ДонНТУ   Портал магістрів

Реферат за темою випускної роботи

Зміст

Вступ

Вперше в світі поняття живучості було сформульоване російським адміралом Степаном Йосиповичем Макаровим - це здатність судна продовжувати бій, маючи пошкодження в різних бойових частинах [1].

В енергетиці під живучістю розуміється властивість об'єкта протистояти збуренням, не допускаючи їх каскадного розвитку з масовим порушенням живлення споживачів [4].

1. Актуальність теми

Поштовхом до розвитку методів оцінки та прогнозування цепочечних аварій в енергосистемах (ЕС) послужила аварія, сталося 9 листопада 1965 року в США, яка призвела до того, що на території з населенням близько 30 млн. чоловік більш ніж на 10 годину було припинено подачу електроенергії. Збиток від аварії склав більше 100 млн. доларів. Послідували після цього десяток дрібних (з економічної точки зору), але подібних аварій по країні завершилися 13 липня 1977 аварією в Нью-Йорку. Протягом 25 годин було паралізовано життя Нью-Йорка. Збиток від наслідків цієї аварії склав більше 1 млрд. доларів [2].

Через 26 років, 14 серпня 2003 року в 16 годин 11 хвилин за місцевим часом через пошкодження на лінії Ніагара - Мохок без електрики залишилася майже вся східна частина Північної Америки, т.е.50 млн. чоловік [5].

Про кожну з перерахованих аварій можна сказати, що дана енергосистема втратила живучість. Живучість електроенергетичної системи (ЕЕС) залежить від її структури, конфігурації, надійності електрообладнання, засобів релейного захисту та протиаварійної автоматики, а також від кваліфікації обслуговуючого персоналу, запасу стійкості, резерву активної потужності і т.д. [6].

При експлуатації ЕЕС спостерігається поява так званих ланцюгових аварій, при КЗ в одній із споживачів електричної енергії та з-за послідовної відмови в спрацьовуванні декількох вимикачів через які пройшов наскрізний аварійний струм і привів у дію їх релейного захисту [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 цепочечниє аварії припадає 90% народногосподарського збитку [9].

Під глибиною цепочной аварії розуміється рівень розладу функціонування установок енергосистеми при аваріях і порушеннях в роботі [7,8,10].

Показником живучості енергосистеми може служити частота появи системних ланцюгових аварій з різною глибиною порушення електропостачання [8]. Тому роботи пов'язані з удосконаленням методів оцінки живучості систем енергопостачання і підстанцій є дуже актуальними завданнями.

2. Мета роботи

Отримати нову актуальну залежність живучості вузла навантаження від частоти і тривалості появи КЗ в захищається елементі мережі, надійність засобів релейного захисту, через які проходить наскрізною аварійний струм і термінів їх діагностики. Для досягнення поставленої мети необхідно вирішити наступне завдання:

  1. Удосконалити математичну модель для оцінки живучості вузла навантаження підстанції 110/6-10 кВ (СШ-I і СШ-II).
  2. Отримання інженерних формул, за допомогою яких можна оцінити живучість вузла навантаження.
  3. Приклад розрахунків надійності та живучості підстанції 110/6-10 кВ.

3. Наукова цінність роботи

Отримано нову аналітичну залежність, яка дозволяє оцінити живучість підстанції, яка залежить від частоти появи КЗ в лініях відходять від секції шин (СШ-I і СШ-II), надійності систем відключення відповідних захисних комутаційних апаратів і термінів їх діагностики.

4. Практична цінність роботи

Отримана в роботі залежність дозволяє прогнозувати живучість підстанції, порівнювати отриманий результат з нормованим галузевими документами рівнем і якщо отриманий рівень живучості вузла навантаження буде більше нормованого 1/рік, то представляється можливість розробляти такі організаційні та технічні заходи, при яких нормований рівень буде забезпечений, тобто 1/рік.

5. Основний матеріал

Як показник живучості вузла навантаження в роботі використовується частота появи цепочной аварії, тобто частота відключення вузла навантаження при виникненні КЗ в захищається елементі мережі та відмову у спрацьовуванні ряду захисних комутаційних апаратів (ЗКА), через які пройшов наскрізний аварійний струм і привів у дію їх «струмового» захисту.

