Повышение надежности работы распределительных сетей 6-35кВ

Примем на стороне 0,4 кВ автоматы типа S282 UC фирмы АВВ.Выбор выдержки времени на трансформаторе согласно времятоковым характеристикам:Рисунок 5.2 – Выбор выдержки времени защиты ТСНИсходя из рисунка принимаем tсз =0,4 с.Расчет защиты от перегрузки.Ток срабатывания защиты:;(5.10)где kОТС – коэффициент отстройки, равный 1,1;kВ – коэффициент возврата, равный 0,9.А;Принимаем уставку А.Находим ток срабатывания реле (5.4): А.Типичное значение уставки – 9…10 с. Принимаем значение уставки.УРОВ Выдержка времени УРОВ равна (5.7):с.Расчет однофазной защиты нулевого провода трансформатораРассчитываем ток однофазного металлического КЗ за трансформатором:,(5.11)где – фазное напряжение (230 В для рассматриваемой сети 0,4 – 0,23 кВ); – полное рассматриваемое сопротивление трансформатора при рассматриваемом виде КЗ.Значение сопротивлений для различных трансформаторов приведены в приложении [6] и отнесены к напряжению 0,4 кВ. Для трансформатора типа ТМ – 0,25 (250 кВА) =0,1 Ом, тогда ток однофазного короткого замыкания:А.Приведем этот ток к напряжению 6 кВ:А.Выбираем ток срабатывания по следующим условиям:Отстройка от наибольшего допустимого тока небаланса в нулевом проводе трансформатора:;(5.12)где Iном т – номинальный ток трансформатора на стороне 0,4 кВ.Номинальный ток трансформатора на стороне 0,4 кВ (5.8): А. А.Ток срабатывания защиты выбирается таким образом, чтобы при обеспечить ступень селективности с с характеристиками устройств элементов 0,4 кВ, не имеющих специальных защит нулевой последовательности.Рисунок 5.3 – Согласование характеристик защиты нулевой последовательности трансформатора на стороне 0,4 кВ (кривая 2) и характеристик предохранителей и автомата 0,4 кВ (токи приведены к стороне 0,4 кВ)>1,5 (5.13).Коэффициент удовлетворяет ПУЭ, но ток срабатывания большой, т.е. на наиболее мощных элементах будет необходима установка специальных защит нулевой последовательности. ПУЭ допускает неселективное отключение трансформатора 10/0,4 (несогласование рассматриваемую защиту нулевой последовательности с защитами отходящих элементов 0,4 кВ) кВ при невыполнении 2), а коэффициент чувствительности в зоне резервирования при этом не рассчитывается.3) Обеспечение достаточной чувствительности при однофазных КЗ на землю на стороне 0,4 кВ защищаемого трансформатора (). Также следует обеспечивать резервирование защитных устройств элементов 0,4 кВ. Это условие не рассматриваем, потому что сторона 0,4 кВ не рассматривается.Секционный выключатель 6 кВМТЗ с постоянной выдержкой времени.На секционном выключателе установлен трансформатор тока типа ТЛМ-6 1500. Вычисление коэффициента трансформации измерительного трансформатора тока (5.1):.Ток срабатывания защиты выбирается исходя из двух условий:согласование с максимальной уставкой предыдущей защиты – отходящих линий: А:, (5.14)где kСОГЛ – коэффициент согласования, рекомендуется принимается равным 1,2; А.отстройка от максимальной нагрузки, проходящей через СВ – так как точная нагрузка на каждый фидер не известна, то нагрузку через СВ примем равную половине всей нагрузки подстанции на стороне низкого напряжения, которую определим по формулам пункта 5:А.Принимаем большую уставку А.Определим ток срабатывания реле (5.3). А.Определим коэффициент чувствительности (5.4): 1,5.Значение коэффициента чувствительности соответствует требованиям ПУЭ.Выбор выдержки времени (5.5):=1,3+0,3=1,6 с.УРОВТип секционного выключателя ВВЭ-СМ-10-40/4000 ХЛ1 , для него полное время отключения tотклвыкл = 0,075 с. Выдержка времени УРОВ равна (5.7):с.Вводной выключатель 6 кВТок срабатывания защиты выбирается исходя из двух условий:согласование с максимальной уставкой предыдущей защиты – секционного выключателя: А:А.2) отстройка от максимального тока нагрузки:Определим ток срабатывания защиты:,(5.15) А.Принимаем большую уставку А.Определим ток срабатывания реле (5.3).А.Определим коэффициент чувствительности (5.4): 1,5.Значение коэффициента чувствительности соответствует требованиям ПУЭ.Выбор выдержки времени (5.5):=1,6+0,3=1,8 с.УРОВТип вводного выключателя ВВЭ-СМ-10-40/4000 ХЛ1 , для него полное время отключения tотклвыкл = 0,075 с. Выдержка времени УРОВ равна (5.7):с.Защита минимального напряженияЗМН необходима для пуска МТЗ по напряжению.