Внедрения мероприятий по снижению вероятных разрушений при аварийных повреждениях силовых трансформаторов. Часть 2

Страницы 1 2 3 4

---

2. Специальная часть

2.1. Аналитический обзор литературы

2.2. Проектно-расчетная часть. Существующая защита силовых        трансформаторов

 

Силовые трансформаторы являются критическими компонентами современных энергетических систем. Они используются для увеличения и снижения напряжения, чтобы обеспечить передачу и распределение электрической энергии. Хотя, как правило, они весьма надежны, в сегодняшнем обществе отказы, которые приводят к прекращению подачи энергии в жилые дома и в промышленные здания, становятся все менее приемлемыми для потребителей и регуляторов.

Это дополняется высокими финансовыми затратами и вопросами безопасности, касающихся отказов и неожиданных отключений подачи энергии. Быстрый рост спроса на электрическую энергию в 1960-х и 1970-х годах создал предпосылки для значительных инвестиций в энергетическую инфраструктуру, включая и трансформаторы для существовавших и более высоких уровней напряжения для экономичной передачи постоянно увеличивающихся объемов энергии, требуемой потребителям. Большое количество этих трансформаторов сегодня имеют возраст, превышающий 40 лет. Со старением трансформаторов появляется обеспокоенность по поводу их способности продолжать надежную работу.

Некоторые трансформаторы способны работать долгое время (более 50 лет после начальной установки), а другие могут быть подвержены отказам через относительно небольшой период времени. Хронологический возраст трансформатора и величина его старения за это время не всегда хорошо коррелируют друг с другом. К релевантным факторам, оказывающим влияние на реальный период работы трансформатора, относятся его конструкция, обслуживание, воздействие на него внешних скачков напряжения и отказов, нагрузка, температура, в которой он функционирует, периодичность работы, окружающая среда, и многое другое. Все энергоснабжающие организации и производители электрической энергии, парк трансформаторов которых достаточно стар, должны, в какой-то момент времени, задуматься о перспективах очень затратных проектов по замене старого оборудования с тем, чтобы гарантировать высокую надежность и качество работы. Оценки всех эти активов должны включать в себя затраты, связанные с отказом устройств, с неожиданными отключениями, с последующими повреждениями, с восстановлением напряжения, с выплатой штрафов, а также операционные затраты, относящиеся к исправлению создавшейся ситуации. Эти стареющие трансформаторы работают в условиях увеличенной операционной температуры в связи с более высоким спросом и пониженными возможностями для его удовлетворения.

Чтобы обеспечить более высокую надежность стареющего парка оборудования, необходим способ оценки, позволяющий идентифицировать трансформаторы с высоким риском отказа. К счастью, сегодня существуют проверенные средства, позволяющие смягчить эти риски. К более устойчивым, надежным электрическим системам приводят превентивные действия с хорошими диагностическими программами, процедуры обслуживания, и планы замены и обновления оборудования, а также стратегии нагрузки и экономии.

Развитие специфики российской электроэнергетики в нынешнее время требуют эксплуатации значительного количества силовых трансформаторов с наибольшим сроком службы, в 1,5-2 раза превышающим их расчётный ресурс. В таких условиях улучшение обслуживания сервисной системы трансформаторов, которые выходят из строя становится как проблема поддержки работоспособности данных трансформаторов, так и задачей сохранения на должном уровне надёжности электроснабжения в целом. Чтобы оценить парковый (групповой) ресурс всего массива силовых трансформаторов как в рамках отрасли в целом, так и в рамках тех или иных энергетических объединений, нужно знать расходы на трансформатор, чтобы продлить его срок службы, поэтому жизненный цикл трансформатора продлевают до паркового ресурса только после проведения профилактического ремонта трансформаторов. В настоящее время ресурс конкретного силового трансформатора продлевается на основании так называемого «комплексного обследования» – трудоёмкой, наукоёмкой и дорогой операции, однако этот способ может являться ненужным, потому что не обязательно знать все данные о трансформаторе.

