Клімова Дарина Юріївна
Факультет: Електротехнічний
Кафедра: Електропостачання промислових підприємств і міст
Спеціальність: Електротехнічні системи електроспоживання
Тема випускної роботи:
Оцінка живучості вузлів навантаження підстанції 110/10 кВ,
що живить електроенергією промислове підприємство
Керівник: Ковальов Олександр Петрович
Матеріали до теми випускної роботи:
Про автора
Реферат за темою випускної роботи
Введення
Одним засобом забезпечення живучості вузла навантаження є автоматичне включення резерву (АВР). Електропостачання вузла навантаження повинно відновлюватися не тільки при пошкодженні основного джерела живлення або зникнення напруги на живильної стороні, але й у випадках, що призводять до відключення вимикача (при відключенні джерела живлення внаслідок помилкового або неселективного спрацювання релейного захисту - РЗ, мимовільному відключенні вимикача, помилкових діях персоналу в процесі проведення ремонтних або налагоджувальних робіт, а також при пошкодженні ізоляції на ланцюгах оперативного струму). Висока техніко-економічна ефективність і простота схем АВР зумовили їх широке застосування в енергосистемах та мережах промислових підприємств.
Дія пристрою АВР повинно бути однократним (з метою запобігання багаторазового включення резервного живлення при неустранівшемся КЗ) і відбуватися тільки після відключення вимикача робочого елементу з боку шин споживача (для виключення подачі напруги на пошкоджений елемент), тому звичайно його пуск виконується від допоміжних контактів в приводі вимикача.
Пристрій слід доповнювати захистом мінімальної напруги, що контролює наявність напруги на шинах споживача і в разі його зникнення діючої на відключення вимикача робочого джерела живлення [2], якщо він залишився включеним.
Живучість електроенергетичної системи (ЕЕС) залежить від структури, конфігурації, надійності електрообладнання, засобів РЗ і протиаварійної автоматики, а також від кваліфікації обслуговуючого персоналу, запасу стійкості, резерву активної потужності [3].
При КЗ в елементах мережі та відмову у спрацьовуванні ряду захисних комутаційних апаратів (ЗКА), через які протікав наскрізної аварійний струм, відбуваються так звані ланцюжні аварії [4]. У 25 ЕЕС і двох ОЕС колишнього СРСР за 5 років було зафіксовано 75 таких аварій. А 81% випадків вони походили з-за пошкоджень в мережі і відмов у функціонуванні ЗКА [5]. На їх частку припадає 90% збитку, що наноситься споживачам електричної енергії [6].
Ступінь розладу функціонування установок при аваріях і порушеннях в роботі називають глибиною [5-7]. Глибина цепочечной аварії залежить від місця появи КЗ і числа відключення комутаційних апаратів, через які протікав наскрізної аварійний струм і привів у дію їх струмові захисти. ЇЇ можна характеризувати числом помилково вимкнених непошкоджених споживачів (секції шин) або їх збитками, які пов'язані з недоотпуском електроенергії, простоєм устаткування і розладами технологічних циклів.
Тому питання, пов'язане з оцінкою живучості вузлів навантаження реальної підстанції, є актуальною науковою задачею.
Мета роботи
Отримати нову залежність живучості вузла навантаження від частоти і тривалості появи КЗ в захищуваному елементі мережі, надійність засобів захисту, через які проходить наскрізний аварійний струм і термінів їх діагностики.
Для досягнення поставленої мети необхідно:
1. Пропонувати математичну модель для живучості вузла навантаження.
2. Отримання інженерних формул, за допомогою яких можна оцінити живучість вузла навантаження.
3. Приклад розрахунків надійності вузла навантаження.
Наукова новизна
Отримано нову залежність для оцінки вузла навантаження підстанції 110/10 кВ.
Практична цінність
Запропоновано інженерну методику для оцінки живучості вузла навантаження підстанції 110/10 кВ.
Основні результати
Показником живучості може служити частота появи системних цепочечних аварій з різною глибиною порушення електропостачання [6]. Частота їх виникнення при КЗ в захищуваному елементі мережі та відмову у
спрацьовуванні ряду ЗКА, через які протікав наскрізної аварійний струм, визначається за формулою [8] :
(1)
де λj — параметр потоку незалежних КЗ в j-му елементі мережі; λs.i — параметр потоку відмов у спрацьовуванні i-го ЗКА; θi — інтервал часу між профілактичними оглядами системи відключення i-го ЗКА разом з його релейним захистом або системи АВР; m - число ЗКА, через які протікав наскрізної аварійний струм (при цьому дія їх основної або резервної РЗ
обов'язково), або число секційних комутаційних апаратів з АВР, які відмовили у включенні; n - число одиниць електрообладнання, що одержують електроенергію від даного вузла навантаження.
