УДК 622.333.002

 

Ковалёв А.П., Нагорный М.А., Якимишина В.В., Едемская Т.А.

 

О надёжности главных понизительных подстанций, снабжающих электроэнергией подземные и поверхностные потребители угольных шахт

 

 

Введение. Аварийные перерывы в электроснабжении потребителей, которые получают электроэнергию от соответствующих секций шин подстанций происходят как из-за повреждения электрооборудования, отказов средств защиты, так и по вине обслуживающего и эксплуатирующего электрооборудование подстанции персонала.

Оценку надёжности электроснабжения узлов нагрузки будем определять в следующих режимах работы: статическом, динамическом и ремонтном [1].

В статическом режиме учитываются повреждения элементов типа «обрыв цепи». К повреждениям такого типа будем относить отказы во вторичных цепях релейной защиты и автоматики, которые приводят к автоматическому отключению выключателей, ложное и излишнее срабатывание защиты. Зная число аварийных отключений выключателей за время наблюдения, число однотипных выключателей, эксплуатирующихся на данной подстанции, определяется параметр потока его отказов типа "обрыв цепи".

В этом режиме работы подстанции производится диагностика состояния (с постоянным интервалом времени q) защитных коммутационных аппаратов и выявляются те отказы в системе автоматического отключения, которые могли бы привести к отказу их в срабатывании при появлении короткого замыкания (КЗ) в зоне действия их токовых защит. При этом проверяются уставки релейной защиты, целостность и пригодность к использованию контактов реле, работоспособность катушки отключения, осматривается привод выключателя, дугогасительные камеры, контактная система, изоляция, оценивается возможность перекрытия изоляции при внешних и внутренних перенапряжениях, проверяется система автоматического ввода резерва (АВР) на секционном выключателе, работоспособность защит минимального напряжения и т. д.

Зная число повреждений выявленных в системе отключения выключателей в течение времени наблюдения t, число выключателей на подстанции одного класса напряжения определяется параметр потока "отказов в срабатывании" системы отключения i-того защитного коммутационного аппарата.

Под защитным коммутационным аппаратом будем понимать, такое устройство, которое позволяет защитить (отключить) потребитель от аномальных режимов его работы (КЗ, перегрузка, и т. д.).

Диагностике подвергаются так же сборные шины и разъединители: осматриваются крепления опорных изоляторов, их состояние (трещины, пыль на поверхности), контактная система, измерительные приборы, выявляются и устраняются все видимые внешние и внутренние повреждения. Диагностика состояния сборных шин и разъединителей позволяет увеличивать интервалы времени между появлениями КЗ на шинах подстанции либо на элементах разъединителя, через которые протекают рабочие токи.

В динамическом режиме учитываются: отказы типа «короткое замыкание» (КЗ) и отказ системы отключения выключателя в срабатывании при появлении КЗ в зоне действия его токовой защиты.

Повреждение типа «КЗ» может происходить в элементах сети, через которые проходит первичный рабочий и аварийный ток (отходящие от коммутационного аппарата линии, шины, разъединители, обмотки силовых трансформаторов и др.)

Под живучестью узла нагрузки будем понимать способность потребителей и их автоматических средств защиты противостоять возмущениям, которые могут привести к аварийному его отключению. Живучесть узла нагрузки определяется в динамическом режиме, т.е. когда в системе случайно происходят КЗ.

В ремонтном режиме учитываются ошибки обслуживающего персонала при различных ремонтных переключениях, которые могут приводить к обесточиванию узла нагрузки.

Фиксируется, число аварийных случаев отключения секции шин подстанции за время наблюдения Т из-за ошибок эксплуатирующего и обслуживающего персонала. Полученная информация позволяет определить параметр потока аварийных отключений секции шин из-за ошибок человека.

Цель исследования. Оценить надёжность электроснабжения потребителей, которые получают электроэнергию от одной из секций шин подстанции в статическом, динамическом и ремонтном режиме работы.

Результаты исследования.

Оценка надёжности электроснабжения в статическом и ремонтном режиме не вызывает затруднения. В динамическом режиме необходимо учитывать два параметра – параметр потока КЗ в элементе сети и отказ в срабатывании защитного коммутационного аппарата через сквозной аварийный ток.

Частоту совпадения в пространстве и времени таких событий как КЗ в защищаемом элементе и отказ в срабатывании коммутационных аппаратов, через которые прошел сквозной аварийный ток, можно определить с помощью формулы [2].

                                                                                                                         (1)

 где  - параметр потока КЗ в j-том элементе сети;

         - параметр потока отказов  в срабатывании защитного коммутационного аппарата;

         - интервал времени между диагностикой системы отключения защитного коммутационного аппарата;

        m – число защитных коммутационных аппаратов через которые прошел сквозной аварийный ток и привел в действие их релейные защиты;

       n – число j-тых элементов, которые получают  электроэнергию от i-того защитного коммутационного аппарата.

При исчезновении напряжения, подаваемого на узел нагрузки (секцию шин подстанции), происходит отключение вводного КРУ защитой минимального напряжения («нулевая» защита), блок-контакты  отключившегося выключателя запускают АВР на секционном выключателе и обеспечивают бесперебойное электроснабжение шин подстанции.