Для того чтобы определить парковый (групповой) ресурс нужно знать усреднённые данные о характеристиках надёжности, поэтому, основываясь только на действующих нормативных документах, нельзя получить расширенное определение об изношенных трансформаторах, технология «комплексного обследования», дающая возможность иметь нужные данные, слишком медлительна (данные о всей парке стареющих трансформаторов поступают на протяжении 15 20 лет) и относительно дорога. Устранить такое противоречие можно двумя путями: первый – обобщение существующего метода о «комплексном обследовании» и эксплуатацией большого срока службы трансформаторов; второй – реализация новых подходов, сформулированных, в частности, в работах.

По данным эксплуатации силовых трансформаторов в настоящее время на напряжения 110 кВ и выше, 40 % оборудования подстанций напряжением 110-220 кВ прослужили более 25 лет, 35 % – 15-25 лет, около 25 % – менее 15 лет. По данным эксплуатации известно, что наибольший процент технологических нарушений трансформаторного оборудования приходится на период его эксплуатации от 20 до 30 лет. Своевременное проведение капитальных ремонтов продлевают срок службы трансформатора. Большая часть технологических нарушений связана с повреждениями маслонаполненных вводов, обмоток и устройств регулирования. В настоящее время имеются программы обследования состояния оборудования с целью выяснения возможностей продления его срока службы. Это требует развития соответствующих методов и средств контроля и диагностики состояния. Система технической диагностики своевременно обнаруживает (выявляет) возможные и скрытые дефекты трансформаторов, а также выявляет причины их возникновения, определяет необходимость и объем ремонта. Система диагностики, предотвращая аварийные отказы, дает возможность осуществить прогноз дальнейшей безаварийной работы силовых трансформаторов в течение определенного промежутка времени. Выявленный в ходе диагностики дефект оценивают, локализуют и устраняют. Методы и средства диагностики постоянно совершенствуются.

2.2.1. Обоснование необходимости модернизации релейной защиты трансформатора и схемы управления

 

На ПС осуществляется защита все основных элементов схемы: трансформаторов, линий, шин и т.д. Защита линий осуществляется в зависимости от схемы питания, числа линий, конструкций исполнения и т.д. Для одиночных линий используется: защита от замыкания на землю; МТЗ с выдержкой времени; токовая отсечка. На трансформаторах номинальной мощностью более 63 МВА устанавливаются следующие виды защит: дифференциальная защита от повреждений в силовом трансформаторе и на его выводах; газовая защита от повреждений внутри бака; максимальная токовая защита (МТЗ) с блокировкой по минимальному напряжению, токовая защита обратной последовательности, дистанционная защита от коротких замыканий во внешней сети. Вид установленной защиты зависит от мощности силового трансформатора и величины токов короткого замыкания. Защита шин определяется схемой их коммутации и требованиями, предъявляемыми к распределению электрической энергии по линиям. На ПС «ПИС» установлено устройство БЭМП РУ-ОЛ предназначено для выполнения полезных функций РЗиА, управления и сигнализации ВЛ и КЛ электропередач, понижающих трансформаторов и т.д. напряжением 6000…35000 В. Устройства устанавливаются в КРУ, релейных отсеках КСО, на панелях, в релейных шкафах, расположенных в релейных помещениях. Устройства применяются на подстанциях с переменным, выпрямленным переменным, постоянным оперативным током.

Поломка усовершенствованных трансформаторов составляет около 0,2 % , в сравнении с выпусками трансформаторов 80-х годов – превышает 1%. Основные повреждения силовых трансформаторов в эксплуатации – это повреждения:

• обмоток;
• высоковольтных вводов;
• устройств РПН. Причинами повреждений являются:
• развитие дефектов под влиянием эксплуатационных факторов;
• ошибочные или недостаточные действия при монтаже, ремонте и эксплуатации.