Формула (1) справедлива при виконанні двох умов:
-інтервали часу між появами КЗ в елементі мережі та інтервали часу між відмовами у спрацьовуванні ЗКА не суперечать експоненціальним функцій розподілу ймовірностей з параметрами
відповідно λj, λs.i;
- θiλs.i<0,1.
У разі недотримання другої умови можна скористатися створеними на кафедрі електропостачання промислових підприємств і міст Донецького національного технічного університету математичними моделями у вигляді систем лінійних диференціальних рівнянь, що дозволяють прогнозувати вірогідність появи цепочечних (каскадних) аварій практично будь-якої глибини в енергосистемах та мережах промислових підприємств. Також розроблені принцип побудови схем заміщення для оцінки складних аварійних ситуацій і методика збору і обробки необхідної статистичної інформації.
При виведенні формули (1) прийняті наступні допущення:
- пристрої захисту можуть виходити з ладу тільки тоді, коли вони знаходяться в режимі очікування;
- якщо до моменту виникнення пошкодження в мережі, на яке повинна реагувати РЗ, вона перебувала в справному стані, то малоймовірний її вихід з ладу в режимі тривоги [9, 10].
Відмови в схемах РЗ і приводі вимикача виявляються і усуваються тільки в результаті абсолютно надійних профілактичних перевірок. Під відмовою у спрацьовуванні ЗКА будемо розуміти такий, який призводить до відмови в
відключення пошкодженого елемента мережі при КЗ в зоні дії його релейного захисту.
У разі, якщо терміни профілактики систем відключення ЗКА будуть однакові (тобто, θi =θ i=1..m), формула (1) набуде вигляду :
Імовірність появи каскадної аварії Q (t) протягом часу t можна визначити за виразом :
Q(t)=1-e-Ht (3)
Якщо Ht<0,1, то Q(t)
Ht.
Приклад 1. Розглянемо схему електропостачання секцій шин I і II на рис. 1.
Вихідні дані:
piк-1; λs.0=λs.1=λs.2=λs.3=λs.4=
λs.12=λs.13=λs.14=0,098 piк-1>. Необхідно визначити вірогідність аварійного відключення секцій шин I і II протягом року при КЗ в одному з елементів мережі, які отримують електроенергію від секції шин I, тобто ймовірність появи цепочечной аварії.
Рисунок 1
Рішення. При КЗ в одному з j (j = 5 .. 11) елементів (див. рис. 1) спрацьовують РЗ комутаційних апаратів 14, 13, 12 і одного з комутаційних апаратів (1-4) відходять від секції шин I ліній.
Секції I і II відключаться комутаційним апаратом 14, при цьому не спрацюють найближчий до місця КЗ комутаційний апарат , через який протікав наскрізної аварійний струм, і комутаційні апарати 12 і 13.
За формулою (2) при m = 3 знаходимо:
За висловом (3) обчислюємо ймовірність появи цепочечной (каскадної) аварії протягом 1 року, тобто аварійного відключення секцій шин I і II при КЗ в одному з j елементів мережі, які отримують електроенергію від секції I.
Оскільки Ht <<0.1, отримуємо:
Q(t)
H·t=H·1=3,32·10-7.
Приклад 2. Розглянемо схему вузла мережі без АВР і з АВР на секційному вимикачі (СВ) - рис. 2, а і б. Вихідні дані: λs.1=λs.2=λs.3=λs.0=9,8·10-2 рік-1 – параметр потоку відмов у спрацьовуванні захисного комутаційного апарата; λo.4=3,6·10-2 piк-1 — параметр потоку відмов типу "обрив ланцюга" ввідного вимикача; λ5= 1,8·10-2 piк-1 — параметр потоку КЗ в лінії 5; λs.6 = 5,2·10-2 piк-1 – параметр потоку відмов у спрацьовуванні (включення секційного вимикача 6 (при зникненні напруги на секції шин I з-за відмов типу «обрив» в елементі 4 або через КЗ в елементі 5) і його відключення; λ7=3,7·10-2 piк-1, λ8=
=4,3·10-2 piк-1, λ9=6,2·10-2 piк-1 –параметри потоків КЗ на які відходять від секції I лініях;θ= 1 рік - інтервал часу між перевірками системи відключення захисних комутаційних апаратів. Необхідно оцінити живучість вузла навантаження (секція I) в схемах на рис. 2, а і б а також ефективність АВР.