Рабочее минимальное напряжение определим на уровне 70% от номинального значения:,(5.16)где – номинальное напряжение.В.Рассчитываем значение напряжения срабатывания реле:,(5.17)где kН – коэффициент надежности, может быть принят 1,1…1,2, принимаем kН = 1,1 ;kВ – коэффициент возврата, kВ = 1,2; В.Принимаем уставку В.Вычисление коэффициента трансформации измерительного трансформатора напряжения по формуле:,(5.18)где – первичное номинальное напряжение трансформатора напряжения; – вторичное номинальное напряжение трансформатора напряжения,..Определим напряжение срабатывания реле защиты.,(5.19) В.Трансформатор 35/6 кВДля выбора номинального тока преобразователя измерительного тока (ПИТ) на стороне ВН и НН необходимо определить входной расчетный ток Iвх.расчпо выражению:,(5.20)где Sном– номинальная мощность трансформатора, кВА; Uном– номинальное напряжение стороны ВН или НН трансформатора, кВ; ;.Выбирается номинальный ток ПИТ Iн =5 А, ближайший больший к входному расчетному току таблица 5.2. Таблица 5.2Номинальный ток Iн, А Рабочий диапазон токов Перемычки Iмин, А Iмакс, А5,0 1,0 500 ХТ1:1-ХТ1:3 ХТ1:2-ХТ1:4 2,5 0,5 200 ХТ1:2-ХТ1:4 1,0 0,2 80 ХТ1:3-ХТ1:4 0,5 0,1 37 - Относительное значение начального дифференциального тока срабатывания Iдзт.начопределяется по выражению:,(5.21)где Котс– коэффициент отстройки; Котс= 1,3; ε – относительная погрешность первичного трансформатора тока в установившемся режиме; ε = 0,1; А.Расчет коэффициента торможения Кторм.2 на втором участке проводится исходя из отстройки от тока небаланса. Расчет относительного значения тока небаланса Iнб.расчвыполняется по выражению: ,(5.22)где Кпер– коэффициент, учитывающий возрастание погрешности трансформаторов тока в переходном режиме, является расчетной величиной.Определяется параметр К10 отнпо выражению:,где I1 ном.ТА– первичный номинальный ток трансформатора тока соответствующей стороны; Iном.тр– номинальный ток той же обмотки защищаемого трансформатора. К10 – расчетная кратность ТТ, равная:(5.23)..При выполнении для всех сторон условия К10 отнбольше или равно 20 принять Кперравным 2,0, в противном случае принять Кперравным 2,5. Принимаем Кперравным 2,5, тогда:А.Коэффициент торможения Кторм.2 определяется по выражению:,(5.24)где Котс= 1,3 – коэффициент отстройки;коэффициент 1,5 учитывает положение второй точки излома характеристики торможения при значении тормозного тока, равном 1,5 Iном;.Принимаем.Коэффициент чувствительности Кчопределяется соотношением:,(5.25)где Iд.min– минимальное относительное значение дифференциального тока при КЗ за трансформатором расчетного вида. Поскольку Iдзт.начменьше 0,5 (о.е.) и тормозная характеристика имеет горизонтальный участок до тока торможения, равного 0,5 (о.е.), то для дифференциальных защит понижающих двухобмоточных трансформаторов всегда получается Кч> 2 с большим запасом и проводить проверку чувствительности не обязательно. Дифференциальная токовая отсечкаПо условию отстройки от броска тока намагничивания силового трансформатора при его включении на холостой ход рекомендуется принять уставку отсечки на уровне 6 Iн. По условию отстройки от тока небаланса при внешнем КЗ уставку выбрать по выражению:,(5.26)где Котс= 1,2 – коэффициент отстройки; Кнб– отношение амплитуды первой гармоники тока небаланса к приведенной амплитуде периодической составляющей тока внешнего КЗ; Кнб=0,7 Iкз.внеш.max– относительное значение максимального тока внешнего КЗ..Из двух полученных значений уставок отсечки выбираем наибольшее, равное 5.6. Разработка мероприятий по повышению надежности работы распределительных сетей6.1. Оценка уровня надежности работы подстанцииВ первой главе был проведен анализ повреждаемости оборудования подстанции в ходе которого было установлено, что наибольшая вероятность отказа присуща коммутационным аппаратам, а также силовым трансформаторамСредние значения показателей надежности элементов подстанции ПС 35/6 кВ (потока отказов и среднего времени восстановления), полученные на основании статистических данных энергосистем [14], приведены в табл. 6.1.Таблица 6.1 – Показатели надежности оборудования ПС№Наименование оборудование, год-1, ч1Выключатель ВБЭС-35-31,5/630-10000,01652Кабельная линия 35 кВ0,0125123Трансформатор ТДН-10000/35.0,03954Разъединитель РГПЗ-СЭЩ-2-35/1250 УХЛ10,00165Вакуумный выключатель ВВЭ-СМ-10-40/16000,009206Шинопровод, шины КРУ-6 кВ0,037На данный момент существует несколько методов оценки итоговой надежности оборудования и систем электроснабжения. Практическое использование данных методик, как правило, основано на использовании статистических данных, характеризующих работу и среднее время эксплуатации какого-либо оборудования.