МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РЕСПУБЛИКИ

КАЗАХСТАН

 

 

Алматинский институт энергетики и связи

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

В.Н. Борисов, В.Н. Сажин

 

НАДЕЖНОСТЬ И АВАРИЙНЫЕ СИТУАЦИИ В ЭНЕРГЕТИКЕ

Учебное пособие

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

                                         Алматы 2005

УДК 621. 311.

Надежность и аварийные ситуации в энергетике

Учебное пособие / В.Н. Борисов, В.Н. Сажин;

АИЭС. Алматы, 2005.- 76 с.

 

 

 

 

 

          Дается определение основных понятий и характеристик надежности. Излагаются основы расчета надежности и выбора технических решений по ее обеспечению при проектировании и эксплуатации электрических станций, сетей и систем. Дается анализ аварийных ситуаций в электроэнергетических системах. Рассмотрены вопросы ликвидации аварий средствами противоаварийной автоматики, а также оперативным персоналом.

Учебное пособие предназначено для студентов, обучающихся по специальности “Электроэнергетика”, а также может быть полезным инженерно-техническому и оперативному персоналу электростанций и электрических сетей.

Табл. 1, Ил. -10, Библиогр. - 6 назв.

 

 

 

 

 

 

 

       РЕЦЕНЗЕНТ: кафедра ЭССиС, канд. техн. наук, проф. Р.С.Абжанов

 

 

Печатается по плану издания Алматинского института энергетики и связи на 2005г.

 

 

 

 

      ISBN  9965-708-19-3

 

 

 

               

                   с Алматинский институт энергетики и связи, 2005 г.

    

     Введение

 

          Проблема надежности электрических станций, подстанций, линий электропередачи, электрических сетей и систем – одна из первоочередных задач электроэнергетики. В отдельных энергетических системах число аварий в течение года достигает нескольких десятков, а годовой недоотпуск электроэнергии в результате аварий – несколько миллиардов киловатт-часов. Суммарная мощность одновременно простаивающих в аварийном ремонте генераторов составляет десятки миллионов киловатт. При такой высокой аварийности в энергосистемах оценка надежности отдельных видов оборудования и установок, поиск путей повышения надежности как в ходе эксплуатации, так и при проектировании становятся первоочередными задачами.

          Создание новых, уникальных машин, аппаратов, линий электропередачи, крупных энергетических объединений и комплексов требует применения таких методов анализа и расчета надежности, которые позволили бы при проектировании объективно учесть опыт эксплуатации, данные экспериментов, рассчитать надежность, проанализировать варианты по обеспечению надежности, обосновать ее повышение, прогнозировать надежность, исключить возможность катастрофического исхода аварий для людей и окружающей среды.

          Проблема надежности всегда занимала центральное место как при эксплуатации, так и при проектировании энергосистем. Известны различные средства, с помощью которых повышается надежность, т.е. ликвидируется или предотвращается развитие аварий: релейная защита от коротких замыканий; автоматическое повторное включение (АПВ); автоматический ввод резерва (АВР); автоматическое регулирование возбуждения (АРВ), способствующее ликвидации таких системных аварий, как лавина напряжения; автоматическая частотная разгрузка (АЧР), предотвращающая аварии с лавиной частоты; автоматическое регулирование частоты и мощности (АРЧМ); автоматическая синхронизация генераторов; автоматическое отключение генераторов на ГЭС и т.д. Хорошо известны и широко применяются специальные схемные, режимные мероприятия, направленные на повышение надежности (неполнофазные режимы, плавка гололеда на проводах воздушных линий и т.п.). Наряду с перечисленными недорогими средствами и мероприятиями повышения надежности электроснабжения, в связи с возрастающими требованиями в последнее время все большее значение приобретают и такие дорогостоящие мероприятия, как резервирование генерирующей мощности, увеличение пропускной способности линий электропередачи, трансформаторов подстанций и т.п.

 

  1  Основные понятия и характеристики надежности

 

  1.1 Основные понятия и определения

 

  Электроэнергетическая система представляет собой совокупность взаимосвязанных электрических станций, электрических сетей, узлов потребления, объединенных процессом производства, преобразования одного вида энергии (например, энергии топлива, рек и т.д.) в другой вид (в электрическую), передачи и распределения ее снабжения потребителей.

  Отдельные части, на которые можно подразделить систему, представляют собой законченные устройства, способные самостоятельно выполнять некоторые локальные функции в системе; они называются элементами (например, генераторы, трансформаторы, линии и т.д.). Рассматривая многие свойства и характеристики элементов и систем, в тех случаях, где  нет необходимости подчеркивать свойства, присущие только системам или только элементам, будем говорить об объектах. В качестве объекта могут рассматриваться система, ее подсистема или элемент. Если происходит полная или частичная утрата способности выполнения этих функций (утрата работоспособности объекта), то такое событие называется отказом.

 Работоспособное состояние объекта определяется перечнем заданных параметров, характеристик и допустимыми пределами их изменения – допусками. Нарушением  работоспособного состояния называется выход хотя бы одного заданного параметра за установленный допуск. Признаки, позволяющие установить факт нарушения работоспособного состояния, являются критериями отказа. Например, поставляемая электроэнергия потребителю характеризуется рядом параметров, в том числе напряжением U и частотой f. По условию работы потребителей допускается определенное отклонение параметров от их номинальных значений (U_ном,  f_ном). Выход параметров за пределы заданных отклонений  (∆f_доп±, U_доп± ) и означает наступление отказа ЭЭС.

Отказы классифицируются на:

- полные и частичные (характеризующиеся постепенным изменением и выходом за заданную границу одного или нескольких параметров объектов);

- независимые и зависимые ( зависящие от отказов других объектов);

- устойчивые и сбои (самоустраняющиеся отказы, приводящие к кратковременному нарушению работоспособности).

У объектов, функционирующих не постоянно во времени, отказы могут быть следующих видов:

- отказ срабатывания, заключающийся в невыполнении объектом  требуемого срабатывания;

          - ложное срабатывание, заключающееся в срабатывании при отсутствии требований;

         - излишнее срабатывание, заключающееся в срабатывании объекта при требовании срабатывания других элементов.

         Примерами таких объектов могут быть различные системы релейной защиты, противоаварийной автоматики и т.п.

          Представляется важным проанализировать причины отказов. Причины отказов могут быть внешними и внутренними.

Отказы, обусловливаемые внешними причинами, в свою очередь можно подразделить на две группы. Первую группу составляют ошибки, допущенные при конструировании, определении условий и режимов эксплуатации, изготовлении, монтаже или ремонтных работах оборудования. Эти ошибки, скрытые дефекты обычно проявляются в ранний период эксплуатации. Обычно этот период называется периодом приработки. Для него в результате указанных ошибок, а также невозможности учета всех скрытых дефектов из-за их неопределенности (или недостаточности информации) характерен некоторый пик частоты отказов. Вторая группа причин вызвана износом и приводит к постепенному утрачиванию объектом ряда функциональных свойств. Этот процесс закономерен в том отношении, что с увеличением времени работы или даже хранения опасность утраты этих свойств возрастает. Однако результат закономерных постепенных изменений проявляется внезапно. Таким образом, процесс износа происходит под влиянием постоянно действующих факторов, имеющих и случайный, и детерминированный характер. Этот период называется периодом старения.

К отказам с внутренними причинами могут быть также отнесены те, которые вызваны ошибочными или вынужденными действиями обслуживающего персонала, если он включен в состав рассматриваемого объекта, находится внутри его границы. В противном случае они будут отнесены к отказам с внешними причинами.

Отказы с внутренними причинами могут быть подразделены на две группы. Первую группу составляют причины, обусловленные невысокой квалификацией эксплуатационного и ремонтного персонала, недостаточной их натренированностью. Вторую группу – обусловленные громоздкостью и сложностью устройств и схем, с которыми эксплуатационному персоналу приходится работать. Например, большое число разъединителей и выключателей и другой коммутационной аппаратуры на подстанциях повышает вероятность неправильных переключений, способных привести к ложным отключениям и включениям на короткозамкнутые цепи и т.п.

Таким образом, в результате внешних или внутренних воздействий определенный тип объектов может либо отказывать из-за физического повреждения их материала, либо терять устойчивость (отказывать) без повреждения.

По характеру причин отказов все они в итоге приводят, как правило, к случайности или неопределенности момента наступления отказа, за исключением тех случаев, когда из-за старения производят преднамеренное отключение объекта заранее, не дожидаясь его естественного отказа. Это происходит тогда, когда объект достигает так называемого предельного состояния.

Обычно отказы, связанные с достижением предельных состояний, являются постепенными, позволяющими заблаговременно предсказать момент перехода границы области допустимых значений параметров, что и снимает случайность в определении момента наступления этого вида откза.

          По характеру исполнения и функционирования объекты могут быть восстанавливаемые и невосстанавливаемые. Если при возникновении отказа работоспособность объекта может быть восстановлена путем проведения ремонтов и технического обслуживания, то такой объект является восстанавливаемым. Если же при отказе объект либо не подлежит, либо не поддается восстановлению в процессе  эксплуатации, то он является невосстанавливаемым.

           Приведенные выше определения позволяют подойти к более сложному понятию – надежность. Под надежностью понимается свойство объекта выполнять заданные функции в заданном объеме при определенных условиях функционирования. Из данного определения следует, что:

    а)  надежность является внутренним свойством объекта, заложенным при проектировании и изготовлении; оно проявляется при функционировании объекта;

          б) надежность проявляется в процессе выполнения заданного объема функций или во времени. Если нет наблюдения за объектом в процессе  выполнения им функций, то нельзя  сделать заключений о фактической его надежности;

          в) надежность по-разному проявляется при различных условиях эксплуатации. Нельзя оценивать надежность объекта, не уточнив условий его эксплуатации.

 Надежность является сложным, комплексным свойством, которое в зависимости от назначения объекта и условий его эксплуатации может включать ряд свойств ( в отдельности или определенном сочетании) /1 /:

-                   безотказность -  непрерывное сохранение работоспособности в течение некоторого  времени или некоторой наработки;

-                   восстанавливаемость – свойство объекта быть приспособленным к предупреждению и обнаружению причин возникновения отказов и их устранения;

-                   неповреждаемость – свойство объекта непрерывно сохранять работоспособность, не допуская его физического повреждения в течение заданного времени или заданной наработки;

 - долговечность – сохранение работоспособности до наступления предельного состояния при установленной системе технического обслуживания и ремонтов;

 - ремонтопригодность – приспособленность к предупреждению и обнаружению причин возникновения отказов, повреждений объекта и устранению их последствий путем проведения ремонтов и технического обслуживания;

 -  устойчивоспособность – непрерывное сохранение устойчивости системы в течение некоторого времени;

 - режимная управляемость – приспособленность к управлению с целью поддержания нормального режима;

-                 живучесть – способность противостоять крупным возмущениям, не допуская их каскадного развития с массовым нарушением питания потребителей;

-                   сохраняемость – свойство объекта сохранять свои свойства безотказности и восстановления во время  и после хранения и (или) транспортирования;

 - безопасность – способность не создавать ситуаций, опасных для людей и окружающей среды.

