Logo GenDocs.ru

Поиск по сайту:  

Загрузка...

Лекции(ШПОРЫ) - Надежность - файл 1.doc


Лекции(ШПОРЫ) - Надежность
скачать (345 kb.)

Доступные файлы (1):

1.doc345kb.04.12.2011 11:26скачать

содержание

1.doc

1. Понятие невосстанавливаемых элементов. Показатели надежности невосстанавливаемых элементов.

Невосстанавливаемым называется объект(элемент), работоспособность которого не может быть восстановлена после отказа.

Невосстанавливаемые элементы хар. следующими показателями надежности:

1.Вероятность безотказной работы: R(t1,t2) – вероятность того, что в заданном интервале времени от t1 до t2 отказ элемента не произойдет.

2. λ(t)- интенсивность отказа элемента – определяется, как плотность вероятности возникновения отказа на основании статистической обработки исходной информации об отказах аналогичных элементов.

  1. MTTF: среднее время наработки до отказа элемента. Математическое ожидание времени наработки элемента до первого отказа.

В общем случае вероятность безотказной работы невосстанавливаемого элемента: . Если на рассматриваемом интервале времени величина интенсивности отказа элемента является величиной постоянной λ=const, то . Где n – количество последовательно соединенных невосстанавливаемых элементов в цепи.

Общая интенсивность отказа последовательной цепи: . Где λi – интенсивности отказа каждого из последовательных элементов.

В общем случае, время наработки до отказа: . Если λi=const, то .

Следовательно, в случае определения надежности в цепи состоящей из нескольких последовательно соединенных невосстанавливаемых элементов, интенсивность отказа прямо пропорциональна количеству таких элементов. И тем меньше значение времени наработки до отказа всей цепи. Единственным способом обеспечения надежной работы цепи из последовательных невосстанавливаемых элементов является резервирование.

2. Расчет надежности последовательных невосстанавливаемых структур.
Показатели надежности невосстанавливаемых элементов.

Невосстанавливаемые элементы хар. следующими показателями надежности:

1. Вероятность безотказной работы: R(t1,t2) – вероятность того, что в заданном интервале времени от t1 до t2 отказ элемента не произойдет.

2. λ(t): интенсивность отказа элемента – определяется, как плотность вероятности возникновения отказа на основании статистической обработки исходной информации об отказах аналогичных элементов.

3. MTTF: среднее время наработки до отказа элемента. Математическое ожидание времени наработки элемента до первого отказа.

В общем случае вероятность безотказной работы невосстанавливаемого элемента: . Если на рассматриваемом интервале времени величина интенсивности отказа элемента является величиной постоянной λ=const, то . Где n – количество последовательно соединенных невосстанавливаемых элементов в цепи.

Общая интенсивность отказа последовательной цепи: . Где λi – интенсивности отказа каждого из последовательных элементов.

В общем случае, время наработки до отказа: . Если λi=const, то .

Следовательно, в случае определения надежности в цепи состоящей из нескольких последовательно соединенных невосстанавливаемых элементов, интенсивность отказа прямо пропорциональна количеству таких элементов. И тем меньше значение времени наработки до отказа всей цепи. Единственным способом обеспечения надежной работы цепи из последовательных невосстанавливаемых элементов является резервирование.
Расчет надежности для последовательной цепи:

3. Понятие восстанавливаемых элементов. Показатели надежности.

Восстанавливаемым называется такой объект, работоспособность которого может быть восстановлена после его отказа.

Оценка надежности систем, состоящих из восстанавливаемых элементов.

В этом случае рассматривается последовательное и параллельное соединение элементов, после отказа которых, их работоспособность может быть восстановлена за конечный интервал времени без применения резервирования. В показатели надежности восстанавливаемых элементов, кроме рассмотренных ранее включают: 1) MTTR – средняя длительность восстановления элементов – математическое ожидание времени восстановления работоспособного состояния объекта после отказа. A(t) – коэффициент готовности – вероятность того, что элемент (объект) окажется в работоспособном состоянии в произвольный момент времени.

При оценке надежности элементы исходной схемы должны быть проверены на допустимость выполнения параметров оценки надежности по соотношению: . MTTFi.max – максимальное значение времени наработки до отказа из всех элементов исходной схемы. Zi.max – максимальное значение параметров потоков отказов. Выполнение этого неравенства говорит о том, что все элементы исходной схемы являются относительно высоконадежными элементами. И к ним может быть применен аппарат параметрической оценки надежности. Для элементов электроэнергетических систем это неравенство в большинстве случаев выполняется.

Расчет надежности для последовательной цепи:

Для параллельно соединенных элементов (цепей): .



При оценке надежности объекта состоящей из комбинации последовательных и параллельных соединений выполняется: 1) эквивалентирование трех последовательных элементов. 2) эквивалентирование двух последовательных элементов. 3) эквивалентирование трех параллельных элементов. 4) Определение общего показателя надежности для цепи из двух последовательных элементов. Результирующие показатели надежности: ..
4.Расчет надежности последовательных восстанавливаемых структур.

Расчет надежности для последовательной цепи:

Для параллельно соединенных элементов (цепей): .