Рисунок 2
Рішення. У першому варіанті (рис. 2, а) секція шин I буде знеструмлена:
а) при КЗ на що відходить від неї лінії та відмову у спрацьовуванні відповідного захисного комутаційного апарата (її відключить захист комутаційного апарата 4)
Використовуючи формулу (2) і вихідні дані, знайдемо параметр потоку аварійних відключень розглянутої секції:
H1=0,5(λ7+λ8+λ9)θ2λ2s.0=0,5(3,7·10-2+4,3·10-2+6,2·10-2)·12·9,82·10-4=6,82·10-4piк-1
б) при відмові типу «обрив ланцюга» в елементі 4 або типу «коротке замикання» в елементі 5.
У цьому випадку параметр потоку аварійної відключення секції I :
H2=λo.4+λ5=3,6·10-2+1,8·10-2=0,054 piк-1
отже, інтенсивність її аварійного відключення.
H=H1+H2=6,82·10-4+0,054=0,05468 piк-1
У другому варіанті (рис. 2, б) з використанням АВР на секційному вимикачі 6 (у нормальному стані він відключений) секція I знеструмити, якщо відбудеться відмова типу «обрив ланцюга» в елементі 4 або типу «коротке
замикання »в елементі 5, а система включення АВР буде знаходитися в відмовила стані. У цьому випадку параметр потоку аварійних відключень Н3 секції I:
H3=0,5(λ5+λo.4)θ2λ2s.6=0,5(1,8·10-2+3,6·10-2)·12·5,22·10-4=0,73·10-4piк-1
За наявності АВР на секційному вимикачі параметр потоку аварійних відключень :
H4=H1+H3=6,82·10-4+0,73·10-4=7,55·10-4 piк-1
Таким чином, застосування АВР на секційному вимикачі 6 дозволяє підвищити надійність вузла мережі (секції I) в К = Н/Н4 = 0,05468/7,55·10-4 = 72,4 рази.
Приклад 3. Розглянемо схему електропостачання промислового підприємства (рис. 3). Наприклад, при КЗ в точці К1 лінія 3 відключиться
комутаційним апаратом 7, а лінійний вимикач 5 на стороні 35 кВ - захистом мінімальної напруги. Включення АВР на СВ 35 кВ 7 (АВР1) повинне відбутися тільки після неуспішного одноразового автоматичного повторного включення лінії (АПВ) 35 кВ комутаційним апаратом 1.
Для відновлення живлення шляхом АПВ (при відсторонилася КЗ) потрібен
включення тільки одного вимикача, при цьому електропостачання споживачів
буде відбуватися за нормальною схемою. У разі неустранівшегося КЗ на лінії
3 для спрацьовування АВР на СВ 7 необхідно відключити лінійний вимикач
5 і включити СВ 7. Живлення споживачів буде здійснюватися по одній лінії
35 кВ.
Якщо відбулася відмова чи неуспішності включення СВ 35 кВ, живлення
споживачів може бути відновлено тільки включенням СВ 10 кВ (15). При
неузгодженості за часом дій захистів мінімальної напруги
пристрою АВР 10 кВ (АВР2) і АВР 35 кВ перша відключить вимикач 13
раніше, ніж включиться СВ 35 кВ від свого АВР. Живлення споживачів буде
здійснюватися тільки від одного трансформатора. Ця схема менш надійна,
оскільки залишився в роботі трансформатор може перевантажитися, що при
справному другому трансформаторі небажано.
Аналогічно розглянутого захист мінімальної напруги на
розподільчих пунктах РП1 і РП2 повинна спрацьовувати тільки після неуспішного АПВ лінії 10 кВ. Крім того, час її спрацьовування
доцільно прийняти більше часу дії АВР2 10 кВ.
При узгодженні витримки часу захисту мінімальної напруги і
вищестоящого пристрої АВР, також включається своїм захистом
мінімальної напруги, необхідно врахувати, що розглянутий захист не
повинен спрацювати до відновлення напруги в результаті успішного
спрацьовування зазначеного пристрою АВР від захисту мінімальної напруги.
Рисунок 3 - Схема електропостачання промислового підприємства
(Анімація: обсяг - 82,7 кБ; розмір - 806 x 1023 пікселів; кількість кадрів - 5; кількість циклів повторень - 6);
Вихідні дані: λ3 = 1,8 piк-1; λ8 = 0,3 piк-1; λ11 = 0,097 piк-1; λ16 = 1,12 piк-1; λ25 = 0,13 piк-1; λ26 = 0,12 piк-1; λ27 = λ28 = 0,138 piк-1; λ47 = 0,074 piк-1; λ48 = 0,1 piк-1; λ49 = 0,12 piк-1; λ50 = 0,13 piк-1; λs.7 = λs.15 = λs.35 = 0,0092 piк-1; λs.0 = λs.17 = λs.18 =λs.19 = λs.20 = λs.39 = λs.40 = λs.41 = λs.42 =0,061 piк-1; θ = 1 рік. Необхідно визначити живучість вузла навантаження для споживачів, які отримують електроенергію від
секції шин I РП1 (див. рис. 3) і оцінити підвищення живучості цього вузла при зміні терміну профілактики системи відключення захисних комутаційних апаратів і систем АВР (θ= 0,25 року).