 

 1.2 Средства обеспечения надежности

 

          Требуемая надежность объекта обеспечивается совокупностью различных средств, которые принципиально можно подразделить на резервирование, техническое обслуживание, ремонт и целенаправленное управление процессами, протекающими в системе.

Резервирование – повышение надежности введением избыточности;  подразделяется на следующие виды: структурное, функциональное, временное и информационное.

         Структурное резервирование – использование избыточных элементов структуры объекта, т.е. элементов, которые не являются необходимыми для выполнения возложенных на объект функций, например, установки вторых трансформаторов на подстанциях, сооружения вторых цепей, даже когда пропускная способность первых еще не исчерпана, и т.д.

        Функциональное резервирование – использование способности элементов выполнять дополнительные функции, повышая надежность работы системы за счет перераспределения функций при отказах элементов. При этом происходит более интенсивная работа (загрузка) других элементов, выполнявших до появления отказа более ограниченные функции. Например, межсистемная ЛЭП, предназначенная для реализации каких –то режимных  эффектов или передачи энергии, в то же время может быть использована и для резервирования отказов генерирующего оборудования; трансформаторы на отдельных подстанциях помимо своего основного назначения иногда могут использоваться и для организации плавки гололеда на проводах и тросах воздушных ЛЭП с целью повышения надежности и т.п.

          Временное резервирование – использование  избыточного времени. Суть его заключается в том, что системе в процессе  функционирования предоставляется возможность израсходовать дополнительное время для выполнения задания. Оно осуществляется  либо за счет резерва времени, в течение которого система имеет возможность выполнить задание, либо за счет использования резерва мощности уменьшением времени выполнения задания. Так, если в одной из энергосистем имеются резервные генераторы, которые используются непродолжительное время в течение года, обладая резервом по времени, то при объединении этой системы с другой эти генераторы могут резервировать отказы и простои оборудования во второй энергосистеме по энергии в те интервалы времени, в которые они не используются в первой системе.

         Информационное резервирование – использование избыточной информации. Например, для сохранения устойчивости двухцепной ЛЭП ( после отключения одной из цепей) требуется разгрузка ее путем отключения генераторов на передающем конце. Последнее можно осуществлять по информации о факте отключения цепи. Количество отключаемых генераторов находится обычно в прямой зависимости от загрузки ЛЭП. Нарушение этой зависимости может привести к нарушению устойчивости и развитии аварии. Очевидно, необходимо отключать такое количество генераторов, которое соответствовало бы наиболее вероятной загрузке передачи. Поэтому если информацию об отключении одной цепи дополнить информацией о загрузке  ЛЭП  перед отказом цепи, то можно произвести более точную дозировку количества отключаемых генераторов и повысить тем самым надежность.

         Техническое  обслуживание – обеспечение надежности путем выполнения комплекса работ для поддержания работоспособности объекта. Этот комплекс включает в себя систематическое диагностирование состояния объекта, поддержание режимов работы наиболее благоприятных для надежности, обеспечение благоприятных условий содержания и т.д.

         Ремонт – обеспечение надежности путем выполнения комплекса работ для восстановления работоспособности объекта. Система ремонтов включает в себя предупредительные (текущие, расширенные текущие и капитальные) и аварийные ремонты.

Целенаправленное управление процессами, протекающими в системе, – обеспечение надежности путем создания соответствующей системы управления.

 

 1.3  Показатели надежности элементов электроэнергетических  систем              

 

 В качестве показателей надежности элементов электроэнергетических систем  принимаются такие, как параметр потока отказов, характеризующий частоту отказов. Это есть среднее количество отказов элемента в единицу времени. За единицу времени при оценке надежности электроэнергетических систем обычно принимают год; тогда размерность параметра потока отказов ω обозначается через 1/год.

  Следующий показатель надежности – время восстановления. Это cреднее время вынужденного простоя, необходимого для отыскания и устранения одного отказа. Если на отыскание и устранение   m   отказов было затрачено время  t₁, t₂, ….. ,  t_m,  то время восстановления  (ч) можно определить по формуле

 

                                     Т_В = _i .                                                     (1.1)

 

          Кроме этих показателей, используется целый ряд дополнительных показателей, а именно наработка на отказ, коэффициент готовности, коэффициент вынужденного простоя, вероятность безотказной работы. 

 Наработка на отказ – это среднее время наработки (ч) или продолжительности работы элемента между отказами

 

                                        Т_н  =   .                                                   (1.2)

 

Коэффициент готовности – это вероятность того, что элемент будет работоспособен в произвольно выбранный момент времени в промежутках между плановыми ремонтами

 

                                         К_г = .                                                   (1.3)

 

         Коэффициент вынужденного простоя – это вероятность того, что элемент будет неработоспособен в произвольно выбранный момент времени в промежутках между плановыми ремонтами, т.е  восстанавливается после отказа

 

                                   К_в = 1- К_т  =  .                                            (1.4)

 

          Коэффициент вынужденного простоя может быть определен по другому выражению. Подставляя наработку на отказ Т_н из (1.2) в (1.4), получаем

 

                                 К_в =  .

 

     Или при Т_в ω « 8760,

 

                                 К_в =   .                                                               (1.5)

 

Коэффициент готовности и коэффициент вынужденного простоя можно также определить, как доли времени нахождения элемента соответственно в работоспособном состоянии и в вынужденном простое.

Вероятность безотказной работы – это вероятность того, что в заданном интервале времени не произойдет отказа элемента. Вероятность появления того или иного числа отказов в заданный период времени для большинства элементов электроэнергетических систем подчиняется закону Пуассона. Вероятность  m  отказов элемента за период времени t при параметре потока отказов  ω  следующая

 

                                        Р_m  =                                                  (1.6)

 

   или при длительности периода, равного одному году,

 

                                           Р_m =  .                                            

 

Отсюда вероятность безотказной работы элемента, т.е. вероятность того, что не произойдет ни одного отказа элемента за год, составляет

                             

                                              Р_m=0 = е^-ω  .                                                    (1.7)

 

 Кроме этих показателей, для оценки надежности электроэнергетических систем необходимо знать показатели их плановых ремонтов, так как отказы в ремонтных режимах могут приводить к наиболее тяжелым последствиям.

 Показателями плановых ремонтов являются частота  плановых ремонтов  μ (1/год) и средняя продолжительность планового ремонта  Т_п  (ч).

 Величина, обратная частоте плановых ремонтов (год)

 

                                                Т_мр = 1/μ ,

 

характеризует продолжительность межремонтного периода.

 По аналогии с коэффициентами вынужденного простоя можно определить коэффициент планового ремонтного простоя или коэффициент ремонтного режима

 

                                                 К_п =  .                                             (1.8)

 

Время вывода элемента в плановый ремонт обычно выбирается таким образом, чтобы  вызванное отключением элемента снижение надежности было бы наименьшим.

 

1.4  Надежность групп элементов

 

В предыдущем разделе было показано, что надежность каждого элемента электроэнергетической системы можно характеризовать коэффициентом готовности   К_г  и коэффициентом вынужденного простоя  К_в или долями времени, когда элемент находится соответственно в рабочем состоянии и вынужденном простое после его отказа. Опуская пока из рассмотрения плановые простои (ремонты), можно считать, что элемент в любой момент времени находится в одном из этих состояний. Тогда сумма этих коэффициентов

 

                                          К_г + К_в  = 1.

 

Для группы, состоящей из двух элементов, возможны следующие сочетания этих состояний:

а) оба элемента в рабочем состоянии;

б) первый элемент в вынужденном простое, второй в рабочем состоянии;

в) первый элемент в рабочем состоянии, второй в вынужденном простое;

г) оба элемента в вынужденном простое.

Коэффициенты этих состояний, учитывая их вероятностный характер,  определяются с помощью теоремы о произведении вероятностей.

Применительно к состояниям элементов эта теорема может быть сформулирована следующим образом: вероятность сложного состояния, состоящего в совпадении данных состояний группы элементов, равна произведению вероятностей этих состояний.

Тогда коэффициент (вероятность) сложного состояния группы из двух элементов, когда оба элемента находятся в рабочем состоянии, будет равен произведению коэффициентов (вероятностей) этих состояний

 

                                           К_{г1; г2} = К_г1 К_{г2  .}                                                   (1.9)

  

     Аналогично коэффициенты остальных из перечисленных выше состояний

 

                                           К_{в1; г2}  =  К_в1 К_г2                                              (1.10)

                                           К_{г1; в2} =   К_г1  К_в2                                                   (1.11)

                                           К_{в1; в2}   =  К_в1  К_в2                                            (1.12)

 

          Для двух одинаковых элементов второе и третье из перечисленных выше состояний равноценны в смысле надежности. Коэффициент состояния, когда один (любой) из двух элементов  находится в вынужденном простое, а второй в рабочем состоянии, можно найти, пользуясь теоремой о сумме вероятностей: вероятность состояния группы элементов, состоящего в появлении хотя бы одного из заданных несовместимых состояний, равна сумме вероятностей этих состояний.

 Параметр потока отказов группы элементов – это событие, заключающееся в совпадении вынужденных простоев всех элементов группы. Для группы из двух элементов параметр потока отказов равен

 

                                     ω  = ω₁К_в2 + ω₂ К_в1,                                           (1.13)

 

 где  ω₁ и ω₂ – параметры потока отказов первого и второго элементов;

        К_в1 и  К_в2 – соответствующие коэффициенты вынужденного простоя.

          В  (1.13) первый элемент соответствует наложению первого элемента на вынужденный простой второго, а второй член наоборот- наложению отказа второго элемента на вынужденный простой первого.

Чтобы найти время восстановления этой группы, т.е . длительность одновременного вынужденного простоя обоих элементов, определим коэффициент их одновременного вынужденного простоя. Согласно  (1.13)

 

                                       К_в =  К_в1 К_в2 .                                                   (1.14)

 

         По известному параметру потока отказов и коэффициенту вынужденного простоя, используя выражение  (1.5), найдем время восстановления

 

                                        Т_в =   .                                                 (1.15)

 

    При  Т_в1 = Т_в2 = Т_в.эл  из  (1.15)  с учетом  (1.13), (1.14) и  (1.5) получим

 

                                         Т_в =   .                           (1.16)

 

Для группы из трех элементов параметр потока отказов (одновременных вынужденных простоев) равен

 

                           ω  =  ω₁ К_в2 К_в3  + ω₂ К_в1 К_в3 + ω₃ К_в1 К_в2 ,                     (1.17)

 

коэффициент вынужденного простоя

 

                                          К_в  =  К_в1 К_в2 К_{в3  .}                                                               (1.18)

Результаты расчетов параметров потока отказов групп элементов показывают, что отказы группы из двух трансформаторов или трех линий электропередачи можно не учитывать при оценке надежности. Отказы групп из двух линий большой протяженности практически могут иметь место, хотя и редко. Их нужно учитывать в случае, когда требуется высокая степень надежности электроснабжения.

Выводы, сделанные в отношении групп линий, естественно не распространяются на линии на двухцепных опорах или на одноцепных, проходящих по совмещенной трассе.

