Некоммерческое акционерное общество

АЛМАТИНСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ ЭНЕРГЕТИКИ И СВЯЗИ

Кафедра Электрические станции, сети и системы

 

ЭКСПЛУАТАЦИЯ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ И СИСТЕМ

 

Конспект лекций для специальности 6М071800 - «Электроэнергетика» (профильная магистратура)

 

Алматы 2013

 

СОСТАВИТЕЛИ: С.Е. Соколов, Е.Г. Михалкова. Эксплуатация электрических сетей и систем. Конспект лекций (для магистрантов специальности 6М071800  – «Электроэнергетика»). - Алматы: НАО АУЭС, 2013.-63с.

 

Данный конспект лекций содержит краткие сведения по основным вопросам эксплуатации электрических сетей и систем и  включает в себя основные разделы организации эксплуатации электрических сетей и систем.

 

Ил. 30 , табл.3, библиогр.- 4 назв.

 

Рецензент: доцент Башкиров М.В.

 

Печатается по плану издания НАО «Алматинского университета энергетики и связи» на 2012 г.

 

©НАО «Алматинский университет  энергетики и связи», 2013 г.

 

1 Лекция № 1.Организация эксплуатации электрических станций и сетей

 

Содержание лекции: особенности энергетического производства; энергетическая система и особенности ее эксплуатации; централизованное управление энергосистемой.

 

Цель лекции: изучение вопросов организации эксплуатации электрических станций и сетей.

 

1.1 Особенности энергетического производства

 

Энергетическое производство охватывает широкую совокупность процессов, связанных с использованием энергетических ресурсов, производством и распределением электрической энергии и теплоты. Ведущим звеном энергетического производства является электроэнергетика. Предприятиями, преобразующими энергетические ресурсы и вырабатывающими электрическую энергию и теплоту, являются электрические станции.

Выработанная станциями электрическая энергия передается потребителям по электрической сети. Станции, электроприемники и связывающие их электрические сети участвуют в общем технологическом процессе превращения энергии из одной формы в другую.

Отличительными особенностями электроэнергетического производства являются: совпадение во времени выработки электроэнергии и ее потребления, непрерывность и автоматическое протекание всего технологического процесса; тесная связь электроэнергетических предприятий с промышленностью, транспортом, сельским и коммунальным хозяйством.

Совпадение во времени процессов производства и потребления электрической энергии требует постоянного поддержания равенства между суммарной генерируемой и потребляемой мощностями. Небаланс между этими величинами невозможен. В электроэнергетическом производстве нет складов готовой продукции из-за отсутствия достаточно мощных средств ее аккумулирования. Реализовать электроэнергию можно, только отпуская ее потребителям, присоединенным к электрической сети. Поэтому всякое изменение режима производства электроэнергии автоматически отражается на ее распределении и дальнейшем преобразовании.

 

1.2 Энергетическая система и организация ее эксплуатации

 

Энергетическая система (энергосистема) представляет собой совокупность электростанций, электрических и тепловых сетей, а также установок потребителей электрической энергии и теплоты, связанных общностью режима производства, распределения и потребления электрической энергии и теплоты.

К электрической части энергосистемы, помимо генераторов электростанций, относят воздушные и кабельные линии электропередачи, повышающие и понижающие подстанции и установки потребителей электрической энергии. Повышающие подстанции сооружаются на электростанциях и служат для преобразования (трансформации) выработанной генераторами электроэнергии в энергию более высокого напряжения. Это необходимо для снижения потерь в проводах линий электропередачи.

Эксплуатация энергосистемы организуется в двух направлениях: технической эксплуатации оборудования и сооружений и оперативного управления работой энергосистемы в целом.

Под технической эксплуатацией понимается процесс правильного использования электрической части станции и сетей для производства, передачи и распределения электрической энергии. Прямое участие в этом принимает ремонтный и эксплуатационный персонал предприятий, а также бригады ремонтных заводов, центральных производственных служб, лабораторий и т. д.

Под оперативным управлением понимается процесс непрерывного руководства согласованной и наиболее экономичной работой электрических станций и сетей, объединенных в энергосистему.

Энергосистема как основное звено электроэнергетики управляется энергоуправлением (ЭУ). Электрические станции, сетевые, ремонтные и другие предприятия, входящие в состав энергосистемы, являются ее производственными подразделениями.

Персонал ЭУ и всех его производственных предприятий обязан обеспечивать выполнение требований бесперебойности, надежности, экономичности, поддержания нормального качества отпускаемой энергии: частоты и напряжения электрического тока, давления и температуры пара и горячей воды; защиты окружающей среды и людей от вредных влияний производства.

Бесперебойность — это наиболее полное удовлетворение потребителей в электрической и тепловой энергии. Нарушение бесперебойности электроснабжения может произойти вследствие недостаточного резерва мощности в энергосистеме; дефицита энергии, т. е. невозможности по тем или иным причинам выработать на электростанциях нужное количество электроэнергии; различных аварийных ситуаций, например, отключения питающей линии и т. д.

Надежность — это способность энергосистемы обеспечивать бесперебойное снабжение потребителей электроэнергией и теплотой при всех режимах работы энергосистемы. Надежность обеспечивается безаварийной работой персонала, своевременным ремонтом оборудования, правильным ведением режима работы оборудования, достаточно высокими темпами развития энергосистемы и т. д.

Экономичность — это эффективное использование всех производственных возможностей энергосистемы и доведение суммарных ежегодных расходов на производство и реализацию электрической энергии и теплоты до оптимального значения. При этом наименьшими должны быть и потери электроэнергии в оборудовании, и размер возможного ущерба у потребителей.

Поддержание нормального качества электроэнергии означает обеспечение на вводах у потребителей частоты и напряжения, установленных нормами. При понижении частоты электрического тока уменьшается частота вращения электродвигателей, снижается производительность машин, уменьшается выпуск продукции. На электростанциях снижается производительность механизмов и установок собственных нужд (дутьевых вентиляторов, дымососов, питательных электронасосов и пр.), что может привести к нарушению баланса активной мощности и даже полному прекращению выработки электроэнергии. Во избежание указанных последствий правила технической эксплуатации устанавливают, что частота электрического тока в энергосистеме должна непрерывно поддерживаться на уровне 50 Гц с отклонениями ±0,1 Гц.

При понижении напряжения падает светоотдача ламп накаливания, увеличивается скольжение и уменьшается вращающий момент асинхронных двигателей, являющихся двигателями массового применения. Отрицательно сказывается на работе электрических установок и повышение напряжения сверх номинального значения, так как приемники электроэнергии рассчитаны и выполняются для работы при номинальном напряжении.

Для обеспечения нормального напряжения у потребителей его уровни на шинах станций и узловых подстанций энергосистемы поддерживаются в соответствии с задаваемыми графиками.

 

1.3 Централизованное управление энергосистемой

 

Электрические станции, входящие в состав энергосистемы, в зависимости от их типа и мощности обладают различными эксплуатационными характеристиками и экономичностью.  Непрерывно изменяющееся потребление электроэнергии потребителями, присоединенными к энергосистеме, вызывает необходимость регулирования частоты, напряжения, перетоков мощности и т. д. Все эти мероприятия по регулированию режима работы энергосистемы, присущие энергосистеме в целом и обеспечивающие ее нормальное функционирование, естественно, не могут проводиться руководством отдельных электростанций. Для этого создано централизованное диспетчерское управление, руководящим органом которого является центральная диспетчерская служба (ЦДС) энергосистемы. В службе две группы: режимов и оперативно-диспетчерская. Группа режимов занимается планированием и разработкой предстоящих режимов. Персонал оперативно-диспетчерской группы, состоящей преимущественно из дежурных диспетчеров, занят текущим оперативным регулированием режима энергосистемы.

Группа режимов при решении задач планирования режимов на характерные периоды и сезоны года выполняет расчеты потокораспределения, мощностей и токов короткого замыкания (КЗ), статической и динамической устойчивости, согласовывает плановые ремонты оборудования с запросами энергопотребления и т. д. Все эти проработки кладутся в основу выбора нормальной схемы энергосистемы и отдельных ее узлов, а также ремонтных схем. С помощью расчетов устанавливается необходимость секционирования схем в РУ с целью принудительного распределения потоков мощности или снижения токов КЗ. Группа режимов разрабатывает режим работы энергосистемы на предстоящие сутки, рассматривает заявки и выдает рекомендации по выводу оборудования в ремонт, анализирует фактические графики нагрузок энергосистемы за истекшие сутки, получает от ОДУ суточный график нагрузки и резервной мощности энергосистемы и распределяет их по электростанциям.

Непосредственное оперативное руководство согласованной работой электрических станций и сетей осуществляется дежурным диспетчером энергосистемы через подчиненный ему в оперативном отношении персонал.

Дежурный диспетчер энергосистемы выполняет следующие функции:

- контролирует выполнение станциями заданных графиков нагрузки и поддержание ими запланированного резерва активной мощности;

- обеспечивает оптимальный режим работы станций при минимальном расходе топлива обеспечивает регулирование частоты в пределах допустимых отклонений;

- обеспечивает требуемый уровень напряжения в узловых точках электрической сети путем правильного использования источников реактивной мощности (генераторов и синхронных компенсаторов), регулируемых трансформаторов, перераспределения потоков реактивной мощности по линиям;

- руководит выводом в ремонт и включением в работу после ремонта важнейшего оборудования энергосистемы;

- руководит изменением схемы энергосистемы. Эти изменения сводятся к включению, отключению или переключению линий, трансформаторов, генераторов и других элементов; к изменению уставок реле в схемах защиты и автоматики; к настройке (изменению положения) регулирующих и компенсирующих устройств;

- предотвращает системные аварии и руководит их ликвидацией.

 Централизация командных функций позволяет диспетчеру контролировать действия подчиненного персонала и следить за оперативным состоянием оборудования основной схемы энергосистемы.

2 Лекция № 2. Производственная структура электростанций и предприятий электрических сетей  и схемы оперативного управления их работой

 

Содержание лекции: производственная структура электростанций; производственная структура предприятий электрических сетей; централизованное управление энергосистемой.

 

Цель лекции: изучение производственной структуры электростанций и предприятий электрических сетей  и схем оперативного управления их работой.

 

2.1 Производственная структура электростанций

 

Производственная структура электростанции устанавливается с учетом ее типа, мощности, вида используемого топлива и технологических особенностей. Основной структурной единицей электростанции является цех, возглавляемый начальником. Цеха организуются по принципу обеспечения управления отдельными стадиями энергетического производства. Например, на тепловой электростанции стадией превращения кинетической энергии пара в механическую управляет котлотурбинный цех, а превращением механической энергии в электрическую — электрический цех и т. д.

По роли в технологическом процессе различают цеха основного и вспомогательного производства. К цехам основного производства на тепловой электростанции относятся: котельный, турбинный (котлотурбинный), электрический; на ГЭС — гидротехнический, машинный и электрический. Цеха вспомогательного производства заняты обслуживанием основных цехов, выполняя работы по ремонту и испытаниям оборудования, снабжая их материалами, запасными частями, инструментом и пр.

На тепловой электростанции цехами вспомогательного производства являются: топливотранспортный, химический, централизованного ремонта, тепловой автоматики и измерений.

Производственная структура электроцеха. За электроцехом закрепляются генераторы и все электрическое оборудование электростанции, включая устройства релейной защиты, электрической автоматики, телемеханики и связи, электроизмерительные приборы. В его ведении находятся электроремонтная и трансформаторная мастерские, масляное хозяйство, электротехническая лаборатория, занимающаяся испытаниями оборудования и устройств вторичных цепей. Электроцех производит испытание и ремонт электродвигателей всех механизмов, установленных на электростанции, хотя сами механизмы принадлежат персоналу других цехов и эксплуатируются им.

Весь персонал цеха делится на эксплуатационный и ремонтный.

Эксплуатационный персонал состоит из оперативного (дежурного) и общецехового (несменного) персонала (начальник цеха, его заместители, инженеры, техники, рабочие по уборке и др.). В административно-техническом отношении персонал электроцеха подчинен начальнику цеха, а дежурный персонал, кроме того, в оперативном отношении подчинен начальнику смены станции.

В цехе имеются производственные участки, которые возглавляются мастерами. На участке мастер руководит работой ремонтных бригад. Он несет ответственность за выполнение плана .и качество ремонта, использование материалов, рабочей силы, фонда заработной платы. Мастер ведет первичную документацию ремонтных работ. Он отвечает за состояние техники безопасности и охраны труда на участке.

Схема производственной структуры электроцеха тепловой электростанции приведена на рисунке 2.1.

 

 

Рисунок 2.1 -  Схема управления электрическим цехом

 

Оперативное управление электростанцией. Управление работой оборудования каждого цеха электростанции с поперечными связями осуществляется его оперативным персоналом, обслуживающим производственные участки посменно.

Во главе оперативного персонала цеха стоит начальник смены цеха, подчиняющийся начальнику смены станции. Начальник смены станции, осуществляя оперативное руководство эксплуатацией всей станции, является старшим по должности лицом в смене. Его распоряжения немедленно и безоговорочно выполняются оперативным персоналом всех цехов. В административно-техническом отношении начальник смены станции подчинен главному инженеру станции и свою работу по технической эксплуатации оборудования проводит по его указанию. В оперативном отношении он подчинен дежурному диспетчеру энергосистемы (см. рисунок 2.1). Все распоряжения, отдаваемые диспетчером энергосистемы начальнику смены электростанции, о переключениях, регулировании режима работы генераторов (а следовательно, и турбин) непосредственно выполняются персоналом электрического цеха (начальником смены электроцеха, старшим дежурным электромонтером).

Обязанности дежурного персонала электроцеха. Оперативный персонал во время дежурства несет ответственность за правильное обслуживание и безаварийную работу оборудования на порученном ему участке. Во время дежурства начальник смены электроцеха и дежурные электромонтеры производят обходы и осмотры электрооборудования и производственных помещений. Обходы производят по заранее составленному графику. При осмотре проверяются режим работы оборудования, состояние схемы электрических соединений, действие предупредительной и аварийной сигнализации, исправность рабочего и аварийного освещения, состояние зданий и конструкций, а также наличие защитных средств техники безопасности и пожаротушения. Специальными осмотрами оборудования в темноте (ночные осмотры) выявляются места ненормального коронирования и нагрева контактов. Результаты осмотров сообщаются начальнику смены электростанции, а также записываются в журнале.

