Реферат по теме выпускной работы

Введение

В энергетике под живучестью объекта понимается: свойство объекта противостоять возмущениям, не допуская их каскадного развития с массовым нарушением питания потребителей [1]. Под живучестью узла нагрузки будем понимать способность потребителей и их автоматических средств защиты противодействовать возмущениям, которые могут привести к аварийному его отключению.

Актуальность темы

Одним из способов обеспечения живучести узла нагрузки являются токовые защиты, защиты минимального напряжения, АПВ, автоматическое включение резерва (АВР). Электроснабжение узла нагрузки должно обеспечиваться не только при повреждении основного источника питания или исчезновении напряжения на питающей стороне, но и в случаях, когда происходит отключение выключателя (при отключении источника питания вследствие ложного или неселективного срабатывания релейной защиты – РЗ, самопроизвольном отключении выключателя). Высокая технико-экономическая эффективность и простота схем АВР обусловили их широкое применение в энергосистемах и сетях промышленных предприятий. Действие устройства АВР должно быть однократным (с целью предотвращения многократного включения резервного питания при неустранившемся КЗ) и происходить только после отключения выключателя рабочего элемента со стороны шин потребителя (для исключения подачи напряжения на поврежденный элемент), поэтому обычно его пуск выполняется от вспомогательных контактов в приводе выключателя. Устройство следует дополнять защитой минимального напряжения, контролирующей наличие напряжения на шинах потребителя и в случае его исчезновения, действующей на отключение выключателя рабочего источника питания [2], если он остался включенным.

Живучесть электроэнергетической системы (ЭЭС) зависит от её структуры, конфигурации, надежности электрооборудования, средств РЗ и противоаварийной автоматики, а также от квалификации обслуживающего её персонала, запаса устойчивости, резерва активной мощности [3]. При КЗ в элементах сети и отказе в срабатывании ряда защитных коммутационных аппаратов (ЗКА), через которые протекал сквозной аварийный ток, происходят так называемые цепочечные аварии [4]. А 81 % случаев они происходили из-за повреждений в сети и отказов в функционировании ЗКА [5]. На их долю приходится 90 % ущерба, наносимого потребителям электрической энергии [6]. Степень расстройства функционирования установок при авариях и нарушениях вработе называют глубиной [5-7]. Глубина цепочечной аварии зависит от места появления КЗ и числа отключившихся коммутационных аппаратов, через которые протекал сквозной аварийный ток и привел в действие их токовые защиты. Глубину цепочечной аварии можно характеризовать числом ложно отключившихся неповрежденных потребителей (секции шин) либо их убытками, которые связаны с недоотпуском электроэнергии, простоем оборудования и расстройствами технологических циклов. Поэтому вопросы, связанные с математическим моделированием и оценкой живучести узлов нагрузки реальной подстанции с учётом надёжности всех видов защиты, есть актуальная научно-техническая задача.

Цель работы

Получить новую зависимость живучести узла нагрузки от частоты и длительности появления КЗ в защищаемом элементе сети, надежность средств токовых защит, через которые проходит сквозной аварийный ток и защит минимального напряжения, а также сроков их диагностики. Для достижения поставленной цели необходимо:
        1. На основе марковских случайных процессов с дискретным числом состояний и непрерывным временем, уточнить математическую модель для оценки живучести узла нагрузки.
        2. Получение инженерных формул, с помощью которых можно оценить живучесть узла нагрузки, с учётом надёжности: токовых защит, АВР, защит минимального напряжения, а также сроков их диагностики.
        3. Пример расчетов надежности узла нагрузки.

Научная новизна

Получена новая зависимость вероятности потери живучести узла нагрузки в течение времени t от частоты и длительности появления КЗ в защищаемом элементе сети, надёжности средств защиты (МТЗ, АВР, минимального напряжения) и сроков их диагностики.

Практическая ценность

Предложена инженерная методика для оценки живучести узла нагрузки подстанции 110/10 кВ. Методика позволяет выбирать оптимальные с точки зрения безопасности сроки диагностики средств защиты.

