// //
Дом arrow Научная литература arrow Пособиемонтажээс arrow Комплектная тп (ктп) – называется подстанция состоящая из трансформаторов и блоков кру или крун пост
Комплектная тп (ктп) – называется подстанция состоящая из трансформаторов и блоков кру или крун пост

Комплектная ТП (КТП) – называется подстанция, состоящая из трансформаторов и блоков КРУ или КРУН, поставляемых в собранном или полностью подготовленном для сборки виде. КТПН – КТП для наружной установки.

Распределительным пунктом (РП) называется РУ, предназначенное для приема и распределения электроэнергии на одном напряжении без преобразования и трансформации, не входящее в состав ПС.

Камерой называется помещение, предназначенное для установки аппаратов и шин.

Изоляторы – электрически и механически прочные конструкции, служащие для электрической изоляции токопроводящих частей и аппаратов электроустановок. В РУ до 35 кВ применяют опорные и проходные изоляторы.

Предохранители – высоковольтные аппараты обеспечивающие защиту электрооборудования РУ от токов перегрузки и короткого замыкания, состоящие из корпуса и плавкой вставки.

Разъединитель – аппарат, предназначенный для оперативного изменения схем первичной коммутации и создания видимого разрыва электрической цепи (рис. 4.1), т. е. видимого воздушного промежутка между подвижными и неподвижными контактами. Наличие этого промежутка позволяет персоналу убедиться в безопасности производства работ на отключенном участки электроустановки. Разъединитель не имеет специальных дугогасительных устройств для гашения дуги при разрыве электрической цепи с большими токами. Разъединителями можно отключать отдельные части электроустановки только после того, как нагрузка отключена выключателем, то есть снимать напряжение и отключать небольшие нагрузочные токи. По конструкции разъединители бывают: рубящими, поворотными, поворотно-рубящими, внутренней и наружной установки, однополюсные и трехполюсные, с горизонтальным и вертикальным расположением ножей. Их различают по номинальному напряжению и току. Авторами предложено оригинальное техническое решение, повышающее отключающую способность разъединителей, предназначенных для работы на открытом воздухе в воздушных распределительных электрических сетях напряжением до 35 кВ [30, 31].

 

 

ГЛ4рио

Рис. 4.1. Разъединитель

Отделитель – разъединитель с дистанционным приводом (управлением).

Короткозамыкатель – разъединитель, предназначенный для искусственного соединения токоведущих частей с землей.

Выключатели нагрузки – аппараты для отключения электрических цепей с рабочими токами, а так же для оперативных изменений схем коммутации (рис. 4.2).

ГЛ4рио

Рис. 4.2. Выключатель нагрузки

 

Выключатели – аппараты, предназначенные для замыкания и размыкания электрических цепей высокого напряжения при наличии рабочих токов, а также автоматического размыкания этих цепей в момент возникновения в них токов опасной величины вследствие перегрузки или короткого замыкания.


Выключатели характеризуются номинальной величиной напряжения, длительным током, током термической и динамической устойчивости, током и мощностью отключения, а так же временем и полным временем включения и отключения выключателя (рис. 4.3, 4.4). Подробная классификация выключателей приведена в [32, 33].

 

ГЛ4риоГЛ4рио

 

 

 

 

 

 

 

 

 Рис. 4.3. Вакуумный выключатель Рис. 4.4. Плавкие предохранители

 

На напряжение до 1 кВ как правило применяются различные автоматы типов ВА, АВМ и выкатные автоматы «Электрон».

На 6–10 кВ применяются выкатные вакуумные выключатели серии ВБТЭ-10, ВК-10, а так же выкатные маломасляные (горшковые) выключатели серий ВМП-10, ВМГ-10. Предпочтение следует отдавать вакуумным выключателям, ввиду их меньших размеров и более простой эксплуатацией, малого хода контактов.

ГЛ4рио

Рис. 4.5 Масляный выключатель

ГЛ4рио

Рис. 4.6. Элегазовый выключатель

 

На 35–110 кВ самыми распространенными являются масляные выключатели серии ВМТ-110, МКП-110 (рис. 4.5). В последнее время стали получать распространение элегазовые выключатели, в которых в дугогасящих камерах применяется «элегаз» – инертный газ SF6.

Элегазовые выключатели отличаются высокой надежностью и низкими эксплуатационными затратами, поэтому, их монтируют на вновь строящихся и реконструируемых трансформаторных подстанциях взамен старых.

На 220 кВ и выше ранее применялись воздушные, масляные баковые и маломасляные выключатели, теперь же, как правило, их заменяют на элегазовые (рис. 4.6).

Силовые трансформаторы (рис. 4.7) изготавливают по шкале номинальных мощностей 25, 40, 63, 100, 160, 250, 400, 630, 1000, 1600, 2500, 4000, 6300, 10000 кВА и т.д. Трансформаторы бывают масляные и сухие.

ГЛ4рио

Рис. 4.7. Силовой трансформатор

В городских электросетях, как правило, применяют двухобмоточные масляные трехфазные трансформаторы 1, 2, 3 габаритов и номинальных мощностей. Для компенсации потерь напряжения в передающих сетях, поддержания номинального напряжения в сетях и на зажимах электроприемников потребителей, а так же для изменения напряжения в процессе эксплуатации трансформаторы снабжаются переключающими устройствами со ступенями регулирования напряжения. Бывают устройства ПБВ – с переключением без возбуждения и с регулированием под нагрузкой – РПН.

Во многих случаях на подстанциях бывают нужны три вида напряжения: высшее (ВН), низшее (НН) и среднее (СН), например, 110/35/6 кВ или 500/110/10 кВ. В таком случае применяют трехобмоточные автотрансформаторы. В автотрансформаторах обмотка низшего напряжения магнитно связана с двумя другими, а обмотки высокого и среднего напряжений связаны между собой магнитно и электрически.

Это позволяет добиваться большей экономической эффективности автотрансформатора по сравнению с трехобмоточным трансформатором.