 

2.2 Производственная структура предприятий электрических сетей и схемы оперативного управления их работой

 

Для эксплуатации оборудования электрических сетей в энергосистемах созданы предприятия электрических сетей (ПЭС). Эти предприятия выполняют эксплуатационный надзор за состоянием оборудования и сооружений электрических сетей, производят их ремонт, испытания и проводят необходимые технические мероприятия, обеспечивающие бесперебойное, надежное и экономичное электроснабжение потребителей.

Производственная структура ПЭС строится по территориальной или функциональной системе. Каждая структура предусматривает необходимость приближения производственных подразделений к объектам обслуживания с тем, чтобы обеспечить квалифицированное руководство работами и наиболее полное использование рабочего времени ремонтным и эксплуатационным персоналом.

Выбор системы производственной структуры определяется следующими факторами: протяженностью электрических сетей, территориальной разобщенностью подстанций и удаленностью их от базы предприятия, рельефом местности, состоянием дорог и др. Производственная структура выбирается с учетом объема ремонтных и эксплуатационных работ и возможности эффективного использования средств механизации.

При территориальной системе все элементы сетевого хозяйства предприятия (воздушные и кабельные линии, подстанции, линии связи), находящиеся на определенной территории, передаются сетевым районам, которые организуют обслуживание оборудования и несут ответственность за его техническую- эксплуатацию. Территориальная система применяется в том случае, если предприятие имеет достаточно крупные сосредоточения подстанций и линий передачи, удаленные на 50 км и более от центра предприятия. Численный состав производственных служб при этой системе сокращается до минимума.

При функциональной системе все элементы электрических сетей закрепляются за производственными службами и эксплуатируются персоналом этих служб. Территориальные районы в данном случае не создаются. Функциональная система применяется в условиях компактной электрической сети с радиусом действия около 50 км.

Наряду с двумя указанными системами, не исключено применение смешанной системы, при которой одна часть объектов закрепляется за службами, а другая — за их территориальными подразделениями — районами.

Оперативное обслуживание подстанций. Обслуживание оборудования подстанций в электрических сетях производится дежурным персоналом, закрепленным за этими подстанциями, под руководством диспетчера энергосистемы или диспетчера предприятия электросетей. При этом возможно применение трех форм обслуживания: дежурство персонала на подстанции; дежурство персонала на дому; обслуживание группы подстанции оперативным выездным и ремонтным персоналом.

Первая форма обслуживания предусматривает круглосуточное дежурство персонала на подстанции (на щите управления или в специально отведенной комнате, находящейся на территории подстанции). Круглосуточное дежурство устанавливается на ответственных узловых подстанциях.

При второй форме обслуживания персонал несет дежурство на дому, где имеются телефон и вызывная сигнализация, срабатывающая при перегрузке или автоматическом отключении оборудования. По ее сигналу дежурный немедленно отправляется на подстанцию. Во время дежурства (обычно суточного) дежурный производит осмотры оборудования и выполняет небольшие по объему ремонтные и эксплуатационные работы.

При третьей форме, применяемой на подстанциях, эксплуатируемых без дежурного персонала, выполняется централизованное обслуживание групп подстанции персоналом оперативно-выездных бригад (ОВБ).

 

 

3 Лекция № 3. Нагрузки электроэнергетической системы

 

Содержание лекции: нагрузки и их прогнозирование.

 

Цель лекции: изучение вопросов связанных с нагрузками энергосистемы.

 

3.1 Нагрузки и их прогнозирование

 

Энергетика как отрасль экономики отличается тем, что относится наравне с топливным комплексом, транспортом и связью к инфраструктуре, обеспечивающей функционирование всех отраслей экономики. В связи с невозможностью запасать энергию в значительном количестве ее производство должно обеспечивать мгновенный спрос, который заранее не мо­жет быть точно определен.

Нагрузка ЭЭС формируется комплексом потребителей электроэнергии, состоящих из промышленных предприятий, транспорта, сельского и коммунального хозяйств.

Характер изменения промышленной нагрузки во времени зависит от ритма производства и влияния естественных факторов - наружной температуры и освещенности.

Ритм производства обусловлен числом рабочих смен производственного цикла предприятий  (одно, двух и трехсменные).  Нагрузка,  потребляемая предприятиями во второй и третьей сменах, обычно меньше, чем в первой. Это объ­ясняется тем, что в первую смену работают конструкторские бюро и часть технологического оборудования, не используемого в другие смены.

Потребление энергии во времени зависит от изменений произ­водственной программы, поставок сырья и полуфабрикатов, забо­леваемости работников и т. п.

Часть нагрузки, обусловленная отоплением, зависит от наружной температуры, поэтому выработку теплоты централизованным отоплением в зависимости от наружной температуры можно заранее определить (погрешность 10—20%). В периоды, когда централизованное теплоснабжение не работает (весна — лето — осень), пользуются электроотоплением так же, как и в случае недоста­точного отопления зимой. Это проявляется в виде случайной составляющей электрической нагрузки.

Существенной частью нагрузки, определяющей ее изменение во времени, является освещение. Оно компенсирует недостаточную естественную освещенность в периоды активной деятельности людей на производстве и в быту. Доля этой нагрузки различна в летнее время, когда световой день длинный, и в зимнее время, когда необходимо освещение утром и вечером. Случайная составляющая осветительной нагрузки компенсирует колебания естественной освещенности.

Случайная составляющая производства энергии тепловыми электростанциями (ТЭС) обусловлена также неопределенностью прогноза стока воды в реках, связанной с выработкой энергии на гидроэлектростанциях (ГЭС). По­грешность прогноза стока может до­стигать 50%.

В ЭЭС существуют резервы топлива и мощности, предназначенные для компенсации неточностей прогноза водотока на ГЭС; флуктуации производственного потребления; влияния на потребление изменений наружной температуры и освещенности.

Примеры суточных графиков нагрузки ЭЭС для рабочих дней зимы и лета приведены на рисунке 3.1. Данные графики приближенно характеризуются четырьмя точками, соответствующими ноч­ному и дневному снижениям нагрузки, утреннему и вечернему максимумам. Уровни нагрузок в эти часы в течение года изменяются (см. рисунок 3.2). Кривая изменения суточного потребления элек­трической энергии аналогична.

1 – зимний рабочий день; 2 – летний рабочий день; 3 - проекции характерных точек.   Рисунок 3.1 – Суточные графики нагрузки	1 – вечерний максимум; 2 – утренний максимум; 2– дневной минимум; 4 - ремонтная площадка. Рисунок 3.2 – Сезонные графики нагрузок

При работе ЭЭС необходимо предвидеть нагрузку, которая должна обеспечиваться генерирующими источниками. Для разработки научно обоснованных проектов развития ЭЭС необходимо прогнозировать потребление электроэнергии, причем на перспективу до 15—20 лет.

Методика прогнозирования  зависит   от сроков   упреждения прогнозов. Существуют следующие сроки упреждения прогнозов:  долгосрочные прогнозы (свыше 10 лет);  среднесрочные прогнозы (5—10 лет); краткосрочные прогнозы (1—3года); оперативные прогнозы (от нескольких часов до сезона).

Для долго - и среднесрочного прогнозирования обычно используется метод «прямого счета», базирующийся на определении потребности в электрической  энергии   по отдельным  отраслям народного  хозяйства.  Для такого  прогнозирования необходимо иметь информацию об уровнях   развития отраслей народного хозяйства и знать удельные расходы электроэнергии нa соответствующую единицу продукции. Удельные расходы при этом должны приниматься с некоторыми изменениями по сравнению с предшествующим периодом, так как в результате технического прогресса эти расходы из года в год изменяются.

При расчетах, не претендующих на большую точность, часто ограничиваются разделением всех потребителей на четыре группы: промышленность, транспорт, сельское и коммунальное хозяй­ства. Практика показывает, что даже при таком укрупненном делении потребителей погрешность пятилетнего прогнозирования составляет 10%.

При краткосрочном прогнозировании необходимо знать нагрузку, чтобы в определенный срок отремонтировать оборудование и привести его в работоспособное состояние. Точность краткосроч­ного прогнозирования нагрузок ЭЭС достигает 2—3%.

Более достоверны прогнозы для больших территорий, на кото­рых находится значительное число потребителей, так как при этом случайные факторы в определенной степени взаимно компенсируются. Например, более точен прогноз нагрузок для энер­гообъединений, чем для энергосистем, а тем более отдельных сетевых предприятий. Прогнозу годового потребления присущи меньшие погрешности, по сравнению с месячными и суточными, а тем более,  часовыми нагрузками.

Наиболее эффективно для краткосрочного прогнозирования применение статистических методов. Исходными данными для него являются нагрузки за ряд предыдущих лет, рост которых подчиняется определенной закономерности. Прогноз сводится к экстраполяции этих зависимостей на следующий год.

Фактические нагрузки наблюдаются в условиях, отличающихся от средних, являющихся типичными для соответствую­щего сезона. Прогноз же должен произ­водиться для средних условий. Поэтому статистические данные должны быть нормализованы при помощи следующего выражения:

 

,

 

где — фактические значения нагрузки или суточного  потребления;

,   — соответственно зависимости изменения нагрузок на единицу изменения наружной температуры и естественной освещенности;

,H— разности между фактическими температурами и освещен-ностью и их средними значениями.

Для прогнозирования потребления электроэнергии  используется больше десятка разнообразных математических моделей. Ниже приводятся некоторые из указанных моделей:

- формула сложных процентов;

- формула линейной функции;

- многочлен второй степени;

- экспоненциальная функция; логарифмическая функция;

- функция Гомпертца;

- логистическая функция и т.д.

Соответствие любой из указанных моделей тренду можно проверить по минимальному значению суммы среднеквадратичных отклонений величин, определенных по исследуемой функции на основе фактических данных. Такой подход к выбору математической модели осуществляется аппроксимацией тренда. Искомая величина в этом случае определяется из таких выражений:

 

;

……………….

,

 

где  - год, для которого определяется величина;

А_i — данные статичекого ряда.

Прогноз при этом многовариантный: максимальная величина является «оптимистическим», а минимальная — «пессимистическим» прогнозом При наличии информации о вводе в течение года отдельных потребителей со значительным для ЭЭС потреблением нагрузки они учитываются в графике индивидуально.

Прогноз нагрузки энергосистем, объединенных энергосистем (ОЭС) на следующие сутки производится на основе анализа графиков нагрузки предшествующего периода, образующих временной ряд. При этом учитывают, что неделя представлена пятью типами графиков нагрузки: обычными рабочими днями (вторниками, средами, четвергами) и понедель­никами, пятницами, субботами и воскресеньями.

Для решения вопросов о необходимости подготовки резервов мощности, вероятной перегрузке протяженных межсистемных ЛЭП и мер по ограничениям перетоков необходимы прогнозы нагрузки на интервалы времени 15—120 мин. При уточненном внутрисуточном прогнозе необходимо предвидеть вероятную наг­рузку одного  - двух последующих часов на основе ее изменения в предыдущие часы. Подобный прогноз производится на основе выявленных вероятностных взаимосвязей между нагрузками соседних отрезков времени суточного цикла. Так, нагрузка для 9 ч равна нагрузке 8 ч, умноженной на коэффициент а9, устанавливаемый с помощью анализа суточного графика нагрузки методами теории вероятностей:

 

.

 

Известны методы внутрисуточного прогноза нагрузки, базиру­ющиеся на подборе для текущей реализации графика нагрузки одной из наиболее похожей на него из числа зафиксированных за последнее время. Внутрисуточный прогноз производится обычно для реального времени с помощью ЭВМ.

 

4 Лекция № 4. Эксплуатация элементов электростанций. Характеристики котлотурбинных установок

 

Содержание лекции: характеристики котлотурбинных установок.

 

Цель лекции:  изучение характеристик котлотурбинных установок.

 

4.1 Характеристики котлотурбинных установок

 

Электроснабжение потребителей связано с необходимостью изменения выработки электроэнергии в разное время суток ( см. рисунок 4.1). Учитывая, что основная мощность ЭЭС сосредоточена на ТЭС, необходимо в широких пределах изменять производительность котлов и турбин.

Различные типы электростанций располагаются в разных зонах графика нагрузки (см. рисунок 4.1). В его базисной зоне (1) — электростанции, мощность которых практически неизменна. К ним относятся теплоэлектроцентрали (ТЭЦ), электрическая мощность которых оказывается попутным результатом теплоснабжения прилегающих потребителей, а также атомные электростанции (АЭС), мощность которых пока еще используется как базисная. Мощность современных конденсационных электростанций 1(КЭС) располагается в полубазисной части графика нагрузки (2). Они по возможности разгружаются в ночное время. Менее экономичные КЭС работают в полупиковой части графика (3). Гидроэлектростанции наиболее  маневренны и используются кратковременно в пиковой части графика нагрузки (4). В связи с тем, что мощность  ГЭС недостаточна для покрытия пиковой нагрузки, возникает необходимость в маневренных ГЭС, для чего нужны тепловые агрегаты специального исполнения. Применяется и гидроаккумулирующие  электростанции (ГАЭС), которые в ночные часы, используя обратимые турбины в качестве насосов, закачивают воду в водохранилище для последующей выработки электроэнергии в часы максимальных разгрузок, пропуская воду через турбины в обратном направлении.

Рисунок 4.1 – График нагрузки энергосистем и долевое участие электростанций в его пократии

Характеристики турбины определяются свойствами паровпускных устройств, состоящих из стопорного и регулирующих клапанов. Стопорный клапан — это аппарат, предназначенный для быстрого прекращения поступления пара в турбину в аварийных ситуациях. В исходном положении клапан находится во взведенном состоянии под давлением сжатой пружины и удерживается защелкой. При срабатывании технологических защит защелка выбивается и клапан быстро закрывается, прекращая доступ пара.

На рисунке 4.2 приведена упрощенная структурная схема тепло­вого блока, состоящего из котла, турбины и генератора. Пар из котла /, производительность которого регулируется регулятором 2 посредством системы 3, контролирующей давление па стопорный клапан 5 и регулирующие клапаны турбин 6, управля­емые регулятором частоты вращения 9, поступает в цилиндр высо­кого давления (ЦВД) 10 турбины. Далее пар для повышения экономичности агрегата, пройдя через ЦВД и потеряв значитель­ную часть первоначального давления и температуры, поступает в промежуточный пароперегреватель котла, в котором догревается до первоначальной температуры.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Рисунок 4.2 – Структурная схема паросилового блока,

состоящего из котла и турбины с промежуточным перегревом пара-

 паропроводы; --- - каналы измерений; -.-.-. - каналы управления

 

После перегрева пар через второй стопорный клапан 7 и регулирующие клапаны 8 поступает в цилиндр среднего давления (ЦСД) 11, а затем — в цилиндр низкого давления (ЦНД) 12 турбины. Количество пара, поступающего в турбину, определяется открытием регулирующих клапанов 6, в то время как клапаны 8, открываясь при пуске турбины, в дальнейшем находятся в открытом положении.