Рішення. Будуємо «дерево» подій 
и 
що дозволяє пояснити процес аварійного відключення вузла навантаження для споживачів, які отримують електроенергію від секції шин I РП1 (див. рис. 3).
Рисунок 4
Кожна подія , що означає, що в j-му елементі (j = 47 .. 50; j = 25,28; j = 3; j = 8; j = 11; j = 16) сталася відмова типу "коротке замикання", характеризується параметром потоку відмов λj, а подія означає, що в i-м захисному комутаційному апараті (j = 39 .. 42; i = 35; i = 7; i = 15) сталася відмова у спрацьовуванні його системи автоматичного відключення або відмову у
включення i-го комутаційного апарата з АВР - параметром по струму відмов λs.i.
Використовуючи схему заміщення мінімальних перерізів (рис. 5), вихідні дані прикладу і формулу (2) , визначимо живучість вузла навантаження для споживачів, які отримують електроенергію від секції шин I РП1:
де Нk - параметр потоку аварійного відключення секції шин від k -го мінімального перетину.
Рисунок 5
Після проведення необхідних перетворень маємо:
При змінi терміну профілактики системи відключення захисного комутаційного апарата з θ = 1 рік на θ = 0,25 року, використовуючи схему заміщення мінімальних перерізів, формулу (2) і вихідні дані, отримуємо Н*= 0,526·10-4 рік -1, тобто живучість вузла навантаження збільшується в К=Н/Н*=8,415·10-4 / 0,526·10-4= 16 разів.
Висновки
1. Результати розрахунку показали, що якщо під наглядом на протязі 1 року буде перебувати N=3·106 систем електропостачання, аналогічних зображеної на рис.1 (сумарний параметр потоку КЗ в
електрообладнанні і лініях, які отримують електроенергію від секції I, буде дорівнює З рік -1, а параметр потоку відмов у спрацьовуванні захисних комутаційних апаратів - 0,098 рік -1), то статистично відбудеться КЗ в одному з елементів, які отримують електроенергію від секції шин I. Це призведе до аварійного відключення секцій I і II, тобто відбудеться цепочечное (каскадне) відключення непошкоджених споживачів.
2. Застосування АВР на секційному вимикачі 6 (див. приклад 2) підвищує живучість вузла навантаження в 72 рази.
3. Як видно з розрахунків (приклад 3), імовірність збігу в просторі і часі трьох і чотирьох випадкових подій мала (3,27·10-8 и 1,36·10-13 відповідно). Тому при оцінці живучості вузла навантаження пропонується їх не враховувати.
4. Зміна строків профілактики систем відключення захисних комутаційних апаратів θ з 1 до 0,25 року дозволяє підвищити живучість вузла навантаження в 16 разів.
Список літератури
1. Надійність систем енергетики. Термінологія. - М.: Наука, 1980, вип. 95.
2. Єрмілов А. А. Основи електропостачання промислових підприємств. 3-е вид. Оформлені. і доп. - М.: Енергія, 1976.
3. Руденко Ю. М., Ушаков І. А. Надійність систем енергетики. - М.: Наука, 1986.
4. Кітушін В. Г. Визначення характеристик відмов системи при цепочечном розвитку аварій. - Ізв. АН СРСР. Енергетика і транспорт, 1977, № 3.
5. Гук Ю. Б. Теорія надійності в електроенергетиці: Навч. посібник для вузів. - Л.: Энергоатомиздат, 1990.
6. Гук Ю. Б. Аналіз надійності електроенергетичних установок. - М.-Л.: Энергоатомиздат. Ле-нінгр. отд-ня, 1988.
7. Розанов М. М. Надійність електроенергетичних систем. - М.: Энергоатомиздат, 1984.
8. Ковальов О. П., Чурсіна В. І., Якімішнна В. В. Оцінка ймовірності появи цепочечних аварій в енергосистемах. - Вісник Кременчуцького держ. політехи, ун-ту, 2004, вип. 3 / 2004 (26).
9. Фабрикант В. П. Про застосування теорії надійності до оцінки пристроїв релейного захисту. - Електрика, 1965, № 9.
10. Про розрахунок надійності систем електропостачання газових промислів / І. В. Білоусенко, М. С. Єршов, А. П. Ковальов та ін - Електрика, 2004, № 3.
11. Ендрені Дж. Моделювання при розрахунках надійності в електроенергетичних системах. Пер. з англ. / За ред. Ю. І. Руденко. - М.: Энергоатомиздат, 1983.