 

 

     1.5 Учет плановых ремонтов при оценке надежности    

 

  При оценке надежности групп элементов, кроме нормальных режимов должны рассматриваться и ремонтные режимы, т.е. режимы, когда один из элементов группы находится в плановом ( капитальном или текущем) ремонте. Влияние плановых ремонтов на надежность может оказаться весьма существенным, так как возможно наложение на плановый ремонт одного элемента отказа другого,  его резервирующего.

  Для учета плановых ремонтов необходимо уметь определять математическое ожидание числа наложений на плановый ремонт одного элемента отказов другого элемента и среднее время их одновременного простоя. Названные показатели могут быть определены следующим образом  /  2  /.

 Предполагаем заданными: для первого элемента частоту плановых ремонтов  μ₁  (1/год) и среднюю продолжительность одного планового ремонта  Т_п1   (ч);  для второго элемента параметр потока отказов  ω₂  ( 1/год) и время восстановления Т_в2  (ч).

 Математическое ожидание числа наложений  (1/год) на плановый ремонт элемента 1 отказов элемента 2

 

                                     ω_{в2; п1} = ω₂ К_п1 ,                                                  (1.19)

 

где  К_п1  - коэффициент планового простоя элемента 1, определяемый по (1.8).

         Средняя продолжительность одновременного простоя элементов 1  и  2  при наложении на плановый ремонт элемента  1  отказа элемента  2 зависит от соотношения  Т_п1  и Т_п2.

          Если  Т_в2 ≥  Т_п1, то независимо от момента отказа элемента  2  в пределах времени  Т_п1  планового ремонта элемента  1 ,одновременный простой заканчивается с окончанием планового ремонта (рисунок 1.1).

При равномерном распределении отказов в пределах  Т_п1 среднее время одновременного простоя

 

                                  Т_{в2; п1}  =  0.5 Т_п1 .                                                    (1.20)

   

                                          Рисунок 1.1

 

         Если  Т_в2 ≤ Т_п1,  то при отказах в пределах времени Т_п1 – Т_в2, считая от начала планового ремонта, длительность одновременного простоя равна времени восстановления второго элемента (рисунок 1.2), а при отказах в пределах остальной части Т_п1 (равной Т_в2) одновременный простой заканчивается с окончанием планового ремонта (рисунок 1.3) и его средняя длительность равна  0.5 Т_в2.

            Рисунок 1.2                                         Рисунок 1.3                                                              

 

  Учитывая вероятности попадания отказа на первую и вторую части  Т_п1,

равные соответственно (Т_п1 – Т_в2)/Т_п1 и  Т_в2/Т_п1, получаем среднее время одновременного простоя

               

                     Т_{в2; п1} =   .                         (1.21)

 

 Если Т_в2 « Т_п1, то из  (1.21) получаем

 

                                 Т_{в2; п1} =  Т_в2 .                                                            (1.22)

 

          Рассчитав математическое ожидание числа наложений на плановый ремонт элемента  1 отказов элемента 2 и среднее время их одновременного простоя, можно найти и коэффициент их одновременного простоя

 

                                 К_{в2; п1} =   .                                               (1.23)

 

        Определение коэффициентов одновременного простоя перемножением коэффициентов планового простоя элемента  1  и  вынужденного простоя элемента  2  недопустимо, так как при этом учитывается возможность наложения планового ремонта элемента  1 на вынужденный простой элемента  2, хотя плановый ремонт элемента  1 всегда может быть отложен до окончания восстановления элемента  2, если их одновременный простой нежелателен.

          При практическом использовании  формул  (1.19) – (1.22) в расчетах надежности групп элементов нужно учитывать следующие обстоятельства /  2  /:

а) в практике эксплуатации иногда возможно проведение плановых ремонтов в периоды, когда мала вероятность отказов элементов их резервирующих. Так, например, возможно проведение плановых ремонтов линий электропередачи во время благоприятных климатических условий. Это обстоятельство может быть учтено  введением в (1.19) поправочного коэффициента, меньшего единицы. При этом математическое ожидание числа наложений отказов элемента 2 на плановый ремонт элемента 1 , проводимый в периоды с меньшей вероятностью отказов, будет равно

 

                                     ω_{в2; п1}  =  к_ω ω₂ К_п1 ,                                              (1.24)

 

где  к_ω ‹ 1 – коэффициент, учитывающий снижение параметра потока отказов  во время проведения планового ремонта;

б) Используемое в формулах  (1.20) и (1.21) среднее время восстановления и планового ремонта получено на основе данных нормальной  эксплуатации и не отражает условий совпадений отказов и плановых ремонтов. В тех случаях, когда наложение отказа на плановый ремонт приводит к нарушению электроснабжения, возможно сокращение времени восстановления или планового ремонта за счет принятия временных решений, повышения интенсивности работ и т.п.

 

 2 Методы оценки надежности электроэнергетических систем

 

 2.1 Общая характеристика методов

 

 Наиболее целесообразно все методы оценки надежности классифицировать, исходя из уровня информационной обеспеченности и используемого математического аппарата. Обычно выделяют четыре уровня информационной обеспеченности / 1, 5 /:

- детерминированный, при котором объект исследования и условия его функционирования полностью известны исследователю;

 - стохастический, при котором известны множество возможных вариантов поведения объектов, множества объектов и условий их функционирования и априорные распределения вероятностей элементов этих множеств;

-  вероятностно – неопределенный, при котором элементы перечисленных множеств известны, но неизвестно распределение вероятностей этих элементов;

 -  диффузно -  неопределенный, при котором неизвестны полностью или частично элементы упомянутых множеств и нет полной информации об их вероятностях.

 По информационной обеспеченности все методы определения надежности можно подразделить на прогнозирование, расчет и эксперимент.

 Прогнозирование. Под прогнозированием надежности понимается предсказание значений показателей надежности в условиях неполноты информации либо о составе объекта, характеристиках его составляющих, либо о предполагающихся условиях его функционирования. Методы прогнозирования надежности используются в первую очередь при наличии информации третьего и четвертого уровней (вероятностно- неопределенный и диффузно – неопределенный) и являются наименее информационно обеспеченными как с точки зрения количественных характеристик надежности, так и с точки зрения возможной неопределенности структуры системы. Наиболее распространенной сферой применения прогнозирования является перспективное и долгосрочное проектирование и планирование развития системы либо отдельных технологических устройств. В определенной степени эти методы используются и при оперативном управлении системой, особенно в аварийных ситуациях.

 Метод прогнозирования в свою очередь по уровню информационной обеспеченности также подразделяется на группы: экспертные, экстраполяции и моделирования, каждая из которых имеет несколько способов реализации   (комиссий, анкет и т. д.).

 Расчет надежности. Методы определения надежности расчетами – получение численных показателей надежности объекта по известным характеристикам надежности его элементов и их функционально – структурного взаимодействия. Как методы, расчеты надежности предполагают большую информационную обеспеченность, чем методы прогнозирования, и требуют наличие информации о структуре системы и функциональном  взаимодействии ее элементов, а также определенного объема данных о характеристиках надежности элементов.Таким образом, применение этих методов возможно в условиях существования  первого  (детерминированного) и   второго (стохастического) уровней информации.

 Любые методы определения надежности, включая и методы расчета, предполагают моделирование системы. Однако каждая задача изучения каких-то свойств объекта требует свою модель, отражающие его специфические  особенности, и, более того, при решении одной и той же задачи возможно построение нескольких моделей системы. Поэтому при строгом подходе нельзя иметь универсальные методы расчета надежности.

Тем не менее во всех разработанных моделях и методах расчета надежности, используемых в различных системах и задачах, имеются общие положения и подходы, которые целесообразно рассмотреть независимо от решаемых задач. Так, например, в расчетных моделях система представляется совокупностью элементов, которые заданным образом связаны и взаимодействуют. Если состояние и взаимодействие элементов по отношению к выходным функциям системы с позиций надежности можно смоделировать в виде определенных топологических и логических связей, структур, то для получаемых моделей систем разработаны общие методы расчета надежности. К сожалению, не всегда можно составить такие модели систем. Однако часто удается определенным образом «склеить» их и решить более сложные задачи.

  Во всех известных методах расчета надежности можно в том или ином виде выделить два этапа: на первом решается задача представления функционально – структурных связей элементов с целью выявления множества возможных состояний системы и разделения его на подмножества работоспособных и неработоспособных состояний или состояний с различной степенью отказа (частичного отказа), на втором решается задача определения вероятностных показателей  расчетных  (или заданных) состояний системы.

Экспериментальные методы определения надежности. Экспериментальные методы определения надежности представляют собой методы опытного получения показателей надежности реальных объектов, когда объект и условия, в которых он функционирует, известны исследователям с достаточной полнотой и при необходимости могут целенаправленно изменяться.

 По экспериментальным возможностям эти методы можно подразделить на две группы: испытание на надежность и опытное определение надежности объектов в реальных условиях эксплуатации. Методы второй группы обычно называются ретроспективными. Обе группы методов имеют свои достоинства, недостатки и соответственно области применения.

 Испытание на надежность. Этот метод связан с большими трудностями имитации внешних условий, в которых придется работать испытываемым объектам в реальной обстановке с большой стоимостью и длительностью этих испытаний, а для электроэнергетических объектов в большинстве случаев – с невозможностью их проведения по различным причинам. Однако если такие испытания удается организовать, то их проведение целиком зависит от экспериментаторов, которые могут планировать испытания, выбирать наиболее отработанные приемы и методы, фиксировать любые интересующие их величины. Другими словами, осуществляется активный эксперимент, при котором происходит управление процессом функционирования испытуемых объектов и сравнительно легко собирается вся необходимая информация для оценки показателей их надежности. В ряде случаев удается организовать испытание на надежность ускоренными методами, если известны режим ускоренных испытаний, коэффициент ускорения или зависимость между показателями надежности в нормальных или ускоренных режимах. Испытания на надежность подразделяются на исследовательские и контрольные.

 Исследовательские испытания на надежность проводятся для определения фактических значений показателей надежности и законов распределения случайных величин (времени безотказной работы, времени восстановления и т.п.) объектов.

 Контрольные испытания на надежность проводятся для проверки соответствия показателей надежности объектов требованиям стандарта, технического задания и технических условий.

           При испытаниях на надежность собирается статистический материал, необходимый для определения интересующих показателей надежности, и по соответствующим выражениям производится статистическая оценка этих показателей.

         Ретроспективные методы. Методы данной группы представляют собой извлечение и обработку информации из ретроспективного анализа работы действующих объектов. Стоимость работ, связанных с оценкой надежности эксплуатируемого оборудования этими методами в отличие от стоимости испытаний на надежность, минимальна. В основном это затраты на сбор и обработку статистических данных. Никакой имитации внешних условий не требуется.

Длительность наблюдений и массив статистических данных определяются продолжительностью всего процесса эксплуатации и общим количеством действующих объектов. Основные трудности этого метода получения показателей надежности состоят в том, что процесс функционирования объектов не зависит от наблюдателя, который должен суметь извлечь объективную информацию о надежности объектов по записям, выполненным большим числом разных наблюдателей. Кроме того, эти методы оценивают надежность  только существующих объектов, а не вновь разрабатываемых.