Измерительные трансформаторы бывают двух видов: трансформаторы тока (ТТ) и трансформаторы напряжения (ТН). ТТ с вторичными токами 1–5 А служат для измерения величины тока первичной цепи и для безопасного питания токовых цепей приборов учета, контроля, релейной защиты и автоматики РУ. ТН используются в РУ ТП и РП для питания цепей напряжения приборов учета, контроля, релейной защиты и автоматики.

Реактор – аппарат, выполненный в виде катушки с большим индуктивным сопротивлением, предназначенный для ограничения токов короткого замыкания в мощных электрических сетях и одновременного подержания заданного уровня напряжения на шинах РУ при аварийных режимах. Реакторы устанавливают на сборных шинах РУ и отходящих линиях, включая последовательно в три фазы, что искусственно увеличивает сопротивление цепи короткого замыкания, ограничивая ток КЗ.


При электроснабжении городских потребителей должны обеспечиваться: необходимый уровень надежности, соответствующий категории потребителей; необходимый уровень мощности; безопасность и удобство обслуживания ПС и сетей; низкая стоимость сооружения электросетей; высокие технико-экономические показатели эксплуатации всех элементов сети.

Распределительные сети городов, не имеющих крупных потребителей электроэнергии и потребителей первой категории, строятся по не резервируемой схеме. В крупных городах построение распределительной сети должно быть основано на обязательном резервировании всех элементов сети и, в частности, резервирования линий          6–10 кВ и трансформаторов; линий 6–10 кВ и трансформаторов через сеть 0,4 кВ.

В городских электрических сетях применяются, как правило, универсальные двух трансформаторные подстанции, унифицированные по схемам и конструкциям (единые серии 11 типоразмеров).

В городских электросетях, комплектно-распределительные устройства (КРУ) нашли широкое применение (рис. 4.8). Они позволяют сократить сроки сооружения ТП, вести их строительство индустриальными методами, максимально типизировать ПС, а так же обеспечить удобную и безопасную эксплуатацию.

ГЛ4рио

Рис. 4.8. Камера  КСО

В городских ТП и РП применяются преимущественно высоковольтные камеры марок КСО-2УМ, КСО-266 и КСО-366, низковольтные панели ЩО-70 и ЩО-94, отличающиеся различными схемами и типами оборудования.


Камера КСО, в зависимости о комплектации, может состоять из: корпуса, линейного и шинного разъединителей, приводов линейного разъединителя (ЛР) и шинного разъединителя (ШР), заземляющих ножей, защитного ограждения, выключателя (масляного или вакуумного), трансформаторов тока и другого оборудования.

 

4.2. Некоторые вопросы проектирования трансформаторных подстанций

 

Выбор мощности силовых трансформаторов, должен производиться с учетом нагрузочной и перегрузочной способности трансформаторов, вывода в ремонт одного из трансформаторов. Трансформатор должен быть рассчитан на допустимую перегрузку на 40% (для двухтрансформаторных подстанций).

В спальных корпусах школ, в дошкольных учреждениях, в палатных корпусах больниц, а так же в жилой зоне зданий, размещение пристроенных и встроенных ТП не разрешается.

Для встроенных ТП, комплектно-трансформаторных подстанций (КТП) и закрытых распределительных устройств (ЗРУ) напряжением до 10кВ необходимо предусмотреть следующее:

Не размещать их под помещениями с мокрыми технологическими процессами, под душевыми, ванными, уборными.

Выполнять надежную гидроизоляцию над помещениями ТП и КТП и ЗРУ, исключающую возможность проникновения влаги в случае аварии систем отопления, водоснабжения, канализации.

Полы камер трансформаторов и ЗРУ напряжением до 1кВ и выше со стороны входов должны быть выше полов примыкающих помещений не менее чем на 10 см. Если вход в ТП предусмотрен снаружи здания, отметка пола помещения ТП должна быть выше отметки земли не менее чем на 30см.

Устраивать дороги для подъезда автомашин к месту расположения ПС и подъема трансформатора.


4.3. Монтаж электрооборудования

 

Перед монтажом изоляторы должны быть проверены на отсутствие: сколов и трещин, сопротивление изоляции фарфоровых изоляторов (мегомметром напряжением 2,5 кВ).

Установку, сборку и регулировку выключателей следует производить в соответствие с монтажными инструкциями завода изготовителя.

Ножи аппаратов (разъединителей, отделителей, короткозамыкателей) должны правильно попадать в неподвижные контакты, входить в них без ударов и перекосов и при включении не доходить до упора на 3–5 мм. Штурвал или рукоятка рычажного привода должна иметь (при включении и отключении) направление движения (включено, отключено).

Блокировка разъединителей с выключателями, а также главных ножей разъединителей с заземляющими ножами не должно допускать оперирования приводом разъединителя при включенном положении выключателя, а так же заземляющими ножами, при включенном положении главных ножей и главными ножами при включенном положении заземляющих ножей.

При монтаже измерительных трансформаторов, вторичные обмотки трансформаторов тока, и высоковольтные вводы трансформаторов напряжения должны быть закорочены.

Щиты и шкафы должны поставляться предприятием изготовителем полностью смонтированными, прошедшими ревизию, регулировку и испытания в соответствии с требованиями ПУЭ, ГОСТ или ТУ предприятия изготовителя.

Перед монтажом трансформатора необходимо убедиться в наличии актов и протоколов на ревизию, сушку, осмотр, испытания, хранения, транспортировки


4.4. Установка силовых трансформаторов и реакторов

 

Установка трансформаторов должна обеспечивать удобные и безопасные условия его осмотра без снятия напряжения.

Трансформаторы необходимо устанавливать так, чтобы отверстие защитного устройства выброса масла не было направлено на близко установленное оборудование. Для защиты оборудования допускается установка заградительного щита между трансформатором и оборудованием.

Перед входом в трансформаторную камеру должен быть установлен барьер красного цвета высотой 1 м, с расположенным на нем знаком безопасности.

Расстояния в свету между открыто установленными трансформаторами определяются технологическими требованиями и должны быть не менее 1,25 м.