При написанні даного автореферату магістерська робота не завершена. Остаточний варіант роботи можна отримати у автора або наукового керівника після грудня 2010
Факультет: Електротехнічний
Кафедра: Електропостачання промислових підприємств і міст
Спеціальність: Електротехнічні системи електроспоживання
Тема випускної роботи:
Оцінка живучості вузлів навантаження підстанції 110/10 кВ, що живить електроенергією промислове підприємство
Керівник: Ковальов Олександр Петрович
Матеріали до теми випускної роботи: Про автора
Реферат за темою випускної роботи
Введення
Одним засобом забезпечення живучості вузла навантаження є автоматичне включення резерву (АВР). Електропостачання вузла навантаження повинно відновлюватися не тільки при пошкодженні основного джерела живлення або зникнення напруги на живильної стороні, але й у випадках, що призводять до відключення вимикача (при відключенні джерела живлення внаслідок помилкового або неселективного спрацювання релейного захисту - РЗ, мимовільному відключенні вимикача, помилкових діях персоналу в процесі проведення ремонтних або налагоджувальних робіт, а також при пошкодженні ізоляції на ланцюгах оперативного струму). Висока техніко-економічна ефективність і простота схем АВР зумовили їх широке застосування в енергосистемах та мережах промислових підприємств. Дія пристрою АВР повинно бути однократним (з метою запобігання багаторазового включення резервного живлення при неустранівшемся КЗ) і відбуватися тільки після відключення вимикача робочого елементу з боку шин споживача (для виключення подачі напруги на пошкоджений елемент), тому звичайно його пуск виконується від допоміжних контактів в приводі вимикача. Пристрій слід доповнювати захистом мінімальної напруги, що контролює наявність напруги на шинах споживача і в разі його зникнення діючої на відключення вимикача робочого джерела живлення [2], якщо він залишився включеним.
Живучість електроенергетичної системи (ЕЕС) залежить від структури, конфігурації, надійності електрообладнання, засобів РЗ і протиаварійної автоматики, а також від кваліфікації обслуговуючого персоналу, запасу стійкості, резерву активної потужності [3]. При КЗ в елементах мережі та відмову у спрацьовуванні ряду захисних комутаційних апаратів (ЗКА), через які протікав наскрізної аварійний струм, відбуваються так звані ланцюжні аварії [4]. У 25 ЕЕС і двох ОЕС колишнього СРСР за 5 років було зафіксовано 75 таких аварій. А 81% випадків вони походили з-за пошкоджень в мережі і відмов у функціонуванні ЗКА [5]. На їх частку припадає 90% збитку, що наноситься споживачам електричної енергії [6]. Ступінь розладу функціонування установок при аваріях і порушеннях в роботі називають глибиною [5-7]. Глибина цепочечной аварії залежить від місця появи КЗ і числа відключення комутаційних апаратів, через які протікав наскрізної аварійний струм і привів у дію їх струмові захисти. ЇЇ можна характеризувати числом помилково вимкнених непошкоджених споживачів (секції шин) або їх збитками, які пов'язані з недоотпуском електроенергії, простоєм устаткування і розладами технологічних циклів. Тому питання, пов'язане з оцінкою живучості вузлів навантаження реальної підстанції, є актуальною науковою задачею.
Мета роботи
Отримати нову залежність живучості вузла навантаження від частоти і тривалості появи КЗ в захищуваному елементі мережі, надійність засобів захисту, через які проходить наскрізний аварійний струм і термінів їх діагностики. Для досягнення поставленої мети необхідно:
1. Пропонувати математичну модель для живучості вузла навантаження.
2. Отримання інженерних формул, за допомогою яких можна оцінити живучість вузла навантаження.
3. Приклад розрахунків надійності вузла навантаження.
Наукова новизна
Отримано нову залежність для оцінки вузла навантаження підстанції 110/10 кВ.
Практична цінність
Запропоновано інженерну методику для оцінки живучості вузла навантаження підстанції 110/10 кВ.
Основні результати
Показником живучості може служити частота появи системних цепочечних аварій з різною глибиною порушення електропостачання [6]. Частота їх виникнення при КЗ в захищуваному елементі мережі та відмову у спрацьовуванні ряду ЗКА, через які протікав наскрізної аварійний струм, визначається за формулою [8] :
(1)
де λj — параметр потоку незалежних КЗ в j-му елементі мережі; λs.i — параметр потоку відмов у спрацьовуванні i-го ЗКА; θi — інтервал часу між профілактичними оглядами системи відключення i-го ЗКА разом з його релейним захистом або системи АВР; m - число ЗКА, через які протікав наскрізної аварійний струм (при цьому дія їх основної або резервної РЗ обов'язково), або число секційних комутаційних апаратів з АВР, які відмовили у включенні; n - число одиниць електрообладнання, що одержують електроенергію від даного вузла навантаження.