При оценке надежности объекта состоящей из комбинации последовательных и параллельных соединений выполняется: 1) эквивалентирование трех последовательных элементов. 2) эквивалентирование двух последовательных элементов. 3) эквивалентирование трех параллельных элементов. 4) Определение общего показателя надежности для цепи из двух последовательных элементов. Результирующие показатели надежности: ..
5. Расчет надежности параллельных восстанавливаемых элементов.
При оценке надежности элементы исходной схемы должны быть проверены на допустимость выполнения параметров оценки надежности по соотношению:

.

MTTFi.max – максимальное значение времени наработки до отказа из всех элементов исходной схемы.

Zi.max – максимальное значение параметров потоков отказов.
Выполнение этого неравенства говорит о том, что все элементы исходной схемы являются относительно высоконадежными элементами. И к ним может быть применен аппарат параметрической оценки надежности. Для элементов электроэнергетических систем это неравенство в большинстве случаев выполняется.
Для параллельно соединенных элементов (цепей):



.

6 Применение метода минимальных сечений для расчета надежности сложных структур

Схемы объектов современных энергосистем, как правило, являются достаточно сложными и далеко не всегда могут быть упрощены простым последовательно-параллельным эквивалентированием. Для оценки надежности таких сложных схем используются методы преобразования, основанные на элементах матричной алгебры и теории графов. Одним из таких методов является метод минимальных сечений. Рассмотрим простейшую мостовую схему, имеющую вход А, выход В и 5 элементов.



Сечением исходной схемы наз набор элементов, одновременный отказ которых приведет к полной потере работоспособности схемы, т.е. разрыву связи между входом и выходом.

^ Минимальным сечением исходной схемы наз минимальный набор элементов, одновременный отказ которых приведет к полной потере работоспособности сети. Для сложных схем из множества элементов: количество сечений и минимальных сечений. Для данной схемы можно определить 4 минимальных сечений (1-2; 3-4; 1-5-4; 2-5-3). После нахождения минимальных сечений составляем расчетную схему, которая представляет собой цепь из последовательно соединенных групп элементов минимальных сечений для данной схемы.



При численной оценке надежности на первом этапе исходные элементы схемы должны быть проверены по соотношению: . Его выполнение говорит о том, что оценка надежности по расчетной схеме дает правильный результат в отношении исходной схемы. Для определения всех минимальных сечений на основании теории графов составляют формализованную таблицу связей между узлами и участками схемы. В полученных выборках производим по парное вычеркивание элементов. В результате получены все искомые минимальные сечения схемы сети. На основании этих сечений составляют расчетную схему. При практической оценке надежности, группы из 5 и более параллельных элементов могут не включаться в расчетную схему, поскольку их влияние на общее значение надежности минимально.

7. Понятие непараметрической оценки надежности электрических систем.

Аксиомы непараметрической оценки надежности.

Сети, напряжением 110 кВ и выше выполнены, как правило, по индивидуальному проекту. В этом случае, каждый элемент характеризуется своими параметрами надежности, а для системы в целом выполняется параметрическая оценка. Распределительные сети, напряжением 35 кВ и ниже, выполнены, в основном, по типовым унифицированным схемам. Кроме того, протяженность распределительных сетей, а также количество электросетевых элементов в таких сетях «на порядок больше», чем в сетях высших напряжений. Таким образом, для распределительных сетей, в большинстве случаев нет необходимости выполнять параметрическую оценку надежности – каждый элемент распределительной сети, с точки зрения его надежности, может характеризоваться безразмерным коэффициентом НО. С помощью этих коэффициентов значительно легче выполнять сравнительный анализ надежности разных схем распределительных сетей (например, на этапе проектирования). Исходные значения НО для каждого элемента определяется на основании статистических данных параметрических значений надежности этих элементов. Оценка надежности схем с использованием показателей НО производится на основании следующих оценок (аксиом): 1)суммарное значение надежности схемы с использованием НО определяется по расчетной схеме для каждого конкретного потребителя. Чем больше результирующее значение НО, тем выше надежность схемы.

2) если расчетная сеть состоит из одного элемента, то результирующая надежность схемы будет равна НО этого элемента.

3) При последовательном соединении нескольких элементов: . Если у всех элементов одинаковая НО=1, то , где n – количество элементов. Следовательно, чем больше элементов, тем меньше результирующее значение НО этой цепи.

4) При параллельном соединении элементов, суммарное значение НО схемы равно сумме всех значений НО схемы: . Чем больше параллельных элементов сети, тем выше результирующее значение НО схемы.

Результирующее значение НО схем состоящих из комбинаций последовательных и параллельных элементов определяется на основании аксиом 3 и 4 путем эквивалентирования исходной схемы сети, по отношению к входу и заданной точке выхода. На схеме а обозначен общий случай исходной схемы, при этом эквивалентированы все последовательные, а затем параллельные цепи. На схеме б показан частный случай, когда эквивалентируются 3 паралелельных, а потом 3 последовательные цепи. При результирующей оценке НО в некоторых случаях производится эквивалентирование схем содержащих абсолютно надежные перемычки или перемычки, характеризующиеся некоторым значением НО. В этом случае результирующие значения НО определяется с учетом перемычки.

8 Учет преднамеренных отключений при определении надежности.