Пол камер масляных трансформаторов должен иметь 2%-ный уклон в сторону маслоприемника.

Вентиляционные проемы должны быть закрыты сетками с размером ячейки не более 1´1 см и защищены от попадания через них дождя и снега.

На дверях трансформаторных пунктов и камер, с наружной и внутренней стороны, должны быть указаны подстанционные номера трансформаторов, а также с наружной стороны должны быть предупреждающие знаки. Двери должны быть постоянно закрыты на замок. Надпись на дверях трансформаторной камеры должна быть продублирована на противоположной стене.

На каждой трансформаторной подстанции 10/0,4 кВ, должно быть нанесено ее наименование, адрес и телефон владельца.

Нейтраль трансформатора 6–10/0,4 кВ по высокой стороне должна быть присоединена к заземляющему устройству.

 

4.5. Требования к распределительным устройствам

 

Покрытие полов в ЗРУ, КРУ и КРУН должно быть таким, чтобы не происходило образования цементной пыли. Полы помещений РУ рекомендуется выполнять на одной отметке, устройство порогов в дверях не допускается.

Стены, пол и потолок должны быть окрашены пыленепроницаемой краской. Все металлические части РУ должны иметь антикоррозионное покрытие. Все места сварки должны быть окрашены.

Двери из РУ должны открываться в направлении других помещений или наружу и иметь самозапирающиеся замки с внешней стороны.

Прокладка в трансформаторных камерах транзитных кабелей и в РУ кабелей другого напряжения допускается только в стальных трубах.

Размер вентиляционных отверстий должен быть не более 10´10 мм.

Шины должны иметь окраску: фаза А - желтый, В - зеленый, С - красный, шина N - голубой, шина РЕ - желто-зеленый.

Помещения должны быть вентилируемыми с отсосом воздуха снизу.

Кабельные каналы и наземные кабельные лотки ОРУ и ЗРУ должны быть закрыты несгораемыми плитами, массой не более 50 кг, а места выхода кабелей из кабельных каналов, лотков, с этажей и переходы между кабельными отсеками должны быть уплотнены легкоудаляемым огнеупорным материалом.

РУ, как правило, должны иметь мнемосхему.

На всех ключах, кнопках и рукоятках управления должны быть надписи, указывающие операцию, для которой они предназначены («Включать», «Отключать», «Убавить», «Прибавить» и др.).

На сигнальных лампах и сигнальных аппаратах должны быть надписи, указывающие характер сигнала («Включено», «Отключено», «Перегрев» и др.).

Выключатели и их приводы должны иметь указатели отключенного и включенного положений.


Рукоятки приводов заземляющих ножей должны быть окрашены в красный цвет, а приводы заземляющих ножей, как правило, – в черный. Операции с ручными приводами аппаратов должны производиться с соблюдением правил безопасности.

При отсутствии стационарных заземляющих ножей должны быть подготовлены и обозначены места присоединения переносных заземлений к токоведущим частям и заземляющему устройству.

На дверях и внутренних стенках камер ЗРУ, оборудовании открытых распределительных устройств (ОРУ), лицевых и внутренних частях КРУ наружной и внутренней установки, сборках, а также на лицевой и оборотной сторонах панелей щитов должны быть выполнены надписи, указывающие назначение присоединений и их диспетчерское наименование.

На дверях РУ должны быть предупреждающие плакаты и знаки установленного образца. На предохранительных щитках и (или) у предохранителей присоединений должны быть надписи, указывающие номинальный ток плавкой вставки.

Все металлоконструкции РУ, за исключением съемных плит кабельных каналов, должны быть заземлены.

С кабелей находящихся внутри ПС должно быть снято джутовое покрытие. На концевых муфтах должна быть бирка, на которой указывается название потребителя, марка и сечение кабеля.

 

4.6. Основные методы контроля силовых трансформаторов

 

Обследование силовых трансформаторов можно производить с выводом в ремонт и без вывода в ремонт (непрерывный метод диагностики).

Обследование силовых трансформаторов с выводом в ремонт производят методами электрических и химических испытаний.

В перечень обязательных электрических испытаний согласно [16] входят:

• измерение сопротивления изоляции всех обмоток и определение коэффициента абсорбции;

• измерение диэлектрических потерь и емкости изоляции обмоток;

• определение пробивного напряжения трансформаторного масла;

• определение тангенса угла диэлектрических потерь жидкого диэлектрика;

• определение сопротивления обмоток постоянному току на всех ответвлениях переключающего устройства;

• измерение тока и потерь холостого хода при малом однофазном возбуждении;

• определение полного сопротивления короткого замыкания (для силовых трансформаторов мощностью 125 МВА и более);

• определение коэффициента трансформации обмоток;

• измерение сопротивления изоляции высоковольтных вводов, определение коэффициента абсорбции;

• измерение диэлектрических потерь и емкости изоляции высоковольтных вводов;

• испытание изоляции повышенным напряжением частоты 50 Гц (при капитальном ремонте с полной сменой обмоток).

В перечень дополнительных электрических испытаний входят:

• определение уровня и места расположения источников частичных разрядов электрическим методом и локации частичных разрядов акустическим методом [16];

• выявление деформации обмоток путём анализа переходных функций трансформатора с помощью импульсной и частотной характеристик, и измерения частичных разрядов при повышенном напряжении [47], методами определения индуктивного и полного сопротивления короткого замыкания, низковольтных импульсов (импульсное дефектографирование), магнитной индукции [42, 48];

• определение витковых замыканий в обмотках путем измерения внешнего магнитного поля трансформатора [42, 48];

• определение вибраций элементов силового трансформатора [16];

• оценка состояния переключающих устройств с требованиями завода-изготовителя: снятие круговых диаграмм, осциллографирование контактной системы РПН [16] и т. д.

