Курсовая работа по надёжности ЭЭС - файл n3.doc

Курсовая работа по надёжности ЭЭС
скачать (1873.2 kb.)
Доступные файлы (3):
n1.cdw
n2.cdw
n3.doc2289kb.26.01.2011 20:00скачать

n3.doc

Содержание

Введение _________________________________________________________

  1. Динамическая надежность ЭЭС ____________________________________

  2. Задание на курсовой проект ________________________________________

  3. Преобразование схемы электроснабжения потребителей _______________

    1. Составление схем замещения _________________________________

      1. Схемы замещения при отключении ПС1 _____________________

      2. Схемы замещения при отключении ПС2 _____________________

      3. Схемы замещения при отключении ПС3 _____________________

  4. Аналитический метод расчета надежности электроустановок ___________

    1. Расчет показателей надежности при отключении ПС1 ____________

    2. Расчет показателей надежности при отключении ПС2 ____________

    3. Расчет показателей надежности при отключении ПС3 ____________

  5. Количественная оценка надежности электроснабжения ________________

    1. Определение ущерба при отключении ПС1 _____________________

    2. Определение ущерба при отключении ПС2 _____________________

    3. Определение ущерба при отключении ПС3 _____________________

  6. Логико-вероятностный метод расчета надежности электроснабжения

с помощью дерева отказов ________________________________________

    1. Дерево отказов системы при кратковременных отключениях ПС __

    2. Дерево отказов системы при длительных отключениях ПС _______

  1. Возможные пути повышения надежности ___________________________

    1. Меры по повышению надежной работы трансформаторов ________

    2. Меры по повышению надежной работы ЛЭП ___________________

    3. Меры по повышению надежной работы разъединителей __________

  2. Заключение _____________________________________________________

  3. Список литературы ______________________________________________


Введение

Понятие надежности системы является комплексным и относится к Единой энергетической системе (ЕНЭС) как к особому объекту со свойствами, не сводимыми к свойствам отдельных образующих ее объектов и подсистем: генерация, передача и распределение, потребление.

Надежность электросетевого комплекса и электроэнергетической системы в целом закладывается как на этапах планирования развития и проектирования (системные и схемные решения, уровни резервирования, технические требования к оборудованию, система управления, адекватная уровню сложности объекта и др.), так и при эксплуатации (в части оперативно-диспетчерского управления, ликвидации аварий, ремонтного обслуживания, профессиональной подготовки персонала и т.п.).

При выполнении расчетов по проектированию электроэнергетических сетей, неизбежно встает вопрос расчета их надежности при эксплуатации, поэтому имеется необходимость применения теории надежности для расчета со стороны специалиста условий максимально безотказной работы электроэнергетической сети.

Само понятие Надежность – включает в себя способность объекта сохранять во времени в установленных пределах значение всех параметров, установленных нормативно-технической документацией, характеризующих способность выполнять требуемые функции в заданных режимах и условиях применения, технического обслуживания, ремонтов, хранения и транспортирования. За этими словами скрывается задача энергоснабжающей организации в снабжении потребителей электроэнергией в нужном количестве и при надлежащем её качестве. Увеличение потребляемой электроэнергии тесно связано с качественными изменениями в характере потребителей, значительно повышает зависимость нормального функционирования отдельных потребителей и районов от надёжности электроснабжения. В итоге нарушение электроснабжения приводит к экономическому ущербу, соизмеримым в ряде случаев по масштабу с национальным бедствием. При возникновении аварии в энергосистеме ведет к колоссальному снижению недоотпуска электроэнергии и чем масштабнее авария, тем значимее для экономики страны принесенный ущерб.

Вследствие последствий от ненадежности требуется постоянное совершенствование методов прогнозирования развития, проектирования, строительства, монтажа, эксплуатации и диагностики ЭЭС, позволяющих более полно учитывать надежность и наиболее экономно расходовать выделяемые на её обеспечение средства.

Существуют различные технические средства, повышающие надежность, т.е. ликвидирующие или предотвращающие развитие аварий. К таким относят: релейная защита от коротких замыканий, автоматическое повторное включение (АПВ), автоматический ввод резерва (АВР), автоматическое регулирование возбуждения (АРВ), автоматическая частотная разгрузка (АЧР), автоматическое регулирование частоты и мощности (АРЧМ), автоматическая синхронизация генераторов, система автоматического отключения нагрузки (САОН) и т.д.