Рисунок 1.1 – Причины повреждения трансформатора

На работу трансформатора влияют не только ненормальные режимы работы энергосистемы, но и сильные воздействия извне. Перечислим основные воздействия и их последствия. Коммутационные и грозовые перенапряжения приводящие к повреждениям, происходящие из-за недостатка электрической прочности. Резкое увеличение напряжения, вызывающие перевозбуждение трансформаторов опасно для изоляции и приводит к повышенному нагреву не только сердечника, но и конструкционных деталей, соприкасающаяся с ними. Токи короткого замыкания, воздействующие ударными механическими воздействиями на обмотки. Опасное влияние со стороны сети является воздействие на трансформаторы токов коротких замыканий, вызывающих повреждения и деформацию обмоток при их динамической нестойкости.

Рисунок 3.2 — Функционально-структурная схема взаимодействия

Система TDM, на базе которой разрабатывается АСКДТ, предназначена для непрерывного мониторинга технического состояния силовых трансформаторов. Она позволяет собирать и анализировать параметры состояния основных подсистем трансформатора. Для формирования оперативного диагноза в ней анализируются: — состояние изоляции маслонаполненных вводов; — состояние изоляции трансформатора; — регистрация перенапряжений и токовых воздействий на обмотки; — вибрационные процессы магнитопровода и обмоток — изменение геометрии обмоток на основании результатов оперативного расчета Zк; — температурный режим работы системы охлаждения; — техническое состояние насосов и вентиляторов; — работа РПН; — регистрация работы защитных систем трансформатора. Датчики системы TDM устанавливаются на трансформатор без функционального ущерба для конструкции. Подобные системы контроля и диагностики стремительно дешевеют и становятся экономически целесообразными для внедрения. Разрабатываемая система должна выполнять следующие функции: контроль параметров масла (влагосодержание, мехпримеси, содержание водорода и горючих газов); контроль влагосодержания твердой изоляции.

Система АСКДТ обеспечивает совокупный непрерывный оперативный контроль основных параметров и характеристик непосредственно в процессе эксплуатации. Сигналы состояния, снятые с датчиков, смонтированных на трансформаторе, поступают на микропроцессорные блоки, содержащие схемы для измерения и преобразования в цифровой вид, передаваемый для визуализации оператору на экран центрального компьютера. Вся совокупность собранных данных в каждый момент времени передается в интеллектуальный программный модуль, который после сравнения каждого параметра с нормативными пределами, формирует код состояния объекта, состоящий из совокупного множества индикаторов допустимых и недопустимых эксплуатационных значений. Индикация в коде генерируется по типу «00», — нормальная зона сигнала, -«01», — зона внимания к изменению сигнала, «11»- выход сигнала за эксплуатационные пределы в аварийную зону. Границы допустимых зон измеряемых параметров определяются экспертами в эксплуатационном диапазоне температур и записываются в базу знаний (БЗ), которая является пополняемым множеством известных эксплуатационных состояний трансформатора. Идентификация текущего состояния определяется поиском его кода в БЗ. При появлении «неизвестного» кода он определяется экспертами и заносится в БЗ. Таким образом, происходит обучение системы и подстройка её под объект. Пополнение БЗ на основе собираемых данных позволяет не только уточнять диагностирование состояния, но и проводить обучение обслуживающего персонала. Математическая обработка трендов каждого полученного параметра позволит определить функцию, по которой он изменяется во времени. По этой функции можно прогнозировать изменение параметра во времени. Зная прогноз каждого из параметров можно получить прогнозируемый код совокупности и определить в БЗ будущее состояние оборудования через некоторый промежуток времени, интересующий оператора. При недостатке собираемой информации для постановки диагноза система по сети может связаться с существующей экспертно-диагностической информационной системой ЭДИС «Альбатрос», содержащей результаты периодических испытаний, и уточнить текущее состояние трансформатора.

Рассмотрим несколько типов современных приборов и набор датчиков для контроля состояния изоляции высоковольтного оборудования по уровню частичных разрядов и тангенсу угла диэлектрических потерь изоляции. Приборы относятся к классу систем непрерывного (стационарного) контроля параметров изоляции, когда измерения производятся постоянно и под рабочим напряжением. Именно такой подход обеспечивает максимальную эффективность и достоверность измерений, выявляет наиболее существенные изменения параметров изоляции. Только при непрерывном контроле удается своевременно выявлять и предупреждать аварийные ситуации с большим материальным ущербом, переходить на обслуживание оборудования по техническому состоянию. В таблице 4.1 представлены приборы и системы для постоянного контроля состояния изоляции под рабочим напряжением.

