Автор работы: Пользователь скрыл имя, 12 Ноября 2009 в 15:23, Не определен
Живучесть электроэнергетической системы (ЭЭС) зависит от ее структуры, конфигурации, надежности электрооборудования, средств релейной защиты и противоаварийной автоматики, а также от квалификации обслуживающего персонала, запаса устойчивости, резерва активной мощности и т.д.
Впервые в мире понятие живучести было сформулировано русским адмиралом Степаном Осиповичем Макаровым - это способность судна продолжать бой, имея повреждения в различных боевых частях.
В энергетике под живучестью понимается свойство объекта противостоять возмущениям, не допуская их каскадного развития с массовым нарушением питания потребителей
Толчком к развитию методов оценки и прогнозирования цепочечных аварий в энергосистемах (ЭС) послужила авария, случившаяся 9 ноября 1965 года в США, которая привела к тому, что на территории с населением около 30 млн. человек более чем на 10 часов была прекращена подача электроэнергии.
Ущерб от аварии составил более 100 млн. долларов. Последовавшие после этого десяток мелких (с экономической точки зрения), но подобных аварий по стране завершились 13 июля 1977 года аварией в Нью-Йорке. В течение 25 часов была парализована жизнь Нью-Йорка. Ущерб от последствий этой аварии составил более 1 млрд. долларов [1,2]
Спустя 26 лет, 14 августа 2003 года в 16 часов 11 минут по местному времени из-за повреждения на линии Ниагара-Мохок без электричества осталась почти вся восточная часть Северной Америки, т.е. 50 млн. человек [3].
О каждой из перечисленных аварий можно сказать, что данная энергосистема потеряла живучесть.
Живучесть электроэнергетической системы (ЭЭС) зависит от ее структуры, конфигурации, надежности электрооборудования, средств релейной защиты и противоаварийной автоматики, а также от квалификации обслуживающего персонала, запаса устойчивости, резерва активной мощности и т.д. [5].
При эксплуатации ЭЭС наблюдается появление так называемых цепочечных аварий из-за последовательного отказа в срабатывании нескольких выключателей при отключении повреждений [6].
Цепочечные аварии наблюдались в 25 ЭЭС и двух ОЭС бывшего СССР. За 5 лет было зафиксировано 75 цепочечных аварий. В 81% случаев цепочечные аварии происходили из-за повреждений в сети и отказа в функционировании защитных коммутационных аппаратов [7]. На цепочечные аварии приходится 90% народнохозяйственного ущерба [9].
Под глубиной цепочной аварии понимается уровень расстройства функционирования установок энергосистемы при авариях и нарушениях в работе [6,7,8].
Показателем живучести может служить частота появления системных цепочечных аварий с различной глубиной нарушения электроснабжения [7].
На современном этапе развития техники и технологии для оценки надежности схем систем электроснабжения (СЭС) широкое распространение получили элементные методы расчетов надежности. В этих методах предполагается, что СЭС состоит из отдельных самостоятельных (в смысле анализа надежности) элементов, исключаются из рассмотрения функциональные зависимости между параметрами отдельных элементов устройства [1-4].
Рассматриваемые СЭС состоят из элементов: линии электропередачи, трансформаторы, выключатели, отделители, разъединители, автоматические выключатели и т.д.
Под узлами схемы будем понимать физические пункты СЭС, которые непосредственно связаны не менее чем с тремя направлениями передачи энергии, т.е. обычно это сборные шины или секции распределительных устройств и т. д. [3].
Для СЭС в работе [4] введены понятия: отказ типа «обрыв цепи» и отказ типа «короткое замыкание» («КЗ»). В работе [3] кроме перечисленных видов отказов предлагается учитывать и переход аварии через коммутационный аппарат. Факторы, которые целесообразно было бы учесть при расчетах надежности СЭС, перечислены в [5]. В работе [6] обосновано, что нецелесообразно делить отказы, которым подвергается электрооборудование в процессе эксплуатации более чем на три вида.
В данной работе рассматриваются следующие виды отказов элементов схемы: отказ типа «короткое замыкание», отказ типа «обрыв цепи» и отказ в срабатывании (скрытый отказ).
Все остальные отказы, которые встречались в СЭС промышленных предприятий Украины, появлялись на порядок реже отобранных и поэтому в расчетах не учитывались.
Перечисленные виды отказов следует относить к следующим типам электрооборудования [6].
1. Отказ типа «короткое замыкание». Такой вид отказа может происходить во всех элементах схемы, через которые проходит ток нагрузки в нормальном режиме работы. Короткие замыкания (КЗ) в таких элементах отключаются основной релейной защитой, в зоне действия которой находится рассматриваемый элемент сети, либо резервной с выдержкой времени. Перекрытие изоляции в самом защитном коммутационном аппарате в этих расчетах не учитываем, так как такие повреждения встречаются на порядок реже, чем КЗ в защищаемых этими коммутационными аппаратами элементах сети.
2. Для защитных коммутационных аппаратов будем учитывать два вида отказов:
а) отказ выключателя типа «обрыв цепи». К таким отказам будем относить ложные и излишние отключения выключателей в результате действия релейной защиты, которые ликвидируются с помощью ручного переключения (т.е. без средств автоматики), а также автоматические отключения выключателей в результате повреждений во вторичных цепях релейной защиты;
б) отказ выключателя в срабатывании. Эти отказы выявляются в результате профилактических осмотров выключателей: привода, катушки отключения, дугогасительной камеры, контактной системы, оценивается возможность перекрытия изоляции при внешних и внутренних перенапряжениях, проверяются пути утечки тока. Производится осмотр релейных защит, контактов самих реле, проверяются уставки защит, оперативные цепи питания, работа устройства автоматического повторного включения (АПВ), устройства автоматического ввода резерва (АВР) и т.д.
