ДонНТУ   Портал магистров

Реферат по теме выпускной работы

Содержание

Введение

Впервые в мире понятие живучести было сформулировано русским адмиралом Степаном Осиповичем Макаровым – это способность судна продолжать бой, имея повреждения в различных боевых частях [1].

В энергетике под живучестью понимается свойство объекта противостоять возмущениям, не допуская их каскадного развития с массовым нарушением питания потребителей [4].

1. Актуальность темы

Толчком к развитию методов оценки и прогнозирования цепочечных аварий в энергосистемах (ЭС) послужила авария, случившаяся 9 ноября 1965 года в США, которая привела к тому, что на территории с населением около 30 млн. человек более чем на 10 часов была прекращена подача электроэнергии. Ущерб от аварии составил более 100 млн. долларов. Последовавшие после этого десяток мелких (с экономической точки зрения), но подобных аварий по стране завершились 13 июля 1977 года аварией в Нью-Йорке. В течение 25 часов была парализована жизнь Нью-Йорка. Ущерб от последствий этой аварии составил более 1 млрд. долларов [2].

Спустя 26 лет, 14 августа 2003 года в 16 часов 11 минут по местному времени из-за повреждения на линии Ниагара – Мохок без электричества осталась почти вся восточная часть Северной Америки, т.е.50 млн. человек [5].

О каждой из перечисленных аварий можно сказать, что данная энергосистема потеряла живучесть. Живучесть электроэнергетической системы (ЭЭС) зависит от ее структуры, конфигурации, надежности электрооборудования, средств релейной защиты и противоаварийной автоматики, а также от квалификации обслуживающего персонала, запаса устойчивости, резерва активной мощности и т.д .[6].

При эксплуатации ЭЭС наблюдается появление так называемых цепочных аварий, при КЗ в одной из потребителей электрической энергии и из-за последовательного отказа в срабатывании нескольких выключателей через которые прошел сквозной аварийный ток и привел в действие их релейной защиты [7].

Цепочные аварии наблюдались в 25 ЭЭС и двух ОЭС бывшего СССР. За 5 лет было зафиксировано 75 цепочных аварий. В 81 % случаев цепочные аварии происходили из-за повреждений в сети и отказов в срабатывании защитных коммутационных аппаратов.[8] На цепочечные аварии приходится 90 % народнохозяйственного ущерба [9].

Под глубиной цепочной аварии понимается уровень расстройства функционирования установок энергосистемы при авариях и нарушениях в работе [7,8,10].

Показателем живучести энергосистемы может служить частота появления системных цепочных аварий с различной глубиной нарушения электроснабжения [8]. Поэтому работы связанные с совершенствованием методов оценки живучести систем энергоснабжения и подстанций являются весьма актуальными задачами.

2. Цель и задачи исследования, планируемые результаты

Получить новую актуальную зависимость живучести узла нагрузки от частоты и длительности появления КЗ в защищаемом элементе сети, надежность средств релейной защиты, через которые проходит сквозной аварийный ток и сроков их диагностики. Для достижения поставленной цели необходимо решить следующую задачу:

  1. Усовершенствовать математическую модель для оценки живучести узла нагрузки подстанции 110/6-10 кВ(СШ-I и СШ-II).
  2. Получение инженерных формул, с помощью которых можно оценить живучесть узла нагрузки.
  3. Пример расчетов надежности и живучести подстанции 110/6-10 кВ.

3. Научная ценность работы

Получена новая аналитическая зависимость, которая позволяет оценить живучесть подстанции, которая зависит от частоты появления КЗ в линиях отходящих от секции шин (СШ-I и СШ-II), надежности систем отключения соответствующих защитных коммутационных аппаратов и сроков их диагностики.

4. Практическая ценность работы

Полученная в работе зависимость позволяет прогнозировать живучесть подстанции, сравнивать полученный результат с нормируемым отраслевыми документами уровнем и если полученный уровень живучести узла нагрузки будет больше нормируемого 1/год,то представляется возможность разрабатывать такие организационные и технические мероприятия, при которых нормируемый уровень будет обеспечен, т.е. 1/год.

5. Основной материал

В качестве показателя живучести узла нагрузки в работе используется частота появления цепочной аварии, т.е. частота отключения узла нагрузки при возникновении КЗ в защищаемом элементе сети и отказе в срабатывании ряда защитных коммутационных аппаратов (ЗКА) ,через которые прошел сквозной аварийный ток и привел в действие их «токовой» защиты.

                   (1)

6. Результаты исследований

Живучесть узла нагрузки определяется в динамическом режиме, то есть, когда в отходящих от секций шин линиях или их потребителях случайно произойдет короткое замыкание (КЗ).

Характеризовать живучесть узла нагрузки будем параметром потока его аварийного отключения при КЗ в зоне действия токовой защиты – i-того коммутационного аппарата, присоединенного к соответствующей СШ-I или СШ-II.