Это позволяет производить вычисление различных оценок надежности электрооборудования, а также производить анализ условий, которые привели к отказу или повреждению оборудования.На низкой стороне ПС можно представить в виде параллельного соединение цепей, которые в свою очередь, состоят из последовательно соединенных восстанавливаемых элементов. В этом случае при оценке надежности всей системы можно представить параллельное соединение элементов так, что при отказе одного из них система продолжит функционироватьПримем допущение, которое позволяет нам заменить ряд последовательных элементов одним элементом, эквивалентным данному ряду.В случае наличия n элементов, которые имеют соответствующие параметрыi и эквивалентный элемент будет иметь параметры э и , которые можно будет определить по следующим выражениям [8]:(6.1)(6.2)Для определения параметра потока отказов, в случае, если всеn элементов соединены параллельно и взаимно резервируют друг друга, рассматривают столько слагаемых, сколько элементов в схеме [13]:; (6.3)(6.4)Если при этом все элементы обладают идентичными показателями надежности, то указанные выражения примут следующий вид:(6.5)(6.6)Рассматриваемая система ЭС может быть представлена в виде последовательного соединение подсистем 35 кВ и 6 кВ. Таким образов, в случае если система представляет собой последовательное соединение n элементов, система переходит в аварийный режим. Для стационарного состояния t коэффициент готовности будет [4]:.(6.7)Коэффициент вынужденного простоя [11]: .Вероятность безотказового и отказового состояния за время Т:; В результате данных действий формируетсяалгоритм, следуя которому можно определить основные показатели надежности схем электроснабжения подстанций. Его можно распространить на системы любой сложности с произвольным в отношении надежности соединением элементов. Схема замещения цепи ПС для расчета надежности представлена на рис. 6,1. Выполним вычисления в соответствии с рассмотренными моделями отказов на напряжении и шинах 6 кВ.Вычисления выполняются с использованием рассмотренных моделей отказов относительно шин 6кВ, т.е. для потребителей подстанции.Рассчитаем характеристики надежности системы. Для этого произведем замену ряда последовательных элементов на эквивалентный им элемент.Рис. 6.1. Схема замещения элементов подстанции (1 – воздушная линия 35кВ; 2 – шины 35кВ; 3 – силовой трансформатор; 4 – токопровод ; 5 – разъединитель; 6 – вакуумный выключатель; 7 – шины КРУ-6кВ)Величина интенсивности отказов, а также время восстановления работоспособного состояния могут быть определены при помощи следующего выражения.На основании результатов выполненных вычисленийдля эквивалентного элемента системы может быть найдена вероятность безотказной работы для всей системы. Известно, что данная система может быть представлена в виде одного элемента, эквивалентного исходным элементам ряда, который имеет следующие показатели надежности , . В соответствии с моделью отказов определим основные показатели безотказной работы схемы электроснабжения ПС «Гвардейская». Коэффициент готовности оборудования:Коэффициент вынужденного простоя:Вероятность безотказной работы в течении года:Среднее время безотказной работы Оценка продолжительности работы электрооборудования в течение продолжительного времени может быть выполнена в соответствии с выражением (рис. 4.2). В результате зависимость будет иметь экспоненциальное уменьшение. Это вызвано временным изменением функционирования оборудования в фактическом пользовании. Проводя такие вычисления, принято сравнивать изменения надежности для изменения схемы подстанции и повторного расчета с последующим анализом внесенных изменений. Это делается параллельно с технико-экономическими расчетами для выбора оборудования с целью одновременного снижения стоимости цепи подстанции и не снижение надежности системы.