В процессе эксплуатации эл. оборудования возможны 2 вида отключений: 1) аварийные непреднамеренные отключения (отказы). 2) преднамеренные плановые отключения (для проведения профилактических работ). В общем случае, эти 2 события являются независимыми, т.е. могут совпадать во времени(накладываться друг на друга). Например: вывод в ремонт одного из Т 2х-трансформаторной ПС и аварийное откл. второго Т. При оценке надежности, учет вероятных совпадений аварийных и преднамеренных отключений позволяет более точно определить фактическую надежность. Рассмотрим случай последовательного и параллельного соединения элементов, при определении надежности с учетом ПО (преднамеренных отключений):

а) последовательное соединение элементов. При последовательном соединении элементов с учетом ПО выбирается один базисный элемент имеющий максимальное значение потоко- отказа Z, для такого элемента значение q=1. Где q – коэффициент совпадения отказа базисных элементов. Значение q для остальных элементов определяется:

. mi – количество преднамеренных отключений i-ого элемента сети одновременно с отключением базисного элемента (зависимые совпадения). Mi(t) – общее число преднамеренных отключений i-ого элемента за время t. Значение q для каждого элемента определяется по исходной статической информации.

^ Теоретические расчетные соотношения:

1) параметр потока отказов для последов. соедин. элементов с учетом ПО. Параметр потокоотказов: . Время восстановления:



Таким образом, учет ПО дает несколько более надежные значения параметров отказа Z и времени восстановления MTTR. Для параметров потокоотказа 30%, а в среднем для электро-сетевых схем, учет ПО позволяет уточнить результирующие значения на 20-25% в сторону ухудшения.

2) параллельное соединение элементов. Для параллельного соединения элементов при определении показателей надежности с учетом ПО результирующее значение параметра потокоотказов является суммой нескольких составляющих . Где Z0 – значение параметра потокоотказов одного из двух параллельных элементов во время простоя второго элемента после отказа. ZI – параметр потокоотказа первого элемента, в случае нахождения второго элемента в состоянии преднамеренного отключения. ZII – параметр потокоотказа второго элемента, в случае отключения первого элемента (его простоя) после ПО.






  1. Основные задачи учета надежности на стадии проектировании энергосистем.

Надежность определяется на основании статистических данных об авариях, отказах и плановых отключениях электрооборудования. В результате такого расчета определяется, например, необходимое количество запасных элементов для поддержания требуемого уровня надежности. На этапе проектирования статистических данных может еще не быть, поэтому учет надежности может быть выполнен двумя путями: 1) использование статистической информации по объектам аналогичным проектированному. 2) прогнозные расчеты надежности по параметрам возможного ущерба от недовыпуска э.э. из-за недостаточного уровня напряжения.

На стадии проектирования формируется целевая функция приведенных затрат, которая, например, при проектировании энергосистемы может включать: 1) оптимальное количество ЭС, места их размещения, а также количество агрегатов на каждой из них для минимизации затрат на производство э.э. для обеспечения баланса мощности. 2) оптимизацию конфигураций сети для минимизации затрат по передаче э.э. ко всем потребителям. 3)дополнительные ограничения (по топливу для ЭС, по возможности проектирования трасс ВЛ, по обеспечению устойчивости и т.д.). Кроме приведенных факторов, каждый из сопоставляемых вариантов на стадии проектирования должен учитывать надежность системы. При сопоставлении задач для каждого из вариантов, составляется функция приведенных затрат: . Где К – суммарные капитальные вложения в проектированный объект. И – эксплуатационные издержки, т.е. ежегодные дополнительные затраты на эксплуатацию. Ен – нормативные коэффициенты эффективности капитальных вложений.



На графиках показаны соотношения вариантов изменения капитальных вложений и издержек в результате эксплуатации проектированной энергосистемы. При увеличении капиталовложений на этапе проектирования уменьшаются эксплуатационные издержки. В случае заниженных капитальных вложений возможны большие издержки. Задача: найти оптимальное сочетание И и К, соответствующее точке Зmin. Соотношение: может использоваться только в случае проектирования и ввода объекта в эксплуатацию в течении одного года, кроме того формула не учитывает различные значения надежности для сравниваемых вариантов. Если объект проектируется и вводится в эксплуатацию в течении нескольких лет, то формула преобразуется в: . Где Т – общая продолжительность ввода объекта в эксплуатацию. Кt – капиталовложения в каждом году до полного ввода объекта. Ен.п – нормативный коэффициент приведения для разновременных затрат. τ – выбранный год приведения разновременных затрат.

В случае, если в течении строительства объекта выполняется его поэтапный ввод в эксплуатацию, то величина суммарных приведенных затрат:. Где, δUt – приращение эксплуатационных издержек начиная с года поэтапного ввода объекта в эксплуатацию. Для всех сопоставляемых вариантов производится выбор по критерию Зmin линии с обязательным условием обеспечения заданного уровня надежности.
^ Сопоставление вариантов с учетом надежности может производится двумя способами:

  1. определение необходимых дополнительных капитальных вложений для приведения всех сравниваемых вариантов к заданному уровню надежности.

  2. Учет возможного ущерба от недоотпуска э.э. при эксплуатации объекта с недостаточным уровнем надежности.

В соответствии с действующими нормативными документами сопоставление вариантов на стадии проектирования производится по второму способу, так как величина ущерба от недоотпуска э.э. позволяет объективнее оценить возможную опасность недоотпуска э.э. для потребителя. Соотношения принимают вид:



Таким образом, сопоставление вариантов на стадии проектирования с учетом надежности сводится к правильному определению предполагаемого экономического ущерба от «ненадежности» эл. снабжения. В общем случае помимо прямого экономического ущерба рассматривается также и другие его виды, не всегда оцениваемые в денежном выражении. Это экологические, социальные ущербы и т.д.