В перечень обязательных химических испытаний входят:

• оценка влажности твердой изоляции;

• хроматографический анализ газов, растворённых в масле; определение кислотного числа диэлектрической жидкости (ДЖ);

• определение водорастворимых кислот ДЖ;

• определение влагосодержания ДЖ (качественное и количественное);

• определение температуры вспышки ДЖ;

• определение антиокислительной присадки ДЖ (до залива в электрооборудование);

• определение класса чистоты ДЖ;

• содержание растворимого шлама в ДЖ;

• газосодержание в ДЖ в соответствии с инструкциями предприятия-изготовителя;

• оценка состояния бумажной изоляции обмоток по наличию фурановых соединений и степени полимеризации.

В перечень дополнительных испытаний ДЖ входят:

• определение мутности;

• определение продуктов старения при помощи инфракрасной спектроскопии (спектральный анализ);

• измерение тангенса угла диэлектрических потерь, удельной объёмной проводимости из бака силового трансформатора и из полости высоковольтных вводов при различных температурных режимах.

К методам непрерывного контроля (online monitoring) силовых трансформаторов относятся:

• тепловизионный;

• вибрационный;

• определение содержания растворённых в масле газов, контроль влажности и температуры в трансформаторе;

• акустический;

• частичных разрядов [47];

• оценка механического состояния регулятора под нагрузкой (далее РПН) по частотному методу, по изменению тока или нагрузки электродвигателя привода устройства, оценка износа контактов по измерению концентрации нетрадиционных газов в масле бака устройства РПН, а также по определению разницы температур в баке РПН и основном баке трансформатора;

• определение наиболее нагретых точек с помощью волоконно-оптических датчиков;

• контроль высоковольтных вводов под рабочим напряжением, путём сравнения проводимостей и угла потерь между фазами;

• измерение индукции магнитного поля вдоль бака трансформатора;

• контроль характеристик электромагнитного излучения СВЧ-диапазона и т. д.

В последнее время интенсивно развиваются и внедряются методы непрерывного контроля за крупными силовыми трансформаторами с применением современных компьютерных технологий и автоматического сбора и обработки, анализа данных. Применение этих методов осуществляется с помощью различных датчиков, расположенных непосредственно в пределах трансформатора [16, 41, 42].

 

4.7. Оценка надежности выключателей

 

Одной из основных тенденций развития энергетики в настоящее время является переход на техническое обслуживание оборудования по его состоянию. Возможность для такого перехода обеспечивается внедрением большого количества устройств автоматики, регистрирующих параметры как нормального, так и аварийного процессов. К ним относятся как специализированные устройства – Нева, БАРС, Бреслер и др., так и микропроцессорные защиты всех типов, имеющие вспомогательную функцию осциллографирования. Перечисленные устройства позволяют фиксировать пофазно действующие значения токов и напряжений на присоединении, где возникло повреждение. Пользуясь этими данными, можно достаточно точно оценить сложность отключения выключателем повреждения, обеспечив одновременно и повышение точности за счет пофазного учета [39,40].

Обычно фирмами-изготовителями выключателей указываются для них следующие параметры: номинальный ток, номинальный отключаемый ток короткого замыкания, ресурс по коммутационной стойкости при первом и втором значениях тока, ресурс по механической стойкости выключателя.

Поскольку практически ток КЗ, превосходящий номинальный ток выключателя, как правило, оказывается существенно меньше номинального отключаемого тока КЗ.

Простой учет числа отключений токов КЗ может привести к значительной погрешности в оценке остаточного ресурса выключателя и, следовательно, увеличить затраты на его ремонт.

Специалисты-электроэнергетики уделяют пристальное внимание модели отказа выключателя. На это имеются веские причины. В общей повреждаемости элементов РУ электроустановок доля выключателей велика и составляет 30% и более (до 50% для зарубежных комплектных РУ с элегазовой изоляцией). С позиций надежности выключатель – один из наиболее сложных элементов. В его модели отказа требуется учитывать параметры надежности электрических аппаратов (собственно выключателя с приводом, измерительных трансформаторов, разъединителей), устройств РЗА, условия ремонтно-эксплутационного обслуживания, природно-климатическую среду и ряд других факторов.

Модель отказа выключателя необходима при оценке надежности схем электрических соединений электроустановок, при обосновании и выборе конструкций выключателей, а также планировании их ремонтно-эксплуатационного обслуживания. Модели надежности выключателей по степени детализации основных влияющих факторов многообразны и их исторически делят на два крупных класса: упрощенные и сложные (уточненные). В простой модели параметр потока отказов ГЛ4рио учитывает все аварийные отключения, связанные с эксплуатацией выключателя, без дифференциации причин их возникновения. Из общего числа отказов выделяют отказы типа «КЗ в обе стороны». Они требуются для локализации отказавшего выключателя, например из-за перекрытия его дугогасительной камеры, отключения всех смежных выключателей. Такая локализация происходит за счет действия устройств резервирования при отказе выключателей (УРОВ), дифференциальных токовых или направленных токовых защит сборных шин. Коэффициент, характеризующий долю отказов «КЗ в обе стороны», оценивается на уровне соответственно ГЛ4рио и ГЛ4рио. Помимо отказов «КЗ в обе стороны» возможны отказы типа «КЗ в одну (каждую) сторону». Так, при напряжении 110 кВ и выше в схеме с одной или двумя системами сборных шин пробой изоляции ввода выключателя со стороны присоединения (но не со стороны сборных шин) вызовет отключение самого выключателя и выключателей в смежных к рассматриваемой электроустановке узлах сети. Прочие присоединения к сборным шинам останутся в работе.


Следовательно, при отказе «КЗ в одну сторону» отключаются все смежные коммутационные аппараты только с одной стороны отказавшего выключателя.

Без малого 50 лет назад было выявлено, что лишь 24% отказов выключателей приводят к погашению сборных шин РУ 110 – 220 кВ. В остальных случаях отключается только та цепь, в которой установлен выключатель. Следует иметь в виду, что в тот период схемы РУ 110–220 кВ выполнялись, как правило, по схеме с двумя системами сборных шин с одним выключателем на присоединение. Это означает, что указанные 24% были вызваны отказами «КЗ в обе стороны» и «КЗ в одну сторону», причем в данном случае – в сторону сборных шин.