От инженера-проектировщика требуются знания в широких областях для проведения необходимых расчетов по надежности электроэнергетических систем, поэтому необходимо расширять свой кругозор в направлении бесперебойного и надежного электроснабжения потребителей.




  1. Динамическая надежность ЭЭС.

Под динамической надежностью понимается способность энергосистемы противостоять внезапным возмущениям и перейти в приемлемый установившийся режим. Оценке динамической надежности ЭЭС уделяется большое внимание за рубежом. Она может быть выполнена как приближенными, так и методами полного моделирования переходных процессов (численное интегрирование по всем временным интервалам). К приближенным методам относят прямые методы, такие как метод Ляпунова, метод на основе энергетического критерия (режим устойчив, если производная от избыточной энергии по опреде­ляющему параметру отрицательна). Приближенные методы дают некоторые преимущества в объеме вычислений, но, поскольку в них используются допущения, их необходимо проверять при изменении условий работы ЭЭС. Прямые методы позволяют определить, насколько ЭЭС близка к границе надежности, но только в течение первого периода колебания после аварийного возмущения в системе.

Методы полного моделирования имеют преимущества в точности оценки. Кроме того, они позволяют получить информацию о каждом параметре системы в послеаварийном состоянии. В то же время, большим недостатком полного моделирования является использование значительного объема технических средств и возникающие отсюда сложности при применении этого метода. Системные операторы ограниченно используют новые средства анализа надежности из-за естественного предпочтения более старых, хорошо понятных и проверенных, а также из-за ограниченного понимания метода анализа. Не меньшим недостатком метода является длительность расчетов, связанная с высокой размерностью задачи, которая становится еще большей, когда применяются более детальные модели. И, кроме того, данный метод не дает ответа на вопрос - насколько ЭЭС близка к границе надежности.

Для превентивного корректирующего управления ЭЭС быстрая оценка надежности в режиме on-line - одна из важных задач диспетчерских центров, а использование вышеназванных методов в чистом виде является затруднительным. Поэтому предлагается большое разнообразие методов, комбинированных с вышеназванными, а также других методов для оценки в режиме on-line.

С переходом к рыночным отношениям ЭЭС вынуждены часто работать на пределе запасов по надежности, т.е. вблизи границы. При таких условиях любое возмущение может привести к снижению надежности системы, вплоть до ее развала. Вследствие этого, системные операторы должны четко чувствовать границу во всех режимах работы ЭЭС, что очень сложно сделать без анализа, связанного с большим объемом вычислений. Проблема усложняется еще и тем, что граница постоянно изменяется, поэтому необходимы быстродействующие методы контроля надежности в реальном времени, которые могут анализировать уровень надежности, точно отслеживать границу, чувствовать наиболее уязвимые области вдоль нее. Начиная с 90-х гг. прошлого столетия были разработаны различные подходы и технологии для автоматизации этого процесса. К ним можно отнести методы на основе искусственного интеллекта, такие как дерево решений], экспертные системы, методы численного анализа с использованием обширных компьютерных средств и др.

Современные ЭЭС состоят из многочисленного генерирующего и сетевого оборудования, которое может оказывать влияние на надежность системы и параметры которого необходимо учитывать при ее оценке. При этом встает проблема большого объема вычислений. Его снижение возможно за счет выделения из всего множества классификационных признаков оптимального набора, позво­ляющего с достаточной точностью оценивать режим энергосистемы (надежный/ненадежный).

Для уменьшения размерности вектора входных параметров используются различные методы. Самый простой из них, который может разрешить эту проблему, основан на определении веса для каждой отдельной характеристики и их ранжировании. Этот метод прост, но дает плохие результаты, когда рассматривается много коррелированных характеристик. По этой причине применяют другие, более сложные, методы.

К одним из них относится метод Фишера, в основе которого лежит линейный дискриминант. Идея метода заключается в проекции векторов признаков на прямую, что эквивалентно вычислению линейной комбинации их ком­понент. Прямая выбирается таким образом, чтобы отношение расстояния между проекциями средних векторов различаемых классов к сумме разброса проекций векторов внутри каждого класса было максимально. К его недостат­кам следует отнести то, что он работает только с классами признаков, связанных линейной зависимостью, а оценка надежности - это комплекс нелинейных проблем, которые могут не иметь линейного разделения между надежным и ненадежным состояниями.