                   (1)

6. Результати досліджень

Живучість вузла навантаження визначається в динамічному режимі, тобто, коли в відходять від секцій шин лініях або їх споживачах випадково відбудеться коротке замикання (КЗ).

Характеризувати живучість вузла навантаження будемо параметром потоку його аварійного відключення при КЗ в зоні дії струмового захисту - i-того комутаційного апарату, приєднаного до відповідної СШ-I або СШ-II.

Наприклад, якщо лінія отримує електроенергію від комутаційного апарату під номером 9, який у свою чергу отримує електроенергію від I пн.ш. (Рис.1), тоді СШ-I втратить живучість при збігу в просторі і часі двох випадкових подій: -сталося КЗ в лінії Л1 і -сталася відмова в спрацьовуванні вимикача під номером 9. У цьому випадку пошкоджена лінія Л1 відключається з витримкою часу 0,5 сек. «Струмового захисту» комутаційного апарату під номером 18, і всі споживачі, які отримували електроенергію від СШ-I будуть ложно відключені.

Рис.1-Принципова схема підстанції
Рис.2-Схема заміщення підстанції для розрахунку її надійності

Позначимо через живучість секції шин I, тобто параметр потоку аварійних відключень секції шин, при КЗ в лініях, споживачі яких отримують електроенергію від ліній , тоді, використовуючи формулу (1) отримаємо:

                   (2)

У тому випадку коли:,тоді формула (1) прийме вигляд:

                   (3)
                   (4)
- параметр потоку КЗ відбулися в j-тій линії , що відходять від СШ-I; - число зафіксованих КЗ відбулися в i-тій лінії за час спостереження t.

                   (5)
де - параметр потоку відмов у спрацьовуванні системи відключення i-того комутаційного апарату ; - число виявлених в результаті діагностики пошкоджень в системі відключень i-того комутаційного апарату, які могли б призвести до відмови його в спрацьовуванні при КЗ в зоні дії його струмових захистів; - інтервал часу між діагностичної перевіркою системи відключення вимикача; t - час спостереження за електрообладнання підстанції.

Аналогічним чином визначаємо і живучість СШ-II

                   (6)

Формули (2) і (6) справедливі при виконанні таких умов:

                   (7)

При виведенні цих формул були прийняті такі припущення:

  1. Інтервал часу між КЗ і інтервал часу між відмовами, виявлення в системі відключення комутаційних апаратів в результаті їх діагностики, незалежні випадкові величини, які не суперечать експоненціальним функціям розподілу ймовірностей з параметрами та відповідно;
  2. Тривалість знаходження системи відключення комутаційних апаратів в невиявлення відмовив стані не суперечить експоненційної функції розподілу ймовірностей;
  3. Пристрій релейного захисту (РЗ) можуть виходити з ладу тільки тоді, коли вони знаходяться в режимі очікування;
  4. Якщо до моменту виникнення КЗ в лінії, на яке повинна реагувати РЗ, вона перебувала в справному стані, то малоймовірний її вихід з ладу в режимі тривоги [8];
  5. Відмови у схемі РЗ і приводі системи відключення вимикача виявляються і усуваються тільки в результаті абсолютно надійних діагностичних перевірок, які відбуваються з інтервалом часу .

Під відмовою у спрацьовуванні захисного комутаційного апарату (ЗКА) будемо розуміти такий, який призводить до відмови у відключенні пошкодженого елементу мережі при КЗ в зоні дії його релейного захисту [6].

Ймовірність аварійного відключення секції шин протягом часу t можна визначити наступним чином:

                   (8)
де – параметр потоку аварійних відключень секцій шин при КЗ відходять від ліній.

7. Приклад

Під спостереження на протязі Т = 12 років знаходилося устаткування підстанції 110/6 кВ, яка постачала електроенергією одну з шахт Донбасу. Від першої системи шин відходили 4 лінії і від другої також 4. Схема трансформаторної підстанції (рис.1).

За цей час спостережень було зафіксовано наступне число коротких замикань (КЗ), які відбулися в лініях :

Системи відключення ЗКА підстанції перевірялися (діагностувалися) один раз на рік, тобто =1 рік. За час спостереження 12 років було виявлено наступне число пошкоджень, які могли б призвести до відмови його в спрацьовуванні при КЗ в зоні дії його струмового захисту:

Побудувати «дерево» подій і схеми мінімальних перетинів, яке пояснює втрату живучості секції I і II.