10.Определения экономического ущерба на стадии проектирования:

При возникновении случая недоотпуска э.э. из-за недостаточной надежности сети, экономический ущерб несут все участники процесса: 1) Эл.Ст. недовыработавшие определенный объем эл.эн. 2) электропередающие и электроснабжающие компании, недополучившие прибыль от передачи этой эл.эн. 3) потребители, недополучившие определенный объем эл.эн.

^ 11.Учет резерва установленной мощности в энергосистеме для обеспечения заданного уровня надежности снабжения.

В связи с вероятным отказом отдельных блоков Эл.Ст., для обеспечения надежного электроснабжения в энергосистеме предусматривается отдельный резерв генерирующей мощности. В соответствии с правилами установл. ПУЭ, величина такого резерва для энергосистемы составляет 8-10%, но не менее величины установленной мощности 1-го блока. Таким образом, при решении проектной задачи строительства энергосистемы решается вопрос об определении оптимального количества блоков Эл.Ст. для обеспечения заданного уровня надежности электроснабжения.

^ Полным резервом мощности-наз. разность между суммарной установленной мощностью всех агрегатов Эл.Ст., энергосистемы и суммарной мощностью потребляемой на данный момент времени. .

^ Свободным резервом мощности-наз. разность между фактически располагаемой мощностью генератора (Генератор обеспеченный топливом и находящийся в работоспособном состоянии) и суммарной мощностью потребления. .

Частью этого резерва является оперативный резерв мощности – часть свободного резерва, т.е. не используемая мощность рабочего агрегата, которая технологически может быть использована с учетом технических характеристик агрегата и пропускной способности ЛЭП энергосистемы: .

Вероятность простоя m-агрегатов из n-установленных: . Математическое ожидание количества агрегатов находящихся в аварийном простое при заданных значениях q и n: . При отсутствии аварийного резерва, в случае аварийного выхода из строя агрегатов образуется дефицит мощности, математическое ожидание которого определяется как произведение 1-ой мощности агрегата на коэффициент математического ожидания находящегося в простои (а): .

^ 12.Причины и характер повреждения основного электросетевого оборудования.

Сбор и анализ информации о повреждениях и отказах электросетевого оборудования производится в соответствии «инструкцией по обследованию и учету аварий и других направлений в работе Эл.станций, Эл. Сетей и промежуточных энергетических объединений»

В соответствии с этой инструкцией различают следующие виды аварийных отключений Эл. Оборудования :

1) аварийное отключение 1-й категории для потребителей имеющих 2-х стороннее независимое питание на срок более 30 мин или потребителей 2-й категории на срок более 3-х часов.

2) невыполнение требований диспетчеров энергосистем по поддержанию графика электропотребления или схемы Эл. Снабжения, самовольное изменение схемы Эл. Снабжения, вызванное аварийное отключение потребителей

3) аварийные отказы , связанные с ошибочными действиями диспетчера по неправильному выбору режимов или не соблюдении правил технической эксплуатации.

^ 13.Практические методы повышения надежности ВЛ.

1) выполнение конструкций ВЛ в строгом соответствии с действующими требованиями « правил устройства Эл.установок» и « правил тех-й эксплуатации»

( «ПУЭ» и «ПТЭ»)

  1. сооружение новых и модернизация существующих ВЛ 10-35 кВ в соответствии с новым районированием территории Украины по гололеду и ветру.

  2. Применение для ВЛ 34-110 кВ новых типов Эл. Оборудования, в том числе голых проводов марки АСК, полимерных изоляторов, современных бетонных опор ( с повышенной прочностью)

  3. Для ВЛ 220 к В и выше оснащение линий современными системами защиты и противоаварийной автоматики, в том числе микропроцессорные дистанционные.

14. Теоретические основы выполнения плавки гололеда. Основные элементы.

Рассмотренные показатели динамических воздействий на ВЛ учитываются при расчете тока плавки. Правильный выбор тока является определяющим для успешной плавки гололеда. Заниженное значение тока и не учет атмосферных факторов не приведет к расплавлению гололедной муфты. Завышенное значение тока приведет к расплавлению и обрыву проводов ВЛ. Расчетное значение величины тока плавки для ВЛ напряжением 10 кВ:

.

Данное соотношение составленное в результате анализа графиков и диаграмм параметров плавки гололеда, длительности и интенсивности в разных гололедных районах. По этому соотношению определяем искомое значение тока плавки Iпл .

Где, τпл – продолжительность плавки гололеда, значение которой находится в диапазоне от 10 минут (профилактическая плавка) до 30 минут(интенсивная плавка для протяженных ВЛ).

tв0 – температура воздуха во время плавки гололеда.γ – объемный вес гололеда.

D – диаметр провода с гололедом. d – диаметр провода. В – толщина стенки гололеда.

RТ0 – тепловое сопротивления 1 метра гололедного цилиндра при переходе от провода к внутренней поверхности гололедной муфты.

RТ0 – тепловое сопротивления 1 метра гололедной муфты при переходе от гололеда к воздуху.

. Где, λ – коэффициент теплопроводности.