Определение границы динамической надежности необходимо для превентивного управления энергосистемой. Такая информация поможет оператору вывести ЭЭС в более безопасный режим работы, если система находится в устойчивом состоянии, либо перевести ЭЭС из неустойчивого в устойчивое состояние.





2. Задание на курсовой проект
Исходная схема электроснабжения потребителей показана на рисунке 2.1.


Рисунок 2.1 – Исходная схема электроснабжения потребителей.
3. Преобразование схемы электроснабжения потребителей
Согласно заданию на курсовой проект и правилам проектирования схем электроснабжения необходимо заменить короткозамыкатели и отделители на современное, с точки зрения надежности, оборудование (воздушные выключатели) и добавить двухцепные ВЛ.

Изменённая схема показана на рисунке 3.1. Данные, необходимые для расчёта надёжности электроснабжения потребителей по измененной схеме, представлены в таблице 3.1.



Рисунок 3.1 – Модернизированная схема электроснабжения потребителей.
Таблица 3.1- Данные для расчёта надёжности электроснабжения потребителей

Элемент

№ на схеме

, отказ/год

, год

, год

Трансформатор

(7,5 МВА)

1…6

0,018


0,005

0,032

Разъединитель

19…24, 34…49


0,01

0,0013

0,0011

Участок одноцепной ВЛ

31, 32

1,3

0,001

0,0017

Участок двухцепной ВЛ

56, 57

0,2

0,0011

0,0022

Воздушный выключатель

25…29, 50 … 55


0,008


0,00457

0,00078




3.1 Составление схем замещения
Для определения показателей надёжности электроустановок аналитическим методом необходимо составить расчётную схему соединения их элементов. Расчётная схема отражает логику связей элементов с точки зрения надёжности работы всей установки или с точки зрения отказа всей установки.
3.1.1 Схемы замещения при отключении подстанции 1
Схемы замещения при кратковременном и длительном отключении подстанции 1 представлены на рисунках 3.2 – 3.5.

26



Рисунок 3.2 – Схема замещения при кратковременном отключении

подстанции 1 (при включенном выключателе 27)



Рисунок 3.3 – Схема замещения при кратковременном отключении

подстанции 1 (при отключенном выключателе 27)



Рисунок 3.4 – Схема замещения при длительном отключении

подстанции 1 (при включенном выключателе 27)



Рисунок 3.5 – Схема замещения при длительном отключении

подстанции 1 (при отключенном выключателе 27)
3.1.2 Схемы замещения при отключении подстанции 2
Схемы замещения при кратковременном и длительном отключении подстанции 2 представлены на рисунках 3.6 – 3.9.

27



Рисунок 3.6 – Схема замещения при кратковременном отключении

подстанции 2 (при включенном выключателе 27)

Схемы нет

Рисунок 3.7 – Схема замещения при кратковременном отключении

подстанции 2 (при отключенном выключателе 27)


Рисунок 3.8 – Схема замещения при длительном отключении

подстанции 2 (при включенном выключателе 27)



Рисунок 3.9 – Схема замещения при длительном отключении

подстанции 2 (при отключенном выключателе 27)
3.1.3 Схемы замещения при отключении подстанции 3
Схемы замещения при кратковременном и длительном отключении подстанции 3 представлены на рисунках 3.10 – 3.13.

28



Рисунок 3.10 – Схема замещения при кратковременном отключении

подстанции 3 (при включенном выключателе 27)



Рисунок 3.11 – Схема замещения при кратковременном отключении

подстанции 3 (при отключенном выключателе 27)


Рисунок 3.12 – Схема замещения при длительном отключении

подстанции 3 (при включенном выключателе 27)


Рисунок 3.13 – Схема замещения при длительном отключении

подстанции 3 (при отключенном выключателе 27)

4 Аналитический метод расчёта надёжности электроустановок
Используя рисунки 3.2 – 3.10, произведём расчёт показателей надёжности электроснабжения сети. Показателями надёжности питания являются частота отключения каждой подстанции и коэффициенты аварийного простоя этих подстанций. Кроме того, надёжность питания промышленного района характеризуется частотами аварийного погашения двух и трех подстанций глубокого ввода и соответствующими коэффициентами простоя.

Коэффициенты простоя определяем по формулам
, (4.1)
где qав и qпл – коэффициенты аварийного и планового простоя;

?– интенсивность случайного события (отказ/год);

?в –время восстановления системы (год);

?пл – удельная длительность планового ремонта (за 1 год);

?– частота плановых ремонтов последовательной цепи.

