УДК 622.333.002
Оценка
надежности узлов нагрузки подстанции 110/10 КВ.
Ковалев А. П., Нагорный М.А., Якимишина В. В.
Донецкий национальный технический университет
Проблема оценки надежности электроснабжения электроэнергетических систем и сетей промышленных предприятий занимает центральное место, как при эксплуатации, так и при проектировании. Поэтому вопросы, связанные с уточнением методики оценки надежности узлов нагрузки являются актуальными научно-техническими задачами. Под узлом нагрузки будем понимать: питающую промышленное предприятие подстанцию, либо одну из секций ее шин. Надежность электроснабжения узлов нагрузки будем определять в следующих режимах: статическом, динамическом и ремонтном.
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 в единицу времени, можно определить параметр потока отказов выключателя типа «обрыв цепи».
Неправильный выбор уставок защиты, заклинивание механизма свободного расцепления и разные другие неполадки, которые могут привести к отказу в срабатывании выключателя, выявляются только в результате проведения диагностики системы отключения выключателя.
Зная число выявленных в результате диагностики системы отключения выключателя повреждений, число выключателей на подстанции одного класса напряжения, время наблюдения - определяется параметр потока «отказов в срабатывании» системы отключения i-того коммутационного аппарата.
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.)
В ремонтном режиме учитываются ошибки обслуживающего персонала при различных ремонтных переключениях, которые могут приводить либо к поражению человека электрическим током, либо к обесточению узла нагрузки.
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».
Показателем живучести узла нагрузки может быть частота появления системных цепочечных аварий с различной глубиной нарушения электроснабжения [1].
Частота их возникновения при «КЗ» в защищаемом элементе сети и отказ в срабатывании ряда защитных коммутационных аппаратов, через которые прошел сквозной аварийный ток, можно оценить по формуле [2]
(1)
где 
- параметр потока КЗ
в j-том элементе сети;
- параметр потока отказов в срабатывании 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 последовательно соединенных j-тых элементов, получающих электроэнергию от i-того защитного коммутационного аппарата.
При исчезновении напряжения, подаваемого на узел нагрузки (секции 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.
В этом случае аварийное отключение узла нагрузки происходит при совпадении в пространстве и времени двух событий: аварийное отключение вводного КРУ защитой минимального напряжения и 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 
тогда формула (1) примет вид:
. (4)
Вероятность отключения F(t) узла нагрузки в динамическом режиме в течение времени t
. (5)
Если 
Пример. В результате наблюдения в течении Т=5 лет за подстанцией 110/6 кВ, рис. 1, снабжающей электроэнергией промышленное предприятие (информация была взята из оперативных журналов наблюдения) 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.
Среднее время восстановления электроснабжения секции шин I из-за различных аварийных причин ее отключения следующие:
ч - среднее время восстановления
электроснабжения потребителей, получающих электроэнергию от секции I, после
ликвидации последствий аварии из-за КЗ на шинах 11
подстанции;
ч - среднее время
восстановления электроснабжения секции шин I, из-за отказов в срабатывании в
«нулевой» защиты при случайном исчезновении напряжения на вводе (аварийное
отключение выключателя 6)
ч - среднее время
восстановления электроснабжения узла нагрузки из-за отказов в срабатывании АВР
на секционном выключателе;
Рис.
1. Принципиальная схема подстанции
.
ч - среднее время
восстановления электроснабжения секции шин I, из-за отказов в срабатывании выключателя
1 или 2, или 3 из-за 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;
вероятность
безотказного электроснабжения потребителей получающих электроэнергию от секции
I за время 
год;
б) определить среднее время восстановления электроснабжения узла нагрузки (шина I) после его аварийного отключения;
в) определить коэффициент готовности подстанции снабжать электроэнергией потребителей получающих питание от секции I;
г) определить вероятность бесперебойного электроснабжения секции I в течение года с учетом только ошибок эксплуатирующего подстанцию персонала;
д) 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 i-того коммутационного аппарата из-за отказов
«нулевой» защиты;
-
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.
Используя полученную схему «минимальных сечений», формулы (2) и (4) и исходные данные примера, находим параметр потока аварийных отключений секции шин I:
Рис. 2. Дерево, объясняющее причины аварийного отключения секции шин І (а) и схема минимальных сечений (б)
Средняя наработка на отказ схемы:
года.
Вероятность бесперебойного электроснабжения потребителей в течение года (t=1 год), получающих электроэнергию от секции I:
,
.
Среднее время восстановления узла нагрузки:
года 
часа,
где 
1/год,
1/год,
1/год,
1/год,
1/год,
1/ч = 1463 1/год,
1/ч = 7297 1/год,
1/ч = 3504 1/год,
1/ч = 4380 1/год,
1/ч = 5843 1/год.
Коэффициент готовности:
.
Определить вероятность безаварийной работы в течение года секции I из-за ошибок эксплуатирующего подстанцию персонала:
,
где 
1/год.
Вывод. По результатам расчета видно, что по вине персонала происходит 42,9 % аварийных отключений секции шин I. На кафедре «Электроснабжение промышленных предприятий и городов» ДонНТУ разработана методика, которая позволяет фиксировать частоту появления ошибок человека при выполнении им определенной работы. Фиксировать длительность существования ошибок и оценивать тяжесть их последствий.
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.