V – скорость ветра. Данное расчетное соотношение позволяет составить практические расчетные соотношения для определения предельных допустимых значений тока плавки для случая безветренной погоды и для ветреной погоды при гололеде.

1) V<2 м/с. .

2) V>2 м/с. .

Где, Ел – постоянная лучеиспускания, т.е. интенсивность поверхностной теплоотдачи.

90 – предельно допустимая температура алюминиевых проводов.

Для первых систем плавки гололеда персонал использовал номограммы для определения величины тока плавки. С созданием автоматизированных систем плавки гололеда(АСПГ) расчет величины тока плавки и весь процесс плавки производится автоматически под контролем диспетчера. Данные расчетные соотношения, а также практические схемы и последовательность реализации режима плавки приведены в «Инструкции по организации плавки гололеда на ВЛ 6-10-35 кВ».

15. Плавки гололеда методом искусственного к.з. Достоинство и недостатки.


35/10


Метод применяется для разомкнутых разветвленных эл. сетей не оборудованных секционирующими устройствами, позволяющими переключать ИП.

^ Основные элементы системы плавки гололеда:

1)датчики гололеда (ДГ). В настоящее время наибольшее распространение в распределительных сетях получили весовые датчики гололеда. Датчик гололеда на весовом принципе конструктивно содержит цилиндр с незамерзающей жидкостью, снабженный поршнем и контактной системой. Под действием увеличивающегося веса провода с гололедом, цилиндр растягивается (сжимается) с замыканием контактной системы. Используются также пружинные весовые датчики, которые проще, но менее надежны. Если используются опорные гирлянды изоляторов, то датчик гололеда располагается между проводом и изоляторами. Места установки ДГ на ВЛ определяются эксплуатационным персоналом опытным путем в результате анализа географического расположения трассы и рельефа местности (1 датчик – на 2-3 км ВЛ).

2)канал передачи информации о срабатывании ДГ. Задача его передать сигнал о срабатывании датчика на ближайший диспетчерский пункт, с которого производится плавка гололеда. В качестве информационных каналов используются: а) собственно провода ВЛ 10 кВ. При передаче сигнала по проводам ВЛ используется либо высокочастотная обработка сигнала (при передаче до ближайших ПС), либо метод организации фиксированной паузы в напряжении ВЛ, что значительно проще и надежней. б) радиоканал (при этом увеличивается стоимость датчика, который должен быть дополнен радиопередатчиком).

3)пункт закорачивания (ПЗ). Представляет собой металлический шкаф, устанавливаемый на опоре ВЛ в последнем пролете ВЛ и содержащий: а) вакуумный выключатель 10 кВ; б)настраиваемые добавочные сопротивления, позволяющие подобрать необходимый ток плавки индивидуально для каждой ВЛ; в) блок автоматики, позволяющий осуществлять дистанционное управление ПЗ.

При срабатывании ДГ соответствующий сигнал поступает на пункт управления плавкой. Цикл плавки гололеда начинается с отключения и включения линейного выключателя В, при этом создается пауза в напряжении с фиксированной длительностью (0.5-1 с). При этом реагирующий орган пункта закорачивания выявляет эту паузу в напряжении, что является сигналом для включения закорачивающего выключателя В, который включается на землю через добавочное сопротивление, создавая ток плавки, который значительно больше нагрузочного тока, но не является током к.з. (т.к. есть сопротивление).

Недостатком такого способа плавки является резкое увеличение падения напряжения при повышенном токе плавки. При этом у удаленных потребителей, напряжение может оказаться ниже допустимого. Метод используется при отсутствии по трассе ВЛ ответственных пот-лей.

16.Плавка гололеда методом (ВВИ). Достоинства и недостатки.



Метод является значительно более эффективным и применяется в распределительных сетях оборудованных пунктами секционирования. В качестве такого пункта секционирования ПС используется устанавливаемый на опоре ВЛ реклоузер. Содержащий вакуумный выключатель, снабженный блоком защиты и автоматики. В нормальном режиме ПС отключен и ВЛ питаются от своих подстанций. При необходимости плавки гололеда, по сигналу ДГ, реклоузер включается, образуя общую сеть с двухсторонним питанием. Величина тока плавки Iпл определяется нагрузочным током и уравнительным током, который в свою очередь зависит от разности напряжений ИП. Таким образом, обеспечив значительную разницу U1 и U2 можно создать необходимый ток плавки без изменения режима питания потребителей. Обеспечение необходимой разности напряжений питающих подстанций производится за счет перекоммутации групп соединения обмоток Т. Это позволяет не только обеспечить различные варианты необходимой разности напряжений, но и автоматизацию самого процесса переключений – создавать автоматизированные системы плавки гололеда АСПГ.

Состав оборудования для организации ПГ способом ВВИ на каждой ПС входит:

1)устройства переключения групп соединения обмоток (по 2 на каждую ПС).

2)коммутационный блок или блок коммутации с выключателем для отключения ВЛ на момент перекоммутации групп обмоток, и последующего включения для плавки гололеда.



I. Создание углового сдвига в 1800 (электрических градусов).



Левая и правая диаграммы показывают исходный треугольник напряжения, а также смещенный, в результате перекоммутации групп на ПС-1 и ПС-2 На средней векторной диаграмме показаны результирующие напряжения в цепи плавки. Максимальный сдвиг в 1800 позволяет плавить гололед на линиях максимальной длины (до 40-50 км).