 

Таблица 4.1 — Системы для непрерывного контроля состояния вводов

Прибор R-1500 предназначен для контроля tgδ трех вводов одного трансформатора. На объекте, имеющем три элемента контроля (обычно три ввода силового или измерительного трансформатора), устанавливается система стационарного контроля тангенса угла диэлектрических потерь. На вводах устанавливаются стационарные датчики контроля изоляции марки DB-1. Датчик этого типа специально предназначен для монтажа на измерительном выводе маслонаполненного ввода. Стандартно он поставляется в металлическом корпусе и по установочным размерам (две шпильки М8) предназначен для монтажа на вводах до 330 кВ. Для вводов 500 кВ дополнительно поставляются переходный фланец и удлинительная шпилька. Эскиз монтажа датчика контроля изоляции марки DB-1показан на рисунке 4.2

Рисунок 4.2 — Эскиз монтажа датчика контроля изоляции марки DB-1

Отличительной особенностью датчика этого типа является то, что он одновременно служит источником частичных разрядов и тока комплексной проводимости ввода. Это существенно повышает общую информативность систем контроля состояния изоляции под рабочим напряжением. В качестве нагрузочного элемента в датчике используется конденсатор, что, по сравнению с нагрузочным резистором, существенно снижает перенапряжения при грозовых разрядах. Особенностью датчиков данного типа является также установка элементов защиты от перенапряжений (варисторов и разрядника) непосредственно в корпусе датчика. Благодаря этому напряжение на измерительном выводе ввода при разрыве во внешней цепи датчика не превышает 250 вольт, что абсолютно не опасно для самого ввода. Сигналы с датчиков выводятся коаксиальным кабелем в металлорукаве и объединяются на коммутационных платах, установленных в защитных ящиках непосредственно рядом с объектом контроля. Система в таком составе осуществляет контроль состояния вводов по двум важным параметрам. Ведется непрерывное измерение величины комплексных токов проводимости и величины тангенса угла диэлектрических потерь в автоматическом режиме. Полученную информацию прибор хранит в памяти, что позволяет также выявлять тенденции в изменении состояния изоляции. При необходимости прибор может автоматически включить цепь сигнализации при недопустимых изменениях параметров изоляции одного из вводов. Передача готовой текущей информации в центральный компьютер производится по интерфейсу RS – 485. Использование этих двух, примерно близких, методов контроля состояния изоляции вводов в одном приборе объясняется следующим. Контроль величины тока небаланса (равного векторной сумме токов вводов трех фаз) является очень удобным и точным средством для управления системой защиты вводов.

По своему физическому принципу использование тока небаланса, контролируемого в R-1500 микроконтроллером, работает так же, как всем известный прибор КИВ, в котором ток небаланса контролируется суммирующим трансформатором. Данная функция прибора R-1500 является современной, более эффективной реализацией КИВ. По величине тока небаланса хорошо настраивать систему блокировки и защиты. Контроль величины tgδ позволяет выявить дефектный ввод, причем изменению параметров изоляции придать всем понятный физический смысл. Кроме того, эта величина является нормируемым параметром, измерение которого должно проводиться периодически. Величина тангенса угла потерь ввода может измеряться и индицироваться прибором R-1500 в двух вариантах. Если при монтаже системы были проведены измерения истинных значений tgδ и емкости ввода, то прибор будет показывать выходную информацию как абсолютное значение (tgδ и величина емкости) с учетом произошедших изменений. Если такие измерения не выполнялись, то прибор будет показывать выходную информацию в виде процентного изменения от начальных значений. R-1600 система является наиболее комплексной и эффективной. Она осуществляет комплексный контроль состояния вводов и самого трансформатора (автотрансформатора и трансформаторов тока) по трем параметрам состояния изоляции. Это: величина комплексных токов проводимости, значения тангенсов углов потерь вводов, уровень и распределение частичных разрядов в изоляции трансформатора. Отличительной особенностью этой системы от других, описанных выше, является то, что она контролирует не только состояние изоляции вводов, но и состояние главной изоляции самого трансформатора. Это достигается благодаря тому, что используемая система регистрации частичных разрядов в трансформаторе имеет многоуровневую защиту от помех. В результате удается разделить импульсы от частичных разрядов, возникающих внутри трансформатора с импульсами от внешних помех и частичных разрядов, поступившими в трансформатор по высоковольтным линиям. Данный вариант системы монтируется в защитном корпусе рядом с объектом контроля и в автоматическом режиме проводит измерения, расчеты, оценивает состояние изоляции. Полученную информацию прибор R-1600 хранит в памяти, включает реле сигнализации, выдает текущую информацию и архив по мере поступления запросов по линии связи на центральный компьютер.