Наконец, выделяют отказы типа «разрыв». Под ними понимают те отказы, которые требуют вывода выключателя во внеплановый ремонт, т.е. приводящие к разрыву цепи, в которой находится отказавший выключатель. Рассматриваемые отказы выявляются преимущественно при обходах и осмотрах.

Уточнение модели отказа выключателя достигается группировкой отказов, происходящих в статическом состоянии, при оперативных переключениях и при отключении поврежденных элементов, т.е. при локализации КЗ.

В наиболее сложных, полных моделях отказа выключателя моделирование процесса коммутации электрических цепей охватывает процессы при отказе как собственно выключателей, так и оборудования присоединений, вводе – выводе их из работы по различным причинам (в резерв, из резерва, для выполнения аварийно-восстановительных и плановых ремонтов). Учитывается, что отказы могут быть полными или частичными, устойчивыми или неустойчивыми.

Получение статистически обоснованных показателей для сложных моделей отказов до сих пор представляет трудности. Более того, отсутствуют данные по менее сложным составляющим модели отказа выключателя, например таким, как доля отказов «КЗ в одну сторону». Заметно расхождение данных по моделям отказа выключателя в различных работах. С учетом важности вопроса необходимо поставить перед собой задачу еще раз обратиться к составляющим модели отказа выключателя с использованием фактических эксплуатационных данных последнего десятилетия.

В табл. 4.1 приведен перечень выключателей и даны значения параметра потока отказов собственно выключателей с приводами, т.е. отказов выключателей без учета аварийности трансформаторов тока и разъединителей, установленных в ячейках выключателей, их ошиновки, а также устройств РЗА присоединений.

Из данных табл. 4.1 следует, что параметр потока отказов выключателей варьируется в широком диапазоне в зависимости от их типа. Заметно, что опыт освоения современных элегазовых выключателей приобретается не сразу. На первых этапах эксплуатации их аварийность может оказаться высокой. Так, для элегазовых колонковых выключателей типа ВГТ-110 оказалось, что параметр потока отказов составил 0,3 1/год, т.е. на порядок больше, чем для физически и морально изношенных воздушных выключателей.

Поэлементная структура отказов собственно выключателей с приводами отражена в табл. 4.2. Наиболее часто повреждаются приводы, дугогасительные камеры, опорно-стержневая изоляция, уплотнения газонаполненных объемов, а также оборудование и контактные соединения в шкафах управления (соленоиды, сигнально-блокировочные контакты и др.).

В табл. 4.3 приведена структура отказов собственно выключателей с приводами в статическом состоянии, при оперативных переключениях и при отключении КЗ. Из данных табл. 4.3 следует, что отказы выключателей при отключении КЗ составляют 21,4 – 50,0% общего числа отказов, а среднее значение по всем классам напряжения 110 – 750 кВ – менее 40%. Таким образом, работа выключателей в наиболее тяжелых расчетных режимах далеко не всегда основная причина их отказов.

Помимо представленных в табл. 4.1 – 4.3 существует еще не менее крупная группа отказов выключателей, связанных с ненадежностью (отказами функционирования) устройств РЗА вследствие отказа, излишнего или ложного их срабатывания. Такое наблюдалось, когда при КЗ на присоединении по различным причинам происходил отказ срабатывания основных и резервных устройств РЗА, воздействующих на выключатель данного присоединения. При этом КЗ ликвидировалось действием УРОВ, приводя к потере не только данного, но и в ряде случаев смежных присоединений.

 

 

Таблица 4.1

Типы выключателей и отказы собственно выключателей с приводами

 

Выключатели

Тип

выключателя

Общее

 число

выключателей

Распределение

отказов

по напряжению,

кВ

w,

1/год

110

220

330

500

750

Воздушные

ВНВ-750
ВО-750
ВВБ-750

9
1
5









6

1

0,061

0,018

Элегазовые

HPL-800

2

Воздушные

ВНВ-500
ВВБК-500
ВВБ-500
ВВ-500(Б)

7
30
15
76










5
17
6
31




0,065
0,052
0,036
0,037

Элегазовые

ВГУ-500
FXT-17

8
15




3
1


0,075
0,013

Воздушные

ВНВ-330
ВВ-300Б
ВВН-330
ВВБ-330
ВВД-300Б

9
22
13
5
4









8
5
1









0,081
0,021
0,007

Элегазовые

ВГУ-330
FXT-15

2
4







Воздушные

ВВБК-220
ВВД-220
ВВБ-220
ВВН-220

14
53
85
58




1
4
4
10










0,006
0,007
0,004
0,016

Элегазовые

ВГУ-220
HPL-245
ВГТ-220

5
6
2



3







0,055

Окончание табл. 4.1

Масляные

МКП-220
У-220

1
2







Воздушные

ВВУ-110
ВВШ-110
ВВН-110
ВВБМ-110Б

17
22
87
29

1
2
10
2













0,005
0,008
0,010
0,006

Маломасляные

ВМТ-110
ММО-110
У-110
МКП-110
МКП-110М
HLR-110

14
1
31
16
27
33

3

4
3
2





















0,019

0,012
0,017
0,007

Элегазовые

ВГТ-110

2

3

0,3

Итого

732

30

22

14

63

7

Таблица 4.2

Поэлементая структура отказов собственно выключателей с приводами

 

Поврежденный элемент

и причина отказов

Распределение отказов, %, по

напряжениям, кВ

110

220

330

500

750

Привод

Дугогасительная камера

Отделитель

Вводы

Опорно-стержневая изоляция

Внутрибаковая изоляция

Импульсные трубки

Уплотнения

Шкаф управления

Неклассифицированные причины

Невыявленные причины

13,3

13,3

6,7

3,3

10,0

10,0

26,7

6,7

6,7

18,3

9,1

4,5

13,6

9,1

9,1

22,8

2

14,4

7,1

21,5

35,7

7,1

7,1

7,9

6,3

14,3

12,7

1,6

17,5

28,6

1,6

7,9

14,3

28,6

14,3

28,5

14,3

Итого

100,0

100

100,0

100,0

100,0

 