Визначити: 1) живучість секції I і II; 2) як зміниться живучість секції шин I і II, якщо діагностувати систему відключення ЗКА будемо через =0,5 року; 3) яка ймовірність того, що протягом 10 років при =1 рік секції I і II втратять живучість.

Рішення

Використовуючи вихідні дані прикладу формули (4), (5) знаходимо наступні параметри потоків КЗ в лініях і в системі відключення ЗКА:

а) для відходячих від секції шин ліній:

б) для системи відключення ЗКА:

Аналізуючи зафіксовані в оперативних журналах результати спостережень (Т = 12 років) за появами КЗ в відходять від секції I і II лініях, виявлені і усунені в ЗКА відмови в системі відключення, які могли б призвести до відмови їх в спрацьовуванні, при випадковому появі КЗ в зоні дії їх струмових захистів - будуємо «дерева» і схеми мінімальних перетинів, які дозволяють пояснити втрату живучості вузлів навантаження (секція I і II) підстанції 110/6 кВ [4].

Позначимо через – подія, відбулося КЗ в j-тій лінії; – подія, сталася відмова в системі відключення i-того ЗКА.

Кожне з подій и характеризуються параметрами потоку КЗ – і параметром потоку відмов у системі відключення ЗКА .

Дерево подій, яке пояснює втрату живучості секції I і II має вигляд рис. 3 а, б.

Використовуючи рис. 3 а, в будуємо схеми мінімальних перетинів рис. 2 б, м.

Користуючись формулою (1), значеннями параметрів и , отриманими за допомогою формул (4) і (5) і схемами мінімальних перерізів рис. 2 б, г знаходимо:

Якщо ж діагностику системи відключення ЗКА проводити через =0,5 року, тоді:

Рисунок 3 - Втрата живучості секції I (анімація: 7 кадів, 5 циклів повторення, 183 кілобайт)
Рис. 3 – Втрата живучості секції I (анімація: 7 кадів, 5 циклів повторення, 183 кілобайт)

Рис. 4 – Дерево подій і схеми мінімальных перетинів

а) відбулася подія – КЗ в лінії Лj (j=1...4 ) і – відмовив у спрацюванні ЗКА (i=1...4 );

б) схема мінімальних перетинів, складена для оцінки живучості секції I;

в) відбулася подія – КЗ в лінії Л7, j=7 і подія – відмовив у спрацюванні ЗКА, i=7;

г) схема мінімальних перетинів, складена для оцінки живучості секції II.

Визначимо у скільки разів збільшиться живучість секції шин I і II при зменшенні термінів діагностики системи відключення комутаційного апарата з =1 рік на =0,5 року.

Ймовірність того, що протягом t = 10 років при =1 рік секції I і II підстанції втратять живучість можна оцінити за допомогою формули (8):

При написанні даного реферату магістерська робота ще не завершена. Остаточне завершення: грудень 2013 року. Повний текст роботи і матеріали по темі можуть бути одержані у автора або його керівника після вказаної дати.

Висновки

  1. Для визначення найбільш точної оцінки живучості вузлів навантаження підстанції 110/6 - 10 кВ, спостереження за електрообладнанням слід проводити не за групами однотипних елементів, а конкретно за кожною його одиницею. Чим більше час спостереження за обладнанням підстанції, тим точніше отримаємо значення живучості вузла навантаження.
  2. Спостереження за роботою електрообладнання підстанції слід починати з моменту її пуску в експлуатацію до моменту утилізації.
  3. Спостереження протягом T = 12 років за електроустаткуванням підстанції 110/6 кВ, яка забезпечує електроенергією вугільну шахту, встановлено, що живучість секції шин: , а .
  4. Показано, що зміна терміну діагностики системи відключення ЗКА 6 кВ з =1 рік до =0,5 року дозволяє збільшити живучість секції I і II в 4 рази.
  5. Визначено ймовірність того, що протягом t = 10 років секції I і II підстанції втратять живучість: .

Перелік посилань

  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).