Для последовательного соединения элементов частота отключений определяется по формуле




(4.2)
где ?i – интенсивность отказов i-го элемента.

Коэффициент аварийного простоя при последовательном соединении i элементов определяется по формуле




(4.3)
Суммарная частота отключений подстанции определяется по формуле
(4.4)
где ?ав к – интенсивность отказов при кратковременном отключении (отказ/год);

?ав д - интенсивность отказов при длительном отключении (отказ/год).

Коэффициент аварийного простоя подстанции определяется по формуле
(4.5)

где Тав к – время восстановления питания при кратковременном отключении,

Тавк=0,25 ч;

Тав д – время восстановления питания при длительном отключении, Тавк=8 ч;

Т – длительность периода наблюдения, Т=8760 ч.


4.1 Расчёт показателей надёжности при отключении подстанции 1
При кратковременном отключении подстанции 1(при включенном выключателе 27), частоту отключений определяем по формуле (4.2):

отказ/год
При кратковременном отключении подстанции 1(при отключенном выключателе 27), определяем частоту отключений
0,01+0,017+0,01+ +0,2+0,01+0,01+0,017+0,01+0,017=0,301 отказ/год

При длительном отключении подстанции 1 (при включенном выключателе 27), определим частоту отключений по формуле:



= (0,018+0,017+0,01)(0,0056+0,0021+0,0005)+ (0,018+0,017+0,01)*

(0,0056+0,0021+0,0005)+(0,01+0,017+0,01+0,2+0,01+0,01+0,017)*

(0,0021+0,0005+0,0005+0,0078+0,0005+0,0005)+(0,0005+0,0021+

+0,0005+0,0011+0,0005+0,0005+0,0021)*(0,017+0,01+0,01+1,3+0,01+

+0,01) = 0,014 отказ/год

При длительном отключении подстанции 1 (при отключенном выключателе 27), частота отключений



= (0,01+0,017+0,01+0,2+0,01)+(0,0056+0,0021+0,0005)*(0,018+0,017+0,01+

+0,01+0,017+0,01)+(0,0056+0,0021+0,0005+0,0005+0,0021+0,0005)*

*(0,018+0,017+0,01) = 0,248 отказ/год
Суммарная частота отключений подстанции определяется по формуле (4.4):

при включенном выключателе 27

0,017+0,014 = 0,031 отказ/год

при отключенном выключателе 27

0,301+0,248 = 0,549 отказ/год
Коэффициент аварийного простоя подстанции определим по формуле (4.5)

при включенной перемычке


при отключенной перемычке


4.2 Расчёт показателей надёжности при отключении подстанции 2
При кратковременном отключении подстанции 2 (при включенном выключателе 27) частоту отключений определяем по формуле (4.2)

отказ/год

При кратковременном отключении подстанции 2 (при отключенном выключателе 27) - нет.
При длительном отключении подстанции 2 (при включенном выключателе 27) определим частоту отключений по формуле



= (0,01+0,017+0,01+0,2+0,01+0,01+0,017+0,01+0,01+1,3+0,01)*

*(0,0005+0,0078+0,0005+0,0005+0,0021+0,0005+0,0005+0,0011+

+0,0005+0,0021+0,0005)+(0,0005+0,0021+0,0005+0,0011+0,0005+0,0005+

+0,0021+0,0005+0,0005+0,0078+0,0005)*(0,01+1,3+0,01+0,01+0,017+

+0,01+0,01+0,2+0,01+0,017+0,01)+(0,018+0,017+0,01)*(0,0056+

+0,0021+0,0005)*2 = 0,055 отказ/год
При длительном отключении подстанции 2 (при отключенном выключателе 27), определим частоту отключений по формуле
= (0,01+0,017+0,01+0,2+0,01+0,01+0,017+0,01+0,01+1,3+0,01+0,01+0,017+0,018)*

*(0,0005+0,0021+0,0005+0,0011+0,0005+0,0005+0,0021+0,0005+0,0005+0,0078+

+0,0005+0,0005+0,0021+0,0056)+(0,0005+0,0021+0,0005+0,0011+0,0005+0,0005+

+0,0021+0,0005+0,0005+0,0078+0,0005+0,0005+0,0021+0,0056)*(0,01+0,017+0,01+0,2+0,01+0,01+0,017+0,01+0,01+1,3+0,01+0,01+0,017+0,018) = 0,082 отказ/год
Суммарная частота отключений подстанции определяется по формуле (4.4):