2.2.2. Расчет надежности схемы защиты по стороне 6 кВ

 

Потребителями собственных нужд РП являются: отопление; освещение; питание средств телемеханики. Для питания этих потребителей в РП имеется встроенная ТП-554, от которой запитана панель собственных нужд (ПСН) с распределительного устройства (РУ) 0,4 кВ: Один ввод ПСН запитан через рубильник с Ф-3 первой секции РУ-0.4 кВ встроенной ТП-554; второй ввод ПСН через рубильник с Ф-19 второй секции РУ-0.4 кВ ТП554. Расчет установленной мощности электроприемников собственных нужд для выбора трансформатора собственных нужд (ТСН) приведен в таблице 7.1.

Таблица 7.1 – Расчет мощности электроприемников собственных нужд

Выбор трансформаторов собственных нужд производится по следующему условию: где Sном – номинальная мощность трансформатора, кВ·А; Sр.т – расчетная мощность трансформатора, кВ·А; Kс– коэффициент спроса, равный 0,8, о.е; Sуст – установленная полная мощность потребителей собственных нужд, кВ·А

Для питания потребителей собственных нужд принимаются 2 трансформатора номинальной мощностью 38 кВ·А, типа ТСКС-40/145/10-У3, технические данные которых приведены в таблице 7.2. Трансформаторы собственных нужд устанавливаются в шкафу К-104М в одном ряду с шкафами РУ-6 кВ РП и защищаются предохранителями ПК-001-10.

Таблица 7.2 – Технические характеристики трансформаторов

Структура условного обозначения трансформатора ТСКС-40/145/10-У3: Т – трехфазный трансформатор; С – естественное воздушное охлаждение при открытом исполнении; К – для КРУ; С – специальный; 40 – типовая мощность, кВ·А; 145 – мощность при броске тока, кВ·А; 10 – класс напряжения обмотки ВН, кВ; У3 – климатическое исполнение и категория размещения по ГОСТ 15150-69.

2.2.3. Выбор аппаратуры для модернизации защиты

 

В соответствии с ПУЭ на распределительном пункте установлены следующие защиты, защита вводов 6 кВ выполнена 2-х ступенчатой МТЗ, на отходящих линиях установлены МТО и МТЗ с действием на отключение выключателя и защита от замыкания на землю с действием на сигнал. Автоматика на РП выполнена в следующем объеме: автоматическое включение резерва (АВР) секционного выключателя 6 кВ при отключении вводов от защиты и исчезновении напряжения на питающей линии, АВР трансформаторов собственных нужд, автоматическое включение обогрева счетчиков. Оборудование релейной защиты и автоматики подстанции «РП-8» имеет большой износ, что в аварийном режиме грозит отказом срабатывания. Это неизбежно повлечёт за собой поломку оборудования и нарушение электроснабжения потребителей, что не допустимо, так как подстанция «РП-8» питает потребителей первой и второй категории. Предлагается заменить оборудование РЗ и А подстанции «РП-8» на микропроцессорные устройства защиты типа «Сириус-2».