II. Создание углового сдвига в 1200 (электрических градусов).



Такой угловой сдвиг позволяет обеспечить плавку гололеда на ВЛ длиной 30-35 км.
III. Создание углового сдвига в 600 (электрических градусов).



Такой сдвиг позволяет обеспечить плавку гололеда на ВЛ длиной 20-25 км.

IV. Создание углового сдвига в 300 (электрических градусов) позволяет обеспечить ток плавки на ВЛ 10-15 км: организацию профилактического нагрева проводов. На ВЛ большей длины – для предотвращения образования гололеда.

Величина тока плавки определяется из соотношения: .

Zуч – полное сопротивление цепи плавки; j – плотность тока для проводов ВЛ;

τчас – расчетная длительность плавки. U1, U2 – напряжения на выходных шинах ПС.

17. Автоматизированная система плавки гололёда в РЭССН как средство повышения надежности

1.Срабатывание датчика гололеда и формирование информационного сигнала от датчика.

2.Передача информационного сигнала на пункт управления плавкой (как правило, диспетчерский пункт РЭС).

3.Обработка поступившего сигнала и формирование эл схемы плавки (выбор линий для плавки и способа подачи тока).

4.Формирование управляющих воздействий на ПС, формирующей ток плавки. В такие воздействия входят: сигнал на отключение цепей релейной защиты от перегрузки ВЛ по току; сигналы на блоки коммутации ПС временного отключения ВЛ для перекоммутации групп обмоток; сигналы на устройства перекоммутации для создания необходимого углового сдвига; сигнал на включение пункта секционирования; сигнал на включение блоков коммутации и подачу на ВЛ тока плавки.

5.Контроль протекания плавки гололеда во величине тока плавки и сопротивлению цепи. Контроль производится в автоматическом режиме под наблюдением диспетчера.

6.После окончания выбранного периода плавки, выполнение всех перечисленных выше операций в обратном порядке. Т.е. восстановление исходной схемы сети и восстановление РЗА.

Состав АСПГ.

1.Датчик гололеда с возможностью формирования сигнала о срабатывании (передаваемого по проводам ВЛ либо по радиоканалу).

2.Информационный канал двустороннего действия по которому передаются сигналы от датчика, а также управляющие воздействия.

3.Пункт приема информационных сигналов от датчиков. В случае расположения датчиков на удаленных ЛЭП, могут быть организованы промежуточные пункты ретрансляции сигналов.

4.Система обработки поступающей информации и формирования команд для АСПГ. Система может быть расположена как на обслуживающей ПС ПЭС, так и на необслуживаемой ПС РЭС. В этом случае результаты обработки дублируются на ближайший диспетчерский пункт для контроля.

5.Секционирующие устройства на ВЛ 10-35 кВ с возможностью дистанционного управления. Места их установки выбираются таким образом, чтобы объединить задачи управления режимами сети и выполнение ПГ. В настоящее время в качестве таких секционирующих устройств применяются реклоузеры с вакуумными В.

6.Коммутационные блоки для создания необходимого тока плавки гололеда. В зависимости от используемого метода плавки это могут быть – пункты закорачивания (при способе к.з) либо автоматика переключения групп соединения обмоток Т (при способе ВВИ).

7.Система временного отключения РЗА ЛЭП на время плавки, которая вводится в действие перед подачей повышенного тока.

8.Блоки визуального контроля процесса плавки, позволяющие персоналу контролировать изменения тока и напряжения ЛЭП при подаче (снятии) повышенного тока.

9.Система формирования протокола выполнения ПГ.



  1. Алгоритм реализации АСПГ в РЭС СН.

D1 – Dn: датчики гололеда (ДГ), расположенные на одной (нескольких) ЛЭП.

X’1 – X’n: информационные сигналы о срабатывании ДГ, поступающие на ближайший диспетчерский пункт (при выборе способа искусственного к.з.).

X”1 – X”n: информационный сигнал, поступающий от ДГ на диспетчерский пункт при использовании системы ВВИ.

A1 – An: блоки автоматики, коммутирующие схему.

Y’1 – Y’n: управляющие сигналы коммутации цепи плавки.

Y”1 – Y”n: управляющие сигналы на блокирование устройств РЗА: Р1 – Рn.

Б1 – Бn: исполнительные устройства, реализующие схему плавки.

Z1 – Zn:информация о прохождении ПГ.

B1 – Bn: сигналы на восстановление исходной схемы сети.





  1. Основные элементы АСПГ.

1.Датчик гололеда с возможностью формирования сигнала о срабатывании (передаваемого по проводам ВЛ либо по радиоканалу).

2.Информационный канал двустороннего действия по которому передаются сигналы от датчика, а также управляющие воздействия.

3.Пункт приема информационных сигналов от датчиков. В случае расположения датчиков на удаленных ЛЭП, могут быть организованы промежуточные пункты ретрансляции сигналов.

4.Система обработки поступающей информации и формирования команд для АСПГ. Система может быть расположена как на обслуживающей ПС ПЭС, так и на необслуживаемой ПС РЭС. В этом случае результаты обработки дублируются на ближайший диспетчерский пункт для контроля.

5.Секционирующие устройства на ВЛ 10-35 кВ с возможностью дистанционного управления. Места их установки выбираются таким образом, чтобы объединить задачи управления режимами сети и выполнение ПГ. В настоящее время в качестве таких секционирующих устройств применяются реклоузеры с вакуумными В.