 В общем случае при эксплуатации объектов могут изменяться условия работы, режимы загрузки и т.п. Поэтому возникает задача не просто оценки фиксированных значений показателей надежности, а определения зависимости этих показателей от условий и параметров работы объекта. При формировании такого рода зависимостей влияющие факторы должны быть представлены какими-либо  укрупненными, но достаточно представительными показателями. Количество показателей зависит в первую очередь от сложности объекта. Например, для воздушной линии электропередачи заданного класса напряжения при получении ее характерных показателей надежности ω и Т_В  достаточно учесть материал опор и географическое расположение; для электроэнергетических систем при характеристике надежности интегральным показателем в виде аварийного недоотпуска энергии или ущерба достаточно учесть плотность графика нагрузки, величину резерва генерирующей мощности и его включенную составляющую, загрузку слабых межсистемных связей и т.п.

Для получения этих зависимостей наиболее эффективно использование математических методов регрессионного и дисперсионного анализа.

 

 2.2 Анализ надежности с помощью блок – схем

 

 Линии электропередачи являются наименее надежными элементами систем электроснабжения. Поэтому во многих случаях бывает целесообразно оценить надежность электроснабжения, учитывая отказы и плановые ремонты одних лишь линий электропередачи. Для  формализации расчета здесь удобно применить блок – схемы надежности.

 Для составления блок – схемы в исходной схеме электрической сети объединяются все источники питания, а линии замещаются блоками, связанными между собой и с потребителем и источниками питания так, как и в исследуемой схеме сети.

 

 

 

 

 

                                      Рисунок 2.1

           

 Это показано на рисунке 2.1, где дана исходная схема сети  (рисунок 2.1,а) и соответствующая ей блок-схема ( рисунок 2.1,б). Для большей наглядности блок-схему можно привести к виду , показанному на рисунке (2.2,а), где шины источников питания ИП и шины потребителя  (П) представлены параллельными прямыми.

 

 

 

                                             Рисунок 2.2

 

  Двухцепные линии в блок – схеме представляются тремя блоками (рисунок 2.3). Блоки  1 и 2  отражают отказы и плановые ремонты каждой из цепей отдельно, а блок  1 – 2  - одновременные отказы обеих цепей.

        

 

                                         Рисунок 2.3

 

 

          Для схем сети без замкнутых контуров блок -  схема содержит лишь последовательно и параллельно соединенные блоки (рисунки 2.1,б и 2.3,а). При наличии в сети замкнутых контуров в блок – схеме появляются перемычки между параллельными ветвями (рисунок 2.4). 

 

 

 

 

                                           Рисунок 2.4

             

          Расчет надежности по блок – схеме проводится путем ряда преобразований последовательно или параллельно включенных блоков в эквивалентные до тех пор, пока шины источника питания и потребителя не окажутся связанными одним эквивалентным блоком  (рисунки 2.2,б и в). Показатели надежности этого блока ( рисунок 2.2,г) и являются искомыми показателями надежности электроснабжения потребителя.

 Для  n  последовательно включенных блоков показатели надежности эквивалентного блока приближенно ( без учета возможности их одновременных простоев) определяются по формулам

 

                                         ω =  ,                                                       ( 2.1)

 

                                        Т_в = .                                                  (2.2)

 

             

 

    Аналогичные показатели плановых ремонтов

 

                                         μ =  ,                                                         (2.3)

 

                                        Т_п  =   .                                                (2.4)

 

Соответствующие коэффициенты вынужденного и планового простоя рассчитываются по общим выражениям  (1.5 и 1.8).

 Для двух параллельно включенных элементов  i  и  j  эквивалентный блок характеризуется только показателями надежности, так как одновременные плановые простои элементов предполагаются недопустимыми. Показатели надежности эквивалентного блока

                   

                      ω =  ω_i ( К_вj + к_ω К_пi ) + ω_j ( К_вi + к_ω К_пi ) ,                          (2.5)

 

  Т_в =   [ Т_{в; в} ( ω_i К_вj + ω_j К_вi ) + к_ω ( Т_{вi; пj} ω_i К_пj + Т_{вj; пi} ω_j К_пi)] ,        (2.6)

 

где – Т_в;в – средняя продолжительность одновременного вынужденного простоя, равная согласно выражениям  (1.13) -  (1.15)

 

                                         Т_{в; в} =  ,                                                 (2.7)

 

где - Т_{вi; пj}  и  Т_{вj; пi}  - средние длительности одновременного простоя при наложении отказа на плановый ремонт, определяемые по (1.20) или (1.21).

 Если пропускная способность отдельных связей между потребителем и источниками питания или мощность отдельных источников не может обеспечить полного снабжения потребителя электроэнергией, то, кроме перерывов электроснабжения, определяемых показателями надежности результирующего блока ( например, блок IY, рисунок 2.2,г), необходимо учитывать режимы, в которых происходит ограничение электроснабжения. Так, если в схеме на рисунке 2.1,а пропускная способность линии  Л4 и Л5  или мощность источника питания  ИП3 меньше нагрузки потребителя, то возможны ограничения потребителя, математические ожидания и длительности которых определяются показателями надежности и плановых простоев блока III    ( рисунок 2.6,в).

  Для блок – схем с перемычками  ( рисунок 2.4)  рассчитываются характеристики эквивалентных блоков для двух схем, получаемых из исходной, а именно: первой ( рисунок 2.5,а ), в которой в перемычке нет блока, т.е без учета вынужденных и плановых простоев блока; второй      ( рисунок  2.6,а), в которой перемычка вообще отсутствует.

       

 

 

 

                          Рисунок 2.5                                        Рисунок 2.6

 

 

        По полученным показателям надежности этих схем  ω_М; Т_ВМ (рисунок 2.5,б) и  ω_L ; Т_ВL  ( рисунок 2.6,б) и  известным коэффициентам вынужденного и планового простоев блока перемычки  К_вi  и  К_пi  вычисляются результирующие показатели надежности электроснабжения

 

                              ω =  ω_M ( 1 – К_вI - К_пi ) + ω_L ( К_вi + к_ω К_пi ) ,                           (2.8)

 

                   Т_в =  [ω_М ( 1 - К_вi – К_пi ) Т_вМ + ω_L( К_вi + к_m К_пi ) Т_вL ] .                  (2.9)

          

            

           2.2  Расчет надежности схем электрических сетей табличным

        методом

 

        Суть метода заключается в упорядоченном переборе состояний и событий в сети и отборе из них тех, которые представляют интерес для дальнейшего исследования и расчета  надежности  /1,2,3/. Искомые события и состояния связаны с наложением и совпадением отказов и неработоспособных состояний элементов. Построенные определенным образом таблицы позволяют организовать целенаправленный перебор таких наложений и совпадений. Формы таблиц могут быть различными, отражая специфику задачи и сети. Обычно количество таблиц зависит от количества расчетных состояний сети и количества учитываемых совместных наложений неработоспособных состояний и отказов.

 

 

 

 

                                                   Рисунок  2.7

 

Например, для сети, представленной на рисунке  2.7,б, если расчетным состоянием является потеря узла  3, а количество учитываемых накладывающихся состояний не более двух,  достаточно иметь только одну таблицу неработоспособных состояний и отказов сети (таблица 2.1).

 

  Таблица 2.1

Состояние cистемы j	Номер отказавшего элемента j
	1	2	3	4	12	14	23	34	24
1            ----         ----         ----          ----          ----          ----          ----          ----         ----        2                1        ----              1             1                              1                            1                  3                1        ----          ----          ----          ----          ----          ----          ----         ----        4                1             1            1          ----               1                            1      12                1                           1              1          ----              1      14                1             1            1                               1         ----            23                1                           1              1                                         ----              1      34                1              1           1                                                             1          ----         24                1                           1                                                                                      ----

 

          0                1                            1

 

 

           В таблице 2.1 по строкам перечислены все состояния сети, связанные с нахождением одного элемента в неработоспособном состоянии  (плановом или аварийном ремонте). При этом обозначение состояния принято совпадающим с номером соответствующего элемента (здесь номер элемента, состоящий из одной цифры, обозначает узел, а номер, состоящий из двух цифр,- ветвь между соответствующими узлами). Нулем  (в последней строке) обозначено исходное состояние сети, при котором все элементы работоспособны. По столбцам перечислены все элементы сети, отказы которых возможны (или  рассматриваются). Единицы в таблице определяют строки и столбцы, показывающие номера элементов, наложение неработоспособных состояний которых приводят к неработоспособному состоянию сети.

 Если требуется учесть наложение неработоспособных состояний трех элементов, то необходимо составить дополнительные таблицы. В строках этих таблиц будут указаны сочетания двух элементов, неработоспособные состояния которых не приводят к неработоспособному состоянию сети, а в столбцах - номера  элементов, дополнительный отказ которых  приводит к отказу сети.

Табличный метод представляет собой  упорядоченный метод отыскания сочетаний элементов, образующих минимальные сечения. Заполнение таблицы единицами требует соответствующего анализа структуры и функциональных связей сети.

Табличный метод удобен и прост для расчета относительно небольших систем  ( до 10 элементов ) при учете наложений неработоспособных состояний до двух элементов и позволяет просто учесть специфику отказов элементов электрических сетей.

 

 

        3 Решение задач анализа надежности при проектировании и             эксплуатации энергосистем

 

 3.1 Математическая модель системы

 

 Учет надежности при проектировании   сводится к определению показателей надежности и ущерба рассматриваемых вариантов сети. Основным методом при этом является метод расчета надежности, что требует разработки математической модели сети и ее исследования.

  Необходимо составить модель системы, которая связывала бы показатели надежности узлов и ветвей схемы надежности сети с показателями надежности системы по отношению к заданным ее узлам.  Для ее составления  прежде всего необходимо отобрать факторы, которые существенно влияют на надежность. Опыт эксплуатации электрической сети показывает, что такими факторами помимо надежности оборудования сети являются:

         - возможная зависимость частоты отказов и других показателей надежности от сезона года;

   - необходимость плановых ремонтов и политика их проведения;

   - зависимость отказов отдельных элементов сети друг от друга;

   - ограниченность пропускных способностей элементов сети.

Важный момент, который необходимо учитывать при составлении модели, это методические и математические возможности получаемых моделей. Из аналитических методов  наиболее приспособленным для расчетов сложных сетей является логико-вероятностный метод и его возможные модификации. В некоторых случаях удобен табличный метод. Однако непосредственное применение этих методов к рассматриваемой задаче невозможно, поскольку они не учитывают перечисленные системные факторы, влияющие на надежность. Так, отмеченные методы разработаны для систем, элементы которых могут находиться только в двух состояниях, имеют постоянные частоты отказов и интенсивностей восстановлений, а ограниченная пропускная способность элементов сети не учитывается и т.д.

 В связи с этим возникает задача построения модели сети так, чтобы основой ее были указанные методы расчета, определенным образом преобразованные и приспособленные к особенностям электрической сети.