при включенном выключателе 27

0,017+0,055= 0,072 отказ/год
при отключенном выключателе 27

0,082 отказ/год
Коэффициент аварийного простоя подстанции определим по формуле (4.5)

при включенном выключателе 27






при отключенном выключателе 27


4.3 Расчет показателей надёжности при отключении подстанции 3
При кратковременном отключении подстанции 3 (при включенном выключателе 27), частоту отключений определяем по формуле (4.2)

отказ/год
При кратковременном отключении подстанции 3 (при отключенном выключателе 27) частоту отключений определяем по формуле (4.2)

0,01+0,017+

+0,01+0,2+0,01+0,01+0,017+0,01+0,017 = 0,301 отказ/год
При длительном отключении подстанции 3 (при включенном выключателе 27)



= (0,01+0,017+0,01+0,2+0,01+0,01+0,017+0,01+0,01+1,3+0,01+0,01+

+0,017+0,01+0,01+1,3+0,01+0,01)*(0,0005+0,0005+0,0011+0,0005+

+0,0021+0,0005)+(0,0005+0,0021+0,0005+0,0011+0,0005+0,0005+0,0021+

+0,0005+0,0005+0,0078+0,0005+0,0005+0,0021+0,0005+0,0005+0,0078+

+0,0005+0,0005)*(0,01+0,01+0,2+0,01+0,017+0,01)+(0,005+0,017+0,01)*

*(0,0056+0,0021+0,0005)*2 = 0,024 отказ/год

При длительном отключении подстанции 3 (при отключенном выключателе 27), частота отключений


= (0,01+0,017+0,01+0,2+0,01)+(0,018+0,017+0,01+0,01+0,017+0,01)*

*(0,0056+0,0021+0,0005)+(0,0056+0,0021+0,0005+0,0005+0,0021+0,0005)*

*(0,018+0,017+0,01) = 0,248 отказ/год
Суммарная частота отключений подстанции определяется по формуле (4.4):

при включенном выключателе 27

0,017+0,024=0,041 отказ/год

при отключенном выключателе 27

0,301+0,248=0,549 отказ/год
Коэффициент аварийного простоя подстанции определим по формуле (4.5)

при включенном выключателе 27


при отключенном выключателе 27


5 Количественная оценка надёжности электроснабжения
При проектировании сетей выбирается уровень надёжности электроснабжения потребителей и производиться технико-экономическое сравнение различных вариантов схем сети. При сравнении вариантов определяется ожидаемое значение ущерба при возможных перерывах электроснабжения.

Ущерб, получаемый при аварийном отключении линии рассчитывается по формуле:
, (5.1)
где y0 – удельная стоимость 1 МВт·ч недоотпущенной энергии (тыс.руб/(МВт∙ч)).

Wнд – недоотпущенная энергия (МВт∙ч)
, (5.2)

5.1 Определение ущерба при отключении подстанции 1
Используя формулы (5.1 – 5.2) определим значение ущерба от недоотпуска энергии при отключении подстанции 1.

При включенном выключателе 27

=11,31 МВт ч;

У=1,61*11,31=18,21 тыс. руб.

При отключенном выключателе 27

=208,8 МВт ч;

У=1,61*208,8=336,17 тыс. руб.

5.2 Определение ущерба при отключении подстанции 2
Используя формулы (5.1 – 5.2) определим значение ущерба от недоотпуска энергии при отключении подстанции 2.

При включенном выключателе 27
=44,37 МВт ч;

У=1,61*44,37=71,44 тыс. руб.

При отключенном выключателе 27
=65,25 МВт ч;

У=1,61*65,25=105,05 тыс. руб.
5.3 Определение ущерба при отключении подстанции 3
Используя формулы (5.1 – 5.2) определим значение ущерба от недоотпуска энергии при отключении подстанции 3.

При включенном выключателе 27

=19,14 МВт ч;

У=1,61*19,14=30,82 тыс. руб.
При отключенном выключателе 27
=204,45 МВт ч;

У=1,61*204,45=329,16 тыс. руб.