6.Коммутационные блоки для создания необходимого тока плавки гололеда. В зависимости от используемого метода плавки это могут быть – пункты закорачивания (при способе к.з) либо автоматика переключения групп соединения обмоток Т (при способе ВВИ).

7.Система временного отключения РЗА ЛЭП на время плавки, которая вводится в действие перед подачей повышенного тока.

8.Блоки визуального контроля процесса плавки, позволяющие персоналу контролировать изменения тока и напряжения ЛЭП при подаче (снятии) повышенного тока.

9.Система формирования протокола выполнения ПГ,
20^ .ОБЩИЕ ТРЕБОВАНИЯ К ПРОЕКТИРОВАНИЮ П/СТ.

Проектирование п/ст 6-750кВ выполняется в соответствии с требованиями нормативного документа "Нормы технологического проектирования п/ст переем тока с ВН 6-750кВ". При проектировании п/ст необходимо учитывать след исходные данные:

1. Географический район размещения п/ст. Для правильного выбора аппаратуры соответствующей климатическим условиям района.

2. Значение максимальной электрической нагрузки за последний год эксплуатации с учетом ее возможного увеличения на ближайшие 5 лет, с распределением ее по номинальным напряжениям и категориям по надежности электроснабжения потребителей.

3. Число, мощность, ном напр обмоток тр-ров. По требованиям надежности большинство п/ст выполняются двухтрансформаторными.

4. Уровни и пределы регулирования напряжения и необходимость установки дополнительных регулирующих и компенсирующих устройств (БСК, СК)

5. Рекомендации по схеме Эл соединений п/ст, в том числе по режимам заземления оборудования, места установки, количества и мощности дугогасящих катушек для компенсации емкостных токов замыкания на землю.

В зависимости от сх эл снабжения и места установки п/ст могут сооружаться: открытые, закрытые и комбинированные РУ.



  1. Выбор и обоснование главной схемы электрических соединений П\С.

Главная схема Эл. соединений определяет состав всего оборудования на п.с., а также количество и территориальное расположение распределительных устройств.

Проектирование главной схемы выполняется в строгом соответствии с нормами технологического проектирования и должно учитывать:

  1. Класс номинального напряжения.

  2. Количество подходящих линий со стороны питания.

  3. Уровни токов к.з. определяемые мощностью питающей сети.

  4. Требования по надежности снабжения Эл.потребителей.

  5. Необходимостью дальнейшего расширения РУ на п.с.

Основные технико-экономические требования к главной схеме ПС

1)обеспечение надежности эл. снабжения всех категорий потребителей. 2)обеспечение возможного транзита мощности по стороне ВН в нормальных и послеаварийных режимах. 3)полная автоматизация оперативных переключений основного оборудования и системной автоматики. 4)минимизация капитальных вложений на первом этапе сооружения ПС.

^ Эксплуатационные требования к главной схеме

1)архитектура главной схемы по всем классам напряжения должна обеспечивать оперативному персоналу возможность удобной работы, что снижает вероятность эксплуатационных ошибок. 2)должна быть предусмотрена технологическая возможность (по классам напряжения) проведения текущих и капитальных ремонтов основного оборудования без нарушения эл. снабжения. 3)обеспечение технологической возможности перевода части потребителей при выводе одного из Т в ремонт.

  1. Типы и состав оборудования типовой главной схемы эл. соединений ПС 110/35/10 кВ

На рис приведена типовая компоновка главной схемы эл соединений ПС 110/35/10 с двумя отходящими ВЛ 110 кВ. ОРУ 110 кВ выполнено по схеме мостика с 2 перемычками и обеспечивает возможность транзита мощности по стороне 110 кВ даже при полном погашении ПС. ОРУ 35 кВ выполнено по схеме одиночной секционированной системы шин с 4 отходящими ВЛ 35 кВ. ЗРУ 10 кВ также выполнено по схеме одиночной секционированной СШ и конструктивно выполнено с применением типовых ячеек с рядным принципом расположения. Такая ПС сооружается вне крупных населенных пунктов или на специально огороженной территории. Соединение РУ с соответствующими обмотками Т выполняется с помощью гибких или жестких шин.

Жесткие шины применяются в условиях ограниченного пространства ПС и на ПС промышленных предприятий. Гибкие шины выполняются с применением стандартных сталеалюминиевых проводов, сечение которых определяется по условиям токов к.з.

Выбранные схемы РУ должны обеспечивать возможность проведения оперативных переключений на ПС в нормальном и аварийном режимах для минимизации перерывов эл. снабжения.

На схеме не показаны многие необходимые элементы и оборудование ПС, в том числе ТТ и ТН, разрядники и другие ограничивающие и защитные элементы.

Выбор типа и характеристик эл. оборудования ПС осуществляется по результатам расчета токов к.з. на всех номинальных напряжениях.
23. Требования к главной схеме

Тип и характеристики главной схемы эл. соединений являются определяющими при выборе состава оборудования, размеров ПС и решения задач надежности эл. снабжения. При выборе главной схемы необходимо учитывать:

1)состав потребителей по классам напряжения и характеристики потребителей по надежности. 2)размещение ПС в отношении населенных пунктов, ж/д и автомобильных магистралей и других технологических коммуникаций. 3)число подходящих и отходящих ВЛ и КЛ, прогнозируемое значение перетока мощности по этим линиям. 4)классы номинальных напряжений со стороны ИП и потребителей. 5)потенциальная необходимость установки различных устройств компенсации (СК, УПК, шунтирующие реакторы). 6)предполагаемый объем, размещаемой на ПС системной и противоаварийной автоматики (секционные и переключающие устройства, АЧР, САОН). 7)значение токов к.з. на шинах всех напряжений ПС. 8)схема выполнения заземления и режим нейтрали в сетях разных классов напряжения. 9)перспективный план развития ПС в связи с возможным ростом эл. нагрузок.