Аварийное отключение узла нагрузки происходит при совпадении в пространстве и времени двух случайных событий: аварийное отключение вводного КРУ защитой минимального напряжения и произошёл отказ в срабатывании АВР на секционном выключателе.

Параметр потока аварийных отключений узла нагрузки  по описанной выше причине определим следующим образом:

                                                                                                                           (2)

где  - параметр потока  аварийных отключений i-того вводного КРУ  из-за действия защиты минимального напряжения;

        - параметр потока отказов в срабатывании системы АВР на i-том секционном коммутационном аппарате;

        - интервал времени между диагностиками системы отключения АВР на i-том секционном коммутационном аппарате

Формулы (1) и (2) справедливы при выполнении следующих условий: интервалы времени между появлениями КЗ в элементах сети, интервалы времени между отключениями вводных КРУ защитой минимального напряжения и интервалы времени между отказами в срабатывании защитных коммутационных аппаратов не противоречат экспоненциальной функции распределения вероятностей с параметрами соответственно:  и выполняются следующие соотношения:

                                                                                                                                     (3)

При выводе формул (1) и (2) были приняты 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 ее выход из строя в режиме тревоги [3].

Под отказом в срабатывании защитного коммутационного аппарата будем понимать такой его отказ, который приводит к отказу в отключении поврежденного элемента сети при КЗ в зоне действия его релейной защиты, либо при исчезновении напряжения на питающей КРУ линии, отказывает в срабатывании «нулевая» защита.

В случае когда  формула (1) примет вид:

                                                                                                                        (4)

Параметр потока аварийных отключений секции шин подстанции:

                                                                                                                                        (5)

где  - параметр потока аварийных отключений секции шин в статическом режиме;

        - параметр потока аварийных отключений секции шин в динамическом режиме;

        - параметр потока аварийных отключений секции шин в ремонтном режиме

Вероятность бесперебойного электроснабжения секции шин подстанции в течение времени t.

                                                                                                                                            (6)

Если

Среднее время между аварийными отключениями секций шин подстанции:

                                                                                                                                                 (7)

Среднее время  восстановления электроснабжения секции шин подстанции, после их аварийного отключения:

                                                                                                                                              (8)

где  - параметр потока аварийного отключения секции шин подстанции из-за совпадения в пространстве и времени событий соответствующих k-му минимальному сечению;

        - среднее время восстановления электроснабжения секции шин подстанции после происшедших отказов в соответствии с k-тым минимальным сечением;

       l – число минимальных сечений в схеме замещения.

Коэффициент готовности схемы подстанции:

                                                                                                                                                  (9)

С помощью приведенных формул (1)-(9) представляется возможным оценить надёжность подстанции, которая снабжает электроэнергией промышленные предприятия.

Пример. В результате наблюдения по плану [NRT] в течении Т=12 лет за эксплуатацией электрооборудования подстанции 110/6 кВ, рис. 1, снабжающей электроэнергией поверхностные и подземные потребители угольной шахты  были получены следующие параметры надежности оборудования:

1/год - параметр потока автоматического отключения выключателя 6 из-за повреждений вторичных цепей релейной защиты;

 1/год - интенсивность появления КЗ, либо витковых замыканий в обмотках трансформатора, в результате чего работала релейная защита коммутационного аппарата 6;

1/год - параметр потока отказов в срабатывании системы отключения выключателя 4 из-за отказов в срабатывании «нулевой» защиты;

1/год - параметр потока аварийных отключений выключателя 4 из-за действия защиты минимального напряжения;

1/год - параметр потока отказов в срабатывании системы АВР на секционном выключателе 10;

 1/год - параметр потока отказов в срабатывании системы отключения коммутационных аппаратов 1,2,3 из-за отказов токовой защиты;

1/год, 1/год, 1/год - интенсивность появления КЗ  на линиях 7, 8, 9 соответственно;   1/год - интенсивность появления КЗ  на шинах 11 подстанции.

Диагностика системы отключения выключателей на подстанции, а также проверка работоспособности всех видов защит проводится 1 раз  в 0,5 года, т.е.:  года.

 

 

Рисунок 1 - Принципиальная схема главной понизительной подстанции (ГПП)

 

 

Среднее время восстановления электроснабжения секции шин I из-за различных аварийных причин ее отключения следующие:

 ч - среднее время восстановления электроснабжения секции шин I из-за отказов в срабатывании  нулевой защиты вводного выключателя 4 при исчезновении напряжения на секции (выключатель 6 отключился от действия токовой защиты);

 ч - среднее время восстановления электроснабжения секции шин I, из-за аварийных отключений выключателя 4 защитой минимального напряжения и отказов в срабатывании АВР на секционном выключателе;

 ч - среднее время восстановления электроснабжения секции шин I после ликвидации последствий КЗ, произошедшего на шинах подстанции;

 ч - среднее время восстановления электроснабжения секции шин I, после повреждения обмотки трансформатора, отключенном защитой выключателя 6 (КЗ или ОЗ в обмотках) и отказе в срабатывании защиты минимального напряжения в КРУ 4;