Основные результаты

Показателем живучести может служить частота появления системных цепочечных аварий с различной глубиной нарушения электроснабжения [6]. Частота их возникновения при КЗ в защищаемом элементе сети и отказов в срабатывании ряда ЗКА, через которые протекал сквозной аварийный ток, определяется по формуле [8]:

                        (1)

где λ_j – параметр потока независимых КЗ в j-м элементе сети; ω_i – параметр потока отказов в срабатывании i-го ЗКА; Θ – интервал времени между диагностикой системы отключения i-го ЗКА вместе с его релейной защитой или системы АВР; m– число ЗКА, через которые протекал сквозной аварийный ток (при этом действие их основной или резервной РЗ обязательно), или число секционных коммутационных аппаратов с АВР, отказавших во включении; n – число единиц электрооборудования, получающих электроэнергию от i-го коммутационного аппарата и входящие в зону действия его токовых защит.

Формула (1) справедлива при выполнении двух условий:

– интервалы времени между появлениями КЗ в элементе сети и интервалы времени между отказами в срабатывании ЗКА не противоречат экспоненциальным функциям распределения вероятностей с параметрами соответственно λj, ω_i;

– выполняется условие

                                (2)

В магистерской работе рассмотрен случай оценки живучести узла нагрузки для случая когда условие (2) не соблюдается, то есть .

При выводе формулы (1) приняты были следующие допущения:

– устройства защиты могут выходить из строя только тогда, когда они находятся в режиме ожидания;

– если к моменту возникновения повреждения в сети, на которое должна реагировать РЗ, она находилась в исправном состоянии, то маловероятен её выход из строя в режиме тревоги [9,10]. Интервалы времени между отказами средств защиты в 100 и более раз больше среднего времени нахождения средств защиты в необнаруженном отказавшем состоянии.

Отказы в схемах РЗ и приводе выключателя выявляются и устраняются только в результате абсолютно надежной диагностики. Под отказом в срабатывании ЗКА будем понимать такой отказ, который приводит к отказу в отключении поврежденного элемента сети при КЗ в зоне действия его релейной защиты [11].

В случае, если сроки диагностики систем отключения ЗКА будут одинаковы (то есть, Θ_i = Θ, i = 1..m), формула (1) примет вид:

                        (3)

Вероятность появления каскадной аварии (или потеря живучести узла нагрузки) Q(t) в течение времени t можно определить по выражению:

,  в том случае если:     тогда                      (4)

Под потерей живучести, например, подстанции 110/10 кВ(рис.1) будем понимать следующее сложное событие – это совпадение в пространстве и времени трёх независимых событий:

– произошло короткое замыкание К1 в отходящей от подстанции линии 10 кВ;

– отказал в срабатывании ближайший к месту КЗ коммутационный аппарат (под номером 1), через который прошёл сквозной аварийный ток;

– отказал в срабатывании резервный вводной коммутационный аппарат 10 кВ под номером 12. Это событие привело к отключению секции шины I, то есть вместо того, чтобы отключить повреждённую линию под номером 5, произошло отключение целой секции шин и часть неповреждённых потребителей, получающих электроэнергию от этой секции шин, а это значит по определению, что подстанция потеряла живучесть.

В том случае, если условие (2) не выполняется и средний интервал времени между отказами средств защиты и их средняя длительность нахождения в необнаруженном отказавшем состоянии могут быть различной длительности, тогда вероятность потери живучести секции I подстанции 110/10 кВ (рис.1) можно определить следующим образом

               (5)

Значения Н₁ находим, используя теорему восстановления

                  (6)

Среднее время до потери живучести узла нагрузки τ₁ можно найти из решения системы линейных алгебраических уравнений вида:

               (7)

где ; − средний интервал времени между появлениями КЗ в линии отходящей от секции шин 10 кВ;

; − средняя длительность существования тока КЗ (среднее время срабатывания защиты);

; − средний интервал времени между отказами в системе отключения фидерного коммутационного аппарата;

; − средняя длительность нахождения системы отключения фидерного выключателя в необнаруженном отказавшем состоянии;

 ; − средний интервал времени между отказами в системе отключения вводного коммутационного аппарата;

 ; − средняя длительность нахождения системы отключения вводного выключателя в необнаруженном отказавшем состоянии.