6 Логико-вероятностный метод расчета надежности электроснабжения с помощью дерева отказов
Логико-вероятностный метод с использованием дерева отказов является дедуктивным (от общего к частному) и применяется в тех случаях, когда число различных отказов системы относительно невелико. Применение дерева отказов для описания причин отказа системы облегчает переход от общего определения отказа к частным определениям отказов и режимов работы её элементов, понятным специалистам – разработчикам, как самой системы, так и элементов. Переход от дерева отказов к логической функции отказа открывает возможности для анализа причин отказа системы на формальной основе. Логическая функция отказа позволяет получить формулы для аналитического расчёта частоты и вероятности отказов системы по известной частоте и вероятностям отказов элементов. Использование аналитических выражений при расчёте показателей надёжности даёт основание к применению формул теории точности для оценки среднеквадратической погрешности результатов.

Отказ функционирования объекта, как сложное событие, является суммой события отказа работоспособности и события , состоящего в появлении критических внешних воздействий. Условие отказа функционирования системы формулируется при помощи высказываний.

Высказывания могут быть конечными, промежуточными, первичными, простыми, сложными. Простое высказывание относится к событию или состоянию, которые сами не рассматриваются ни как логическая сумма "ИЛИ", ни как логическое произведение "И" других событии или состояний. Сложное высказывание, представляющее собой дизъюнкцию нескольких высказываний (простых или сложных), обозначается оператором "ИЛИ", связывающим высказывания низшего уровня с высказываниями высшего уровня.

Сложное высказывание, представляющее собой конъюнкцию нескольких высказываний (простых или сложных), обозначается оператором "И".

Построение дерева отказов начинается с формулировки конечного высказывания об отказе системы. Для характеристики безотказности системы конечное высказывание относят к событию, которое приводит к нарушению функционирования в рассматриваемом интервале времени, при заданных условиях.

В семе использованы обозначения:

- - отказы подсистем, которые можно анализировать далее;

– отказы элементов, которые далее не анализируются.
Цель анализа дерева отказов состоит в том, чтобы определить вероятность конечного события.

Метод анализа основан на нахождении и расчете множеств минимальных сечений. Сечением называют такое множество элементов, суммарный отказ которых приводит к отказу системы. Минимальное сечение – такое множество элементов, из которого нельзя удалить ни одного элемента, иначе оно перестаёт быть сечением.

Исходя из определения конечного события и принципиальной схемы системы, построим дерево отказов (вниз от конечного события).
6.1 Дерево отказов системы при кратковременных отключениях подстанций
Дерево отказов системы при кратковременных отключениях подстанций при включённом и отключённом выключателе №27 представлены на рисунках 6.1 и 6.2 соответственно







6.2 Дерево отказов системы при длительных отключениях подстанций












7. Возможные пути повышения надежности
7.1. Меры по повышению надежной работы трансформаторов

Для защиты силового трансформатора 6(10) кВ и повышения надежности электроснабжения потребителей, а также для приема электроэнергии напряжением 6 или 10 кВ, преобразования и распределения электрической энергии трехфазного переменного тока напряжением 0,4 кВ частотой 50 Гц, возможно применение комплексной установки Реклоузера (ПСС-10) и Столбовой/Мачтовой Комплекно-Трансформаторной Подстанции (КТП).
Состав комплекса:

Линейный разъединитель 6(10) кВ.

Реклоузер ПСС-10 – защитный аппарат для повышения надежности электроснабжения потребителей электроэнергии в воздушных линиях (ВЛ) распределительных сетей номинальным напряжением 6(10) кВ., позволяющий автоматизировать управление аварийными режимами работы сети.

Силовой трансформатор (преобразование напряжения 6(10) кВ в напряжение 0,4 кВ).

Распределительное устройство трехфазного напряжения 0,4 кВ для снабжения электроэнергией конечных потребителей, со встроенным счетчиком э/э по напряжению 6(10) кВ и, при необходимости, одним или несколькими счетчиками по шинам 0,4 кВ. Комплекс устанавливается на отпайке (ответвлении) к потребителю, подключается к ЛЭП 6(10) кВ линейный разъединитель, который устанавливается на одной опоре с реклоузером, на соседней опоре монтируется КТП. Расстояние между опорами 1,5-3,5 метра. Две опоры соединены площадкой для обслуживания комплекса.

Преимущества комплексной установки:

Комплектная поставка ориентируется на снижение расходов и экономию времени за счет процесса взаимодействия и получение оперативной информации по состоянию заказа из одного источника.

Установка единой площадки для обслуживания комплекса уменьшает затраты на металлоконструкцию, и соответственно, объем и время монтажных работ.