Отработавший пар поступает в конденсатор 13. От повышения давления котел защищен быстродействующей редукционной установкой 14, через которую пар при чрезмерном повышении давления пропускается в конденсатор, и предохранительными клапанами 4, выпускающими пар в атмосферу.

Регулирующий диапазон ограничивается максимальной минимально допустимыми нагрузками. Минимально допустимая нагрузка определяется усточивостью горения в топке (у котлов, работающих на твердом топливе); температурным режимом пароперегревателя и топочной части экрана (радиационной части); надежностью гидравлического  режима (циркуляции воды), устойчивостью работы систем (автоматического регулирования. Минимальная нагрузка котлов, работающих на твердом топливе, составляет 0,5—0,75 от номинальной.

Отключение котлов, работающих в блоке с турбинами, часто требует останова турбин. Этого можно избежать переводом турбогенераторов в двигательный режим.

Продолжительность пуска зависит от исходного температурного состояния, обусловленного временем простоя после отключения; она определяется тепловыми напряжениями в толстостенных металлических элементах, в которых возникает разность температур. Известно, что каждый градус разности температур между внутренней и наружной поверхностями стенки сопровождается термическими напряжениями, равными примерно 2 МПа. Правильный пуск исключает возникновение трещин в толстостенных элементах и коробление фланцев разъемов. При заполнении котла водой ее температура не должна отличаться от температуры металла более чем на 40 °С.

Во избежание сохранения в топке взрывоопасной смеси газов перед растопкой (при останове) ее вентилируют не менее 10 мин.

Продолжительность растопки котлов из холодного состояния для среднего давления составляет 3 - 4 ч, для высокого давления – 4 - 5 ч. Продолжительность растопки из горячего состояния сокращается. В прямоточных котлах нет толстостенных элементов. Поэтому их пуск производится быстрее.

Пусковые характеристики турбин. Пуск турбины разрешается при условии, что исправны технологические защиты, предупреждающие возникновение и развитие аварий, а также возникновение недопустимых режимов работы, и прекращающие подачу пара в турбину.

Перед пуском собирается схема дренажей и производится опробование маслонасосов. Температура масла должна быть в пределах 40 - 45°С. Затем в пусковой режим включается конденсатор турбины.

Пуск турбины возможен паром номинальных параметров, а также паром, давление которого повышается в процессе пуска. Скорость прогрева цилиндра ограни­чивается разностью температур между верхней частью цилиндра и нижней частью. Скорость прогрева должна быть в пределах 3 - 4°С в минуту при температурах ниже 400 °С и 2 - 3°С в минуту при более высоких температурах.

Суммарная продолжительность пуска конденсационных турбин составляет несколько часов.

Пуск блоков сопровождается значительным расходом топлива, которое нужно учитывать при оптимизации режима. Так, при пуске из холодного состояния блока мощностью 160 МВт расходуется 55 т (условное топливо), а блока мощностью 300 МВт — 150 т (условное топливо).

Динамические характеристики котлов определяются их тепловыми постоянными, находящимися в диапазоне 80—200 с соответственно для прямоточных и барабанных котлов.

Динамические характеристики турбины определяются в основ­ном постоянными ее паровых объемов. Для ЦВД постоянные не­велики (0,2 с), а для ЦСД и ЦНД они значительны (5 с).

Изменение мощности турбин сначала происходит за счет изме­нения мощности ЦВД и лишь спустя некоторое время за счет мощности ЦСД и ЦНД (линии 1 и 2 на рисунке 4.3). Во избежание подобной задержки изменения суммарной мощности (линия 3) на современных турбинах используется кратковременное перерегулирование мощности ЦВД (линии 4 и 5), достигаемое специальными элементами регулятора частоты вращения.

При аварийном снижении частоты мощность турбин быстро увеличивается (см. рисунок 4.4) за счет изменения мощности ЦВД и аккумулирующей способности котлов. После этого в течение неко­торого времени мощность турбины из-за инерционности ЦСД и ЦНД неизменна (линия 1).  

Рисунок 2.3 – Изменение мощности турбины во времени	Рисунок 2.4 – Изменение мощности паросилового блока при аварийном снижении частоты

 

При использовании   в управлении турбинойгибкой положительной обратной связи мощность изменятся по кривой 2. Если же турбиной управлять, сохраняя неизменным давление пара, то спустя некоторое  время  ее мощность   возвращается  к доаварийному и даже более низкому рзначению (линия 4). В целом изменение мощности отражает суммарный эффект изменения мощности за счет аккумулирующей способности котла и его регулирования изменением подачи топлива (3).

 

5 Лекция № 5. Способы управления турбиной. Требования к характеристикам энергетических агрегатов

 

Содержание лекции:

- управление мощностью турбины положением регулирующих клапанов;

- управление «до себя»;

- управление скользящими параметрами;

- защита турбин;

- требования к характеристикам энергетических агрегатов.

 

Цель лекции: изучение способ управления турбиной и требований к характеристикам энергетических агрегатов.

 

5.1 Управление мощностью турбины положением регулирующих клапанов

 

Обычно мощность турбины регулируется количеством пара за счет воздействия регулятора частоты вращения (РЧВ) на открытие регулирующих клапанов. В этих случаях достигается высокая скорость изменения мощности за счет аккумулирующей способности котлов с последующим автоматическим изменением их режима.

В регулирующих клапанах пар дросселируется, вследствие чего возникает снижение его температуры. Изменение положения штудирующих клапанов сопровождается изменением температуры пара, поступающего в турбину, что вызывает температурные напряжения в металле элементов ротора ЦВД. Характер данно­го процесса показан на рисунке 5.1. При изменении нагрузки на ∆Р в опасных зонах возникает температурное напряжение ∆0, которое может привести к усталостным трещинам, сокращающим срок службы агрегата.

 

 

Рисунок 5.1 – Изменения температурных напряжений в элементах ротора турбины                               

 

В новом установившемся режиме мощности нагрев конструктивных элементов постепенно выравнивается и температурное напряжение исчезает. Процесс снижения температурных напряжений протекает по экспоненте с постоянной времени (Т) нагрева элементов, которая для турбин различных конструкций равна 15 - 30 мин.

Опасность возникновения усталостных повреждений при плановых и флуктуа ионных изменениях режима различна. При плановом изменении нагрузки паровые турбины допускают быстрое изменение нагрузки в пределах 21 - 23% номинальной мощности для турбин докритического и 14 -18% для турбин сверхкритического давления. Если необходимы большие из­менения нагрузок, то следует ограничивать скорости этого изменения во времени (соответственно 0,7 - 2% в минуту для турбин до-критического и 0,4-1% в минуту для турбин сверхкритического давления).

Максимально допустимые не ограниченные по скорости изменения мощности, неизбежные при использовании турбин для регулирования частоты и перетоков мощности, должны быть в пределах 9 - 10% от номинального значения для турбин докритического и 5 - 8% для турбин сверхкритического давления. Последующие изменения мощности допустимы спустя некоторое время, необходимое для того, чтобы не превысить допустимое температурное напряжение. Изменения мощности, при которых превышаются допустимые температурные напряжения, должны производиться с ограничением скорости соответственно 0,35 - 0,5% в минуту и 0,2 - 0,4% в минуту.

 

5.2 Управление «до себя»

 

Управление «до себя» используется до ввода в действие регулятора мощности, уставка которого задается давлением пара. В этом случае РЧВ, реагируя на флуктуации частоты, приводит к колебаниям давления острого пара, которое поддерживается автоматикой, управляющей работой котла. Чтобы котел работал благоприятных условиях, используется структурная схема, представленная на рисунок 5.2, где уставка РЧВ f задается регулятором деления π. Для изменения мощности турбины необходимо воздействовать на паропроизводительность котла К, обладающего значительной инерцион-ностью, исчисляемой минутами. В связи с тем, что регулятор π контролирует давление пара на входе в турбину, управление называется «до себя».

Подобная система создает более благоприятные условия для работы котла, но в то же время препятствует необходимому изменению мощности турбины в аварийных условиях, сопровождающихся снижением или повышением частоты.

Во избежание этого применяется реле частоты с помощью которого при опасном отклонении частоты регулятор давления выводится из работы и турбина переводится на работу с РЧВ, реагирующим на изменения частоты.

 

5.3 Управление скользящими параметрами

 

При управлении с помощью РЧВ и «до себя» изменение мощности турбины сопровождается изменением положения регулирующих клапанов, на которых происходит дросселирование пара, что приводит к температурным напряжениям и снижению экономичности агрегата. Во избежание этого в режимах промежуточных и минимальных нагрузок можно использовать режим скользящих параметров, при котором некоторые регулирующие клапаны закрыты, а остальные полностью открыты. Регулирование мощности турбины достигается изменением давления острого пара. Например, на блоках мощностью 300 МВт давление регулируется в диапазоне 13—24 МПа, что дает возможность изменять мощность в диапазоне 140— 230 МВт.

 

 

Рисунок 5.2 – Структурная схема регулирования турбины «до себя»

 

Больший удельный объем пара (при работе на пониженном давлении) обеспечивает более низкую температуру труб пароперегревателя. Блогодаря этому, при тех же температурах труб можно достичь более высокой температуры перегретого пара, что повышает экономичность котла.

 

5.2 Требования к характеристикам энергетическим агрегатов

 

В эксплуатации ЭЭС большое значение имеют характеристики энергетических агрегатов. От них зависят надежность и безопасность эксплуатации котлов, ядерных энергетических реакторов, турбин, генераторов. Поведение управляемого агрегата описывается математически и представляется в структурной схеме регулирования. Известно, что каждому типу баланса (теплового, электрического, потребления жидкостей, газа) соответствует определенный параметр режима, сопутствующий балансу. Так, балансу воды соответствует напор, пара — давление, активной мощности  скорость вращения турбин, реактивной мощности — напряжение и.т.д. Изменение этих параметров в соответствии с характеристиками агрегатов, работающих на ЭЭС, влияет на их режим. Назначение энергетических агрегатов — обеспечение изменяющегося потребления установок, питающихся от ЭЭС. Процесс производства энергии связан с флуктуациями процесса подачи топлива, энергоносителей и др. Нарушение равенства производства и потребления мощности приводит к возмущениям, вызывающим переходный процесс. Распространенный вид характеристик агрегата представлен на рисунок 5.3. Здесь 1 — зависимость производительности (Г) от параметра (П), сопутствующего конкретному виду баланса, а  2 — зависимость потребления (нагрузки) Н от П. Баланс устанавливается в точке пересечения характеристик Г и Н при изменившемся параметре П.  Для нового устойчивого состояния необходимо, чтобы при отклонившемся значении изменившаяся нагрузка  превышала соответствующий ему параметр производства . Тогда устанавливается новый режим, соответствующий параметрам  и  (см. рисунок 5.3, а). Однако в случае, изображенном на рисунок 5.3, б, в зависимости от знака отклонения параметров Г, Н или П возникает большее изменение Г, чем Н. Это приводит либо к дальнейшему прогрессирующему разбалансу и стремлению параметра П к нулю (разгрузка), либо к его безоста­новочному повышению (до развития максимальной мощности). При подобной характеристике объект имеет положительную об­ратную связь, что может привести к аварийному режиму, а в ряде случаев повреждению оборудования.

Результирующие характеристики можно получить вычитанием из характеристики генерации характеристики потребления (на рисунок.5.3, б линия 3).

 

 

Рисунок 5.3 – Характеристики энергетических установок

 

Исходя из этого. можно математически сформулировать тре­бование к характеристикам агрегатов, обеспечивающим при воз­мущении их режима переход в новое устойчивое состояние без применения автоматики (эффект самовыравнивания). Работа агрегата устойчива при. Если же это неравенство не выполняется, то режим агрегата статически неустойчив.

Из рисунка 5.3 следует, что статически устойчивы агрегаты, ре­зультирующие характеристики которых с ростом Н имеют наклон вниз. Агрегаты, результирующие характеристики которых накло­нены вверх, статически неустойчивы и могут эксплуатироваться (в крайнем случае) только с применением специальной автома­тики, корректирующей их характеристики. Однако автоматика может оказаться неисправной, она по ошибке, недоразумению или халатности может быть выведена из работы. Поэтому агрегаты с характеристиками типа  не должны быть исполь­зованы, если нарушения их режима могут привести к тяжелым последствиям.

 

6 Лекция № 6. Эксплуатация генераторов

 

Содержание лекции: управление режимом генератора.

 

Цель лекции:  изучение возможностей управления режимом генератора.

 

6.1 Управление режимом генератора

 

Управление режимом генератора сводится к поддержанию необхо-

димого магнитного поля в воздушном зазоре между стато­ром и ротором. Ток статора создает магнитное поле, направлен­ное в основном встречно магнитному полю, создаваемому током возбуждения (эффект реакции якоря). Изменение результирующего магнитного поля компенсируется соответствующими изменениями магнитного поля возбуждения, для чего ток возбуждения генератора должен изменяться в широких пределах в зависимости от его режима. Определим зависимость тока возбуждения от параметров режима генератора. Характеристику холостого хода в рабочей области заменим линейной зависимостью (см. рисунок 6.1).

 

                                                                                                            (6.1)

 

где - коэффициент, используемый в линейной аппроксимации характеристики холостого хода, 1/Ом; Е — ЭДС генератора.

Векторная диаграмма Потье приведена на рисунке 6.2. Магнитный пооток холостого хода генератора создается током возбуждения

Магнитный поток, компенсирующий реакцию якоря, создаваемую током статора, соответствует составляющей тока возбуждения k Iст, где k — коэффициент пропорциональности. Результирующий магнитный поток соответствует току возбуждения. 

Учитывая, что величина Е непосредственно не измеряется, желательно ее в (6.1) выразить:

 

где  - напряжение статора:

- активная и реактивная составляющие тока статора;

 X - индуктивность рассеяния генератора.

Тогда ток возбуждения, соответствующий ЭДС холостого хода,

 

                                                                           (6.2)                          

Рисунок 6.1 – Аппроксимация        характеристики холостого хода генератора 1 прямой 2 применительно к эксплуатационной зане 3	Рисунок 6.2 - Векторная диаграмма Потье

Ток возбуждения в нормальных режимах зависит от требуемого напряжения генератора , активного  и реактивного  токов статора и своим изменением должен компенсировать как падение напряжения в синхронной машине, так реакцию якоря.