В том случае, если заданы интервалы времени между диагностиками систем отключения коммутационных аппаратов Θi тогда μ_i находим с помощью формулы [10]

               (8)

ПРИМЕР 1. Необходимо определить вероятность аварийного отключения секций шин I и II в течение года при КЗ в одном из элементов сети, получающих электроэнергию от секции I (рис. 1), то есть определить вероятность появления цепочечной аварии в течение года.

Дано:

− параметр потока КЗ в кабельной линии под номером 5;

− параметр потока КЗ в обмотке статора двигателя под номером 6;

− параметр потока КЗ в кабельной линии под номером 7;

− параметр потока КЗ в обмотках трансформатора под номером 8;

− параметр потока КЗ в кабельной линии под номером 9;

− параметр потока КЗ в кабельной линии под номером 10;

− параметр потока КЗ в кабельной линии под номером 11;

− параметр потока отказов в срабатывании системы отключения коммутационных аппаратов под номерами соответственно;

− параметр потока отказов в срабатывании системы отключения коммутационных аппаратов под номерами и .

. Это означает, что для нашего примера система отключения коммутационного аппарата под номером 14 принимается как абсолютно надёжная.

− интервал времени между диагностиками систем отключения коммутационных аппаратов.

Рисунок 1 − Принципиальная схема подстанции

Обозначим символами следующие события:

− появилось КЗ в j-ом элементе схемы ;

− произошёл отказ в срабатывании i-того коммутационного аппарата и .

Решение.

Используя принципиальную схему подстанции (рис.1) и принятые обозначения аварийных событий, строим «дерево», которое объясняет причины аварийного отключения секций I и II и схему «минимальных сечений».

Рисунок 2− «Дерево», объясняющее причины аварийного отключения секций I и II (а)
и схема «минимальных сечений» (б)

Секции I и II аварийно отключатся при совпадении в пространстве и времени следующих четырёх событий:

• происходит КЗ в одном из элементов схемы (где ), который получает электроэнергию от секции I;

• отказывает в срабатывании один из коммутационных аппаратов (), через который прошёл сквозной аварийный ток;

• отказал в срабатывании коммутационный аппарат под номером 12;

• отказал в срабатывании коммутационный аппарат под номером 13.

Секции I и II отключились с помощью коммутационного аппарата под номером 14.

Используя формулу (3) (для m = 3 и r = 1), исходные данные примера и схему «минимальных сечений» (рис 2, б) получим:

Вероятность появления цепочечной аварии в течении года находим пользуясь формулой (4):

ПРИМЕР 2. Даны следующие параметры надёжности оборудования подстанции (рис.3, а):

Рисунок 3 − Принципиальные схемы подстанций: а) без АВР  и  б) с АВР

− параметр потока отказов в срабатывании системы отключения коммутационных аппаратов под номерами 1, 2 и 3 соответственно;

− параметр потока отказов в срабатывании системы отключения коммутационного аппарата под номером 4 в статическом режиме, отказ типа «обрыв цепи»;

− параметр потока КЗ в линии под номером 5;

− параметр потока КЗ в линии под номером 7;

− параметр потока КЗ в линии под номером 8;

− параметр потока КЗ в линии под номером 9;

− интервал времени между диагностиками систем отключения коммутационных аппаратов.

1. Определить вероятность отключения секции I подстанции(рис.3, а) в течение времени из-за случайно происшедших КЗ в линии под номером 7, 8 или 9 (живучесть узла нагрузки в динамическом режиме)

2. Определить частоту отключения секции шин I из-за КЗ в линии под номером 5 или из-за отказов коммутационного аппарата 4 – отказ типа «обрыв цепи»

3. Определить вероятность отключения секции шин I в течение года от всех перечисленных причин

Решение:

Обозначим следующие события:

− произошёл отказ в срабатыванииi-того защитного коммутационного аппарата;

− произошёл отказ типа «обрыв цепи» в коммутационном аппарате под номером 4;

− произошло КЗ в линии под номером 5;

− произошло КЗ в линии под номером 7;

− произошло КЗ в линии под номером 8;

− произошло КЗ в линии под номером 9.

