которой они являются. В этой сети имеются так называемые узловые точки, к которым присоединены отдельные ветви энергосистемы. Например, такими узловыми точками являются: коллектор сжатого воздуха для доменного дутья, коллектор технической воды в системе водоснабжения.
Одной из важнейших характеристик каждого элемента системы является совокупность его номинальных данных:
- Нагрузочная и перегрузочная способность, т.е. мощность которую данный элемент может преобразовать или передать без ущерба для его надежности.
- Номинальные значения параметров подводимой, преобразуемой или передаваемой энергии (например, параметры воздуха, используемого в качестве дутья для доменных печей, параметры технической воды на охлаждение, на очистку газов и т.д.), а также допустимые отклонения этих параметров от номинальных значений.
Основной характеристикой элемента, преобразующего энергию, является его номинальная мощность на выходе или производительность.
Для элемента, передающего энергию (воздухопровод, водовод), обычно задается наибольшая пропускная способность у одного из его концов.
Поддержание правильных показателей подводимой, преобразуемой или передаваемой энергии, а также ограничение величины нагрузки элемента пределами допустимой мощности или пропускной способности обеспечивают надежную работу элемента.
При оценке элемента энергосистемы важную роль играют энергетические характеристики.
Преобразование и передача энергии в любом элементе энергетической системы связаны с некоторыми технологическими потерями энергии в элементе, а также с расходом энергии на работу вспомогательных устройств. Эти потери характеризуются рядом различных по форме энергетических характеристик элемента, которые могут быть выражены одна через другую.
Введем следующие обозначения:
Р1 – мощность, подведенная к элементу, или мощность на входе;
Р2 – мощность, преобразованная или переданная элементом, или мощность на выходе;
- потери мощности в процессе преобразования или передачи энергии (в том числе, затраты мощности на работу вспомогательных устройств);
η - КПД элемента, равный отношению мощности на выходе к мощности на входе.
δ - удельный расход преобразуемой мощности, равный отношению мощности на входе к мощности на выходе.
Основной энергетической характеристикой элемента является расходная характеристика:
Р1 = f1 (P2)
Если в данном элементе энергия преобразуется, то мощности Р1 и Р2 во многих случаях выражаются в различных единицах измерения.
Иногда в расходную характеристику входят не величины мощности, а, соответственно, расход и производительность физических носителей энергии. Так, например, расходная характеристика парового котла выражается зависимостью часового расхода условного топлива (в тоннах условного топлива) от часовой производительности (в тоннах пара в час). Такая расходная характеристика имеет смысл лишь в том случае, если фиксировано теплосодержание пара, так как только при этих условиях часовая паропроизводительность может быть соотнесена с часовой производительностью по теплоте.
Другими энергетическими характеристиками элемента являются:
- характеристика потерь мощности или просто потерь:
= P1 – P2 = f2 (P2);
- характеристика КПД:
η = P2/P1 = f3 (P2);
- характеристика удельного расхода:
δ = P1/P2 = f4 (P2).
Между величинами, η и δ существуют следующие соотношения:
Для элементов, передающих энергию, обычно пользуются только характеристиками потерь или КПД.
Для элементов, преобразующих энергию, пользуются всеми энергетическими характеристиками, но наиболее часто применяют расходную характеристику или характеристику удельного расхода.
Если нет возможности измерения энергии на границе между двумя элементами, то энергетические характеристики строятся сразу для сочетания двух элементов. Это справедливо, например, для агрегата, состоящего из паровой турбины и генератора. Расходная характеристика для турбогенератора строится как зависимость электрической мощности на выводах генератора от часового расхода пара, подведенного к турбине.
Все энергетические характеристики обычно строятся для номинальных параметров подведенной и преобразованной энергии (соответственно на входе и выходе элемента). При отклонении по тем или иным причинам этих параметров энергетические характеристики недействительны и должны быть перестроены.
Энергетические характеристики элементов играют решающую роль при установлении экономичных режимов энергетической системы.
Помимо энергетических характеристик, для отдельных элементов энергетической системы определяют рабочие характеристики, т.е. зависимость отдельных параметров на входе в элемент от параметров на выходе.
Наряду с отдельными характеристиками элементов могут быть построены характеристики целых частей системы, состоящих из совокупностей отдельных элементов. При построении таких характеристик, существенно упрощающих анализ работы сложной энергетической системы, неизбежна «идеализация» процессов в отдельных элементах, особенно при построении характеристик нагрузки. При этом необходимо руководствоваться следующим общим принципом: замена некоторой совокупности отдельных элементов одним идеализированным «макроэлементом» может быть оправдана только тем, что относительные изменения процессов в каждом из этих элементов достаточно малы по сравнению с изменением процесса в целом.