Формула (1) справедлива при виконанні двох умов:
-інтервали часу між появами КЗ в елементі мережі та інтервали часу між відмовами у спрацьовуванні ЗКА не суперечать експоненціальним функцій розподілу ймовірностей з параметрами відповідно λj, λs.i;
- θiλs.i<0,1.
У разі недотримання другої умови можна скористатися створеними на кафедрі електропостачання промислових підприємств і міст Донецького національного технічного університету математичними моделями у вигляді систем лінійних диференціальних рівнянь, що дозволяють прогнозувати вірогідність появи цепочечних (каскадних) аварій практично будь-якої глибини в енергосистемах та мережах промислових підприємств. Також розроблені принцип побудови схем заміщення для оцінки складних аварійних ситуацій і методика збору і обробки необхідної статистичної інформації.
При виведенні формули (1) прийняті наступні допущення:
- пристрої захисту можуть виходити з ладу тільки тоді, коли вони знаходяться в режимі очікування;
- якщо до моменту виникнення пошкодження в мережі, на яке повинна реагувати РЗ, вона перебувала в справному стані, то малоймовірний її вихід з ладу в режимі тривоги [9, 10].
Відмови в схемах РЗ і приводі вимикача виявляються і усуваються тільки в результаті абсолютно надійних профілактичних перевірок. Під відмовою у спрацьовуванні ЗКА будемо розуміти такий, який призводить до відмови в відключення пошкодженого елемента мережі при КЗ в зоні дії його релейного захисту.
У разі, якщо терміни профілактики систем відключення ЗКА будуть однакові (тобто, θi =θ i=1..m), формула (1) набуде вигляду :
Імовірність появи каскадної аварії Q (t) протягом часу t можна визначити за виразом :
Якщо Ht<0,1, то Q(t)Ht.
Приклад 1. Розглянемо схему електропостачання секцій шин I і II на рис. 1.
Вихідні дані: piк-1; λs.0=λs.1=λs.2=λs.3=λs.4=
λs.12=λs.13=λs.14=0,098 piк-1>. Необхідно визначити вірогідність аварійного відключення секцій шин I і II протягом року при КЗ в одному з елементів мережі, які отримують електроенергію від секції шин I, тобто ймовірність появи цепочечной аварії.
Рисунок 1
Рішення. При КЗ в одному з j (j = 5 .. 11) елементів (див. рис. 1) спрацьовують РЗ комутаційних апаратів 14, 13, 12 і одного з комутаційних апаратів (1-4) відходять від секції шин I ліній.
Секції I і II відключаться комутаційним апаратом 14, при цьому не спрацюють найближчий до місця КЗ комутаційний апарат , через який протікав наскрізної аварійний струм, і комутаційні апарати 12 і 13.
За формулою (2) при m = 3 знаходимо:
За висловом (3) обчислюємо ймовірність появи цепочечной (каскадної) аварії протягом 1 року, тобто аварійного відключення секцій шин I і II при КЗ в одному з j елементів мережі, які отримують електроенергію від секції I. Оскільки Ht <<0.1, отримуємо:
Q(t)H·t=H·1=3,32·10-7.
Приклад 2. Розглянемо схему вузла мережі без АВР і з АВР на секційному вимикачі (СВ) - рис. 2, а і б. Вихідні дані: λs.1=λs.2=λs.3=λs.0=9,8·10-2 рік-1 – параметр потоку відмов у спрацьовуванні захисного комутаційного апарата; λo.4=3,6·10-2 piк-1 — параметр потоку відмов типу "обрив ланцюга" ввідного вимикача; λ5= 1,8·10-2 piк-1 — параметр потоку КЗ в лінії 5; λs.6 = 5,2·10-2 piк-1 – параметр потоку відмов у спрацьовуванні (включення секційного вимикача 6 (при зникненні напруги на секції шин I з-за відмов типу «обрив» в елементі 4 або через КЗ в елементі 5) і його відключення; λ7=3,7·10-2 piк-1, λ8= =4,3·10-2 piк-1, λ9=6,2·10-2 piк-1 –параметри потоків КЗ на які відходять від секції I лініях;θ= 1 рік - інтервал часу між перевірками системи відключення захисних комутаційних апаратів. Необхідно оцінити живучість вузла навантаження (секція I) в схемах на рис. 2, а і б а також ефективність АВР.