Изменение напряжения генератора может быть следствием изменений режима других генераторов, работающих параллельно на общую электрическую сеть, а также режима самой сети.

Источниками тока возбуждения являются возбудители, выполненные либо в виде электрических машин, находящихся на общем валу с генератором, либо в виде статических устройств, например, систем управляемых выпрямителей.

1 Существует два режима генератора: перевозбуждение и недовозбуждение. В режиме п е р е в оз б у ж д е н и я в сеть поступают активная и реактивная мощности. В режиме недовозбуждения генератор потребляет реактивную мощность. Этот режим обычно необходим во время минимальных нагрузок, когда зарядная мощность ЛЭП превышает потребляемую реактивную мощность. Реактивная мощность, генерируемая в режиме перевозбуждения, ограничена допустимым нагревом обмоток возбуждения и статора.

Режим н е д о в о з б у ж д е н и я ограничен нагревом крайних пакетов железа статора, вызванного увеличенными магнитными полями рассеяния и статической устрйчивостью генератора.

В режимах перевозбуждения и недовозбуждения допустимая реактивная мощность генератора зависит от его активной мощности (см. рисунок 6.3). Линия 1 является ограничением по току статора, линия 2 соответствует номинальной мощности турбины. Обычно генераторы не могут быть загружены активной мощностью, превышающей номинальную. Однако, если допускается перегрузка турбины, то ограничивающей становится кривая 1, являющаяся окружностью. Линии 3 соответствуют ограничению по условию нагрева обмотки возбуждения для соответствующих напряжений на выводах генератора. Линии 6 и 7 характеризуют допустимую потребляемую реактивную мощность в режиме недовозбуждения по условиям статической устойчивости для генераторов с возбуждеиия соответственно. Линии 4 и 5 ограничивают допустимую потребляемую реактивную мощность для тех же генераторов по условиям нагрева крайних пакетов статора,

Для обеспечения устойчивого распределения реактивной мощности (тока) между параллельно работающими генераторами АРВ должны иметь статическую характеристику (см. рисунок 6.4), при которой с увеличением реактивного тока статора снижаются нап­ряжения на выводах генератора. Однако по требованиям режима ЭЭС напряжение на основных шинах электростанции, связанной с генераторами через повышающие трансформаторы, должно либо увеличиваться с ростом нагрузки ЭЭС, либо оставаться неизмен­ным. Поэтому приходится смещать характеристики АРВ генерато­ров с помощью установочных устройств регуляторов.

Рисунок 6.3 – Диаграмма режимов генератора	Рисунок 6.4 – Статические чарактеристики регулирования возбуждения генератора

 

При отсутствии вторичного регулирования напряжения требуе­мый режим генераторов поддерживается вручную персоналом, воздействующим на положение установочных устройств.

По условиям режима ЭЭС режим генератора часто выходит за допустимые пределы, что требует от персонала напряженного вни­мания, Чтобы избежать этого, один из типов АРВ дополняется устройством ограничения возбуждения, с помощью которого ре­жим генератора автоматически удерживается в допустимой области.

Любой генератор должен быть оснащен автоматическими ограничителями верхнего и нижнего уровней возбуждения. Обычно для  этого используются астатические ограничители возбуждения, действующие на привод установочного устройства АРВ.

В аварийных режимах можно в течение некоторого времени использовать перегрузочный ресурс генераторов (см. рисунок 6.5). Время аварийной перегрузки  зависит от отношения (кратности) тока обмоток к номинальному току.

 

 

 

1 – для генератора с косвенным охлаждением; 2 – с непосредственным охлаждением водой; 3 – с непосредственным охлаждением водородом; 4 - допустимая перегрузка по току возбуждения.

Рисунок 6.5 – Допустимая кратность аварийной перегрузки генераторов

 

Существуют аварийные перегрузки  двух  типов. При кратковременных возмущениях изменение возбуждения приводит  в ряде случаев к большим, кратковременным перегрузкам, на которые  вторичные астатические системы управления реагировать не успевают. В аварийных  режимах (к ним можно отнести, например, лавину понижения напряжения) снижение напряжения протекает в два этапа. Сначала напряжение Врачком уменьшается до значения, обусловленного возникшим дефицитом реактивной мощности. Затем, по мере повышения возбуждения генераторов, осуществляемого с помощью АРВ, напряжение повышается за счет использования перегрузочного ресурса генера­тора. В качестве признака возникновения режима, при котором должен использоваться перегрузочный ресурс, можно воспользоваться сочетанием производной напряжения и появлением перегрузки, длящейся больше времени действия основных защит элементов ЭС.

Перегрев обмоток возбуждения и статора генератора приводит к износу изоляции, поэтому недопустимо в нормальных режимах использовать перегрузочные возможности генератора. В но­мальном режиме ограничения по верхнему пределу возбуждения осуществляются с небольшой выдержкой времени, обеспечиваю­щей флуктуационную степень свободы АРВ, а по нижнему пределу -  без выдержки времени, так как режим по устойчивости близок к пределу.

 

7 Лекция № 7. Эксплуатация элементов электрических систем. Температурные условия работы трансформаторов

 

Содержание лекции: температурные условия работы трансформаторов.

 

Цель лекции:  изучение температурных условий работы трансформаторов.

 

7.1 Температурные условия работы трансформаторов

 

Эксплуатация трансформаторов связана с необходимостью определения их нагрузочной способности, зависящей от температурного режима, который, с одной стороны, обусловлен нагревом трансформатора, а с другой — условиями его охлаждения.

          Отвод теплоты трансформатора обеспечивается системами охлаждения. Применяют несколько типов систем охлаждения, различающихся по сложности. Охлаждающие устройства сложнее у более мощных трансформаторов.

Трансформаторы малой и средней мощности охлаждаются в результате естественной циркуляции масла по приваренным к баку трубам или радиаторам, в которые оно поступает из верхней, наиболee нагретой части бака. Опускаясь вниз по омываемым воздухом трубам, масло попадает в нижнюю часть бака охлажденным. Подобная система охлаждения условно обозначается М. Охлаждения ела естественным омыванием труб воздухом у трансформаторов большей мощности недостаточно. Для повышения его интенсивно­сти приходится прибегать к обдуванию радиаторов воздухом с по­мощью вентиляторов. Условное обозначение дутьевого охлаждения —  Д. У трансформаторов с еще большей мощностью естествен­ная циркуляция масла для их охлаждения недостаточна. В этом случае ее усиливают масляным насосом: в радиаторах масло ох­лаждается либо с помощью омывающей их воды (Ц), либо с помо­щью дутья (ДЦ).

Наиболее нагревающаяся часть трансформатора — обмотка. Теплота от нее передается маслу через конвекцию. Перепад темпе­ратуры между обмоткой и маслом  от общего превы­шения температуры обмотки над температурой окружающего воздуха. Далее теплота передается стенке охлаждающей системы и воздуху или охлаждающей воде. Этот перепад температуры составляет 60 – 70% от общего перепада.

Износ витковой изоляции. При повышении температуры в изоляции класса А ускоряются химические реакции, ведущие к потере механической прочности – старению.

Данные о параметрах режима трансформаторов приведены ниже.

1) Для наиболее нагретой точки обмотки:

- базовая условно постоянная температура  ...                                                98⁰С

- максимальное значение температуры для:

- допустимых систематических нагрузок                                                       140⁰С

- допустимых аварийных перегрузок                                                              160⁰С

2) Максимальное значение температуры верхних слоев масла для:

- допустимых систематических нагрузок                                                          95⁰С

- допустимых аварийных перегрузок                                                              115⁰С

3) Номинальная температура   охлаждающего воздуха                                  20⁰С

4) Максимальная величина перегрузки для

- допустимых систематических нагрузок                                                             1,5

- допустимых аварийных перегрузок                                                                   2,0

Температурные постоянные времени для трансформаторов с системами охлаждения:

М и Д .                                                                                                                      3ч

ДЦ и Ц                                                                                                                     2 ч

обмотки                                                                                                         3—7 мин

Предполагается, что нагрев и охлаждение трансформатора, изменяющиеся по экспоненциальному закону с постоянными времени для трансформатора в целом Т и для обмотки  , независимы от температуры охлаждающей среды в интервале —20°+40°С.

Условия охлаждения трансформаторов существенно зависят от темпе­ратуры охлаждающего воздуха, которую можно принять средней для интер­валов, в пределах которых ее изменение не превышает 12°С. Отрицательные температуры охлаждающего воздуха  представляются эквивалентными величинами по кривым, изображенным на рисунке 7.1.

 

Рисунок 7.1- Эквивалентная расчетная температура

охлаждающей среды

При отклонении эквивалентной температуры охлаждающей среды номинальной износ изоляции умножают на коэффициент , точка зрения которого приведены ниже:

  .... 40        30       20        10       0        —10        —20

....   0,0       3,20   1,00    0,32    0,10     0,032    0,01

Эквивалентный график нагрузки. Температурный режим трансформатора определяется для эквивалентного стилизованного графика нагрузки, имеющего прямоугольную ступенчатую форму (см. рисунок 7.2). Для преобразования исходного графика нагрузки в прямоугольный на нем проводят линию  номинальной  нагрузки   или номинального тока . Затем при нагрузке большей номинальной, выделяют участок перегрузки  длящейся в течение Т (ч). Участки графика  нагрузки разделяют на интервалы  в пределах которых нагрузка заменяется средней . График представляется минимальным числом прямоугольных ступеней, в пределах которых эквивалентная нагрузка определяется с помощью выражения

 

K - S/Sном, где S - текущее значение мощности:

1 - график величины S/Sном;  2 - стилизованный

график величины S/Sном.

Рисунок 7.2 - Эквивалентный расчетный график

нагрузки

 

.

 

Затем следует сравнить значение S₂ с S_max исходного графика нагрузки. Если , то следует принять . Если же , то принимают S₂=0,95S_max, а продолжительность перегрузки Т корректируют по выражению

Графический метод расчета температур. Превышения температуры масла и наиболее нагретой точки обмотки можно найти с помощью графиков, приведенных на рисунке 7.3. Превышение температуры масла определяется по трем графикам (см. рисунок 7.4). Для этого из точки К₁ вертикальной шкалы левого графика нужно провести горизонтальную линию до пересечения с линией d. Затем опустить вертикаль до пересечения с линией и снова провести горизонтальную линию до левой шкалы среднего графика. На правом графике от значения К₂ ведут линию до d и затем через — до левой шкалы среднего графика. Получен­ные таким образом точки правой и левой шкал среднего графика соединяют между собой прямой линией. Из точки Т на шкале значений постоянных времени среднего графика провести горизонтальную линию до пересечения с линией продолжительности перегрузки , и из точки их пересечения опускают вертикаль до пересечения с прямой, соединяющей найденные точки на правой и левой шкалах. Проекция точки на левую шкалу указывает .

 

.

 

а - для систем охлаждения М и Д; б - для систем охлаждения ДЦ и Ц.

Рисунок 7.3 график для определения перегрева наиболее нагретой точки

обмоткитрансформатора:

 

а — для М и Д; б — для ДЦ иЦ.

Рисунок 7.4 -  Номограмма для определения допустимых перегрузок

 

8 Лекция № 8. Нормальные разрезы электрической сети. Секционирование электрической сети

 

Содержание лекции:  нормальные разрезы элеткрической сети; секционирование электричской сети.

 

Цель лекции: изучение нормальных разрезов электрической сети; изучение вопросов секционирования сети.

 

8.1 Нормальные разрезы электрической сети

 

Современные распределительные сети охватывают всю обслуживаемую территорию линиями электропередачи, питающимися от различных подстанций — центров питания. Схемы распределительной сети выбираются, исходя из условий электроснабжения потребителей, токов КЗ, релейной защиты, качества электроэнергии и ее расхода на передачу.

Распределительные сети работают обычно в режиме одностороннего питания. В определенных точках распределительной сети коммутационные аппараты разомкнуты.

В месте нормального, разреза часто используют выключатель мощности, оснащенный устройством автоматического ввода резерва, (АВР), питающийся переменным оперативным током от силовых трансформаторов или трансформаторов напряжения с обеих сторон отключенной цепи. Подобные отключенные выключатели могут обеспечивать резервирование от одного или двух независимых источников (см. рисунок 8.1) при условии, что устойчивое повреждение на начальном участке ЛЭП отключается другим секционирующим аппаратом, отключающим КЗ после включения выключателя или отключающим поврежденный участок в бестоковую паузу.

 

 

ЦП1—ЦПЗ — центры питания

Рисунок 8.1 -  Схема распределительной сети с отклеченными  выключателями в точках нормалных разрезов

 

Выбор места нормальных разрезов производится на основе учета максимальной надежности электроснабжения, минимального расхода электроэнергии на передачу и минимальных средневзвешенных отклонений напряжения у электроприемников.

Приближенно поиск нормального разреза можно провести по упомянутым вы­ше критериям выбора для ЛЭП с равномерно распределенными нагрузками, одинаково изменяющимися во времени (однородными) и имеющими одинаковую значимость.

Мощность нагрузки, питающейся от ЛЭП,

 

        

 

где р — мощность нагрузки на единицу длины ЛЭП, кВт/км;

          l - длина ЛЭП, км.

Так как для ЛЭП математическое ожидание вероятности повреждения пропорционально длине, математическое ожидание вероятности недоотпуска на участке, питающемся от первого ЦП, равно:

 

 

а от второго ЦП:

 

 

Здесь — удельный показатель отказов, ч-¹;

 L — общая длина ЛЭП.

Суммарное математическое ожидание вероятности недоотпуска

Минимальный недоотпуск соответствует нормальному разрезу l, который можно получить из равенства нулю производной недоотпуска по l:

 

.

 

Тогда l = 0,5L.

Следовательно, наименьшему недоотпуску соответствует нормальный разрез, расположенный на середине длины ЛЭП. При питании ее от двух ЦП с одинаковыми по модулю и фазе напряжениями это соответствует точке токораздела.

Очевидно, что нормальному разрезу в точке токораздела соответствуют также минимальные расходы энергии на передачу и минимальные средневзвешенные отклонения напряжения у потребителей.

Однако нагрузки, питающиеся от распределительной сети, име­ют разную народнохозяйственную значимость. Так, например, прекращение питания бытовой нагрузки создает серьезные неудобства населению, а нарушение питания молочно-товарной фермы приводит к более серьезным последствиям.

