7.4. Влияние организации обслуживания на надежность схем

В автоматизированных схемах отказ одного элемента приводит к срабатыванию устройств релейной защиты и автоматики и локализации отказавшего элемента. При этом может отказать и само устройство защиты и автоматики, и отказ распространится на обширную область схемы. Время ликвидации последствий отказа зависит от организации работы дежурно-оперативного персонала. Если подстанция не имеет дежурного персонала, то операции выполняются централизованной оперативно-выездной бригадой, а время восстановления зависит от вида обслуживания и определяется статистическими данными эксплуатации. В табл. П.1.3 приведены ориентировочные значения времени локализации отказов для объектов с различными видами обслуживания.

Восстановление электроснабжения в схемах с вводом резерва вручную рассмотрим на примере цепочки распределительной линии 10кВ, выполненной кабелем (КЛ). Линейные ячейки 10кВ в трансформаторной подстанции 10/0,4кВ (ТП) оборудованы выключателями нагрузки (QW). Цепочка разомкнута на линейной ячейке РУ 10кВ ТП5 в сторону ТП4 (рис. 32).

Рис. 32. Схема электрической сети

Пусть разрыв произошел на участке КЛ между ТП2 и ТПЗ. При этом отключится линейный выключатель на источнике питания (ИП) и окажутся без питания ТП1, 2, 3, 4. Через некоторое время по каналам телесигнализации или по телефону диспетчеру поступит сообщение об исчезновении напряжения. Диспетчер определяет последовательность выполнения коммутационных операций по поиску поврежденного участка и последующему восстановлению электроснабжения. ОВБ, получив задание от диспетчера, выезжает на ИП, где осматривает линейные выключатели и определяет отключенную линию. Затем ОВБ начинает поиск поврежденного места. Последовательность действий может быть следующей: ОВБ едет к ТП2 и отключает ВН в сторону ТП1, возвращается на ИП и включает линейный выключатель (отказ имел место на КЛ 2-3). Выключатель отключается вручную и ОВБ перемещается в ТП2, включает ВН к ТП1 и следует в ТП4, отключает ВН к ТПЗ, следует на ИП и включает линейный выключатель. Выключатель отключается от действия релейной защиты ОВБ следует в ТПЗ и отключает ВН к ТП2, едет на ИП и включает линейный выключатель, который отключается под действием релейной защиты. Так выявляется, что поврежден участок КЛ 2-3. ОВБ едет в ТП2, отключает ВН к ТПЗ, затем – в ТП4, включая ВН к ТПЗ, и, наконец, в ТП5, включая ВН к ТП4, на котором в нормальном режиме держится точка размыкания. Таким образом, ТП1 и ТП2 получают питание от основного ИП, а ТПЗ, ТП4, ТП5 – от резервного.

Время восстановления питания в схемах с ручным вводом резерва различно и зависит от многих факторов, что должно учитываться при расчетах надежности электроснабжения. Для этого в схеме замещения в качестве времени восстановления элемента принимается время оперативных переключений.

7.5. Влияние надежности коммутационной аппаратуры и устройств релейной защиты и автоматики на надежность схем

Для локализации отказавшего элемента и подачи в узел нагрузки питания от резервного источника необходимо, чтобы сработали устройства релейной защиты и автоматики, а также коммутационные аппараты, на которые воздействуют эти устройства.

Рассмотрим операции отключения поврежденной линии и подачу резервного питания в расчетный узел нагрузки (рис. 33). Имеется распределительное устройство с двумя секциями шин, между которыми установлен секционный выключатель с устройством автоматического ввода резерва двустороннего действия. В нормальном режиме каждая секция питается по своей линии, а секционный выключатель отключен.

Рис. 33. Схема участка электрической сети

При поврежденной линии Л1 происходит следующее: релейная защита на выключателе Q1 подает команду на его отключение; срабатывает Q1, отключающий Л1 от ИП, релейная защита на Q2 подает команду на отключение Q2; срабатывает Q2, отключающий Л1 от узла нагрузки А; от исчезновения напряжения на секции шин срабатывает устройство АВР и подает команду на включение Q5; срабатывает Q5 и напряжение от Л2 через секцию шин и Q5 подается на А.

Таким образом, для обеспечения питания узла нагрузки понадобилось выполнить шесть операций. В действительности количество операций значительно больше, поскольку каждый комплект УРЗА состоит из нескольких элементов (реле, контакторов и др.). При этом на каждой из операций работающая аппаратура может отказать. Поэтому для точной оценки надежности электроснабжения узла нагрузки нужно учитывать надежность УРЗА и КА.

С одной стороны, КА является элементом силовой электрической цепи и несет нагрузку (электрическую, механическую) в нормальном режиме. Поэтому КА, как и другие элементы электрической сети, может отказать в нормальном режиме. Такие отказы называют статическими (например, перекрытие опорной изоляции, перегрев контактов). С другой стороны, на КА воздействуют УРЗА для выполнения основных функций по включению (отключению). Возможен отказ в удовлетворении требованиям на срабатывание. С этой точки зрения КА можно рассматривать как элемент комплекта УРЗА. Такие отказы называются отказами функционирования.