 ч - среднее время восстановления электроснабжения секции шин I из-за отказов в срабатывании одного из фидерных выключателей 1, 2, или 3 при КЗ на присоединениях 7,8,9 соответственно;

ч - среднее время восстановления электроснабжения секции шин I, отключившейся от источника электроснабжения из-за ошибок эксплуатирующего подстанцию персонала (ошибки переключения);

 - число погашений секции шин подстанции из-за ошибок эксплуатирующего подстанцию персонала;

Определить:

а) параметр потока аварийного отключения секции шин I и среднюю наработку на отказ;

б) вероятность безотказного электроснабжения потребителей получающих электроэнергию от секции I за время год;

в) определить среднее время восстановления электроснабжения узла нагрузки (шина I) после его аварийного отключения;

г) определить коэффициент готовности подстанции снабжать электроэнергией  потребителей получающих питание от секции I;

д) определить вероятность аварийного отключения секции I в течение года с учетом только ошибок эксплуатирующего подстанцию персонала;

 е) определить, сколько процентов составляют отключения секции шин I из-за  ошибок персонала по сравнению с отказами систем отключения КРУ и КЗ в защищаемых элементах.

Решение.

Обозначим следующее события:

  - появление КЗ в j-том элементе схемы;

   - появление в i-том коммутационном аппарате отказов типа «обрыв цепи»;

  - отказ в срабатывании  i-того коммутационного аппарата из-за отказов  «токовых» защит;

  - аварийное отключение вводного выключателя из-за действия «нулевой» защиты;

  - отказ в срабатывании  коммутационного аппарата под номером 4 из-за отказов в срабатывании «нулевой» защиты при исчезновении напряжения на секции шины I;

  - обесточивание секции шин I из-за ошибок персонала.

Используя принципиальную схему подстанции рис. 1, принятые обозначения аварийных событий, строим «дерево», которое объясняет причины аварийного отключения секции шин I рис. 2а  и схему «минимальных сечений» рис. 2б.

Схемы рис. 2 а,б получены при следующих принятых допущениях:    учитываются только двойные совпадения в пространстве и времени аварийных событий; при повреждении обмоток силового трансформатора 5, защита на коммутационном аппарате 6 надежно его отключит; отказы в системе отключения выключателя и средств защиты выявляются в результате диагностики, которая проводится с интервалом времени ; появление одновременно двух КЗ в различных элементах системы маловероятное событие и в расчетах не учитываются.

 

Рисунок 2 - Дерево, объясняющее причины аварийного отключения секции шин І (а) и схема минимальных сечений (б)

 

 

Используя полученную схему «минимальных сечений», формулы (2), (4), (5) и исходные данные примера, находим параметр потока аварийных отключений секции шин I:

где

 

 

 

 

Подставляя в полученные формулы исходные данные примера, получим:  = 0,01 1/год;  = 0,179 1/год;  = 0,167 1/год; Н = 0,356 1/год.

Средняя наработка на отказ системы, снабжающей электроэнергией секцию шин подстанции

Вероятность бесперебойного электроснабжения потребителей в течение года (t=1 год), получающих электроэнергию от секции I:

Определим среднее время восстановления электроснабжения секции шин I после ее аварийного отключения пользуясь формулой (8)

 

 

где ; ; ;    ;  ;  ; ; .

Используя исходные данные примера находим , . Подставляя найденное значение  ,  (значение которого приведено в условии примера), значение Н = 0,356 1/год в формулу (8) определяем =3,6 ч = 0,00041 года.

Коэффициент готовности схемы находим, пользуясь формулой (9):

Вероятность аварийного отключения секции I подстанции в течение года из-за ошибок обслуживающего или эксплуатирующего подстанцию персонала:

Установлено, что из-за  ошибок персонала в обслуживании электрооборудования происходит 47,3 % аварийных отключений секции шин подстанции, а остальные 52,7% по вине ненадежного электрооборудования и средств защиты.

Выводы.

1. Для обеспечения бесперебойного электроснабжения потребителей электроэнергии особое внимание следует обращать на подбор и обучение кадров, которые занимаются обслуживанием и ремонтом электрооборудования подстанций.

2. Для получения более достоверной и объективной оценки надежности электроснабжения потребителей целесообразно вести наблюдение не за группой однотипного электрооборудования нескольких подстанций, а наблюдать за отдельными образцами оборудования конкретно взятой подстанции (КРУ, шины, разъединители, трансформаторы и т.д.), начиная с момента ввода подстанции в эксплуатацию и до ее утилизации.

 

 

ЛИТЕРАТУРА

1. Руденко Ю. Н., Ушаков И. А. Надежность систем энергетики. – М.: Наука, 1986 – 320 с.

2. Ковалев А. П., Якимишина В. В. О живучести объектов энергетики. Промышленная энергетика. - 2006. - №1. – С. 25-29.

3. Фабрикант В. П. О применении теории надежности к оценке устройств релейной защиты – Электричество. – 1965. - №9. – С. 15-19.