Различная  значимость нагрузок учитывается весовыми коэффициентами а. Так, например, нагрузка, которая в народнохозяйственном отношении важнее бытовой в пять раз, учитывается в сочетании с весовым коэффициентом как пятикратная.

Математическое ожидание взвешенного недоотпуска выражается в виде:

 

 

Естественно, что в этом случае оптимальное расположение точки разреза не будет совпадать с точкой токораздела. Участок сети, от которого питается ответственная нагрузка, для повышения надежности ее электроснабжения должен быть более коротким.

Если место нормального разреза не определяется условиями надежности, то его выбирают по условиям снижения расхода энергии на передачу. В этом случае необходимо учесть неравномерное распределение нагрузки вдоль ЛЭП, неоднородность нагрузки, а также дискретность мест выбора нормальных разрезов, обусловленную наличием коммутационных аппаратов.

Расчет выбора места нормальных разрезов можно производить как детерминированным, так и вероятностным методами.

Резервными источниками электроснабжения участков распреде­лительной сети являются, как правило, соседние участки сетей, расположенные по другую сторону от нормальных разрезов и питающиеся от другой секции шин данного ЦП (через перемычки между ЛЭП) или от соседних ЦП. Наряду с этим потребители, обесточение которых может привести к нежелательным длительным последствиям, должны иметь резервные местные источники энергии с мощностью, достаточной для питания наиболее ответственной части электроприемников. Эти источники, как правило, покрывают небольшую часть общего потребления. Например, для резервирования электроснабжения наиболее ответственной части электроприемников на молочно-товарных фермах можно использовать небольшие дизельные или бензиновые электростанции, номинальная нагрузка которых при неавтоматическом пуске из холодного состояния достигается за 30 мин. Применяются и более мобильные агрегаты, например, ДГМ-20 мощностью 20 кВт, запускающиеся за 20 с.

Схема резервирования от местных источников должна предусматривать возможность подключения их к сети, питающей наиболее ответственных потребителей.

 

8.2 Секционирование электрической сети

 

Секционирование электрической сети заключается в делении ЛЭП с помощью коммутационных аппаратов на несколько участков. Секционирование бывает неавтоматическое и автоматическое.

К неавтоматическому секционированию относится деление сети с помощью разъединителей и выключателей нагрузки, не имеющих устройств для автоматического отключения. Разъединители устанавливаются вдоль линии на определенных расстояниях друг от друга и служат для ее секционирования в процессе поиска повреждения методом пробных включений.

Автоматическое секционирование выполняется коммутационными аппаратами, оборудованными приводами и устройствами автоматики, а в ряде случаев и релейной защитой, действующими на изменение положения аппаратов под напряжением или в бестоковую паузу.

Аппараты, предназначенные для автоматического срабатывания, делят ЛЭП на части. При возникновении повреждения на участке между местом установки и нормальным разрезом такие аппараты обеспечивают отключение не всей ЛЭП, а лишь поврежденного участка, сохраняя питание потребителей на начальном участке.

В качестве секционирующих автоматических аппаратов обычно используются выключатели, оснащенные защитой и устройством автоматического повторного включения (АПВ). Допустимо также применение оснащенных защитой выключателей нагрузки, отклю­чающихся в бестоковую паузу.

Их можно использовать и в качестве коммутационных аппаратов на ответвлениях для локализации повреждений без отключения магистральной ЛЭП.

Трансформаторы тока, необходимые для осуществления защиты, могут выполняться упрощенными с разомкнутыми сердечниками и устанавливаются на штыревых изоляторах. Первичная обмотка размещена на шейке изолятора, а вторичная — на штыре.

Недостатком выключателей нагрузки при применении в качест­ве секционирующих аппаратов является то, что для операций пробных включений в процессе поиска повреждения ими можно воспользоваться лишь как разъединителями.

В процессе поиска повреждений методом пробных включений приходится сочетать оперирование выключателями на головных участках ЛЭП с действиями аварийной выездной бригады, оперирующей секционирующими разъединителями вдоль ЛЭП. Из-за отсутствия постоянного обслуживающего персонала в ЦП и тем более в месте установки секционирующего выключателя для поиска повреждений приходится высылать две бригады: к секционирую­щему выключателю и на ЛЭП. Зачастую это невозможно. Поэтому необходимо к оперированию выключателями привлекать местный персонал, хотя бы и другого ведомства, оснастив его необходимыми средствами связи и применяя соответствующие организационые формы. Радикальным выходом из положения является оснащение всех секционирующих выключателей телемеханикой, обеспечивающей как телесигнализацию, так и телеуправление.

9 Лекция № 9. Управление режимом напряжения распре-делительной сети

 

Содержание лекции: оптимизация режима по признаку отклонения напряжения; оптимизация режима БК.

 

Цель лекции: изучение оптимизации режима по признаку отклонения напряжения и оптимизации режима БК.

 

9.1 Оптимизация режима по признаку отклонения напряжения

 

Управление режимом напряжения распределительной сети заключается в контроле за режимом и внесении коррективов, учитывающих изменяющиеся условия. При этом необходимо исходить из определенных соображений, относящихся к оптимизации режима.

Оптимизация режима по признаку отклонений напряжения. Влияние отклонений напряжения на эффективность использования электроэнергии характеризуется параметрами ущерба. При управлении режимом ущерб можно учесть, если имеются сведения о нем. Зависимости ущерба от отклонения напряжения приведены на рисунке 5.4.

Экономический ущерб, определяемый для электроприемников, можно выразить в следующем виде:

 

 

где а, Ь, с    Vo, Vo+V характеризуют экономический эффект, по­лучаемый при отклонениях напряжения V0 и V0. + V.

Полагая Vo оптимальным отклонением напряжения, получаем

 

                                                       .                                             (9.1)                                                      

 

При разложении функции F в ряд Тейлора, ограничившись пер­выми членами, с учетом (9.1) получаем

 

                                (9.2)

 

В соответствии с (9.2) определяем значение ущерба в единицу времени как величину (линия 1 на рисунке 9.1),  пропорциональную квадрату отклонения напряжения от оптимального:

 

 

где    а — коэффициент ущерба, уе/ %².

Суммарный ущерб за время Т можно выразить в виде, %,

 

Рисунок 9.1 - Зависимости ущерба от отклонения напряжения

 

Это выражение называется не одинаковостью напряжения.

От электрической  сети  питается множество электроприемников, поэтому минимизация ущерба в единицу времени сводится к минимизации средневзвешенных отклонений напряжения у электроприемников:

 

 

где n —число электроприемников в cети.

Народнохозяйственная эффективность электроприемников различна, поэтому введем коэффициенты экономической значимости :

 

 

Если предположить, что максимальная эффективность достига­ется при номинальном напряжении (линия 2 на рисунок 9.1), то вме­сто отклонения напряжения от оптимального V используется от­клонение напряжения от номинального V. Тогда

 

 

Если оптимальное напряжение   отличается   от номинального (линия 1 на рисунок 9.1), то ущерб для единичного электроприемника

 

 

где V₁ — отклонение оптимального напряжения от номинального.

Отклонения напряжения у электроприемников, которые питаются от распределительной сети, имеющей средство регулирования напряжения только на трансформаторах ЦП, взаимосвязаны. Если ответвления ПБВ распределительных трансформаторов выбраны, то в дальнейшем отклонения напряжения у электроприемников можно изменять только совместно.

При возникновении потребности в снижении нагрузки  иногда проявляется тенденция к уменьшению напряжения в распределительных сетях. Снижение потребляемой мощности влияет на технологические процессы и эффективность использования электроэнергии в быту. Значительные систематические уменьшения напряжения приводят к тому, что потребители начинают применять меры, компенсирующие их отрицательное влияние: увеличивают мощность электроприемников, переставляют ответвления своих трансформаторов, устанавливают местные средства регулирования напряжения. Это объясняется тем, например, что снижение светового потока ламп накаливания на 20%, сопровождающее уменьшение напря­жения на 5%, достаточно ощутимо.

В ряде случаев полагают, что ущерб от отклонения напряжения проявляется лишь при отклонениях, превышающих допустимые (линия 3 на рисунке 5.4). Поэтому для влияния на потребление следует ориентироваться на манипулирование напряжением в рамках до­пустимых его отклонений. Для этого в ряде случаев даже уста­навливают местные средства регулирования напряжения.

Показателем экономичности режима распределительных сетей являются также потери мощности в них.

Эти потери можно существенно снизить правильным выбором ответвлений ПБВ РТ, позволяющих повысить напряжение в сети ВН, не изменяя его в сети НН. Изменение напряжения на шинах ЦП без перестановки ответвлений ПБВ практически не влияет на потери в сети ВН, так как компенсируется влиянием статических характеристик нагрузки.

Рациональность режима напряжения распределительной сети заключается в применении встречного регулирования напряжения достаточно большого диапазона, достигающего 6—8% от номи­нального, что соответствует использованию четырех ступеней ПБВ. В режиме максимальных нагрузок на шинах ЦП поддерживается отклонение до + 6ч-+8%, а в режиме минимальных нагрузок понижается до номинального напряжения.

 

11.2 Оптимизация режима БК

 

Оптимизация режима БК производится с помощью оптимизационных программ и математической модели сети. Батареи конденсаторные применяются в качестве источников реактивной мощности, которые, с одной стороны, ограничиваются реактивной мощностью, равной нулю, а с другой — реактивной номинальной мощностью. В режиме максимальной нагрузки БК обычно включены полностью. При снижении нагрузки секции БК постепенно отключаются. Необходимо выяснить, при каких параметрах режима происходит их отключение для того, чтобы затем в реальных условиях подобрать параметры, при которых секции БК смогут автоматически отключаться с помощью местных средств управления.

Мощность БК равна, кВА

 

 

где  - угловая частота переменного тока 1/с;

С - емкость БК (секции), мкФ;

U - напряжение сети в месте включения БК.

Изменение напряжения после включения БК

 

 

где Х_с — индуктивное сопротивление участка сети, на котором изменяется поток реактивной мощности.

Включение БК сопровождается изменением напряжения, определяемым из выражения:

 

 

Для БК низкого напряжения основной составляющей индуктивного сопротивления является понижающий РТ. Предположим, что суммарная мощность включаемой батареи равна половине мощности РТ, тогда напряжение повышается на . Данное повышение вызывает увеличение потребления активной мощности, вычисляемого формуле:

 

 

Во избежание этого оно должно быть скомпенсировано выбором другого ответвления ПБВ трансформатора. Если мощность батареи меньше 0,5S_Т, то ее включение вызывает меньшее повышение напряжения V. Установка более высокого от­ветвления обмотки РТ в этом случае приводит к некоторому снижению напряжения.

Из вышеизложенного видно, что в режиме максимальных нагрузок целесообразна полная компенсация реактивной мощности. В режиме же минимальных нагрузок часто целесообразно отключение значительного числа секций БК и обеспечение части реактивной мощности, потребляемой электроприемникам от сети ЭС. Следовательно, параметр для управления режимом БК должен подбираться сетевым предприятием на основе   оптимизационного анализа работы ЭС.

 

10 Лекция № 10.  Режим некомпенсированной нейтрали

 

Содержание лекции: режим некомпенсированной нейтрали и управление компенсацией нейтрали в нормальном режиме.

 

Цель лекции: изучение режима некомпенсированной нейтрали и вопросов управления компенсацией в нормальном режиме.

 

 

10.1 Режим некомпенсированной нейтрали

 

Для облегчения аварийного режима электрической сети с незаземленной нейтралью используется однофазный дроссель с регулируемым индуктивным сопротивлением, включаемый между нейтралью и землей (см. рисунок 10.1) и называемый дугогасящей катушкой.

 

Рисунок 10.1 -  Схема протекания емкостных токов при замыкании  на  землю при  отсутствии дугогасящей катушки (а) и ее наличии (б)

 

Дугогасящая катушка для токов нулевой последовательности образует контур, состоящий из последовательно соединенной ин­дуктивности и суммарной емкости фаз относительно земли. В связи с тем, что индуктивные и емкостные проводимости взаимно компенсируются, эквивалентная реактивная проводимость может приближаться к нулю, а цепь тогда ведет себя как активное сопротивление. Таким образом, индуктивность дугогасящей катушки в сочетании с емкостью сети образует цепь, выполняющую роль последовательного резонансного контура. Контур обладает активными сопротивлениями, состоящими из величины, обратной активной проводимости изоляции фаз (3/г) и активных потерь в дугогасящей катушке и трансформаторе (1/_кат).

Аналогично (5.4), напряжение несимметрии:

 

 

где1/R=(1/r) + (3/r).

При соотнесении напряжения смещения нейтрали с фазным напряжением получаем величину, называемую степенью смещения нейтрали:

 

 

Первый член знаменателя, представляющий собой отношение полной реактивной проводимости контура к его емкостной проводимости, характеризует степень расстройки контура (и). При резонансной настройке, когда  расстройка равна нулю. Второй член знаменателя является коэффициентом успокоения сети а. Следовательно, степень смещения нейтрали можно выразить как:

 

 

а абсолютные величины —

 

                                               (10.1)                        

Выражение для степени расстройки можно записать в виде ,

 

где- отношение индуктивной проводимости к емкостной проводимости сети.

Степени расстройки и настройки определяются также и по соответствующим токам:

 

 и  .                                                                 (10.2)

 

Если 1/< (С+С+С), то степень расстройки положительная, и сеть работает с недокомпенсацией.

Если 1/= (С+С+С), то настройка резонансная;

если 1/> (С+С+С),  то — отрицательная и сеть работает с перекомпенсацией. При 1/=0 сеть работает с изолированной нейтралью, а при 1/= - с глухо заземленной нейтралью.

Коэффициенты успокоения компенсированной сети и сети без дугогасящей катушки несколько различны, так как на этот коэффициент влияет дополнительное сопротивление . Отношение активной составляющей тока, протекающего через дугогасящую катушку, к реактивной составляющей

 

 

где Р% — потери активной мощности в катушке в процентах от компенсирующей мощности.

Следовательно,

 

.

 

Обычно Р._% =1,5 ÷ 2%.

Для компенсированной сети

 

.

 

Учитывая (5.6), получим

 

 

При резонансной настройке (=1) .

Следовательно, коэффициент успокоения компенсированной сети больше, чем  данный коэффициент, для сети без  дугогасящей катушки на 1,5—2%.