Отказы функционирования УРЗА и КА бывают трех видов:

- отказы в срабатывании (невыполнение УРЗА и КА требований на срабатывание);

- неселективные срабатывания (срабатывание УРЗА и КА при требовании на срабатывание, поступающем не на данное, а на другое срабатывание);

- ложные срабатывания (срабатывание УРЗА и КА при отсутствии требований на срабатывание).

Если рассматривать надежность коммутационных операций, производимых по командам от УРЗА, то элементы релейной защиты, автоматики, исполнительных органов коммутационного аппарата эквивалентируются системой последовательно соединенных элементов, каждый из которых может отказать.

Отказ любого из элементов приводит к отказу КА, количественной характеристикой которого является вероятность несрабатывания , определяемая как отношение числа несрабатывании устройства релейной защиты и автоматики и числа несрабатываний исполнительного органа коммутационного аппарата к общему числу требований М(t) на работу этих устройств за период наблюдений t

(7.10)

Ориентировочные значения вероятности несрабатывания типичных схем релейной защиты и устройств автоматического ввода резерва приведены в табл. 4.

Таблица 4

Величины вероятностей несрабатывания УРЗА

Наименование устройства	Вероятность несрабатывания
	U=6, 10кВ	U=35, 110кВ
Релейная защита линии (вместе с КА) Релейная защита трансформатора (вместе с КА) Автоматический ввод резерва	0,020 – 0,022	0,015 0,010 0,020

Интенсивность отказов в расчетной точке схемы электрических соединений, зависящая от надежности работы УРЗА и КА, составит

(7.11)

где – интенсивность требований, поступающих на УРЗА и КА Требованиями считаются устойчивые отказы, которые фиксируются как отказы в электроснабжении, так и неустойчивые отказы, которые ликвидируются при исчезновении напряжения. Неустойчивые отказы для воздушных ЛЭП составляют 50 – 70% от всех отказов. Для других видов основного оборудования СЭС число неустойчивых отказов меньше и в расчетах надежности их можно не учитывать.

Для ВЛ ожидаемая интенсивность требований на срабатывание УРЗА и КА

, (7.12)

где k —коэффициент увеличения числа требований на срабатывание за счет учета неустойчивых отказов; – удельная (из расчета на 1 км длины линии) интенсивность отказов ВЛ; l , – длина защищаемой ВЛ. Примерные величины: для ВЛ 35, 110кВ и для ВЛ 6, 10кВ.

При отказе в срабатывании УРЗА и КА управляющая команда поступает на срабатывание соответствующих устройств более высокого структурного уровня. Так, если откажет в отключении линейный выключатель Q1 (рис. 34), то поступает заявка на отключение шинного выключателя Q2, что приводит к полному обесточиванию шин распределительного устройства.

Рис. 34. Схема участка электрической сети

Поскольку наложение отказов в срабатывании УРЗА и КА случается редко, при практических расчетах надежности схем электрических соединений его можно не учитывать.

Время восстановления при отказах в срабатывании УРЗА и КА – это время локализации отказа.

Пример 7.3.

Требуется определить показатели надежности в расчетной точке А схемы (рис. 35). Длина ВЛ1 составляет 25 км, ВЛ2 – 20 км. Показатели надежности элементов приведены в табл. П.1.1. Надежность выключателей (интенсивность отказов в статическом состоянии) и шин РУ не учитывается. РУ 110кВ обслуживается ОВБ и расположено в сельской местности.

Решение.

Шины первой секции РУ 110кВ будут обесточены при отказе ВЛ1 (ВЛ2) в период простоя ВЛ2 (ВЛ1) на время ремонта, а также при отказе ВЛ1 (несрабатывании Q2 или несрабатывании Q5) на время устранения отказа в срабатывании.

Рис. 35. Схема замещения участка электрической сети

Схема замещения представлена на рис. 35, где элементы 1 и 2 замещают ВЛ1 и ВЛ2, а элементы 3, 4, 5 отражают отказы в срабатывании Q1, Q2, Q5. Заштрихованная на рисунке поверхность элементов означает, что время восстановления для них определяется временем локализации отказа.

Численные значения показателей надежности (с использованием данных табл. П.1.1, П.1.3, 4) равны:

год ; ;

год ; ;

год ; ;

год ; ;

=3,2 год ;

=3,20,015=0,048 год , ;

=0,048 год , ;

=0,064 год , .

По формулам (7.7) и (7.8) для параллельно соединенных элементов с учетом преднамеренных отключений определяем показатели надежности эквивалентного элемента:

;

год ; год ; год ;

;

; .

Показатели надежности структуры:

год ; =2,19ч.

Из рассмотренного примера видно, что надежность УРЗА и КА оказывает большое влияние на надежность схемы. Так, составляющая интенсивности отказов, обусловленная ненадежностью УРЗА и КА (элементы 3, 4, 5) составляет 90,5%.