Таблица 4.3

Отказы собственно выключателей с приводами в различных режимах

Отказ

Распределение отказов, %, по напряжениям, кВ

110

220

330

500

750

110-750

В статическом

состоянии

30,0

18,2

28,6

19,0

28,6

22,8

При

оперативных

переключениях

20,0

36,3

50,0

42,9

42,8

37,5

При

отключении КЗ

50,0

45,5

21,4

38,1

28,6

39,7

Итого

100

100

100

100

100

100

 

Излишнее срабатывание обусловлено в основном нарушением селективности РЗА при внешних КЗ, т.е. не в защищаемой зоне. Выключатель рассматриваемого присоединения отключался при наличии требования отключения выключателей иных присоединений и отсутствии таковых на отключение выключателя данного присоединения. Ложное срабатывание заключалось в отключении от устройств РЗА выключателя при отсутствии на то соответствующего требования как на данном, так и на других присоединениях. Они имели место, например, при дефектах изготовления и монтажа устройств РЗА, а также из-за ошибочных действий персонала при работе с ними.

Наличие РЗА делает работу и соответственно отказы выключателей зависящими от отказов другого оборудования. Кроме того, автоматическое повторное включение (АПВ) приводит к тому, что на одно повреждение защищаемого оборудования возникает несколько требований срабатывания выключателей, увеличивая вероятность отказов последних.


Причем доля отказов выключателей из-за нарушений работы устройств РЗА может превышать число отказов собственно выключателей с приводами (табл. 4.4). Так, за рассматриваемый период в РУ 500 кВ наблюдалось 63 отказа собственно выключателей с приводами и 92 отказа выключателей из-за нарушений работы устройств РЗА.

Из данных табл. 4.4 следует, что отказы выключателей преимущественно происходят из-за отказа, излишнего или ложного срабатывания основных (дифференциально-фазных) и резервных (дистанционных) защит, а также АПВ и УРОВ. По статистическим данным отношение числа отказов выключателей из-за нарушений работы устройств РЗА к отказам собственно выключателей с приводами составляет 0,57; 0,77; 0,64; 1,46 и 0,71 при напряжении соответственно 110; 220; 330; 500 и 750 кВ. Таким образом, в ряде случаев влияние РЗА на параметр потока отказов выключателей более весомый фактор по сравнению с их конструктивными особенностями и условиями ремонтно-эксплуатационного обслуживания.

Данные табл. 4.4 свидетельствуют, что причины отказов выключателей из-за нарушений работ устройств РЗА многообразны и среди них, если судить по наиболее представительным данным имеющимся для электроустановок напряжением 500 кВ, нет явно превалирующих. С точки зрения организационных причин на долю отказов, зависящих от персонала служб РЗА, оперативного, ремонтного и прочего эксплуатационного персонала, приходится от 25 до 60% отказов из табл. 4.5. Следовательно, полученная статистика подтверждает известный факт, что организация надежной работы персонала – весомый резерв снижения аварийности в электроустановках.

В табл. 4.4 отражена структура отказов выключателей из-за нарушений работы устройств РЗА в статическом состоянии, при оперативных переключениях и отключении КЗ. Из данных табл. 4.5 и 4.6 следует, что работа выключателя в наиболее тяжелых расчетных режимах не всегда является основной причиной их отказов.

Наконец, в табл. 4.7 дана результирующая структура отказов собственно выключателей с приводами и отказов из-за нарушений работы устройств РЗА.

На основании табл. 4.7 можно сделать вывод, что параметры потока отказов выключателей в статическом состоянии, при оперативных переключениях и при отключении КЗ на практике имеют достаточно близкие значения.


Таблица 4.4

Отказы выключателей из-за нарушений работы устройств РЗА

Устройства РЗА

Распределение отказов, %,

по напряжениям, кВ

110

220

330

500

750

Дифференциально-фазные защиты

5,9

2,5

28,3

Дифференциальные

защиты шин

5,9

2,5

11,1

3,3

20,0

Дифференциальные

защиты (авто)

трансформаторов и

реакторов

11,1

8,7

20,0

Дистанционные защиты

11,8

18,6

22,3

8,7

Максимальные токовые

защиты

1,1

Токовые защиты нулевой

последовательности

3,3

Защиты от потери

охлаждения

и газовые

5,9

6,3

6,3

4,3

3,3

20,0

Прочие типы защит

11,8

12,5

11,1

6,5

Вторичные цепи

11,8

25,0

10,8

20,0

УРОВ

46,9

6,3

44,4

8,7

АПВ

10,8

20,0

Специальная автоматика

отключения нагрузки

2,2

Итого

100

(17)

100 (16)

100

(9)

100 (92)

100

(5)

Примечание. В скобках приведено число отказов выключателей

 

 


Таблица 4.5

Технические причины отказов выключателей из-за нарушений

работы устройств РЗА

Причина

Распределение отказов, %,

по напряжениям, кВ

110

220

330

500

750

Отключения при работах на панелях и

во вторичных цепях

12,4

11,1

13,0

20,0

Ошибки в заданных и выполненных:

уставках

схемах

17,6

6,3

37,4

3,3

5,4

Неисправность:

измерительных трансформаторов

цепей измерительных трансформаторов

оперативных цепей

11,1

2,2

2,2

Дефекты и неисправность:

электромеханических аппаратов

высокочастотной аппаратуры

микроэлектронной и

полупроводниковой аппаратуры

6,3

6,3

3,3

8,7

5,4

Дефекты разработки

Неисправность элементов вторичной

коммутации

11,8

33,3

6,5

Нарушение требований

нормативно–технических документов

12,4

Ошибки персонала при операциях с

коммутационными устройствами РЗА

5,4

Неправильные указания инструкций по

обслуживанию

5,9

20,0

Потеря оперативного тока

11,8

1,1

Неправильно созданная первичная

схема или режим

10,9

20,0

Старение устройств и контрольных

кабелей

11,8

6,3

33,3

1,1

Прочие причины

29,3

6,3

11,1

20,6

40,0

Невыявленные причины

11,8

6,3

10,9

Итого

100,0

100,0

100,0

100,0

100,0

 