        

        

  3.2  Учет надежности при выборе конфигурации и параметров

        сети и ее элементов

 

         Конфигурация электрической сети и основные направления в ее развитии разрабатываются в специальных проектах, «Схемах развития электрических сетей районов». В проектах же конкретных объектов уже более точно обосновывается проектируемый объект и определяются все его параметры. Поскольку обоснование любого объекта возможно только с учетом его роли в системе, то и по фактору надежности необходимо оценить влияние этого объекта на надежность всей сети. Таким образом, задачу можно сформулировать так: в заданной схеме сети определить изменение ее показателей надежности, вызываемое появлением нового элемента. В общем случае решение данной задачи требует двух расчетов показателей надежности для каждого узла сети:  без нового элемента и с новым элементом. Иногда абсолютная оценка надежности не представляет интереса, а требуется определить лишь изменение ущерба. В этом случае расчеты значительно упрощаются.

Учет надежности при выборе параметров подстанции связан с решением большого круга вопросов, так как этот объект является более сложным, чем, например, линия, и состоит из многих взаимосвязанных элементов  (коммутационных аппаратов, трансформаторов, шин, разрядников и т.д.). Обычно при проектировании подстанции возникают две, относительно независимые задачи: определение количества и мощности трансформаторов и выбор схемы распределительного устройства  ( РУ ). Первая практически ничем не отличается от задачи оценки эффекта от изменения параметров отдельных элементов сети. Вторая задача имеет специфические особенности, одна из которых состоит в составлении ряда существенно различных схем  РУ, которые позволяют скоммутировать одно и то же количество цепей.

 В связи с этим при выборе схем  РУ  возникает задача оценки их показателей надежности. Так как  РУ  выполняет много функций, т.е. может связывать цепи нагрузочных трансформаторов данной подстанции с различными источниками сети, обеспечивать связь между отдельными частями сети  и т.п, поэтому сначала следует указать, надежность каких  функций РУ  рассматривается. Необходимо условиться, что под показателями надежности заданных функций  РУ  следует понимать  то изменение показателей надежности сети по отношению к заданным функциям ее,  которое вызвано  РУ. Другими словами, под показателями надежности  РУ  понимается разница двух значений показателей надежности рассматриваемых функций сети: первые получены для сети с данным  РУ, вторые – для той же сети, но с абсолютно надежным оборудованием этого же  РУ.

 Это не означает, что на практике необходим двойной расчет показателей сети. Обычно достаточно учесть только ту часть прилегающей к данному  РУ  сети, которая существенно влияет на его надежность, и исключить из расчета ненадежность элементов прилегающей сети. В общем случае надежность  РУ  зависит от той сети, в которой оно функционирует. Наиболее удобным методом расчета показателей надежности  РУ является табличный метод, громоздкий только для  высоконадежных сложных  РУ, отказы которых определяются в основном цепочечными отказами выключателей.

              

 

 

   3.3  Учет надежности при разработке системы управления и

      ремонтно- эксплуатационного обслуживания

 

Методы и средства оперативно- диспетчерского управления существенно влияют на надежность сети. Поэтому заблаговременное совершенствование этой системы управления в соответствии с развитием электрической сети – один из необходимых этапов общего проектирования системы. Рассмотренная выше математическая модель электрической сети и ее оборудования, опыт решения задач надежности с помощью этой модели позволяют выделить наиболее существенные факторы, влияющие на надежность сети и связанные с системой управления. Влияние и анализ этих факторов удобно выполнить при решении задач, которые возлагаются на систему управления. Это – прогноз нагрузки, планирование ремонтов; выбор схемы коммутации и состава оборудования; определение загрузки оборудования, предельно- допустимых перетоков мощности по элементам сети, допустимых пределов изменения напряжения   (или регулирование напряжения );  настройка  ( или корректировка ) систем автоматики и релейной защиты; обнаружение, выявление отказов оборудования и их локализация; аварийное ограничение отобранных потребителей и т.п.

         Точность прогноза нагрузки сказывается на планируемых режимах сети и, следовательно, на возможных ограничениях нагрузки при отказах в сети, на ущербе. Повышение достоверности, точности прогноза нагрузки может обеспечить снижение возможного ущерба.

Планирование ремонтов, определение политики их проведения, выбор схемы коммутации и состава оборудования существенно влияют на все показатели надежности сети и электроснабжения потребителей. Кроме того, политика ремонтов существенно отражается на сохранности оборудования, его долговечности, безотказности и ремонтопригодности, что прямо связано с показателями надежности электроснабжения. Повышение надежности возможно также за счет разработки более совершенных методов планирования ремонтов, учитывающих большее количество факторов, использования  ЭВМ.

Загрузка оборудования, предельно допустимые перетоки мощности по элементам сети, допускаемые уровни напряжения непосредственно отражаются на возможных ограничениях потребителей, ущербе, а также на долговечности, безотказности и ремонтопригодности оборудования, что в итоге влияет на показатели надежности электрической сети и ущерб потребителей. Повышение обоснованности при определении загрузки оборудования, предельных потоков мощности, допустимых уровней напряжения будет способствовать повышению надежности.

         Настройка  (или корректировка) систем автоматики и релейной защиты позволяет улучшить избирательность, селективность работы систем и тем самым снизить частоту излишних отказов, а также повысить точность дозировки управляющих воздействий  (например, размера отключаемой нагрузки ). Все это непосредственно связано с повышением надежности сети.

Быстрое обнаружение отказов в сети, их локализация, ликвидация последствий и восстановление нормальных режимов уменьшают время аварийных перерывов и ущерб, а также повышают сохранность оборудования, его долговечность, безотказность.

Отбор потребителей и их ограничение при авариях позволяет повысить точность дозировки отключаемой нагрузки и уменьшить ущерб за счет избирательного отключения потребителей.

Таким образом, повышение надежности за счет системы управления связано с разработкой и внедрением более совершенных методов, алгоритмов, программ и увеличения используемой информации.

Качественным шагом на этом пути является более широкое внедрение в электрических сетях ЭВМ, с помощью которых могут:

         - осуществляться функции сбора, обработки, отображения и документирования оперативной информации;

         - фиксироваться срабатывание устройств релейной защиты и технологической автоматики, появление и исчезновение предупреждающих сигналов, сигналов отключения и включения выключателей;

         - предусматриваться запись параметров режима, характеризующих протекание процессов до и после аварий;

         - осуществляться контроль за отклонением текущих параметров режима за предельно допустимые значения, за технологическими параметрами основного оборудования ( давлением воздуха в выключателях, температурой масла в трансформаторах и т.п. );

         - осуществляться автоматический контроль и управление каналами связи   (переход на резервные каналы и аппаратуру), разгрузка трансформаторов в аварийном режиме путем отключения отдельных фидеров в соответствии с установленным приоритетом и их реальной загрузкой, производство переключений в последовательности, заданной оператором, автоматическое повторное включение с учетом хода развития аварии, автоматическое регулирование напряжения на шинах подстанции по заданной программе или параметру с воздействием на разные устройства регулирования, формирование состава потребителей, отключаемых действием  АЧР, и др.

Внедрение перечисленных средств в сочетании с широким использованием каналов высокочастотной связи по  ЛЭП на базе помехоустойчивого оборудования, кабельных, радиорелейных линий позволит существенно повысить надежность электрической сети, обеспечивая профилактическое предупреждение многих отказов.

 

           

3.4  Задачи надежности при эксплуатации генерирующей части

         системы и электрических сетей и их решение

    

  В условиях эксплуатации  структура системы, ее параметры и характеристики известны. Они либо неизменны, либо изменение их заранее определено вводом в работу в заданные сроки нового оборудования. Поэтому число степеней свободы по обеспечению надежности в условиях эксплуатации существенно уменьшено. Здесь в основном проходит реализация заложенных в проектах возможностей по обеспечению надежности электроснабжения.

  Генерирующая часть системы. Основными и наиболее специфичными задачами генерирующей части системы являются управление резервами генерирующего оборудования, обеспечение надежности генерирующего оборудования  и средств его управления.

  Генерирующее оборудование является более сложным и дорогим по сравнению, например, с сетевым оборудованием, поэтому требует повышенного внимания к обеспечению наиболее благоприятных режимов эксплуатации и условий содержания.

  В обеспечении надежности генерирующего оборудования, особенно в различных аварийных ситуациях, особая роль отводится организации и обеспечению надежного питания собственных нужд станций. Последнее требует разработки на всех стадиях диспетчерского планирования специальных схем питания собственных нужд станций для различных тяжелых положений в системе, включая полное погашение отдельных станций и их мощности с нуля. Эти схемы должны обеспечить перевод на резервное питание собственных нужд работающего оборудования, пуск в работу резервного оборудования, останов с минимумом повреждений работающего оборудования и т.п.

 Одной из задач эксплуатационного персонала является заблаговременная подготовка разработанных схем резервного питания собственных нужд. Другая задача долгосрочного планирования – проверка и уточнение параметров системы управления, прежде всего параметров  АЧР, уточнение объема подключаемой к  АЧР нагрузки, ее ранжировка по очередям, уточнение объема и состава нагрузок, подключаемых к  ЧАПВ, и др., а также проверка и уточнение параметров системы управления генерирующего оборудования  (регуляторов скорости и т.д.), системной автоматики.

           Разработка и совершенствование организационных форм и технических средств ремонтного и технического обслуживания электрических станций часто являются решающими в обеспечении надежности оборудования за счет качества ремонтов (непосредственно связанного с повышением безотказности, долговечности), снижения времени плановых и аварийных ремонтов.

 Надежность оборудования при оперативно- диспетчерском управлении обеспечивается планированием по возможности наиболее благоприятных режимов его работы, контролем состояния резервных схем питания собственных нужд станций, систем управления режимами и систем противоаварийной автоматики. При техническом и ремонтном обслуживании она решается в основном за счет организации и проведения наиболее качественно плановых ремонтов конкретного оборудования в заданные сроки, организации контроля состояния работающего оборудования, его диагностирования, а в случае аварийного отказа – за счет проведения восстановительных работ в максимально сжатые сроки.

Электрические сети. Одна из основных задач – обеспечение надежности объектов сети и средств управления на этапе долгосрочного планирования решается в процессе оперативно диспетчерского управления, технического и ремонтного обслуживания. При оперативно – диспетчерском управлении осуществляется планирование и обеспечение наиболее благоприятных для сохранности оборудования (ресурса ) режимов его использования, выбор уставок и параметров настройки устройств релейной защиты и противоаварийной автоматики, разработка инструктивных указаний по оперативному ведению режима и эксплуатации средств автоматики. При ремонтном и техническом обслуживании осуществляется прежде всего установление рациональных норм по срокам работ и отбраковки.

           На этапе краткосрочного планирования требования надежности к режимам коммутации сети при оперативно – диспетчерском управлении и определенные объемы ремонтных работ подлежат уточнению ( в связи с реально складывающейся обстановкой в сети ) и дальнейшей конкретизации. В частности, наличие оборудования, находящегося в аварийном ремонте, может вызвать необходимость изменения срока начала планового ремонта того или иного оборудования сети и т.п. Масштабы аварийно – восстановительных работ, имеющие случайный характер, могут потребовать корректировки текущих объемов ремонтных работ.