7.2. Меры по повышению надежной работы ЛЭП

Традиционно наиболее слабым звеном в системе электроснабжения являются воздушные распределительные сети 10(6) кВ - последний этап на пути электрической энергии к потребителю. Протяженность воздушных линий (ВЛ) 10(6) кВ России составляет более 1,5 млн. км., это почти 45% от общей протяженности линий электропередачи 0,4-110 кВ. Около 70% всех нарушений электроснабжения происходит именно в сетях данного класса напряжения, ниже приводятся предложения при внедрении которых повысится надежность воздушной линии электропередач:

а) Специалистами филиала «Инженерного центра ЕЭС» - «Фирмы ОРГРЭС» был проведен ряд испытаний системы грозопеленгации в Центре инжиниринга воздушных линий (г. Хотьково).

Данная система предназначена для определения координат, времени возникновения, энергетических параметров молниевых разрядов и передачи информации потребителям

Функционирование системы грозопеленгации основано на регистрации электромагнитного излучения, которое сопровождает молниевые разряды. Рассчитан алгоритм получения данных в режиме реального времени и параметры синхронизации внутренних часов через спутниковую системы ГЛОНАСС.

Разработанная система позволяет повысить надежность и управляемость функционирования электрических сетей, диагностировать причины аварий, заблаговременно предупреждает о начале и окончании грозы по трассе прохождениявысоковольтных линий (ВЛ). С ее помощью можно получить точные данные о молниевом ударе для идентификации аварий на ВЛ. Также Система грозопеленгации поможет электросетевым компаниям в выборе эффективных средств молниезащиты. Определив места и территории с аномально высокой грозовой активностью, можно корректировать обоснования прохождения трассы ВЛ, чтобы избежать потерь и аварий.

б) Независимо от параметров ВЛ 10 кВ для надежного электроснабжения потребителей ЛЭП должна быть оснащена:

- устройствами 2-кратного АПВ на головном выключателе линии и секционирующих выключателях;

- аппаратурой телемеханики и связи, обеспечивающей передачу сигналов положения головного выключателя линии 10 кВ, наличия замыкания на землю на ПС 35-110/10 кВ и телеуправления выключателем;

- автоматическими секционирующими пунктами (АСП) и пунктами АВР для отключения поврежденного участка и сохранения питания на неповрежденных участках магистрали;

- аппаратурой для передачи сигналов положения выключателей АСП и пунктов АВР с возможностью телеуправления указанными выключателями с диспетчерского пункта;

- устройствами защиты для возможного отключения ВЛ при однофазных замыканиях на землю.

Все эти усовершенствования позволят снизить физический риск и финансовый ущерб от сбоев оборудования и, как следствие, более эффективно организовать управление активами электросетевых компаний.
в) Наибольшее влияние на величину переходного сопротивления оказывает высокое удельное электросопротивление оксидных пленок на токопередающих поверхностях контакт-деталей разборных контактных устройств. Поэтому в практике все способы, уменьшающие это сопротивление, направлены на разрушене целостности этих пленок и нанесение на контактирующие поверхности специальных защитных покрытий, имеющих более высокую электропроводность. Широко применяются в настоящее время лужение и серебрение токопередающих поверхностей контактных устройств, а также использование в них различных токопроводящих смазок. Однако способы нанесения оловянистых и серебряных покрытий (гальваника, лужение, электроискровое или плазменное напыление) связаны либо с применением специального оборудования, либо со значительным нагревом контакт-деталей, что во многих случаях, особенно, в условиях эксплуатации на действующем электрооборудовании, затрудняет или исключает возможность их использования. Поэтому десятки тысяч разборных контактных устройств на ЛЭП, контактной сети электрофицированного железнодорожного и городского транспорта, подстанций и распределительных устройств эксплуатируются без всяких покрытий или, в лучшем случае, с применением токопроводящих смазок, которые, несмотря на простоту и доступность их применения, могут лишь улучшить стабильность переходного электрического сопротивления, не снижая его величину. Кроме того, смазки, имея в своем составе жидкую фракцию, которая может высыхать или вымораживаться, являются покрытием недолговечным. Следует также отметить, что использование токопроводящих смазок не решает такого актуального вопроса, как непосредственное соединение алюминиевых контакт-деталей с медными, которое недопустимо по ГОСТ из-за электрохимической коррозии, возникающей между ними при протекании тока. В этой ситуации разработка новых защитных покрытий, простого способа их нанесения на токопроводящие поверхности контактных устройств, который позволит выполнять эту работу, практически, в любых условиях эксплуатации и производства электротехнического оборудования, является весьма актуальной задачей. В рамках программы энергосбережения — это один из эффективных путей снижения потерь электроэнергии, а также трудоемкости и стоимости эксплуатационных расходов.