Таблица 4.6

Отказы выключателей из-за нарушений работы

устройств РЗА в различных режимах

Отказ

Распределение отказов, %, по напряжениям, кВ

110

220

330

500

750

110-750

В статическом

состоянии

23,5

31,2

22,2

40,2

60,0

36,7

При

оперативных

переключениях

31,2

22,2

22,8

20,0

20,9

При

отключении КЗ

76,5

37,6

55,6

37,0

20,0

42,4

Итого

100 (17)

100 (16)

100 (9)

100 (92)

100 (5)

100 (139)

 

Таблица 4.7

Отказы собственно выключателей с приводами и отказы

Из-за нарушений работы устройств РЗА в различных режимах

Отказ

Распределение отказов, %, по напряжениям, кВ

110

220

330

500

750

110-750

В статическом

состоянии

27,7

23,7

26,1

31,6

41,7

29,8

При

оперативных

переключениях

12,8

34,2

39,1

31,0

33,3

29,1

При

отключении КЗ

59,5

42,1

34,8

37,4

25,0

41,1

Итого

100 (47)

100 (38)

100 (23)

100 (155)

100 (12)

100 (275)

Таблица 4.8

Структура отказов собственно выключателей с приводами и отказов

из-за нарушений работы устройств РЗА по числу

теряемых присоединений

Напряжение, кВ

Отказы, приводящие к потере

присоединений, %

Отказы, не

приводящие к

потере

присоединений, %

Итого, %

Всего отказов, шт.

одного

более

одного

110

220

330

500

750

38,3

23,7

39,2

51,0

41,7

34,0

47,4

30,4

23,9

33,3

27,7

28,9

30,4

25,1

25,0

100,0

100,0

100,0

100,0

100,0

47

38

23

155

12

110–750

43,6

29,8

26,6

100,0

275

 

Влияние устройств на надежность выключателей (табл. 4.2 и 4.6) выявляет недостаточную полноту моделей отказов типа «КЗ в одну сторону», «КЗ в обе стороны» и «разрыв». Причина заключается в том, что заметная часть отказов выключателей происходит из-за нарушений работы устройств РЗА и, причем, не при К3 (табл. 4.6). Поэтому целесообразно анализировать отказы выключателей и по числу теряемых при этом присоединений в схемах коммутации (табл. 4.8). В последней графе табл. 4.8 даны средние арифметические значения отказов по всем классам напряжения, т. е. 110 – 750 кВ.

Как следует из табл. 4.8, долевое участие различных отказов, хотя и отличается друг от друга, тем не менее, находится в узком диапазоне. Отдельно коснемся отказов, не приводящих к потере присоединений. Они зависят от схемы коммутации. На рассматриваемых подстанциях при напряжении 110 – 220 кВ использована схема с двумя (реже – с одной) системами сборных шин с обходной системой (радиальные схемы), при 330 кВ – схемы трансформаторы – шины и трансформаторы – шины с подключением линий по схеме 3/2 (кольцевые схемы), а при напряжении 500 кВ – трансформаторы – шины.

При использовании кольцевых схем отказы, не приводящие к потере присоединений, могут быть вызваны неисправностями, требующими вывода выключателя во внеплановый ремонт (отказ типа «разрыв»); нарушением работы устройств РЗА, например, из-за их ложных срабатываний. Причем влияние устройств РЗА достигает в рассматриваемых отказах 50%. При этом потери присоединений в кольцевой схеме не происходит, так как каждое из них коммутируется двумя и более выключателями.

В радиальной схеме отказы, не приводящие к потере присоединений, вызваны лишь неисправностями, требующими вывода выключателя во внеплановый ремонт. Это обеспечивается с помощью обходного выключателя и обходной системы шин. В свою очередь, отказы выключателей из-за нарушений работы устройств РЗА, допустим, из-за тех же ложных срабатываний, приведут к внезапному отключению выключателя и потере присоединения. И такое событие в радиальной схеме будет классифицироваться как отказ, приводящий к потере одного присоединения.

Таким образом, если за основу берется модель отказа выключателя с дифференциацией по типам «КЗ в одну сторону», «КЗ в обе стороны» и «разрыв», то не ясно, каким образом классифицировать многочисленные отказы выключателей из-за нарушений работы устройств РЗА при кольцевых схемах коммутации, при этом необходимо уточнить классификацию отказов оборудования.

Наконец, в зависимости от схемы электроустановки при отказах типа «КЗ в одну сторону» и «КЗ в обе стороны» при прочих равных условиях теряется различное число присоединений. В упомянутых радиальных и кольцевых схемах подстанций отказы, требующие отключения всех смежных выключателей («КЗ в обе стороны»), всегда приводят к потере более чем одного присоединения. Аналогичные события происходят в радиальной схеме и при отказе типа «КЗ в одну сторону» выключателя – в сторону сборных шин.

Ранжирование отказов по типам «КЗ в одну сторону», «КЗ в обе стороны», «разрыв» приведено в табл. 4.9. С учетом изложенного под отказами типа «разрыв» в данной статье понимаются не только неисправности, требующие вывода выключателей во внеплановый ремонт, но и их отказы из-за неправильной работы устройств РЗА в кольцевых схемах коммутации, когда не происходит потери присоединений. Кроме того, в составе отказов «КЗ в одну сторону» и «КЗ в обе стороны» учтены отказы из-за нарушений работы устройств РЗА, не обязательно связанных с КЗ. Без этого из состава рассматриваемых событий пришлось бы исключить большую группу отказов выключателей, вызванных нарушением работы устройств РЗА.

 

Таблица 4.9

Структура отказов собственно выключателей с приводами

и отказов из-за нарушений работы устройств РЗА

Напряжение, кВ

Отказы типа, %

Итого, %

Всего

отказов, шт.