Рисунок 2
Рішення. У першому варіанті (рис. 2, а) секція шин I буде знеструмлена:
а) при КЗ на що відходить від неї лінії та відмову у спрацьовуванні відповідного захисного комутаційного апарата (її відключить захист комутаційного апарата 4)
Використовуючи формулу (2) і вихідні дані, знайдемо параметр потоку аварійних відключень розглянутої секції:
H1=0,5(λ7+λ8+λ9)θ2λ2s.0=0,5(3,7·10-2+4,3·10-2+6,2·10-2)·12·9,82·10-4=6,82·10-4piк-1
б) при відмові типу «обрив ланцюга» в елементі 4 або типу «коротке замикання» в елементі 5.
У цьому випадку параметр потоку аварійної відключення секції I :
H2=λo.4+λ5=3,6·10-2+1,8·10-2=0,054 piк-1
отже, інтенсивність її аварійного відключення.
H=H1+H2=6,82·10-4+0,054=0,05468 piк-1
У другому варіанті (рис. 2, б) з використанням АВР на секційному вимикачі 6 (у нормальному стані він відключений) секція I знеструмити, якщо відбудеться відмова типу «обрив ланцюга» в елементі 4 або типу «коротке замикання »в елементі 5, а система включення АВР буде знаходитися в відмовила стані. У цьому випадку параметр потоку аварійних відключень Н3 секції I:
H3=0,5(λ5+λo.4)θ2λ2s.6=0,5(1,8·10-2+3,6·10-2)·12·5,22·10-4=0,73·10-4piк-1
За наявності АВР на секційному вимикачі параметр потоку аварійних відключень :
H4=H1+H3=6,82·10-4+0,73·10-4=7,55·10-4 piк-1
Таким чином, застосування АВР на секційному вимикачі 6 дозволяє підвищити надійність вузла мережі (секції I) в К = Н/Н4 = 0,05468/7,55·10-4 = 72,4 рази.
Приклад 3. Розглянемо схему електропостачання промислового підприємства (рис. 3). Наприклад, при КЗ в точці К1 лінія 3 відключиться комутаційним апаратом 7, а лінійний вимикач 5 на стороні 35 кВ - захистом мінімальної напруги. Включення АВР на СВ 35 кВ 7 (АВР1) повинне відбутися тільки після неуспішного одноразового автоматичного повторного включення лінії (АПВ) 35 кВ комутаційним апаратом 1.
Для відновлення живлення шляхом АПВ (при відсторонилася КЗ) потрібен включення тільки одного вимикача, при цьому електропостачання споживачів буде відбуватися за нормальною схемою. У разі неустранівшегося КЗ на лінії 3 для спрацьовування АВР на СВ 7 необхідно відключити лінійний вимикач 5 і включити СВ 7. Живлення споживачів буде здійснюватися по одній лінії 35 кВ.
Якщо відбулася відмова чи неуспішності включення СВ 35 кВ, живлення споживачів може бути відновлено тільки включенням СВ 10 кВ (15). При неузгодженості за часом дій захистів мінімальної напруги пристрою АВР 10 кВ (АВР2) і АВР 35 кВ перша відключить вимикач 13 раніше, ніж включиться СВ 35 кВ від свого АВР. Живлення споживачів буде здійснюватися тільки від одного трансформатора. Ця схема менш надійна, оскільки залишився в роботі трансформатор може перевантажитися, що при справному другому трансформаторі небажано.
Аналогічно розглянутого захист мінімальної напруги на розподільчих пунктах РП1 і РП2 повинна спрацьовувати тільки після неуспішного АПВ лінії 10 кВ. Крім того, час її спрацьовування доцільно прийняти більше часу дії АВР2 10 кВ.
При узгодженні витримки часу захисту мінімальної напруги і вищестоящого пристрої АВР, також включається своїм захистом мінімальної напруги, необхідно врахувати, що розглянутий захист не повинен спрацювати до відновлення напруги в результаті успішного спрацьовування зазначеного пристрою АВР від захисту мінімальної напруги.
Рисунок 3 - Схема електропостачання промислового підприємства
(Анімація: обсяг - 82,7 кБ; розмір - 806 x 1023 пікселів; кількість кадрів - 5; кількість циклів повторень - 6);
Вихідні дані: λ3 = 1,8 piк-1; λ8 = 0,3 piк-1; λ11 = 0,097 piк-1; λ16 = 1,12 piк-1; λ25 = 0,13 piк-1; λ26 = 0,12 piк-1; λ27 = λ28 = 0,138 piк-1; λ47 = 0,074 piк-1; λ48 = 0,1 piк-1; λ49 = 0,12 piк-1; λ50 = 0,13 piк-1; λs.7 = λs.15 = λs.35 = 0,0092 piк-1; λs.0 = λs.17 = λs.18 =λs.19 = λs.20 = λs.39 = λs.40 = λs.41 = λs.42 =0,061 piк-1; θ = 1 рік. Необхідно визначити живучість вузла навантаження для споживачів, які отримують електроенергію від секції шин I РП1 (див. рис. 3) і оцінити підвищення живучості цього вузла при зміні терміну профілактики системи відключення захисних комутаційних апаратів і систем АВР (θ= 0,25 року).