1) Реактансы на шинах распределительного пункта:

2) Сопротивление Zл1иZл2 :

Расчет сопротивления трансформатора S=440 кВА:

2.2.4. Характеристика реле защиты F650

 

Устройство предназначено для дистанционной и токовой защиты линии с продольной компенсацией или с наличием вблизи линий с продольной компенсацией. Экономичная быстродействующая основная и резервная защита ЛЭП с трехфазным управлением выключателем.

Универсальное устройство защиты и управления для фидеров распределительных сетей

• Расширенные возможности автоматизации для обеспечения индивидуальных решений по защите и управлению
• Человеко-машинный интерфейс (ЧМИ) графический ЖК дисплей, программируемые кнопки и удобные клавиши навигации по меню уставок и подменю.
• Минимизация времени замены модулей, благодаря модульной конструкции с извлекаемыми платами
• Уменьшение времени поиска неисправностей и сокращение затрат на обслуживание синхронизация времени IRIG-B и SNTP, регистрация событий, осциллографирование, регистрация данных
• Расширенные возможности автоматизации для обеспечения индивидуальных решений по защите и управлению
• Автоматическая разгрузка на базе контроля напряжения и частоты, а также схемы переключения нагрузки для увеличения полезного времени работы и улучшения устойчивости системы
• Уменьшение проводных соединений между реле и, следовательно, стоимости монтажа, благодаря использованию высокоскоростного обмена данными между реле
• Простота интеграции системы, благодаря наличию последовательного и Ethernet интерфейсов связи и поддержке нескольких протоколов
• Уменьшение проводных соединений между реле и, следовательно, стоимости монтажа, благодаря использованию высокоскоростного обмена данными между реле
• Встроенный протокол МЭК61850.

Защита и управление

• Максимальная токовая защита с выдержкой времени и мгновенная, орган направленности, токовая защита нейтрали, защита от замыкания на землю и чувствительная защита от замыканий на землю
• Ручное включение на “холодную” нагрузку с управлением от PLC, органы направления мощности
• Отстройка от нагрузочного режима
• Критерий мощности нулевой последовательности для обнаружения замыканий на землю
• Органы контроля повышения/понижения напряжения прямой и обратной последовательности
• 4 цикла АПВ с контролем синхронизма
• Управление выключателем и резервирование при отказе выключателя
• Защита по частоте (по снижению/превышению частоты, а также по скорости изменения частоты)
• Защита от обрыва фазы и от заклинивания ротора
• Контроль синхронизма В, , Гц
• До 64 программируемых дискретных входа и до 16 дискретных выходов
• Контроль цепи отключения.

Защита от повышения/понижения напряжения Устройство F650 содержит следующие органы по напряжению:

• Органы повышения/понижения фазного напряжения (каждый орган содержит компоненты контроля повышения/ понижения напряжения по каждой фазе)
• Орган повышения/понижения вспомогательного напряжения
• Орган повышения напряжения нейтрали

Далее представлены некоторые основыне области применения органов по напряжению:

• Схемы ввода резерва
• Схемы сброса нагрузки
• Защита и управление батареями статических конденсаторов
• Резервная защита двигателя для предотвращения автоматического перезапуска. Защита от повышения/понижения частоты Органы контроля повышения и понижения частоты устройства F650 позволяют повысить устойчивость сети с использованием различных методов частотной разгрузки на базе напряжения или частоты. Указанные функции также позволяют выполнять резервные защиты и непосредственно действовать на отключение выключателя фидеров и другого силового оборудования, чувствительного к изменениям частоты.

 

2.2.5. Характеристика реле управления Т60

 

Функция дифференциальной защиты устройства T60 (T35) предусматривает возможность использования блокировки при броске тока намагничивания «Inrush Inhibit» и блокировку при перенасыщении «Overexcitation Inhibit». Работа дифференциальной отсечки основана на сравнении измеренного значения дифференциального тока Iдиф с задаваемым пользователем пороговым значением «Instantaneous Differential Pickup».

Рисунок 1.1 – Характеристика срабатывания дифференциальной токовой защиты с торможением устройства T60

По оси ординат откладывается дифференциальный ток, равный сумме векторов токов всех обмоток: äèô 1 2 3 4 I I I I I , (1.1) где I1, I2, I3, I4 – основные гармоники векторов токов обмоток с учетом выравнивания амплитуд и фазового сдвига между обмотками и компенсации тока нулевой последовательности (для тех обмоток, для которых параметр «Winding N Grounding» принят равным «Within Zone»).