«КЗ в

одну

сторону»

«КЗ в обе

стороны»

«разрыв»

110

220

330

500

750

42,5

34,2

39,2

51,0

41,7

29,8

36,9

30,4

23,9

33,3

27,7

28,9

30,4

25,1

25,0

100,0

100,0

100,0

100,0

100,0

47

38

23

155

12

110–750

45,8

27,6

26,6

100,0

275

Данные табл. 4.8 и 4.9 позволяют установить соответствие между различными типами отказов выключателя с их последствиями в схемах электрических соединений. С учетом изложенного отказам типа «разрыв» можно поставить в соответствие отказы, не приводящие к потере присоединений. При напряжении 110–220 кВ долевое участие отказов «КЗ в обе стороны» на 4 – 10% меньше числа отказов, приводящих к потере более одного присоединения. Соответственно отказов «КЗ в одну сторону» на 4–10% больше отказов, приводящих к потере одного присоединения. Эта разность связана с особенностями учета отказов выключателей в сторону сборных шин в радиальных схемах коммутации.

Из табл. 4.9 следует определенная статистическая закономерность. Если взять средние значения отказов выключателей по всем классам напряжения, то оказывается, что примерно 1/2 отказов (45,8%) приходится на отказы «К3 в одну сторону» и по 1/4 (27,6 и 26,6%) – на «КЗ в обе стороны» и «разрыв». Следует иметь в виду, что отказ типа «КЗ в одну сторону» – это результирующее событие, состоящее из двух отказов «КЗ в одну (каждую) сторону». Поэтому в первом приближении на каждый тип отказа выключателя приходится 1/4 общего числа отказов выключателей. Следовательно, каждый тип отказа выключателя может рассматриваться как условно независимое случайное событие.

Отказы из табл. 4.9 составляют примерно 75% всех отказов. Оставшиеся 25% происходят из-за неисправностей трансформаторов тока, разъединителей и ошиновки выключателей (табл. 4.10 и 4.11). Как следует из данных этих таблиц, учет трансформаторов тока увеличивает общее число отказов выключателей с 275 до 301 (рост на 9,5%), а разъединителей и ошиновки – с 301 до 347 (т.е. еще 15,3%). В последнем случае основной прирост аварийности происходит за счет разъединителей. При этом важно подчеркнуть, что во внимание здесь не принимались шинные разъединители.

Таблица 4.10

Структура отказов собственно выключателей с приводами, отказов из-за нарушений работы устройств РЗА и неисправностей трансформаторов тока

Напряжение, кВ

Отказы типа, %

Итого, %

Всего

отказов, шт.

«КЗ в одну

сторону»

«КЗ в обе

стороны»

«разрыв»

110

220

330

500

750

40,4

34,9

35,8

50,3

33,3

28,8

34,9

32,1

23,9

40,0

30,8

30,2

32,1

25,8

26,7

100,0

100,0

100,0

100,0

100,0

52

43

28

163

15

110–750

44,2

27,9

27,9

100,0

301

Таблица 4.11

Структура отказов собственно выключателей с приводами, отказов из-за нарушений работы устройств РЗА, неисправностей трансформаторов тока,

линейных разъединителей и ошиновки выключателей

Напряжение, кВ

Отказы типа, %

Итого, %

Всего

отказов, шт.

«КЗ в одну

 сторону»

«КЗ в обе

стороны»

«разрыв»

110

220

330

500

750

43,1

33,3

37,5

51,4

41,2

25,9

26,3

28,1

21,3

35,3

31,0

40,4

34,4

27,3

23,5

100,0

100,0

100,0

100,0

100,0

58

57

32

183

17

110–750

45,2

24,3

30,5

100,0

347

 

Причина заключается в том, что отказы шинных разъединителей сопровождаются погашением одной или большего, в зависимости от схемы коммутации, числа систем сборных шин. Поэтому параметры надежности шинных разъединителей более правильно учитывать составляющей параметра потока отказов сборных шин. Причем доля шинных разъединителей в общей аварийности сборных шин не является определяющей и составляет от 25% при напряжении 220 кВ до 15,8% – при 500 кВ.

Оставшаяся часть приходится на погашения сборных шин, вызванных отказами в ячейках трансформаторов напряжения, попаданием посторонних предметов на ошиновку, ошибочными включениями под напряжением заземляющих ножей разъединителей, ложного действия РЗА, отказами во вторичных цепях.

Помимо отказов, отмеченных в табл. 4.11, существует еще специфичная представительная группа отказов, учитываемых особо. К ним относятся повреждения, произошедшие в процессе комплексного апробирования до ввода и приемки в эксплуатацию или выявленные при плановых ремонтах и испытаниях оборудования. Обработка статистических данных показала, что на один отказ выключателя из табл. 4.11 приходится 1,1 отказа, учитываемых особо.

Статистическому анализу были подвергнуты отказы 732 выключателей 110 – 750 кВ подстанций европейской части страны за         11-летний период их эксплуатации. Это достаточно представительная выборка. Вместе с тем, по данным ОРГРЭС только на подстанциях энергопредприятий России установлено около 3900 выключателей 110 – 750 кВ. Поэтому при большей статистической выборке возможно некоторое уточнение значений.

Как видно, значимость рассматриваемых факторов в отказах выключателей различного типа не одинакова. Таким образом, имеется необходимость количественно учитывать основные влияющие факторы в модели отказа выключателей различного типа притом, что сама модель может быть общей.

 

 

Контакты

115419, г. Москва, ул. Шаболовка, д. 34, стр. 3.



Просьба заранее предупредить о приезде, т.к. специалисты распределены по объектам




info@masterbetonov.ru




ООО «Стройсервис» работает на рынке строительного производства c 1992 года.
Основной ценностью для нашей компании являются клиенты, поскольку единственный реальный актив компании — это люди, удовлетворенные нашей работой, которые еще раз захотят воспользоваться нашими услугами. Мы стремимся сделать своих клиентов своими партнерами.