Все выявленные в результате профилактики отказы, которые могли бы привести к отказу в срабатывании выключателя при появлении КЗ в зоне действия его релейной защиты, заносятся в специальный журнал и эта информация используется для определения параметров потока отказов системы отключения выключателя.
В качестве критерия оценки надежности системы электроснабжения будем использовать вероятность бесперебойного электроснабжения R(t) потребителей, получающих электроэнергию от рассматриваемого узла нагрузки и среднее время восстановления электроснабжения узла нагрузки , где - номер узла нагрузки.
Пусть каждый элемент схемы характеризуется событиями: , , . Событие означает, что в j-том элементе сети произошло повреждение, которое привело к короткому замыканию в цепи (КЗ); - в i-том элементе произошел отказ типа «обрыв цепи», в i-том элементе произошел отказ в срабатывании.
Примем допущения, позволяющие реальный элемент системы электроснабжения представить его схемой замещения:
- элемент сети может находиться только в двух состояниях: 0 – работоспособное; 1 – отказавшее;
- защитные коммутационные аппараты могут отказывать двумя различными способами: отказ типа «обрыв цепи» и отказ в срабатывании;
- случайные интервалы времени между отказами элементов и длительности нахождения их в отказавшем состоянии не противоречат экспоненциальным функциям распределения вероятностей;
- интервалы времени между отказами (поток отказов) электрооборудования (средств защиты) и длительность их восстановлений (поток восстановлений) взаимно независимы;
- устройство автоматического ввода резерва (АВР) и системы релейной защиты могут выходить из строя только тогда, когда они находятся в режиме ожидания. В данном случае мы предполагаем, что надежность АВР и средств защиты являются функциями времени, а не числа произведенных ими переключений или отключений [8,9,10];
- отказы АВР, средств защиты, систем отключения выключателей и самих выключателей обнаруживаются и устраняются только в результате профилактических проверок - ,
- предполагается, что проверки абсолютно надежные. После каждого отказа электрооборудования или средств защиты его работоспособность полностью восстанавливается;
-
восстановление
Принятые выше допущения позволяют электрооборудование системы электроснабжения представить в виде элемента, который характеризуется параметром потока отказов и восстановлений: , ; , , где , ; - средний интервал времени между появлениями КЗ в j-том элементе; - среднее время восстановления или замены оборудования после обнаружения повреждения (КЗ); , ; - средний интервал времени между отказами в i-том элементе (отказ типа «обрыв цепи»); - среднее время обнаружения и восстановления i-того поврежденного электрооборудования; , ; - средний интервал времени между отказами в срабатывании i-того защитного коммутационного аппарата; - средний интервал времени между обнаружением отказавшего элемента, отсоединения его от сети и восстановления электроснабжения отключившихся и оставшихся неповрежденными потребителей электрической энергии.
Для элементов СЭС должны выполняться условия [1,3,4,11]:
Рассмотрим допущения и положения, позволяющие реальную схему СЭС при оценке ее надежности заменить на эквивалентную:
- выделяется вход и выход системы, т.е. точки, относительно которых определяется надежность электроснабжения. Все источники питания соединяются в одну точку, и эта точка принимается за абсолютно надежную;
- учитываются только те повреждения элементов сети (линии электропередачи, сборные шины, трансформаторы и т.д.), которые приводят к КЗ;
- при расчете надежности схем систем электроснабжения учитываются только аварийные длительные отключения элементов сети. Отключения потребителей на время действия АПВ и АВР не учитываются [4];
- целесообразно учитывать только двойные совпадающие в пространстве и времени отказы: КЗ в отходящей от узла нагрузки линии и отказ в срабатывании ближайшего защитного коммутационного аппарата [3,11].
- отказавший в срабатывании защитный коммутационный аппарат отходящей от узла нагрузки линии и поврежденный потребитель надежно с выдержкой времени отключится вводным коммутационным аппаратом;
- при КЗ в магистральной линии ближайший к месту повреждения защитный коммутационный аппарат, через который прошел сквозной аварийный ток, надежно отключает поврежденную линию;
- частоту появления КЗ на шинах в расчетах, как правило, не учитываем, так как КЗ на шинах появляется на порядок реже, чем на питающих либо отходящих от секции шин линиях.
Принятые выше допущения к элементу системы и самой системе позволяют схему замещения для расчета ее надежности заменить эквивалентной, которая совпадает с принципиальной. Элементы схемы замещения входят в нее своими параметрами потока отказов и восстановлений. Виду того, что учитываются два несовместных вида отказов выключателей (отказ типа «обрыв цепи» и отказ в срабатывании), которые вызывают различные по длительности перерывы в электроснабжении потребителей электроэнергии, отдельно составляются две схемы замещения : в первой учитываются отказы типа «обрыв цепи»; а во второй отказы в срабатывании выключателей.
Параметр потока отказов и восстановлений схемы определяется следующим образом:
где эквивалентный параметр потока аварийного отключения узла нагрузки при учете отказов выключателя типа «обрыв цепи», а для остальных элементов учитываются повреждения, приводящие к КЗ ; для «n» логически последовательного соединения элементов, подверженных отказам типа КЗ и «m» элементов, у которых наблюдаются повреждения типа «обрыв цепи», можно определить, пользуясь следующими формулами:
Информация о работе Оценка надежности структурно сложных систем с учетом трех видов отказов