 Обеспечение надежности объектов сети и средств управления при оперативно-диспетчерском управлении осуществляется своевременной корректировкой параметров настройки устройств релейной защиты и противоаварийной автоматики, выполнением анализа аварий с целью установления причин их возникновения и развития. Последнее необходимо для выявления скрытых дефектов оборудования перед включением его в процессе ликвидации последствий аварий и восстановления нормальных режимов, поскольку повторное включение такого оборудования под напряжение может снова привести к отказу системы и еще большему его повреждению.

 При техническом обслуживании надежность обеспечивается созданием наиболее благоприятных условий для работы оборудования      ( например, режима охлаждения масла в трансформаторах, охлаждения синхронных компенсаторов и т.п. ), систематическим диагностированием состояния оборудования с целью выявления на ранних стадиях постепенных отказов, проведения контрольно – профилактических работ средств релейной защиты и автоматики и т.д.

          При ремонтном обслуживании надежность обеспечивается в основном качественным выполнением плановых и внеплановых ремонтов оборудования с максимально возможным восстановлением израсходованных ресурсов.

 На этапе оперативного управления надежность обеспечивается на основе дальнейшего уточнения ограничений по условиям надежности, накладываемых на режим и схему коммутации сети  ( в соответствии с ее текущим состоянием ). Задачи оперативно – диспетчерского управления на данном этапе тесно связаны с функциями технического и ремонтного обслуживания сети и, как правило, выполняются одними и теми же людьми. Поэтому основные задачи технического обслуживания заключаются в четком выполнении указаний диспетчера по производству переключений на подстанциях сети, сведений к минимуму ошибочных действий и коммутаций. Решение этих задач осуществляется преимущественно на основе инструкций по производству переключений, отражающих  богатый предшествующий опыт. Развитие больших аварий в сети во многих случаях связано с неправильными коммутациями оборудования и действиями эксплуатационного персонала.

 Основные задачи ремонтного обслуживания заключаются в максимальном сокращении времени ремонта отказавшего оборудования и в организации  проведения плановых ремонтов так, чтобы имелась возможность в любой момент приостановить ремонт и при необходимости в кратчайшее время ввести объект в работу ( с последующим окончанием ремонта в более благоприятных для сети условиях ). Решение этих задач обеспечивается разработкой и внедрением комплекса соответствующих организационно- технических мероприятий.

 

 3.5  Роль человеческого фактора в обеспечении надежности

       электроэнергетических систем

 Последствия ошибок или малоэффективной деятельности человека в зависимости от его роли в разработке, проектировании, изготовлении, а также в управлении энергетическими объектами могут иметь локальный характер, или распространяться на ряд объектов, или стать причиной массовых отказов оборудования, или привести к цепочечным авариям  в ЭЭС и  ОЭС.

  Недостаточное внимание к вопросам надежности на стадии планирования развития топливно – энергетического комплекса приводит к вынужденному ограничению потребления энергии, а на стадии проектирования электрических станций и планирования развития энергосистем – к дефициту мощности в узлах системы при обычных отключениях линий электропередачи. Пренебрежение в период проектирования вопросами влияния окружающей среды на надежность вызывает массовые длительные отключения и серьезные аварии.

  Нарушение норм и правил, невнимание к вопросам качества работ при строительстве объектов, производстве, монтаже и наладке оборудования создают предпосылки к образованию скрытых дефектов, проявляющихся в экстремальных условиях разрушениями и развитием аварии до катастрофы.

Особую роль играет человеческий фактор в обеспечении надежности при эксплуатации. Диспетчеры энергосистемы, ОЭС, ЕЭС, дежурный персонал электростанций и подстанций, оперативный персонал электросетей управляют работой оборудования, контролируют состояние оборудования. Обслуживающий и ремонтный персонал энергетических предприятий осуществляет диагностику неисправностей, профилактическое обслуживание, восстановление и модернизацию оборудования. Персонал служб релейной защиты и автоматики обеспечивает правильную работу устройств, но в то же время может стать виновником и отказов срабатывания, и ложных срабатываний.

 Для успешного выполнения столь большого круга задач персонал диспетчерского управления должен получать и обрабатывать колоссальные объемы информации, использовать ее для выработки соответствующих решений и реализовать эти решения. Поскольку решение всех задач происходит постоянно и с ограниченными ресурсами времени, к быстродействию всех звеньев управления предъявляются весьма высокие требования. Эти требования усугубляются еще специфическими особенностями электроэнергетики:   отсутствием склада готовой продукции и быстротечностью процессов в системах. Для обеспечения возможности решения столь сложных задач требуется максимально возможная автоматизация работы всех звеньев управления: от сбора и обработки информации, ее сжатия и до управления текущими режимами. Однако темпы усложнения системы, точнее роста сложности решаемых задач, по мере развития  ЭЭС еще опережают темпы автоматизации управления. Поэтому человек, как элемент системы управления остается основным ее звеном. Растет его ответственность и роль в системе управления, особенно роль диспетчера, от которого зависит надежность текущего режима.

 

 

   4  Аварийные ситуации в электроэнергетических системах

 

4.1 Анализ цепочечных аварий в электроэнергетических системах

 

Цепочечные или каскадные аварии в энергосистемах и их объединениях приводят к тяжелым последствиям как для самой системы, так и для потребителей. Как отмечалось в предыдущем разделе, свойство энергетического объекта противостоять возмущениям, не допуская их каскадного развития с массовым нарушением электроснабжения потребителей, называется живучестью. Причины возмущений могут быть как внешними по отношению к объекту, так и внутренними. Каждое возмущение может быть общим, т.е. воздействующим на все элементы объекта, или локальным, т.е. воздействующим на один элемент или группу элементов системы. В результате развития и локализации цепочечной аварии возможно сохранение требуемого уровня функционирования объекта, но возможно и серьезное снижение его до недопустимо низкого, например, отключение потребителей, не подсоединенных к АЧР. В первом случае имеет место неуязвимость объекта по отношению к данному возмущению, во втором случае – нарушение живучести.

 Цепочечный характер могут иметь аварии не только в энергосистеме, но и на станциях и подстанциях. Общее число цепочечных аварий составляет несколько десятков в год  / 2,3 /.

 Изучение актов о цепочечных системных авариях показывает, что любая из них при одних обстоятельствах могла быть локализована  на более ранних этапах, а при других развита в более тяжелую аварию, вплоть до катастрофы. Следовательно, цепочечные аварии можно классифицировать по числу ступеней развития, по числу и сочетанию действующих факторов, по степени разрушения функций системы и причиненному ущербу.

 Живучесть ЭЭС зависит от ее структуры, конфигурации сетей,  надежности установок и элементов этих установок, от оснащенности устройствами релейной защиты и противоаварийной автоматики, квалификации персонала, запаса устойчивости, резерва активной мощности и т.д.  Кроме того , живучесть  ЭЭС зависит от скрытых неисправностей, которые проявляются в момент прохождения цепочки операций управления и последующих возмущений.

          Одним из показателей живучести может служить частота системных цепочечных аварий с различной глубиной нарушения электроснабжения. Собственно нарушениями живучести являются аварии с погашением потребителей, не подключенных к АЧР и САОН. Доля таких аварий в общем числе системных цепочечных аварий может считаться относительным показателем живучести.

         Ознакомление с данными о системных авариях последних лет позволило выделить характерные события, с помощью которых можно описать любую системную аварию. Эти события делятся на две группы. К первой относятся события, связанные с изменением структуры системы в результате отключения каких- либо элементов, отказов в работе основных элементов схемы, аварийного режима работы. К ним можно отнести  / 1,3  /:

-                      отказ электрооборудования, сопровождаемый коротким замыканием;

         - разбаланс нагрузки, возникающий при делении системы и сопровождаемый понижением или повышением частоты в отделившихся частях;

-   нарушение устойчивости (асинхронный ход, качания, недопустимое понижение напряжения);

-отключение воздушных линий;

-отключение  трансформаторов, шин, генераторов;

-    отключение потребителей действием противоаварийной автоматики;

-отключение потребителей оперативным и диспетчерским персоналом;

-деление системы.

Вторая группа включает в себя события, являющиеся причинами изменения состояния ЭЭС:

-воздействие сил природы ( ветер, гололед, гроза и др.);

-непрерывные действия  (или бездействие) персонала ЭЭС;

-отказ элементов ЭЭС в расчетных условиях;

-воздействие посторонних людей, животных и птиц;

-отказ выключателей в коммутации;

-отказ устройств релейной защиты и противоаварийной автоматики.

Перечисленные факторы выступают и в качестве причин развития аварий. Анализ этих причин позволяет наметить основные мероприятия по повышению живучести ЭЭС /  3  /. К числу этих мероприятий относятся:

- уменьшение объема профилактического обслуживания с целью уменьшения влияния ошибок персонала на надежность оборудования;

-  внедрение комплексных самонастраивающихся устройств защиты и автоматики на новой элементной базе с целью предотвращения неправильных действий и отказов срабатывания;

- внедрение элегазовых аппаратов с целью повышения безотказности коммутационной аппаратуры;

          - своевременный ввод линий системообразующей части  ЭЭС и ОЭС с целью предотвращения опасных аварийных режимов;

         - разработка систем технической диагностики и контроля для генераторов, трансформаторов, линий, выключателей и устройств релейной защиты с целью предупреждения их внезапных отказов.

 

 4.2  Лавина перегрузки и отключений линий электропередачи

 

 Лавина перегрузки и отключений  ЛЭП  вызывает перегрузку и отключение сильно загруженных  питающих  ЛЭП  вплоть до полного отделения от  ЭЭС  района, получающего значительную мощность извне. Существуют три причины ее возникновения:

 а) по питающим линиям электропередачи протекают значительные мощности. В процессе работы некоторые из этих линий могут быть перегружены, что может привести к нарушению статической устойчивости. Практически это связано с прекращением передачи мощности. Потоки мощности перераспределяются на другие линии электрической сети, некоторые из них могут в свою очередь  перегрузиться и т.д;

б)  отключение сильно загруженной линии может вызвать перегрузку другой линии и ее отключение, а затем нарастание перегрузки других линий, что приводит к каскадному выходу их из работы и к разделению электрической сети;

 в)  аварийный останов крупного генерирующего источника может вызвать начальную перегрузку какой – либо питающей линии с последующим развитием лавинного процесса.     

 Лавина данного типа приводит не только к отключению  питающих линий, но  может вызвать перегрузки других линий сети, приводя к распространению аварийного процесса на большие расстояния.

Чтобы избежать лавины перегрузки и отключения питающих линий, используют три типа средств:

 а)  ограничение потоков мощности значениями, обеспечивающими достаточные запасы по статической устойчивости в нормальных и аварийных режимах. В ряде случаев потоки мощности в нормальном режиме ограничиваются величинами, обеспечивающими статическую устойчивость в послеаварийном режиме, наступающем после отключения одной  ЛЭП большой пропускной способности или после аварийного останова крупного турбогенератора. При этом использование пропускной способности линий сети ограничивается. Однако подобное недоиспользование пропускной способности возможно не всегда. Поэтому возникает необходимость в быстродействующем изменении потоков мощности в момент возникновения аварийной ситуации, сохраняющем устойчивость параллельной работы;

б)  быстродействующее изменение потоков мощности с помощью аварийного воздействия на снижение мощности генерирующих источников на передающей стороне питающих линий и иногда увеличение мощности на их приемной стороне.