Используя принципиальную схему подстанции (рис.3, а), принятые обозначения аварийных событий строим «дерево», которое объясняет причины аварийного отключения секции шин I (рис.4,а) и схему «минимальных сечений» (рис.4, б).

Рисунок 4 − «Дерево», объясняющее причины аварийного отключения секции I (а)
и схема «минимальных сечений» (б)

Используя формулы (3) и (4), исходные данные примера и схему (рис.4, б) определяем вероятность отключения секции I подстанции (рис.4, а) в течение года из-за случайно происшедших КЗ в линии под номером 7, 8 или 9.

,

где

Определим частоту отключения секции шин I из-за КЗ в линии под номером 5 или из-за отказов коммутационного аппарата под номером 4 вследствие отказов типа «обрыв цепи»:

Определим частоту отключения секции шин I из-за отказов оборудования в статическом и динамическом режимах:

Определим вероятность отключения секции шин I в течение года от всех перечисленных причин в статическом и динамическом режимах:

или

ПРИМЕР 3

Дано:

− параметр потока отказов в срабатывании системы АВР на секционном выключателе;

− интервал времени между проведением диагностик системы отключения выключателей.

Все остальные данные взять из примера 2.

Определить вероятность перерыва в электроснабжении потребителей в течение года и получающих элетроэнергию от секции I подстанции (рис.3, б).

Решение:

Обозначим событие связанное с отказом системы АВР на секционном выключателе:

− отказала в срабатывании система АВР на секционном выключателе.

Используя принципиальную схему подстанции (рис.3, б), принятые обозначения аварийных событий строим «дерево», которое объясняет причины аварийного отключения секции шин I (рис.5, а) и схему «минимальных сечений» (рис.5, б).

Рисунок 5 − «Дерево», объясняющее причины аварийного отключения секции I (а)
и схема «минимальных сечений» (б)

Определим вероятность перерыва в электроснабжении потребителей в течение года и получающих электроэнергию от секции I подстанции (рис.3, б):

,

где

Использование АВР на секционном выключателе 6 позволит повысить надёжность электроснабжения узла нагрузки (секция I) в 11 раз:

Выводы

1. Предложен один из возможных методов оценки живучести узлов нагрузки.

2. Для оценки живучести узла нагрузки предложено «дерево», объясняющее причины аварийного отключения секции шин I подстанции и схема «минимальных сечений».

3. Предложена инженерная формула позволяющая оценить живучесть узла нагрузки. Предлагаемая формула справедлива при выполнении следующего условия    .

4. Для случая когда это условие не выполняется среднее время до первого отключения секции шин I можно найти из решения системы линейных алгебраических уравнений, а также вероятность отключения секции шин I в течение года от всех перечисленных причин.

5. Доказано, что применение АВР на секционном выключателе 6 (см. пример 3) повышает живучесть узла нагрузки для конкретного примера в 11 раз.

Список литературы

1. Надежность систем энергетики. Терминология. – М.: Наука, 1980.

2. Ермилов А.А. Основы электроснабжения промышленных предприятий. – М.: Энергия, 1976, 366 с.

3. Руденко Ю.Н., Ушаков И. А. Надежность систем энергетики. – М.: Наука, 1986, 251 с.

4. Китушин В. Г. Определение характеристик отказов системы при цепочечном развитии аварий. – Энергетика и транспорт, 1977, №3.

5. Гук Ю. Б. Теория надежности в электроэнергетике. – Л.: Энергоатомиздат, 1990, 208 с.

6. Гук Ю. Б. Анализ надежности электроэнергетических установок. – Л.: Энергоатомиздат, 1988, 222 с.

7. Розанов М.Н. Надежность электроэнергетических систем. – М.: Энергоатомиздат, 1984, 198 с.

8. 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).

9. Фабрикант В.П. О применении теории надежности к оценке устройств релейной защиты.− Электричество, 1965, №9.

10. О расчете надежности систем электроснабжения газовых промыслов/ И. В. Белоусенко, М. С.Ершов,А. П. Ковалев и др. – Электричество, 2004, №3.

11. Эндрени Дж. Моделирование при расчетах надежности в электроэнергетических системах/ Под ред. Ю. И. Руденко. – М.: Энергоатомиздат, 1983, 334 с.