 

10.2 Управление компенсацией нейтрали в нормальном режиме

 

Нерегулируемые дугогасящие катушки имеют ряд ответвлений, соответствующих различным емкостным токам сети; установка ответвлений производится с отключением катушки от сети. Наряду с этим применяются катушки, индуктивность которых регулируется автоматически в процессе работы.

Применяют два типа управляемых дугогасящих катушек.

Плунжерные дугогасящие катушки имеют сердечник, часть которого передвигается с помощью привода, что изменяет величину воздушного зазора сердечника. Индуктивность катушки увеличивается при уменьшении воздушного зазора.

У катушек с подмагничиванием индуктивность регулируется подмагничиванием сердечника постоянным током. Индуктивность катушки снижается при росте тока подмагничивания, для чего используется специальная обмотка подмагничивания. В качестве блока питания применяется источник переменного тока, выпрямляемого с помощью тиристоров. Управление тиристорами производится устройствами автоматического управления (см. рисунок 10.2).

Существуют следующие режимы дугогасящей катушки:

- нормальный режим (замыкание на землю в сети отсутствует);

- режим установившегося замыкания на землю через переходное  сопротивления;

- режим неустойчивого замыкания на  через периодически гаснущую(перемежающуюся) дугу.

 

 

 

В — управляемый выпрямитель; И — измерение индуктивности ДГ;

Хкат - дугогасящая катушка.

Рисунок 10.2 -  Схема управления режимом дугогасящей катушки ДГ с помощью тока подмагничивания (тиристорное управление)

 

Методы управления компенсацией в нормальном режиме:

- поддержание заданного угла между напряжением смещения нейтрали и одним из линейных напряжений;

- поддержание максимального напряжения смещения нейтрали;

- непосредственное сопоставление измеряемых емкостей сети и индуктивности катушки.

Для применения резонансной настройки с помощью поддержания фазы напряжения смещения нейтрали необходимо стабилизировать фазу напряжения несимметрии сети .

 

 

11 Лекция № 11. Оперативная подготовка ремонтных работ

 

Содержание лекции: оперативная подготовка ремонтных  работ; организация ремонта электрической сети.

 

Цель лекции: изучение вопросов оперативной подготовки ремонтных  работ и организации ремонта сети.

 

11.1 Оперативная подготовка ремонтных работ

 

Ремонтные работы планируются и намечаются заранее. Частота проведения ремонтов определяется по нормам времени эксплуатации элементов между ремонтами, а также по текущей интенсивности использования ресурса оборудования.

Чтобы подготовить рабочие места для ремонтного персонала, производятся переключения в схеме сети, причем они осуществляются на основе заявок, поступающих не позднее чем за сутки до начала работ.

На рисунке 11.1  приведены зависимости распределения относительного числа операций, связанных с ремонтными работами, от времени суток. Число заданий на ремонтные работы регулируется в определенных пределах. После окончания каждой из операций по подготовке ремонта оперативная бригада сразу приступает к выполнению следующей заявки

 

а — суточные графики поступления заявок на плановые операции (1), повреждений в сети ВН (2); б — интегральные распределения поступлений заявок (1), повреждений в сети ВН (2) я повреждений в сети НН (3).

Рисунок 11.1  -  Зависимости распределения относительного числа операций, связанных с ремонтными работами К, от времени суток

 

Операции по подготовке рабочих мест должны быть закончены к началу работы ремонтных бригад, т. е. к 8 ч утра. Если оперативные бригады не успели закончить работу, то ремонтные бригады будут простаивать. Это необходимо компенсировать либо сверх­урочными работами, оплачиваемыми по более высоким тарифам, либо привлечением дополнительных трудовых ресурсов.

Любой ремонт элементов электрической сети связан со снижением ее надежности или с прекращением электроснабжения потребителей. Поэтому сразу после окончания ремонта элементы сети вводятся в работу, что выполняется оперативными бригадами. Время окончания ремонтных работ зависит от длительности ремонта.

По кривым (см. рисунок 11.2) можно оценить вероятность задержки ремонтных бригад. Так, например, если ремонтные бригады начинают работу в 8 ч, а оперативные бригады — в 0 ч, то вероятность того, что при двух заданиях вторая ремонтная бригада не будет иметь простоя, равна 95%. При четырех заданиях эта вероятность для последней ремонтной бригады снижается до 80%.

Более раннее начало подготовки рабочих мест, улучшая это положение, снижает надежность электроснабжения при еще высоких нагрузках.

Аналогично решается задача для двух и более бригад. В этом случае темп выполнения заданий прямо пропорционален числу работающих бригад.

 

 

1— одна бригада,  средний темп обслуживания 1^-1 ч; 2— одна бригада, средний темп обслуживания 1,5^-1 ч; 3— одна бригада, средний темп обслуживания 2^-1  ч; 4— две бригады, средний темп обслуживания 1^-1 ч.

 

Рисунок 11.2 -  Пример среднего времени ожидания начала обслуживания заявок сети

 

11.2 Организация ремонта распределительной сети

 

Ремонт в электрических сетях включает в себя два комплекса: профилактические и собственно ремонтные работы. Одна часть профилактических работ предшествует ремонту, другая часть выполняется во время ремонта.

Цикл этих эксплуатационных работ охватывает период в 3—6 лет, координируемый многолетним графиком комплексной эксплуатации. В графике предусматриваются работы, относящиеся к воздушным линиям ВН подстанциям и линиям НН. В этот график включаются также осмотры, замеры загнивания древесины, ревизия разъединителей, измерения загнивания деревянных траверс, нагрузки и напряжения, проверка железобетона на коррозию и трещинообразование, чистка трассы, комплексный капитальный ремонт.

Накануне текущего года графики пересматриваются: демонтированные объекты исключаются, новые объекты вводятся. Затем утверждаются работы на текущий год.

Под комплексным, ремонтом понимают весь комплекс ремонтных работ, производящийся на определенном участке сети, включающем линии ВН, подстанции и сети НН за 1—2 отключения, согласованных с потребителями..   В процессе комплексного ремонта производятся все виды работ, направленных на поддержание или восстановление первоначальных эксплуатационных характеристик и выполняемых с периодичностью более одного года. При этом производится ремонт изношенных деталей и элементов или их замена на более прочные или экономичные. За основу принимается перспективный график комплексного ремонта. Периодичность комплексного ремонта кратна периодичности междуремонтных профилактических работ.

Информация для комплексного ремонта собирается в три этапа:

1) В предшествующем комплексному ремонту году проводится детальный осмотр объектов и регистрация всех дефектов при участии инженерно-технического работника, который будет руководить ремонтом. Составляются акты дефектов, подлежащих устранению.

2) За 1—3 мес. до комплексного ремонта осуществляется повторный осмотр объектов инженерно-техническим работником, уточняющим при необходимости объем дефектов.

3) Во время комплексного ремонта при верховой ревизии, измерениях и других проверках могут быть выявлены дополнительные дефекты.

Типовой сетевой график комплексного ремонта воздушных электрических линий приведен на рисунке 11.3.

 

Рисунок 11.3 -  Пример упрощенного сетевого графика ремонта воздушных линий

 

Ремонту предшествует составление акта дефектов (0; 1). Затем проводятся подготовительные работы (1; 2), связанные с развозкой по трассам линий стоек, пасынков опор и др. Начинается комплексный ремонт отключением линий и подготовкой рабочих мест (2; 3), которые обслуживают четыре бригады. Бригада А ремонтирует опоры (замена стоек, пасынков, траверз, выпрямление опор и т. д.) и заменяет коммутацион­ные аппараты (соответственно 3; 4 и 4; 7). Бригада Б проводит верховую ревизию линий, проверяет изоляторы (3; 5) и крепление проводов на опорах, которые не заме­няются; при необходимости регулирует провода и приводы коммутационных аппаратов (5-7) и заменяет их (4;6).

Бригада В проводит ревизию коммутационных аппаратов (разъединителей, плавких предохранителей, автоматов и т. д.) на опорах, не подлежащих ремонту, а также проверяет контуры заземления (3; 7). Бригада Г выполняет крупный ремонт, заменяет или ремонтирует провода (4; 6). После этого линии включаются в работу (7;8).

Ремонт контуров заземления (8; 11), бандажирование опор для допропиткн в наиболее уязвимых местах (8; 9), уборка с трасс демонтированных материалов (8; 10), ремонт железобетонных пасынков (9; 11) производятся при уже включенной линии. Работы завершаются оформлением документов и подписанием акта приемники линии после ремонта.

Критическим путем по времени выполнения между событиями (2; 8) может стать путь работы любой из бригад А, Б, В, Г. 3aдача сокращения времени включения линии сводится к рациональному распределению механизмов и рабочей силы между бригадами и правильной координации их работы, а также выдачи им скоординированных минированных временных графиков работы, уточняемых дополнительно в  процессе ее выполнения.

Время выполнения работ определяется как отношение трудоемкости работ, заданной нормами (человеко-часы), к численности в бригадах n:

 

.

 

Критическим оказывается максимальное время для одновременно выполняемых комплексов работ:

 

.

При этом может оказаться, что бригады загружены неравномерно. Для количественной оценки этого фактора можно ввести коэффициент загрузки бригад

 

,

 

отражающий качество подготовки работ и в определенной степени потерю рабочего времени (вынужденные ожидания, неполную загрузку). При хорошо проведенной подготовке загрузка бригад должна быть примерно одинакова.

 

12 Лекция № 12. Поиск замыканий на землю и междуфазных

замыканий

 

Содержание лекции: поиск замыканий на землю и поиск еждуфазных замыканий.

 

Цель лекции: изучение методов поиска замыканий на землю и междуфазных замыканий.

 

12.1 Поиск замыканий на землю

 

Пробои и перекрытия изоляторов, падение деревьев при их касании одной фазы, обрывы проводов при падении оборванных концов на землю вызывают однофазные замыкания на землю. В месте замыкания протекает ток, обусловленный емкостью сети и небольшой составляющей активной проводимости. При компенсации ем­костного тока через место повреждения протекает ток активной проводимости и остаточная часть реактивного тока, а также токи высших гармоник, не компенсирующиеся дугогасящей катушкой.

Протекание тока замыкания на землю при пробое изоляторов на деревянных опорах приводит к выгоранию крюков и другой крепящей арматуры, а зачастую и к загоранию опор. На железобетонных опорах при замыкании на землю и протекании значительных токов происходит повреждение бетона. При этом в наиболее нагретых местах плавятся также и крепления арматуры. Замыкание сопровождается нагреванием опоры и грунта, зависящим от тока и сопротивления заземления, постепенно снижающегося. Если в условиях влажного грунта достигнуто нормальное сопротивление заземления, то замыкание на землю сопровождается интенсивным выпариванием влаги, вызывающим рост сопротивления заземления. При этом опора оказывается под напряжением. Дуговые замыкания разрушают железобетонную опору, плавится грунт, в котором укреплены опоры. В ряде случаев на пути протекания токов замыкания на землю образуются монолитные грунтовые глыбы или лучи.

Падение элементов опор, крепления которых оказываются по­врежденными, вызывает обрывы проводов, переход однофазных повреждений в междуфазные. Падение опор может вызывать (в результате механических напряжений) повреждения элементов соседних опор. Протекание токов замыкания на землю создает опасные шаговые напряжения и напряжения прикосновения, которые могут быть опасны для людей и животных. В случае замыкания на землю через перемежающуюся дугу возникают опасные перенапряжения для изоляции сети и для оборудования.

Несмотря на то, что на электроснабжении потребителей замыка­ния на землю непосредственно не сказываются, их необходимо в кратчайшие сроки локализовать и устранить. Потребителей в этом случае можно перевести на резервное питание или предупредить об отключении (если нет резервного питания), снижая тем самым ущерб.

Сигнал о замыкании на землю поступает от устройств, реагирую­щих на напряжение разомкнутого треугольника трансформатора напряжения шин ЦП. Уставка срабатывания реле сигнализации должна быть отстроена от естественного напряжения несимметрии или (при наличии дугогасящей катушки) от напряжения смещения нейтрали. Наиболее трудно получить информацию о возникающем иногда замыкании на землю оборванного провода со стороны кон­ца ВЛ. Ток замыкания на землю в этом случае ограничен, хотя напряжение прикосновения в месте замыкания достигает 2—3 кВ. Обычно сигнализация в этих случаях не срабатывает, и информация поступает от посторонних лиц.

Замыкание на землю с обрывом со стороны питания сопровождается нарушением симметрии емкостной проводимости и возникно­вением смещения нейтрали. Если в сети приняты меры для ограни­чения смещения нейтрали в режиме резонанса дугогасящей катушки, то для выявления заземления оборванного провода со стороны конца ВЛ можно применить дополнительное реле контроля замы­кания на землю. Реле питается от промежуточного повышающего измерительного трансформатора напряжения с коэффициентом трансформации 1: и увеличивает чувствительность сигнализации (см. рисунок 12.1). Напряжение от открытого треугольника трансформатора напряжения шин подводится к этому устройству через нормально замкнутый контакт основного реле сигнализации. При появлении замыкания на землю в сети, питающейся от шин ЦП, срабатывает основное реле, которое, размыкая свой контакт, отключает чувствительную сигнализацию.

 

 

ТН — вторичная   обмотка   трансформатора напряжения соединенная   в  открытый  треугольник; Тр — повышающий  трансформатор 1/5; K.VI—KV2 — реле сигнализации.

Рисунок 12.1 -  Схема чувствительной сигнализации замыкания на землю

 

После появления сигнала о замыкании на землю нужно выяснить, на какой из ВЛ произошло замыкание. Если на В Л имеются трансформаторы тока, образующие фильтр тока нулевой последо­вательности, то поврежденная ВЛ находится сразу. Если же такого измерителя нет, то данная ВЛ выявляется в результате поочеред­ного кратковременного (на 1—2 с) отключения линии.

Более надежно поиск замыкания на землю можно производить, измеряя индуктивную составляющую сопротивления замкнутого на землю контура сети. Для этого нужно подать в сеть в виде импульсов частоту, равную 300—550 Гц, от генератора, включаемого между «землей» и вторичной обмоткой трансформатора напряжения

 

12. 2 Поиск междуфазных замыканий

 

Междуфазные замыкания сопровождаются возникновением тока КЗ, отключаемого релейной защитой. Обычно ВЛ распределительных сетей оснащены двукратным АПВ. У первого АПВ выдержка времени около 1 с, у второго— 15 с. Это объясняется тем, что часть повреждений ВЛ вызывается упавшими на провода предметами, спадание которых с проводов требует некоторого времени. Из опыта эксплуатации известно, что первое АПВ проходит успешно в 70% от всех имевших случаев, а второе АПВ — в 10%. Наблюдаются 5% успешных включений ВЛ вручную спустя несколько минут. При устойчивом повреждении ВЛ отключается и до его устранения прекращается электроснабжение потребителей.