Быстродействующая разгрузка – операция, приводящая к существенному нарушению режима   ТЭС, так как она обычно связана с отключением части генераторов. После этого необходимо сохранить работу котлов для возможности последующего включения генераторов в сеть;

 в)  быстродействующее увеличение  мощности электростанций на приемной стороне питающих линий. Для этого могут использоваться не полностью загруженные генерирующие источники  ТЭС  (за счет аккумулирующих способностей котлов) и  ГЭС (за счет агрегатов, работающих в режиме синхронного компенсатора).

 Средства предотвращения лавины отключений  ЛЭП  образуют две системы управления:

         - систему управления с обратной связью, поддерживающую статическую устойчивость в нормальном, а иногда и послеаварийном режиме ограничением перетоков мощности в питающих линиях;

- быстродействующую систему управления статической устойчивостью ( в послеаварийном режиме ) и динамической устойчивостью, действующую на основе оценки тяжести доаварийного режима при конкретном возмущении.

           В тех случаях, когда пропускная способность оставшихся в работе линий не обеспечивает параллельной работы частей электрической сети или их перегрузка приводит к повреждениям самих линий, применяется автоматическое разделение, отключающее все питающие линии сети.

 

 

   4.3  Лавина частоты

 

          Разделение частей электроэнергетической системы в точке сети, через которую в доаварийном режиме протекала значительная мощность, приводит к нарушению баланса активной мощности. Если в части  ЭЭС , получавшей мощность извне, резервы недостаточны, то возникает дефицит активной мощности.

 Баланс активной мощности в установившемся режиме характеризуется равенством генерируемой и потребляемой мощностей при нормальной частоте. При дефиците активной мощности и отсутствии резерва частота может оказаться ниже значения, при котором производительность насосов, работающих на противодавление    (питательные насосы котлов), оказывается недостаточной. В этом случае нарушается работа котлоагрегатов, и электростанция должна быть остановлена. Частота в дефицитной части  ЭЭС  дополнительно снижается, что приводит к нарушению работы других электростанций, и т.д. до полного останова всех генерирующих источников.

 Восстановление работы электростанций требует подачи на каждую из них электроэнергии извне для приведения в действие технологического оборудования. Только после пуска котлов и турбин электростанции могут быть включены в работу.

Отсюда следует, что лавина частоты может вызвать тяжелую многочасовую энергетическую аварию на большой территории. Чтобы избежать ее,  ЭЭС  оснащают частотной автоматикой, расположенной на подстанциях  ЭЭС. По мере аварийного снижения частоты эта автоматика отключает линии распределительных сетей для удержания частоты в пределах, безопасных для функционирования собственных нужд электростанций. Затем частота доводится до значения, близкого к нормальному, при котором возможна синхронизация разделившихся частей  ЭЭС и последующее восстановление электроснабжения всех отключенных потребителей.

 4.4 Лавина напряжения

 

 Лавины напряжения, также случающиеся   в  ЭЭС, связаны с балансом реактивной мощности, который определяется соотношением характеристик генерирующих источников (питающей системы) и потребителей.

 В исходном нормальном режиме баланс реактивной мощности узла системы характеризуется равенством генерируемой и потребляемой мощностей при наличии резерва. Поддержание требуемых уровней напряжения при различной нагрузке обеспечивается преднамеренным изменением токов возбуждения генераторов и переключением ответвлений трансформаторов на подстанциях.

 В аварийных режимах, связанных с большим потреблением реактивной мощности потребителями, напряжение может оказаться недостаточным для сохранения статической устойчивости нагрузки или обеспечения технологических процессов производства.

     Различают несколько  причин  возникновения лавины напряжения.

Сопутствующая лавина понижения напряжения возникает одновременно с лавиной частоты вследствие разделения ЭЭС  на части, которые иногда приводят к потере части генерирующей реактивной мощности и зарядной мощности сети сверхвысокого напряжения, существенной для баланса. Кроме того, большое снижение частоты из-за его влияния на работу  автоматического регулятора возбуждения приводит к изменению напряжения на выводах генераторов.

Процесс снижения напряжения при сопутствующей лавине протекает в два этапа. На первом этапе напряжение скачком уменьшается до установившегося значения, соответствующего балансу реактивной мощности. На втором этапе при снижении частоты напряжение дополнительно уменьшается из-за характеристик  АРВ. Изменение напряжения, влияя на мощность, потребляемую нагрузкой, в свою очередь оказывает некоторое воздействие на изменение частоты.

При успешной работе частотной разгрузки ликвидируются дефициты как активной, так и реактивной мощностей.

 Главная опасность сопутствующей лавины напряжения заключается в том, что большие снижения напряжения могут вызвать отказы частотной автоматики, предназначенной для поддержания частоты в безопасных пределах. Возможны также отказы отключения выключателей на подстанциях с оперативным переменным током.

  Во избежание отказов необходимо, чтобы принцип действия реле частоты исключал влияние напряжения на их уставку, а цепи отключения выключателей на подстанциях с оперативным переменным током питались от стабилизаторов напряжения.

 Лавина понижения напряжения нагрузочного узла возникает в результате аварийного уменьшения пропускной способности сети из-за отключения части питающих линий электропередачи. На приемной стороне оставшихся в работе  питающих  ЛЭП  напряжение может снизиться до значений, недостаточных для обеспечения технологических процессов производства.

 К лавинам понижения напряжения может привести также преждевременный съем форсировки возбуждения генераторов, связанный с неполным использованием их перегрузочного ресурса.

 При возникновении лавины понижения напряжения узла нагрузки необходимо отключить часть потребителей по признаку уменьшения напряжения для того, чтобы наиболее ответственные потребители могли продолжать работу, даже если напряжение осталось пониженным.

 Увеличение напряжения, свидетельствующее о восстановлении пропускной способности сети, должно сопровождаться автоматическим включением в работу всех потребителей.

           Лавина повышения напряжения возникает при резком увеличении нерегулируемой составляющей генерируемой реактивной мощности. Это обычно связано с избыточной зарядной мощностью сети сверхвысокого напряжения в условиях пониженного потребления реактивной мощности. Например, в процессе лавины частоты питающая сеть вследствие работы  АЧР  разгружается, и потери реактивной мощности в ней уменьшаются, а оставшаяся нагрузка потребляет реактивную мощность, меньшую чем ее зарядная мощность.

 Для сохранения баланса реактивной мощности при допустимом напряжении генераторы с помощью  АРВ  переводятся в режим недовозбуждения. При этом может потребоваться столь большое уменьшение возбуждения, генераторы приходится разгружать по активной мощности. Это в свою очередь может привести к вторичной лавине частоты.

           В связи с тем, что зарядная мощность пропорциональна квадрату напряжения, приложенного к емкостным проводимостям  сети, аварийный режим устанавливается при напряжении, которое может оказаться опасным не только для потребительских установок, но и для изоляции трансформаторов и сети.

 При исчерпании возможностей перевода генераторов в режим недовозбуждения единственным средством борьбы с лавиной повышения напряжения является временное отключение части линий сверхвысокого напряжения  (по возможности без разделения системы). В процессе нормализации режима линии вновь включаются в работу.

 

        

     5 Предотвращение и ликвидация аварий в электроэнергетических               системах

 

5.1 Предотвращение и ликвидация аварий в единой энергетической системе,  в объединенных энергосистемах, в энергосистемах, входящих в объединение и работающих   изолированно (раздельно)

 

   5.1.1 Технические и организационные меры по предотвращению

        и ликвидации аварий при понижении частоты, перегрузке линий      электропередачи, нарушении синхронизма и понижении напряжения

 

          Тяжесть последствий лавинных аварийных процессов вызвала необходимость создания противоаварийного управления, с помощью которого средствами автоматики режим возвращается к нормальному.

    Системы противоаврийного управления. Потоку событий, связанному с нарушениями статической устойчивости, противопоставляется  система ограничений перетоков, контролирующая режим с обратной связью, корректируя его в темпе процесса. При ручном ограничении или выходе из строя системы управления возможны нарушения устойчивости и возникновение асинхронного режима. Потоку событий, связанному с отключением (нарушением устойчивости )  сильно загруженной  ЛЭП , противостоит система управления, действующая на основе программы, составленной заранее, исходя из признака тяжести доаварийного режима и типа возмущения. Эта система не имеет обратной связи, так как должна обеспечить высокое быстродействие и, следовательно, ей свойственна методическая ненадежность. В большинстве случаев действие системы успешно. Тогда режим после  АПВ  потребительских линий и восстановление режима электростанций, нарушенного системой управления, возвращаются к нормальному.

    Однако в некоторых случаях действие системы оказывается неуспешным и возникает асинхронный режим.

     Возникший асинхронный режим может оказаться недопустимым, тогда его прекращают или ресинхронизацией, или разделением частей  ЭЭС. Успешная ресинхронизация возвращает  ЭЭС  к  нормальному режиму.  В случае же разделения в точке доаварийного токораздела, после кратковременной раздельной работы и автоматической синхронизации, режим возвращается к нормальному.

    В случае разделения (вынужденно) питающих линий, через которые  в доаварийном режиме протекала значительная мощность, в дефицитной части системы возможно появление лавины частоты, вызывающее продолжение аварии.

   Лавине частоты противостоит быстродействующая часть разгрузки (АЧР I), контролирующая уменьшение частоты и удерживающая ее в безопасных пределах путем отключения потребительских линий. После этого в течение некоторого времени (десятков секунд)  ЭЭС  работает с пониженной частотой. В этом случае  работа с пониженной частотой или не вызывает дополнительных осложнений, или происходит возникновение лавины повышения напряжения, устраняющееся временным отключением части линий сверхвысокого напряжения.

   Затем вступает в действие дополнительная частотная разгрузка  АЧР II, доводящая частоту до нормального значения. После автоматической синхронизации (возможной при приблизительном равенстве частот избыточной и дефицитной частей  ЭЭС), а также восстановления электроснабжения потребителей и схемы питающей сети режим становится нормальным.

    Аварийным событиям, связанным с лавиной напряжения нагрузочного узла, противодействует разгрузка по признаку снижения напряжения. Последующие меры позволяют осуществить восстановление электроснабжения потребителей.

    Составляющие системы управления подразделяются на предупредительную, локализирующую и восстановительную.

    В связи с тем, что нагрузка  ЭЭС, а также ее схема и генерирующие мощности изменяются, системы противоаварийного управления должны постоянно приводиться в соответствие с реальной потребностью. Для этого ведется работа по проверке эффективности системы управления в меняющихся условиях. Проверка этих систем производится на основе математической модели  ЭЭС  с помощью ЭВМ.

   В нормальных условиях частота электрического тока в электроэнергетических системах, входящих в объединение и работающих раздельно,  должна поддерживаться в соответствии с ГОСТ 13109-97.

Глубокое понижение частоты ниже 49,0 Гц недопустимо по режиму работы реакторных установок АЭС и котельных агрегатов тепловых электростанций с поперечными связями и с блоками 150-200 МВт, имеющих питательные насосы и главные циркуляционные насосы АЭС с электрическим приводом, из-за понижения давления и расхода питательной воды.