Например, если линия получает электроэнергию от коммутационного аппарата под номером 9, который в свою очередь получает электроэнергию от I с.ш. (рис.1), тогда СШ-I потеряет живучесть при совпадении в пространстве и времени двух случайных событий: - произошло КЗ в линии и - произошел отказ в срабатывании выключателя под номером 9. В этом случае поврежденная линия отключается с выдержкой времени 0,5 сек. «токовой защиты» коммутационного аппарата под номером 18, и все потребители, которые получали электроэнергию от СШ-I будут ложно отключены.

Рис.1- Принципиальная схема подстанции
Рис.2-Схема замещения подстанции для расчета ее надежности

Обозначим через живучесть секции шин I, то есть параметр потока аварийных отключений секции шин, при КЗ в линиях, потребители которых получают электроэнергию от линий , тогда, используя формулу (1) получим:

                   (2)

В том случае когда: ,тогда формула (1) примет вид:

                   (3)
                   (4)
- параметр потока КЗ происшедших в j-той линии отходящих от СШ-I; - число зафиксированных КЗ происшедших в i-той линии за время наблюдения t.

                   (5)
где - параметр потока отказов в срабатывании системы отключения i-того коммутационного аппарата ; - число выявленных в результате диагностики повреждений в системе отключений i-того коммутационного аппарата, которые могли бы привести к отказу его в срабатывании при КЗ в зоне действия его токовых защит; - интервал времени между диагностической проверкой системы отключения выключателя; t- время наблюдения за электрооборудование подстанции.

Аналогичным образом определяем и живучесть СШ-II:

                   (6)

Формулы (2) и(6) справедливы при выполнении следующих условий:

                   (7)

При выводе этих формул были приняты следующие допущения:

  1. Интервал времени между КЗ и интервал времени между отказами, выявление в системе отключения коммутационных аппаратов в результате их диагностики, независимы случайные величины, которые не противоречат экспоненциальным функциям распределения вероятностей с параметрами и соответственно;
  2. Длительность нахождения системы отключения коммутационных аппаратов в необнаруженном отказавшем состоянии не противоречит экспоненциальной функции распределения вероятностей;
  3. Устройство релейной защиты (РЗ) могут выходить из строя только тогда, когда они находятся в режиме ожидания;
  4. Если к моменту возникновения КЗ в линии, на которое должна реагировать РЗ, она находилась в исправном состоянии, то маловероятен ее выход из строя в режиме тревоги [8];
  5. Отказы в схеме РЗ и приводе системы отключение выключателя выявляются и устраняются только в результате абсолютно надежных диагностических проверок, которые происходят с интервалом времени .

Под отказом в срабатывании защитного коммутационного аппарата (ЗКА) будем понимать такой, который приводит к отказу в отключении поврежденного элемента сети при КЗ в зоне действия его релейной защиты [6].

Вероятность аварийного отключения секции шин в течение времени t можно определить следующим образом:

                   (8)
где – параметр потока аварийных отключений секций шин при КЗ отходящих от линий.

7. Пример

Под наблюдение в течении Т=12 лет находилось оборудование подстанции 110/6 кВ, которая снабжала электроэнергией одну из шахт Донбасса. От первой системы шин отходили 4 линии и от второй также 4. Схема трансформаторной подстанции (рис.1).

За это время наблюдений было зафиксировано следующее число коротких замыканий (КЗ), которые произошли в линиях :

Системы отключения ЗКА подстанции проверялись (диагностировались) один раз в год, т.е. =1 год. За время наблюдения 12 лет было выявлено следующее число повреждений, которые могли бы привести к отказу его в срабатывании при КЗ в зоне действия его токовой защиты:

Построить «дерево» событий и схемы минимальных сечений, которое объясняет потерю живучести секции I и II.

Определить: 1) живучесть секции I и II; 2) как изменится живучесть секции шин I и II, если диагностировать систему отключения ЗКА будем через =0,5 года; 3) какова вероятность того, что в течение 10 лет при =1 год секции I и II потеряют живучесть.

Решение

Используя исходные данные примера формулы (4), (5) находим следующие параметры потоков КЗ в линиях и в системе отключения ЗКА:

а) для отходящих от секции шин линий:

б) для системы отключения ЗКА:

Анализируя зафиксированные в оперативных журналах результаты наблюдений (Т=12 лет) за появлениями КЗ в отходящих от секции I и II линиях, выявленные и устранённые в ЗКА отказы в системе отключения, которые могли бы привести к отказу их в срабатывании, при случайном появлении КЗ в зоне действия их токовых защит – строим «деревья» и схемы минимальных сечений, которые позволяют объяснить потерю живучести узлов нагрузки (секция I и II) подстанции 110/6 кВ [4].