При поиске повреждения наиболее распространен метод проб­ных включений, проводящийся в соответствии с оптимальной стра­тегией. К этому методу приходится прибегать и в случаях, когда на первоначальных стадиях поиска используются технические средства.

К техническим средствам поиска междуфазных повреждений в в первую очередь относятся приборы, фиксирующие параметры КЗ [токи, напряжения или отношение напряжения и тока (сопротивления) в момент КЗ]. Обычно при фиксации, например, тока для повышения чувствительности ориентируются на составляющие, отсутвующие в нормальном режиме. В сетях с изолированной или компенсированной нейтралью этой составляющей является обратная последовательность.

В связи с тем, что междуфазным замыканиям обычно предшествуют несимметричные замыкания, их всегда удается зафиксировать (исключение — включение на закоротку). Однако в этом случае персонал вспоминает место ее установки и искать повреждение не приходится. Для использования рационального числа фиксирующих приборов их устанавливают не на ВЛ, а на трансформаторах ЦП, что позволяет иметь один фиксирующий прибор на несколько отходящих ВЛ.

С помощью фиксирующих приборов можно выявить зоны, в области которых возникло повреждение. Для этого на карты-схемы ВЛ наносят линии, соответствующие показаниям приборов, например эквитоковые линии . Хотя зона между эквитоковыми линиями достаточно велика и неопределенность местоположения повреждения сохраняется, оперативный персонал может не обращать внимания на значительную часть схемы сети и сосредоточиться на наиболее вероятной области повреждения.

На точность показаний приборов, фиксирующих токи обратной последовательности, влияет переходное сопротивление в месте КЗ, из-за которого повреждение может оказаться несколько дальше. На точность показания фиксирующих приборов влияет так же нагрузка. В соответствии со схемой замещения сети, приведенной на рисунке 12.2,  часть тока обратной последовательности ответвляется в нагрузку сети, следовательно, прибор, установленный на трансформаторе, фиксирует меньший ток, чем протекающий в месте КЗ. В этом случае истинное нахождение  повреждения несколько ближе, по показанием прибора.

 

Рисунок 12.2  – Схема для определения распределения тока обратной последовательности

 

Обычно графики нагрузок ЦП примерно известны. Зная время возникновения устойчивого повреждения, можно определить на­грузку и долю мощности двигателей в ней. Можно найти коррекцию, в которую нужно внести в показание фиксирующего прибора (см. рисунок 12.3). Учитывая, что для U_к=10% отношение U_к/35 = 0,28, а S_ном/S_тр<1, коррекция может составить около 5—15%.

 

 

Рисунок 12. 3 -  Поправка для определения тока в месте КЗ при различных долях мощности двигателей при £_к=10%

 

13 Лекция № 13.  Эксплуатация распределительных устройств

 

Содержание лекции: обслуживание распределительных устройств; показатели надежности.

 

Цель лекции: изучение вопросов обслуживания и показателей нажежности распределительных устройств.

 

13. 1 Обслуживание распределительных устройств

 

Электрические соединения в ЭЭС осуществляются в распредели­тельных устройствах (РУ), включающих в себя схемы соединения; измерительные аппараты; устройства защиты от перенапряжения; аппараты, формирующие информационную сеть; коммутационные аппараты; электрические агрегаты; устройства защиты и автоматики. Схемы соединения РУ зависят от их назначения. Схемы подстанций сравнительно просты, а схемы соединения электростанций и объектов, выполняющих роль узловых пунктов сети ЭЭС, значитель­но сложнее. На таких объектах используются устройства защиты и автоматики, охватывающие большое число присоединений (дифференциальная защита шин, устройства резервирования отказа вы­ключателей и т. п.).

Эксплуатацию РУ осуществляет персонал. Работы, проводимые в электрических установках, связаны с необходимостью выполнения операций с коммутационными аппаратами и вторичными аппаратами РУ и с подготовкой рабочих мест для ремонтов. В больших РУ эти операции весьма сложны. Учитывая высокие требования к точ­ности оперативных переключений, их выполняет персонал, имеющий специальную подготовку, — оперативный персонал.

При эксплуатации РУ обслуживаются:

- централизованно выездными оперативными бригадами;

- при помощи домашнего дежурства;

- постоянным оперативным персоналом.

В первом случае объект работает без персонала. Сигнализация о событиях, требующих вмешательства, поступает на диспетчерский пункт. Для их устранения, а также для подготовки рабочих мест ремонтному персоналу на объект выезжает оперативная бригада. Преимущество такого обслуживания заключается в том, что требуется меньшее число работников. Недостатком является обязатель­ное ожидание, так как требуется время на поездку, а иногда и на освобождение оперативной бригады от предыдущего задания.

Во втором случае персонал, живя поблизости от объекта, находится на пассивном дежурстве и прибывает на него при первой не­обходимости. Учитывая, что в этом случае, как и в первом, обслуживаются объекты, имеющие простую схему коммутации, для лучшего использования рабочего времени персонал выполняет и простые ремонтные работы. Подобное обслуживание имеет определенные достоинства, но вызывает необходимость расположения жилья поблизости от объекта.

В третьем случае, как правило, обслуживаются сложные РУ, являющиеся узловыми пунктами ЭС и определяющие надежность ее работы.

Надежность работы ЭЭС в значительной мере зависит от надежности РУ, которая обусловлена надежностью действия персонала и характеристиками надежности технических устройств.

Наиболее сложные аварии вызываются при обесточении части или всего РУ. Общая статистика причин обесточения РУ приведена в таблице 13.1.

 

Таблица  13.1 -  Причины  обесточения   РУ  и  их  доля  в   общем,  числе  аварий

Причины обесточения	Их доля, %
Ошибки персонала при выполнении операций в цепях вторичной коммутации, приводящие к неправильной работе релейной защиты Включение на забытые заземления   Неправильное распределение присоединений   по системам шин (нарушение баланса мощности) Работа на ремонтной схеме в промежутках между ремонтами          Поломки разъединителей при оперировании ими Отказы выключателей присоединений и их защит	20   15 10     15 20 20

 

Из таблицы  13.1 видно, что в 60% всех случаев аварии происходят из-за неправильных действий персонала, а в 40% — из-за ненадежности технических устройств. Число ошибок персонала зависит от сложности и обозримости технических систем, т. е. чем они сложнее и менее наглядны, тем больше ошибок допускает персонал. Стремление к повышению технической надежности приводит к усложнению схем первичной и, главным образом, вторичной коммутации, В результате этого положительный технический эффект уменьшается из-за роста ошибок оперативного персонала. Поэтому проблема повышения надежности действия персонала требует серьезного внимания.

 

17.2 Показатели надежности элементов

 

Техническая надежность РУ является важным показателем их эксплуатации, ее можно оценить интуитивно на основе здравого смысла. Однако желательно иметь возможность количественного определения надежности для сопоставления различных решений. Для этого нужно формализовать задачу определения надежности. Разработанная теория надежности ЭЭС позволяет количественно оценивать техническую надежность РУ для сравнительно простых случаев. Для оценки надежности сложных систем необходимо дальнейшее развитие теории.

Техническая надежность РУ определяется надежностью элементов, частотой и длительностью их ремонтов, во время которых ослаблены схемы коммутации и снижена надежность. Для оценки надежности используются показатели, данные о которых получены статистически на основе достаточно длительной эксплуатации аналогичных элементов.

Показатели надежности. Повреждение элемента, в результате которого он теряет работоспособность, называется отказом. Моменты отказов формируют последовательность событий, называемую потоком отказов. Средним параметром потока отказов является частота отказов, определяемая как отношение математического ожидания числа отказов за определенный интервал времени  к длительности этого интервала:

 

 

где Q (t) характеризующее — среднее число отказов за время число отказов в год.

Учитывая, что обычно в среднем один отказ наблюдается в течение времени, значительно большего, чем год,  характеризуется дробями, например, 0,1—0,01. Время, в течение которого в среднем возникает один отказ, год:

 

.

 

Отказы можно отнести к одной из двух групп.

Первая группа состоит из отказов из статического состояния. Это повреждения ЛЭП, трансформаторов, самопроизвольная работа выключателей, обрушение конструкций, перекрытие отключающей камеры выключателей и т. д. Частота подобных отказов задается числом  на основе статистики, полученной в эксплуатации аналогичных устройств. Вторая группа включает отказы, возника­ющие при необходимости действия устройств.

В качестве элементов ЭС представляют интерес ЛЭП, трансформаторы (автотрансформаторы), выключатели, отделители, разъединители и шины.

Линии электропередачи (воздушные и кабельные) могут находиться в работоспособном состоянии, переходить при отказе в неработоспособное состояние, ремонтироваться и возвращаться в работоспособное состояние.

Отказы в них могут быть устойчивыми и неустойчивыми. В пер­вом случае работоспособное состояние можно восстановить лишь после ремонта, проводящегося для устранения повреждения; во втором — спустя секунды с помощью АПВ и минуты с помощью персонала. Частота отказов в среднем пропорциональна длине линий.

Шины РУ могут иметь повреждения, аналогичные повреждениям ЛЭП.

Трансформаторы могут иметь те же характеристики надежности, что и ЛЭП, кроме того, трансформатор можно выводить в резерв. Трехфазные трансформаторы при отказе отключаются полностью. Трансформаторы, состоящие из группы однофазных, можно отключить частично. Данные об отказах трансформаторов приведены ниже.

 

Напряжение  трансформаторов, кВ   1150  750  500  330   220   110   35.                                                                                                                  

Отказы  в год                                         0,31  0,2   0,1   0,05  0,02   0,01   0,01.

 

Среднегодовое число операций для линейных выключателей напряжением 1150—330 кВ равняется 10;  220 —35 кВ—15.  Для трансформаторных выключателей число операций равно 6.

Разъединитель имеет качественные аналогичные характеристики, но вероятность отказа при размыкании под нагрузкой равна единице.

После повреждения элемент нужно восстановить, для чего он выводится в ремонт. Среднее время восстановления Т — это время, затрачиваемое на отыскание и устранение повреждения, выраженное в годах.

Наряду с показателями отказов для оценки надежности используются и данные о плановых отключениях. Во время плановых ремонтов схема ЭС в ряде случаев ослабляется. Поэтому для правильной оценки надежности необходимы данные о средних длительностях плановых ремонтов элементов (см. таблица 13.2).

 

Таблица 13.2 – Длительность плановых ремонтов 10^-2лет

Элемент	Напряжение, кВ
	1150	750	500	220	110	35
ВЛ	1,5	1,4	1,2	0,7	0,5	0,4
Автотрансформаторы и трансформаторы	1,2	1,1	1,0	0,85	0,75	0,6
Выключатели возд.	5	4,5	4,0	2,0	1,0	0,5
масляные	-	-	-	0,85	0,85	0,2
Сборные шины	0,09	0,08	0,07	0,04	0,02	0,02

 

На надежность объектов также влияют ошибочные действия РЗ и противоаварийной автоматики (ПА), предназначенные для повышения надежности ЭС. Наиболее существенные показатели надежности этих устройств:

- частота ложных срабатываний, сраб/год (например, при проверке);

- вероятность лишнего срабатывания в случаях, когда должны срабатывать другие устройства, сраб/год;

- вероятность отказа при необходимости срабатывания, отказ/год (неработоспособное состояние).

14 Лекция № 14. Выбор эксплуатацилонной схемы распределительных устройств. Ограничение токов коротких замыканий

 

Содержание лекции: выбор эксплуатационной схемы  и ограничение токов к.з.

 

Цель лекции: изучение вопросов выбора эксплуатационной схемы РУ и ограничения токов к.з.

 

14.1  Выбор эксплуатацилонной схемы распределительных устройств

 

Схемы РУ имеют фиксированные присоединения. Поэтому степень техниче­ской надежности этих схем выбирается при проектировании. Наряду с этим имеется схема с двумя системами шин, при которой техническая надежность зависит от распределения присоединений между ними.

Важность распределения присоединений между системами шин заключается в следующем: во-первых, вдвое уменьшается число присоединений, на каждой из них и соответственно вдвое снижается вероятность отказов шин; во-вторых, обеспечивается повышенная надежность за счет конфигурации сети.

Смысл этого распределения в том, чтобы ущерб при обесточении одной из систем шин был минимальным.

Существуют три группы присоединений:

- питающие, через которые мощность поступает к шинам (генераторы, питающие трансформаторы или автотрансформаторы, питающие ВЛ.);

- питаемые линии замкнутой сети, от которой к шинам присоединяется несколько линий;

- питаемые радиальные участки сети или приравниваемые к ним из-за ограниченной пропускной способности других ВЛ.

Питающие присоединения распределяются между системами шин так, чтобы каждая из них обеспечивалась источниками примерно одинаковой мощности (пропускной способности). Обесточение одной системы шин в этом случае сопровождается минимальной потерей мощности.

Питаемые линии замкнутой сети распределяются между систе­мами шин так, чтобы при обесточении одной системы шин прекращение питания сети по некоторым ВЛ компенсировалось сохранением питания по ВЛ  присоединенным ко второй системе шин. Например, если участок сети питается по двухцепной ВЛ., то цепи обычно присоединяются к разным системам шин (см. рисунок 7.1).

Линии, питающие радиальные участки сети, подключаются к системам шин так, чтобы сохранить одинаковую вероятность отказа систем шин и исключить перегрузку участков шин.

Для сохранения баланса мощности на системах шин необходимо обеспечить протекание через включенный междушинный выключатель минимальной мощности.

Погашение двух систем шин при отказе одной из них возможно в случае отказа в отключении или повреждении междушинного выключателя. Учитывая, что этот выключатель используется чаще других (при ремонте любого присоединения РУ), принимаем число операций в четырехкратном размере.

Эксплуатация РУ с двумя системами шин, в ряде случаев дополненных обходной системой, связана с достаточно сложными оперативными переключениями. При ремонте присоединений приходится поочередно освобождать системы шин для ремонта шинных разъединителей.

 

14.2 Ограничение токов короткого замыкания

 

С ростом установленной мощности электростанций и единичной мощности автотрансформаторов связи увеличиваются токи КЗ в питающей сети ЭЭС. Отключающие способности выключателей должны приводиться в соответствие с изменениями уровней токов КЗ.