Рішення. Будуємо «дерево» подій и що дозволяє пояснити процес аварійного відключення вузла навантаження для споживачів, які отримують електроенергію від секції шин I РП1 (див. рис. 3).
Рисунок 4
Кожна подія , що означає, що в j-му елементі (j = 47 .. 50; j = 25,28; j = 3; j = 8; j = 11; j = 16) сталася відмова типу "коротке замикання", характеризується параметром потоку відмов λj, а подія означає, що в i-м захисному комутаційному апараті (j = 39 .. 42; i = 35; i = 7; i = 15) сталася відмова у спрацьовуванні його системи автоматичного відключення або відмову у
включення i-го комутаційного апарата з АВР - параметром по струму відмов λs.i.
Використовуючи схему заміщення мінімальних перерізів (рис. 5), вихідні дані прикладу і формулу (2) , визначимо живучість вузла навантаження для споживачів, які отримують електроенергію від секції шин I РП1:
де Нk - параметр потоку аварійного відключення секції шин від k -го мінімального перетину.
Рисунок 5
Після проведення необхідних перетворень маємо:
При змінi терміну профілактики системи відключення захисного комутаційного апарата з θ = 1 рік на θ = 0,25 року, використовуючи схему заміщення мінімальних перерізів, формулу (2) і вихідні дані, отримуємо Н*= 0,526·10-4 рік -1, тобто живучість вузла навантаження збільшується в К=Н/Н*=8,415·10-4 / 0,526·10-4= 16 разів.
Висновки
1. Результати розрахунку показали, що якщо під наглядом на протязі 1 року буде перебувати N=3·106 систем електропостачання, аналогічних зображеної на рис.1 (сумарний параметр потоку КЗ в електрообладнанні і лініях, які отримують електроенергію від секції I, буде дорівнює З рік -1, а параметр потоку відмов у спрацьовуванні захисних комутаційних апаратів - 0,098 рік -1), то статистично відбудеться КЗ в одному з елементів, які отримують електроенергію від секції шин I. Це призведе до аварійного відключення секцій I і II, тобто відбудеться цепочечное (каскадне) відключення непошкоджених споживачів.
2. Застосування АВР на секційному вимикачі 6 (див. приклад 2) підвищує живучість вузла навантаження в 72 рази.
3. Як видно з розрахунків (приклад 3), імовірність збігу в просторі і часі трьох і чотирьох випадкових подій мала (3,27·10-8 и 1,36·10-13 відповідно). Тому при оцінці живучості вузла навантаження пропонується їх не враховувати.
4. Зміна строків профілактики систем відключення захисних комутаційних апаратів θ з 1 до 0,25 року дозволяє підвищити живучість вузла навантаження в 16 разів.
Список літератури
1. Надійність систем енергетики. Термінологія. - М.: Наука, 1980, вип. 95.
2. Єрмілов А. А. Основи електропостачання промислових підприємств. 3-е вид. Оформлені. і доп. - М.: Енергія, 1976.
3. Руденко Ю. М., Ушаков І. А. Надійність систем енергетики. - М.: Наука, 1986.
4. Кітушін В. Г. Визначення характеристик відмов системи при цепочечном розвитку аварій. - Ізв. АН СРСР. Енергетика і транспорт, 1977, № 3.
5. Гук Ю. Б. Теорія надійності в електроенергетиці: Навч. посібник для вузів. - Л.: Энергоатомиздат, 1990.
6. Гук Ю. Б. Аналіз надійності електроенергетичних установок. - М.-Л.: Энергоатомиздат. Ле-нінгр. отд-ня, 1988.
7. Розанов М. М. Надійність електроенергетичних систем. - М.: Энергоатомиздат, 1984.
8. Ковальов О. П., Чурсіна В. І., Якімішнна В. В. Оцінка ймовірності появи цепочечних аварій в енергосистемах. - Вісник Кременчуцького держ. політехи, ун-ту, 2004, вип. 3 / 2004 (26).
9. Фабрикант В. П. Про застосування теорії надійності до оцінки пристроїв релейного захисту. - Електрика, 1965, № 9.
10. Про розрахунок надійності систем електропостачання газових промислів / І. В. Білоусенко, М. С. Єршов, А. П. Ковальов та ін - Електрика, 2004, № 3.
11. Ендрені Дж. Моделювання при розрахунках надійності в електроенергетичних системах. Пер. з англ. / За ред. Ю. І. Руденко. - М.: Энергоатомиздат, 1983.
При написанні даного автореферату магістерська робота не завершена. Остаточний варіант роботи можна отримати у автора або наукового керівника після грудня 2010