В Институте теплофизики УрО РАН разработан способ, позволяющий в 10-15 раз уменьшить и стабилизировать на уровне первоначальной сборки величину переходного электрического сопротивления в разборных контактных соединениях, снизить потери электроэнергии и нагрев в этих устройствах, обеспечить возможность непосредственного соединения медных и алюминиевых контакт-деталей без каких-либо наплавок и вкладышей. Эффект достигается за счет нового типа специальных защитных металлопокрытий, которые образуются после нанесения на токопередающие поверхности контактов поверхностно активных легкоплавких сплавов, заданного состава. Получение металлопокрытий основано на использовании процесса контактного твердо-жидкого плавления, при котором взаимодействие твердого металла с жидким происходит ниже температуры автономного плавления твердого металла. Применение в этой технологии для смачивания контактной поверхности сплавов с температурой плавления 10-28°С позволяет выполнить работу при температуре нагрева поверхности и выше 40-45°С.

Главное преимущество данного способа по сравнению с традиционными лужением и серебрением контактов состоит в том, что он может применяться не только в условиях стационарного производства, но и в реальных условиях работы действующего электротехнического оборудования на различных объектах электроэнергетики. Поэтому область наиболее эффективного применения предлагаемого способа — монтаж, ремонт, эксплуатационное обслуживание электротехнического оборудования на ЛЭП, контактных сетях электрофицированного железнодорожного и городского транспорта, электростанциях, подстанциях, всевозможных распределительных устройствах, где до сих пор работают сотни тысяч контактных соединений без защитных металлопокрытий. Кроме того, способ позволяет в этих условиях отремонтировать контактные устройства с поврежденными или изношенными оловяными и серебряными покрытиями.
7.3. Меры по повышению надежной работы разъединителей

Замена фарфоровой опорно-стержневой изоляции разъединителей 220 кВ на полимерную и фарфоровую, изготовленную согласно ГОСТ Р-5034-2003 .

Наибольшей механической прочностью обладают полимерные (стеклопластиковые) изоляторы, что делает их применение, особенно при ультравысоких напряжениях, используемых в электроэнергетике, весьма перспективными. К числу преимуществ полимерных изоляторов также можно зачислить – высокую устойчивость к атмосферным загрязнениям, гидрофобность, простоту и удобство монтажа, высокую стойкость к перенапряжениям, высокая вандалоустойчивость, а также полимерные изоляторы обладают сниженным весом (более чем на 90%) по сравнению со стеклянными и фарфоровыми изоляторами.

Однако наряду с преимуществами также преобладают и недостатки в эксплуатации полимерных изоляторов – технология их изготовления еще недостаточно стандартизирована и отсутствует общепринятая единая система производства, отсутствие материала, который бы в достаточной мере удовлетворил требованиям, предъявляемым к нему, а также практически отсутствует опыт длительной эксплуатации данного вида изолятора.
8. Заключение
В курсовом проекте в теоретической части рассмотрен вопрос динамической устойчивости ЭЭС.

В расчетной части составлены расчётные схемы отключений по трем подстанциям. Рассчитаны показатели надёжности схемы электроснабжения потребителей аналитическим методом. Произведена оценка надёжности схемы электроснабжения логико-вероятностным методом с помощью дерева отказов. Рассчитан ущерб от недоотпуска электроэнергии потребителям в моменты аварийных отключений.
9. Список литературы


  1. Коллектив авторов. Методы и модели исследования надежности электроэнергетических систем. – Сыктывкар, 2010. – 292 с. (Коми научный центр УрО РАН)

  2. Повышение надежности контактов [http://barsic.at.ua/publ/ehlektromontazh_provodki/provodka/sposob_povyshenija_nadezhnosti_i_ehkonomichnosti_raboty_razbornykh_kontaktnykh_soedinenij_ehlektrotekhnicheskogo_oborudovanija/2-1-0-19]


Учебный материал
© nashaucheba.ru
При копировании укажите ссылку.
обратиться к администрации