Рис. 4.2 - Зависимость времени работы от времениВключены в отраслевой стандарт Министерства энергетики России [8] и рекомендованы к использованию типовые схемы подстанций, они имеют высокие расчетные параметры надежности. Использование этих схем данных выдается разумным решением, поскольку оно не требует технико-экономического обоснования. В случае отклонения от типовых схем, предусмотренных заявлением, это должно, кроме экономии материальных ресурсов, обеспечить повышение надежности электроснабжения потребителей и, кроме того, обеспечить требования охраны труда и правил безопасности трудаВ результате расчета надежности взрывной подстанции «Охранники» получаются основные показатели времени работы. Анализ этих показателей позволяет сделать вывод, что надежность этой подстанции достаточно высока и перебои в электроснабжении потребителей маловероятны.2) анализ статистических данных по распределению причин выхода из строя электрооборудования подстанций установил наиболее характерные причины выхода из строя изучаемого оборудования. Показано, что наиболее надежными из рассмотренных оборудования является разъединители. Это связано с конструктивными параметрами и условиями работы. Наименее надежными являются выключатели.6.2 Выбор критерия надежности с учетом возможной динамики нагрузокПрименительно к отказу и повреждению рассматривают критерий, причину, признаки проявления, характер и последствия. Работоспособное состояние ТС определяются множеством заданных параметров и допусками на них – допустимыми пределами их изменения. При этом под критерием отказа принято понимать признаки выхода хотя бы одного заданного параметра за установленный допуск. Критерии отказа должны указываться в НТД на объект.Для сравнения различных схем по надежности необходимо установить критерии, характеризующие надежность работы схем подстанций. Перерывы в нормальной работе подстанций вызываются повреждениями оборудования, ошибками персонала и т.д. Но при одинаковых этих факторах число и длительность аварийных перерывов электроснабжения могут быть различными.В энергосистемах существуетзначительноечисло распределительных подстанций 35 кВ, имеющих не более двух питающих линий и предназначенных только для электроснабжения потребителей. На основании статистических данных, число таких подстанций составляет до 80% на 35 кВот общего количества подстанций соответствующего напряжения. Подобные виды подстанций могут получитьединые критерии надежности.С точки зрения потребителей, надежность электроснабжения определяется продолжительностью и частотой отключения электроэнергии. Для индивидуального потребителя, питается радиальной линии, плановый ремонт, а также аварийный ремонт связанные с перебоями в электроснабжении, поэтому продолжительность планового ремонта, связана с необходимостью отключения потребителей, является одним из показателей надежности.Таким образом, для распределительных подстанций энергосистем могут быть установлены следующие 4 критерия:1) среднее количество аварийных отключений электроэнергии потребителей за определенный промежуток времени n;2) средняя продолжительность восстановления электроэнергии τср;3) продолжительность плановых ремонтов, связанных с отключением потребителей τпл;4) вероятность того, что время восстановления мощности превышает заданное время t.Итак, как и другие подстанции, предназначенные для снабжения потребителей, критерии для всех подстанций будут содержать эти и дополнительные показатели, соответствующие требованиям к ним.Расчет критериев может проводиться аналитически или с помощью компьютерного моделирования.В случае двух состояний системы можно использовать функцию полезности для обоснования критерия надежности:, (6.9)где z – коэффициент полезности от нормального электроснабжения; ti– промежутки времени нормального электроснабжения; ti' – промежутки времени аварийных перерывов электроснабжения; ti'' – промежутки времени плановых перерывов; К – капитальные вложения на строительство подстанции, приходящиеся на рассматриваемый период; И – средняя стоимость аварийно-восстановительного ремонта; У' – ущерб у потребителя при аварийном отключении за единицу времени; У'' – ущерб у потребителя за единицу времени при плановом простое; φ – функция, выражающая зависимость ущерба от длительности аварийного простоя; i, n– номер и число аварийных отключений.Для оценки функции полезности потребителю должны быть сообщены энергосистемой следующие показатели: – tср', tср'', n и для определения φ – вероятность того, что время восстановления питания не превысит заданное время t– P(τ