2.2.6. Ожидаемая эффективность от применения новых типов реле

 

По данным, полученным в ходе производственной практики, были собраны данные по отказам силовых трансформаторов.

В множестве данных легко находится минимальный член ряда – 230 ч и максимальный – 21150 ч. Размах ряда составляет 21150 230 20920 max min t t ч Весь диапазон значений случайной величины i t (n = 45) разбиваем на интервалы. Для удобства расчетов принимаем интервалы равными. Примерная величина интервала Dt определяем по формуле:

 

 

Статистическая дисперсия D (t) будет равна:

В результате полученных расчетных данных строим гистограмму наработки на отказ, которая представлена на рис. 3.2

Рисунок 3.2 – Гистограмма распределения и выравнивающая кривая

Исходя из характера гистограммы можно предположить, что исследуемая случайная величина распределена по экспоненциальному закону. Это доказывает также почти полное совпадение по величине математического ожидания и среднеквадратического отклонения случайной величины t. На гистограмме, приведенной на рисунке 3.2, построена выравнивающая кривая распределения, представляющая собой график функции ( ) * 6 / 10 i a t n n t — = D × (табл. 3.2), которая, сохраняя существенные особенности статистического распределения, свободна от случайных неправильностей хода гистограммы.

2.2.7. Повышение чувствительности и быстродействия газовой защиты

 

В результате полученных расчетных данных строим график зависимости вероятности безотказной работы от времени первого ( ) t P t e-l = трансформатора, изображенный на рис. 3.3

Рисунок 3.3 – Вероятность безотказной работы трансформаторов

Определяем вероятность отказа: 8000 8000 Q P = — = 1 0,806 ; 14000 14000 Q P = — = 1 0,94 ; 20000 20000 Q P = — = 1 0,984 . Таким образом, можно сделать вывод о том, что с увеличением времени эксплуатации трансформатора вероятность безотказной работы будет снижаться согласно кривой рис. 3.3

2.2.8. Выводы о преимуществах нового типа реле

 

Нормальная работа потребителей электроэнергии обеспечивается при определенном напряжении. Отклонение в ту или иную сторону приведет к снижению качества, сокращению срока службы электротехнического оборудования, повышению его повреждаемости и т.д. В результате этого необходимо поддерживать напряжение у потребителя на заданном уровне. После проделанных расчетов к установке выбрано следующее электрическое оборудование: на стороне 110 кВ: колонковый элегазовый выключатель маркиВГТ-11040/2500 У1;разъединители двухколонковые РДЗ-1-110/2000 УХЛ1; трансформаторы тока ТГФМ-110Б-1-У1; трансформаторы напряжения НКФ – 110-83; на стороне 10 кВ: были выбраны ячейки КРУ типа КРУ – СЭЩ –70 для установки в ЗРУ – 10 кВ со следующим оборудованием: электромагнитный выключатель ВЭ-10-3600-20-УЗ(ТЗ); трансформатор тока ТОЛ-10-М; трансформатор напряжения НАМИ–10 кВ; токоограничивающий реактор РБНГ-10-2500. На стороне 6 кВ нет необходимости в замене электрооборудования, т.к. замена существующих аппаратов на более новые была произведена в 2009 г. и они прослужат долгое время. Для надежной работы трансформаторов и исключения внеплановых ремонтных ситуаций, необходима оперативная ликвидация аварии, т.е.отделение поврежденного оборудования от энергосистемы, а также производство операций, имеющих цель: 1) предотвращение развития аварии; 2) устранение опасности для обслуживающего персонала и оборудования, не затронутого аварией; 3) восстановление в кратчайший срок питания потребителей и нормального качества электроэнергии(частота и напряжение); 4) создание надежной послеаварийной схемы; 5) выявление состояния отключившегося во время аварии оборудования и возможность включения его в работу.

---

Страницы 1 2 3 4