Обозначим через – событие, произошло КЗ в j-той линии; – событие, произошёл отказ в системе отключения i-того ЗКА.

Каждое из событий и характеризуются параметрами потока КЗ – и параметром потока отказов в системе отключения ЗКА – .

Дерево событий, которое объясняет потерю живучести секции I и II имеет вид рис. 3 а, б.

Используя рис. 2 а, в строим схемы минимальных сечений рис. 2 б, г.

Пользуясь формулой (1), значениями параметров и , полученными с помощью формул (4) и (5) и схемами минимальных сечений рис. 2 б, г находим:

Если же диагностику системы отключения ЗКА проводить через =0,5 года, тогда:

Рисунок 3 - Потеря живучести секции I (анимация: 7 кадров, 5 циклов повторения, 183 килобайт)
Рис. 3 – Потеря живучести секции I (анимация: 7 кадров, 5 циклов повторения, 183 килобайт)

Рис. 4 – Дерево событий и схемы минимальных сечений

а) произошло событие – КЗ в линии Лj (j=1...4 ) и – отказал в срабатывании ЗКА (i=1...4 );

б) схема минимальных сечений, составленная для оценки живучести секции I;

в) произошло событие – КЗ в линии Л7, j=7 и событие – отказал в срабатывании ЗКА, i=7;

г) схема минимальных сечений, составленная для оценки живучести секции II.

Определим во сколько раз увеличится живучесть секции шин I и II при уменьшении сроков диагностики системы отключения коммутационного аппарата с =1 год на =0,5 года.

Вероятность того, что в течение t=10 лет при =1 год секции I и II подстанции потеряют живучесть можно оценить с помощью формулы (8):

При написании данного реферата магистерская работа еще не завершена. Окончательное завершение: декабрь 2013 года. Полный текст работы и материалы по теме могут быть получены у автора или его руководителя после указанной даты.

Выводы

  1. Для определения наиболее точной оценки живучести узлов нагрузки подстанции 110/6 – 10 кВ, наблюдение за электрооборудованием следует проводить не за группами однотипных элементов, а конкретно за каждой его единицей. Чем больше время наблюдения за оборудованием подстанции, тем точнее получим значение живучести узла нагрузки.
  2. Наблюдение за работой электрооборудования подстанции следует начинать с момента ее пуска в эксплуатацию до момента утилизации.
  3. Наблюдение в течение T=12 лет за электрооборудованием подстанции 110/6 кВ, которая снабжает электроэнергией угольную шахту, установлено, что живучесть секции шин: , а .
  4. Показано, что изменение срока диагностики системы отключения ЗКА 6 кВ с =1 год до =0,5 года позволяет увеличить живучесть секции I и II в 4 раза.
  5. Определена вероятность того, что в течение t=10 лет секции I и II подстанции потеряют живучесть: .

Список источников

  1. Макаров С.О. Разбор элементов, составляющих боевую силу судов.// Морской сборник, 1894,№6, с.1– 106.
  2. Prevention of power failures Vol. 3. Studies of the task groups on the northeast power interruption. A report to the federal power commission. June, 1967, 142 p.
  3. Гук Ю.Б. Теория надежности в электроэнергетике. – Л.: Энергоатомиздат. Ленинградское отд-ние, 1990. – 208 с.
  4. Надежность систем энергетики. Терминология. – М.: Наука, 1980,вып. 95. – 42 с.
  5. Ковалев А.П., Якимишина В.В. О живучести объектов энергетики//Промышленная энергетика, №1, 2006. – с. 20-26.
  6. Ковалев А.П, Якимишина В.В, Нагорный М.А. Оценка надежности узлов нагрузки подстанции 110/10 кВ//Промышленная энергетика, № 11, 2010. – c. 24-28.
  7. Фабрикант В.П. О применении теории надежности к оценке устройств релейной защиты///Электричество, № 9, 1965. – с. 6– 9.
  8. Эндрени Дж. Моделирование при расчётах надёжности в электроэнергетических системах. Пер. с англ./Под ред. Ю.И. Руденко. – М.: Энергоатомиздат, 1983. – 336 с.
  9. Диллон Б., Сингх Ч. Инженерные методы обеспечения надежности систем: Пер. с англ. – М.: Мир, 1984. – 318 с.
  10. Руденко Б.Н., Ушаков И.Н. Надежность систем энергетики. -М.: Наука, 1986. – 252 с.
  11. Китушин В. Г. Определение характеристик отказов системы при цепочечном развитии аварий. – Энергетика и транспорт, 1977, №3.
  12. Ковалев А.П., Чурсинов В. И., Якимишина В. В. Оценка вероятности появления цепочечных аварий в энергосистемах. – Вестник Кременчугского гос.политехн. ун-та, 2004, вып. 3/2004(26).