Основные технико-экономические требования к главной схеме ПС

1)обеспечение надежности эл. снабжения всех категорий потребителей. 2)обеспечение возможного транзита мощности по стороне ВН в нормальных и послеаварийных режимах. 3)полная автоматизация оперативных переключений основного оборудования и системной автоматики. 4)минимизация капитальных вложений на первом этапе сооружения ПС.

Эксплуатационные требования к главной схеме

1)архитектура главной схемы по всем классам напряжения должна обеспечивать оперативному персоналу возможность удобной работы, что снижает вероятность эксплуатационных ошибок. 2)должна быть предусмотрена технологическая возможность (по классам напряжения) проведения текущих и капитальных ремонтов основного оборудования без нарушения эл. снабжения. 3)обеспечение технологической возможности перевода части потребителей при выводе одного из Т в ремонт.

24. Общие требования к компоновке ПС. Составление плана ПС.

При проектировании пространственного расположения оборудования на территории ПС необходимо обеспечить выполнение следующих требований:

1)должно быть обеспечено удобство за введением на ПС входящих и выведением с ПС отходящих ВЛ и КЛ. При этом необходимо минимизировать пересечение линий с различными коммуникациями и между собой. 2)размещение оборудования на ПС должно учитывать расположение подъездных автомобильных и железных дорог для упрощения его замены или ремонта. 3)на территории ПС должны быть предусмотрены автомобильные и пешеходные дороги для безопасного перемещения по территории. 4)при необходимости должно быть предусмотрено или зарезервировано место для расширения РУ, установки дополнительного оборудования. 5)на территории ПС должны быть предусмотрены места для установки молниеотводов и при необходимости радио мачт.

На плане ПС обозначаются:

1)габаритные размеры территории ПС и межосевые расстояния по наиболее характерным элементам (РУ, автодороги). 2)внешний периметр ПС с обозначением способа его изготовления. 3)габариты открытых РУ и расположение оборудования на каждом из них (строительные и электрические элементы). 4)схемы захода и выхода ЛЭП, а также пути внутренних шинопроводов (в трехфазном исполнении). 5) места расположения СТ с элементами ограждений, а также ремонтная площадка. 6)точки расположения молниеотводов на ПС с указанием номера молниеотвода и его высоты. 7)на плане ПС по возможности наносятся оси основных конструкционных элементов (ось рабочей перемычки, ось выключателей 110 кВ, ось автопроезда и т.д.) с указанием размещенного строительного или электротехнического оборудования. 8)для типовых ПС 110/35/10 при размещении плана на листе формата А1 используется масштаб 1:200. 9)на плане может быть показана схема молниезащиты территории ПС.


  1. Выполнение заземления и молниезащиты на ПС.

В соответствии с ПУЭ, а также с нормами проектирования ПС, открытая часть территории ПС должна быть защищена от прямых ударов молнии. С этой целью проводится полный расчет молниезащиты ПС, который включает:

1)выбор количества и мест установки молниеотводов. Молниеотводы на ПС могут быть размещены: а)на порталах ОРУ; б)на крышах зданий ПС; в)на радиомачтах и др. приподнятых металлических конструкциях; г)виде отдельно стоящих элементов.

2)расчет высоты каждого молниеотвода. Высота его должна обеспечивать защиту всего оборудования в самой его верхней точке. При определении высоты обозначается результирующая зона защиты на нулевой отметке и на уровне самой верхней точки оборудования. Высота молниеотводов определяется индивидуально.

3)составляется обобщенный план молниезащиты представляющий собой суммарную схему при всех установленных молниеотводах. Схема может быть показана на плане или отдельно.

Все молниеотводы должны быть надежно соединены с контуром заземления. При этом определяется сечение заземлителя, а также технология его соединения с молниеотводом и с контуром.

^ Заземление на ПС.

Для обеспечения надежной работы ПС в нормальном и аварийном режимах территория ПС, а также все эл. оборудование должно иметь рабочее и защитное заземление. Для обеспечения защиты от шагового напряжения вся территория ПС должна представлять собой эквипотенциальную поверхность. Традиционный способ заземления территории ПС – технология размещения по территории вертикальных заземлителей с их последующим соединением между собой металлическими пластинами.

Современная технология заземления предполагает установку небольшого количества заземляющих электродов глубокого заглубления с их последующим соединением между собой.

Для обеспечения защитного заземления все металлические корпуса эл. установок также должны быть заземлены (в том числе заземляющие оболочки кабелей). Таким образом, обеспечивается защита от напряжений прикосновения.

Все нормативные параметры сопротивления заземления должны периодически контролироваться и при необходимости восстанавливаться.


Скачать файл (345 kb.)

Поиск по сайту:  

© gendocs.ru
При копировании укажите ссылку.
обратиться к администрации