Отключающую способность некоторых выключателей можно увеличить в результате их модернизации. Другие же выключатели необходимо заменять на аппараты большей отключающей способности, что связано с проектированием и последующей реконструкцией энергетических объектов. Из-за задержки в проведении этих работ в питающей сети часто эксплуатируются десятки выключателей, отключающая способность которых не соответствует токам КЗ.

В этом случае приходится приводить токи КЗ в соответствие с отключающей способностью выключателей.

Для этого можно использовать несколько методов:опережающее деление электрической сети; секционирование сети; ограничение числа заземленных нейтралей трансформаторов.

Опережающее деление электрической сети выполняется на вы­ключателях РУ электростанций. Его сущность заключается в том, что прежде чем отключится линейный выключатель поврежденной ВЛ., имеющий недостаточную отключающую способность, отключается выключатель схемы коммутации электростанции, например междушинный, который отделяет от места КЗ часть генерирующих источников (переводит их работу на место КЗ через большое со­противление сети).

В результате ток КЗ снижается до величины, которую может отключить линейный выключатель В2 (см. рисунок 14.1). После устранения повреждения выключатель, выполнивший опере­жающее деление, вновь включается в работу. Выключатель опере­жающего деления не отключает ток КЗ, а переводит его на другую ветвь схемы сети.

Чтобы обеспечить селективное опережающее отключение, не используя нa линейном выключателе дополнительную выдержку времени, применяют защиту с практически безынерционными электронными выходными органами, выполненными, например, на тиристорах.

 

Рисунок 14.1 -  Схема объекта, на котором применяется автоматика снижения токов КЗ

 

Секционирование питающей сети с целью снижения токов КЗ может осуществляться в сети вторичного напряжения (220 кВ и ниже), питающейся от межсистемной сети. В этом случае от авто­трансформаторов связи питаются районы сети ЭЭС, размыкающиеся в определенных точках. Местоположение нормальных разрезов выбирается таким, чтобы одновременно удовлетворялось и требо­вание минимизации потерь энергии в сетях.

Размыкание питающей сети в определенной степени снижает надежность ее работы. Во избежание ущерба при аварийном отключении источника питания в местах нормальных разрезов устанавливают АВР, включающий разомкнутый выключатель, который подает питание от смежной питающей подстанции при исчезновении напряжения.

Ограничение числа заземленных нейтралей трансформаторов в сети ПО кВ производится для снижения и стабилизации токов замыкания на землю. Для различных схем ЭС, включая ремонтные, предусматриваются трансформаторы, нейтрали которых незазем­лены (у автотрансформаторов связи нейтрали должны быть зазем­лены). От перенапряжений незаземленные нейтрали защищаются разрядниками.

В связи с тем, что изоляция нейтрали трансформаторов не вы­полняется на фазное напряжение, а изоляция фаз не соответствует линейному напряжению, необходимо исключить возможность создания ситуаций, когда при работе генерирующих источников и трансформаторов в аварийных условиях трансформаторы оказываются в отделившейся части сети без заземленных нейтралей. Поэтому нейтрали повышающих трансформаторов, работающих в блоке с генераторами, заземляются.

Заземление нейтралей остальных трансформаторов выбирается так, чтобы поддерживать токи замыкания на землю в определенных пределах и сохранять их стабильность в условиях, создающихся при ремонтах трансформаторов (автотрансформаторов) и ВЛ.

15 Лекция 15. Роль человеческого фактора в эксплуатации

 

Содержание лекции:

- персонал и эксплуатация;

- персонал и интеллектуальные уровни его деятельности.

 

Цель лекции: изучение вопросов, связанных с человеческим фактором в эксплуатации.

 

15.1 Персонал и эксплуатация

 

Электроэнергетическая система представляет собой комплекс взаимосвязанных устройств, образующих большую систему. Свойства этого комплекса определяются суммой свойств его элементов и дополнительных свойств, присущих как подсистемам — объектам, образуемым ограниченным числом элементов, так и системе в целом. Эксплуатация связана с соблюдением инструкций и правил, разработанных для всех элементов и системы в целом. Этот уровень культуры эксплуатации является минимальным и обязательным для всех. Культура эксплуатации должна непрерывно улучшаться, в соответствии с чем совершенствуются инструкции и правила, тем самым повышается обязательный уровень.

Совершенствование эксплуатации связано с углублением знаний о

- технических устройствах и системах:

- исследуются технические свойства объектов эксплуатации;

- разрабатываются средства диагностики, снижающие затраты труда;

- средства, определяющие использованный ресурс и т. д.

Необходимо учитывать, что эксплуатацию осуществляет персонал. Все, что недостаточно глубоко известно или не нашло технического решения, компенсируется вмешательством людей.

В связи с этим существенны такие качества персонала, как:

- способность концентрировать внимание и отдавать предпочтение действиям, направленным на более важные события;

- память, необходимая для ориентации на правила и нормы;

- умение выбрать правильный темп работы, соответствующий темпу событий;

- воля, обязательная для организации работы подчиненного персонала и т. д.

Для повышения культуры эксплуатации изучению свойств и возможностей эксплуатационного персонала необходимо уделять внимания не меньше, чем изучению технических задач. Необходимо выяснить, к какому интеллектуальному уровню относятся различ­ные эксплуатационные работы и как влияют на них личностные свойства; иметь представление о допустимых уровнях эмоционального напряжения; оценить допустимую степень ориентации на па­мять; проанализировать ситуации, которые могут складываться в коллективе, эмоциональные аспекты безопасности труда и требова­ния к работе руководителя. До настоящего времени в процессе обучения подобных знаний технические специалисты не получали, что приводило к интуитивному овладению ими в течение длительного трудового и жизненного опыта. Это положение должно быть изменено.

 

15.2 Персонал и интеллектуальные уровни его деятельности

 

В работе необходимо принимать решения, которые могут быть более или менее сложными. Интеллектуальные уровни принимаемых решений образуют иерархию, приведенную в таблице 15.1.

 

Таблица   15.1 -  Уровни интеллектуальной деятельности

Уровень решений	Основание для принимаемых решений
Эмпирический: сенсомоторный автоматизм   вероятностное прогнозирование	Стереотипная реакция (без участия сознания) на информацию, поступающую на сенсорные входы человека, закрепленная в процессе обучения
	Реакция на информацию, при которой используется предвидение развития, основанное на зафиксиро-ванном в прошлом опыте преобладающей последовательности событий
Аксиоматический	Решение,  принимаемое на  основе подбора известных правил. По существу это аналитическое решение, осуществляемое с использованием теоретической подготовки и участием сознания
Интуитивно-эвристический	Нахождение решения для новой ситуации на основе анализа большого числа неудовлетворительных решений  в прошлом, которое является результатом интуитивного прозрения и  представляет переход количества в новое качество

 

Эмпирический уровень - наиболее простой вид деятельности, заключающийся в выполнении часто повторяющихся стереотипных действий в качестве реакции на появление определенных признаков изменения внешней обстановки. При наличии навыка работа сво­дится к действиям, которые не требуют анализа.

Характеристики человека не являются строго постоянными. Они различны для разных субъектов. Кроме того, они зависят от внутренних факторов: настроения, утомления, самочувствия и т. д. Реакция в каждом конкретном случае будет несколько иной, и поэтому о ней можно говорить лишь в вероятностном смысле как о средней величине, обладающей некоторым рассеянием. Кроме случайных отклонений от среднего, характеристика человека в системе управления изменяется со временем по мере его обучения. Различные операции требуют различного напряжения интеллек­туальных и физических сил. Поэтому для использования человека в системе управления необходимо определенное согласование характеристик управляемых объектов с параметрами человека и его интеллекта, так же, как размеры и усилия, необходимые для управления машиной, согласовываются с размерами человеческого тела и его силой.

Стереотип, обусловленный эмпирической деятельностью, вырабатывается лишь, при многократном повторении ситуации, требующей соответствующей реакции. Чтобы он сохранялся, необходимо постоянное подтверждение практикой, актуализация. Стереотипные действия используются в сравнительно простых случаях, когда они являются реакцией на появление одного-двух признаков. Так, например, отклонение мощности от заданной требует действия, устраняющего его. Аналогичные действия необходимы при отклонении частоты, перетока активной мощности, напряжения. Выявление этих ситуаций можно назвать распознаванием первого порядка. Сложнее выработать стереотипную реакцию на сочетание нескольких параметров, возникающих сравнительно редко, напри­мер в аварийных условиях. Если учесть, что воссоздание подобных условий на управляемом объекте для обучения практически невозможно, то ясно, что закрепление реакции на них сильно затруднено. Действия на управляемом объекте в этом случае заменяются в условиях учебы их имитацией. Для этого можно использовать тренажеры, имитационные модели в рамках противоаварийных тренировок, предназначенных для создания навыков распознавания необычной ситуации. Человек, как высшее звено системы управления, должен владеть этими методами, называемыми распознава­нием второго порядка.

Нетрудно себе представить ситуации первого и второго порядков, имеющих общие признаки, но требующих совершенно различных, а часто противоположных действий. В то же время ситуация второго порядка может иметь дополнительный признак, не различаемый персоналом. Естественно, что явление второго порядка в этом случае идентифицируется как явление первого порядка и действия, предпринимаемые для его предотвращения, оказываются неправильными и могут привести к тяжелым последствиям. В данном случае навыки, направленные на ликвидацию явления первого порядка, как более стойкие, преобладают над навыками, полученными в процессе обучения, и поэтому окончательное ре­шение в условиях «опасных состязаний» стереотипов принимается в пользу неправильного действия.

Действия персонала в условиях «опасных состязаний» в ряде случаев могут снизить надежность электроснабжения, функцио­нирования ЭЭС и ее объектов. Подобные действия могут привести к нарушению функционирования и повреждению дорогостоящего оборудования, а иногда даже к опасности для самого персонала.

Из-за отсутствия элементов эвристики в стереотипной работе она быстро утомляет, и интерес к ее выполнению снижается. Поэтому подобная работа, в конечном счете, начинает выполняться недостаточно тщательно. Не учитываются полностью соображения экономичности. Режим поддерживается на достаточной «дистанции» от предельно допустимых значений мощности, скорости изменения параметров, маневренности. Это приводит к неполному использованию возможностей и располагаемой мощности, следовательно, автоматизация управления нормальными режимами одна из актуальнейших задач.

Деятельность на аксиоматическом (аналитическом) уровне является более сложной. Ее основа — это сочетание усвоенных правил. Сумма наблюдаемых признаков вызывает у оператора представление о характере события. Решение принимается на основании отбора первоначальных истин аксиом), соответствующей сложившейся ситуации, т. е. оно аналитическое. Аналитический уровень деятельности подразумевает использование существующего опыта, сосредоточенного в памяти человека, и знаний.

Наиболее высоким интеллектуальным уровнем деятельности является интуитивно-эвристический уровень. Одна из основных его черт — обнаружение и преодоление противоречий, присущих данной ситуации, для достижения поставленной цели.

Медленное накопление фактов в рамках прошлого опыта при­водит к неудовлетворенности существующим решением задачи, ее моделью, принятыми допущениями. Это вызывает длительную, упорную работу мысли, во время которой приводится нескончаемое число мысленных экспериментов. Поиск решения сопровождается «перелопачиванием» огромного информационного материала. Эмо­циональная напряженность, вызываемая такой работой психики, сопровождается интуицией. Обнаружение большего или меньшего нового фундаментального положения — парадигмы, обычно дает качественно новое, более эффективное решение задачи, приобретающее тем самым, особую общественную ценность. Однако новые идеи и закономерности не соответствуют общепринятым аксиомам, и бла­годаря элементам консервативности, необходимым для защиты от авантюризма, более или менее длительное время не признаются.

Иерархия уровней решений заключается в том, что если задачу можно решить наилучшим образом на низких уровнях, то не следует обращаться к более высоким. Если же для ее решения требуется высокий уровень, то попытка решения на низких уровнях, как правило, приводит к успеху, носящему случайный, а следо­вательно, ненадежный характер.

Для возможности использования аксиоматического и интуитивно-эвристического решений, как правило, требуется профессиональная теоретическая подготовка, достигаемая образованием и само­образованием. Свойства человека характеризуются способностью обращаться к требуемому уровню решения. К сожалению, бывают случаи, когда отдельные уровни решений ослаблены или даже недоступны, что в значительной мере определяет положение чело­века в коллективе.

Умение выбрать правильный уровень решений, хотя и предопре­деленное врожденными качествами, можно развить в себе получением опыта в коллективе.

 

Список литературы

 

1. Баркан Я.Д. Эксплуатация электрических систем. Учеб. Пособие для электроэнергет. спец. вузов. -. М.: Высш.  шк.  1990. – 304 с.ил.

2. Ерошенко П.Г., Коломиец А.П., Кондратьева Н.П., Медведко Ю.А., Таранов М.А. Эксплуатация электрооборудования. — М.: КолосС, 2005 .—344 с.

3. Рожкова Л. Д., Козулин В. С. Электрооборудование станций и подстанций. — 3-е изд. — М.: Энергоатомиздат, 1987.—648 с.

4. Акимова Н.А. Монтаж, техническая эксплуатация и ремонт электрического оборудования. – 5-е изд., перераб. и доп. – М.: Издательский центр «Академия», 2008. – 304 с.

 

Содержание

 

1. Лекция №1. Организация эксплуатации электрических станций и сетей  

2. Лекция №2. Производственная структура электростанций и пред- приятий электрических сетей  и схемы оперативного управления их работой 

3 Лекция №3. Нагрузки электроэнергетической системы

4 Лекция № 4. Эксплуатация элементов электростанций. Характеристики котлотурбинных установок 

5 Лекция №5. Способы управления турбиной.  Требования к характеристикам энергетических агрегатов 

6 Лекция № 6. Эксплуатация генераторов  

7 Лекция №7. Эксплуатация элементов электрических систем Температурные условия работы трансформаторов  

8 Лекция №8. Нормальные разрезы электрической сети. Секционирование электрической сети 

9 Лекция №9. Управление режимом напряжения распределительной сети   

10 Лекция №10.  Режим некомпенсированной нейтрали 

11 Лекция №11. Оперативная подготовка ремонтных работ 

12 Лекция №12. Поиск замыканий на землю и междуфазных замыканий  

13 Лекция №13. Эксплуатация распределительных устройств 

14 Лекция №14. Выбор эксплуатацилонной схемы распределительных устройств. Ограничение токов коротких замыканий 

15 Лекция №15. Роль человеческого фактора в эксплуатации 

Список литературы 

 

Сводный  план 2012г., поз. 272