  Энергосистемы обязаны осуществлять контроль на предприятиях, чтобы нагрузки, отключаемые АЧР, не имели АВР.

 Для быстрой ликвидации дефицита генерируемой мощности на электростанциях должны быть выполнены:

а) параметры систем регулирования турбин соответствовать требованиям ПТЭ и руководящим документам;

б) устройства автоматического пуска и ускоренной загрузки гидрогенераторов ГЭС, а также перевода их из режима СК в генераторный режим;

в) устройства автоматического отключения гидрогенераторов ГАЭС, работающих в двигательном режиме, пуск и загрузка их в генераторном режиме;

г) автоматический или ручной пуск и загрузка газотурбинных установок (ГТУ);

д) возможность загрузки агрегатов и взятие разрешенных перегрузок на электростанциях самостоятельно персоналом электростанций с контролем загрузки линий электропередачи по распоряжениям диспетчеров энергосистем, ОДУ и ЦДУ.

Установки пуска и загрузки агрегатов задаются ЦДУ, ОДУ или ЦДС энергосистем, при этом нижняя установка должна быть выше уставки работы спецочереди АЧР и составлять 49,3-49,7 Гц.

 В целях предотвращения полного останова тепловых электростанций при внезапном образовании большого дефицита мощности и глубокого понижения частоты, что может произойти при отделении дефицитных ОЭС, энергосистем или энергорайонов, вследствие перегрузки и отключения линий электропередачи в соответствии с действующими руководящими документами, должна быть выполнена делительная автоматика по частоте.

 На тепловых электростанциях с поперечными связями с учетом электрической схемы соединений с энергосистемой и возможной аварийной ситуации должна быть разработана схема выделения всей электростанции или ее части на изолированную работу с потребителями, питающимися от шин электростанции, или с прилегающим к ней районом электрической сети.

Отделяемая от системы часть электростанции во всех режимах должна иметь небольшой избыток мощности для повышения частоты.

Автоматика должна действовать с двумя пусковыми органами: с уставками 45-46 Гц и 0,5 с и 47 Гц и 30-40 с. Для электростанций, расположенных в особо дефицитных районах, допускается неселективное по отношению к АЧР 1 отделение с уставками 46,5-47,5 Гц и не более 1с.

Схема отделения должна иметь минимальное количество отключаемых выключателей.

Для оперативного персонала должны быть составлены четкие инструкции о порядке автоматического и ручного отделения электростанции.

 На блочных электростанциях энергосистемы совместно с ОДУ определяют возможность отделения автоматикой по частоте электростанции или нескольких блоков, где имеется ОРУ 110-220 кВ, с нагрузкой ближайших районов сети; при этом не должно быть сложных переключений, количество отключаемых выключателей должно быть минимальным.

На блочных электростанциях, где по схеме окажется невозможно выделение электростанции или ее части, должна быть автоматика отделения по частоте одного или нескольких блоков с их собственными нуждами. Режим работы блока, выделившегося с нагрузкой СН, должен быть проверен экспериментально.

В инструкции для оперативного персонала должны содержаться четкие указания по сохранению в работе выделившихся блоков и использованию их для разворота остановившихся блоков, включения в сеть и подъема нагрузки.

 В целях ускорения восстановления энергосистемы при авариях, сопровождающихся значительной потерей мощности, отключением линий электропередачи, полным остановом электростанций с потерей собственных нужд, энергосистемы совместно с электростанциями, а для крупноблочных электростанций совместно с ОДУ в сложившихся условиях определяют варианты схем подачи напряжения для разворота электростанций от резервных источников.

 В качестве резервных источников назначают в первую очередь гидроэлектростанции, а при их отсутствии или невозможности использования их по схеме электрической сети — тепловые электростанции с поперечными связями, а также линии электропередачи от смежных энергосистем.

Должны быть выполнены предварительные расчеты устойчивости и условий отсутствия самовозбуждения генераторов при включении в электросеть и на линии электропередачи без нагрузки.

 При ликвидации аварии диспетчер энергосистемы (ОДУ) должен подавать напряжение на шины обесточившейся электростанции в первую очередь.

 Персонал электростанции при обесточивании распределительного устройства остановом всех генераторов и потерей собственных нужд должен подготовить схему для приема напряжения. Для чего:

а) отключить выключатели генераторов, а при отсутствии генераторных выключателей — выключатели блочных трансформаторов со всех сторон и снять с них оперативный ток;

б) для предотвращения перегрузки трансформаторов собственных нужд от пусковых токов при подаче напряжения отключить выключатели всех неответственных электродвигателей собственных нужд напряжением 3-6 кВ.

Выключатели трансформаторов собственных нужд 6/04 (3/04) кВ должны быть включенными;

в) по указанию диспетчера энергосистемы, а при отсутствии связи самостоятельно отключить выключатели обесточенных линий электропередачи;

г) отключить разъединителями поврежденную часть распределительного устройства и поврежденных электроаппаратов;

д) при получении напряжения по сообщению диспетчера энергосистемы, а при отсутствии связи по показаниям вольтметров линий электропередачи включить выключатель линии резервных трансформаторов собственных нужд, подать напряжение на секции собственных нужд и приступить к развороту агрегатов.

Агрегаты, не подлежащие включению, для предотвращения их повреждения должны быть поставлены в режим расхолаживания (включить маслонасосы турбин, валоповоротные устройства и др.).

 Для поддержания частоты в соответствии с требованиями ГОСТ при недостатке мощности и энергоресурсов в ЕЭС, отдельных ОЭС или раздельно работающих энергосистемах, а также для разгрузки перегруженных линий электропередачи, повышения напряжения в узлах, если его значение понизилось ниже аварийно-допустимого, в каждой энергосистеме и ОЭС должны быть составлены:

- графики ограничения потребления электрической мощности;

- графики ограничения потребления электроэнергии;

- графики экстренного отключения потребителей в течение 2-5 мин;

- графики отключения потребителей при дефиците мощности;

- перечень и объем нагрузки потребителей, отключаемой дистанционно по каналам противоаварийной автоматики.

Графики отключения и ограничения потребителей должны составляться в соответствии с действующей Инструкцией о порядке составления и применения графиков ограничения потребителей и отключения электрической энергии при недостатке электрической энергии и мощности в энергосистемах и их объединениях.

Оперативный персонал энергосистемы обязан осуществлять строгий контроль за эффективностью отключения потребителей, не допуская переключения нагрузки, отключаемой по графикам отключения электроэнергии на оставшиеся в работе источники питания.

          В целях снижения максимума нагрузки при дефиците мощности или ограниченной пропускной способности электрических связей энергосистемы, заключают договора с предприятиями по снижению максимума потребления в часы пика нагрузки в энергосистеме.

 

5.1.2 Действия оперативного персонала при снижении частоты

электрического тока из-за недостатка мощности или энергоресурсов

 

        Ответственным за поддержание (регулирование) частоты электрического тока в ЕЭС в соответствии с требованиями ГОСТ является диспетчер ЦДУ ЕЭС или диспетчер ОДУ (энергосистемы) в изолированно работающей ОЭС (энергосистеме).

Кроме того, в поддержании нормального уровня частоты обязаны участвовать все энергосистемы, работающие параллельно.

Для этого каждая энергосистема (ОЭС) должна выполнять заданный суточный график сальдо-перетока мощности с коррекцией его величины в зависимости от уровня частоты.

Если для регулирования частоты в ЕЭС (ОЭС, энергосистеме) назначена отдельная электростанция или несколько электростанций, то диспетчер, ответственный за регулирование частоты, разгружая или загружая другие электростанции, обеспечивает ей необходимый регулировочный диапазон.

При снижении частоты в ЕЭС (ОЭС или энергосистеме), при потере генерирующей мощности или возрастании потребления диспетчеры энергосистем (ОДУ) не должны своими действиями отрицательно влиять на режим работы остальных энергосистем (ОЭС) — например, разгружать электростанции для сохранения своего сальдо-перетока мощности.

При снижении частоты в ЕЭС (ОЭС, энергосистеме) диспетчеры избыточных энергосистем не должны снижать выдачу, а дефицитных энергосистем — увеличивать прием своего сальдо-перетока мощности, а при недопустимо низком уровне частоты или дальнейшем ее снижении по команде диспетчера, регулирующего частоту, должны повысить задаваемые значения резервов мощности.

Диспетчер энергосистемы (ОЭС), в которой произошла потеря генерируемой мощности, должен использовать все имеющиеся собственные резервы мощности (по согласованию с вышестоящими диспетчерами), а также через диспетчера, ответственного за регулирование частоты, найти и согласовать использование резервов мощности других энергосистем (ОЭС) с учетом пропускной способности связей.

 Для предотвращения возможного понижения частоты в ЕЭС или изолированно работающих ОЭС, энергосистеме или перегрузки межсистемных или внутрисистемных связей в период предстоящего прохождения максимума нагрузки (утреннего или вечернего) диспетчер ЦДУ, ОДУ или энергосистемы после анализа ожидаемого баланса мощности должен при необходимости:

а) подготовить ГАЭС для работы в генераторном режиме;

б) дать команду на разворот энергетического оборудования из холодного резерва;

в) приостановить вывод в ремонт генерирующего оборудования и линий электропередачи, снижающих пропускную способность перегружаемых сечений (независимо от разрешенной заявки);

г) вывести из ремонта в пределах аварийной готовности и приостановить вывод в ремонт линий и энергооборудования, снижающего выпуск мощности из избыточных районов;

д) задать ограничение потребления (новый предельный уровень потребления в энергосистеме или изменить заданный сальдо-переток мощности в дефицитной ОЭС и энергосистеме).

 При внезапном понижении частоты (в течение нескольких секунд, при потере значительной генерирующей мощности или выделении отдельных ОЭС, энергосистем, регионов или узлов с дефицитом мощности) на 0,1 Гц и более от предшествующего установившегося значения диспетчеры ЦДУ ЕЭС, ОДУ, энергосистемы должны на основании показаний приборов диспетчерского пункта, опроса подчиненного оперативного персонала и сообщений с мест определить причины понижения частоты, выяснить состояние и режим работы контролируемых межсистемных и внутрисистемных связей и принять меры по восстановлению частоты до уровня, установленного ГОСТ (если не поступили другие указания или распоряжения руководства), путем использования резервов мощности в энергосистемах, не допуская при этом превышения допустимых перетоков мощности по контролируемым сечениям.

При потере генерируемой мощности, отключении энергоблоков, линий электропередачи или погашении подстанции начальник смены электростанции, диспетчер энергосистемы обязан немедленно сообщить вышестоящему диспетчеру об аварийных отключениях и принять меры по ликвидации нарушения. Если частота продолжает снижаться, то необходимо:

а) пустить резервные гидрогенераторы или перевести их в режим активной нагрузки, если они работали в режиме синхронного компенсатора;

б) перевести агрегаты гидроаккумулируюших электростанций в генераторный режим, если они работали в моторном режиме;

в) взять разрешенные аварийные перегрузки с контролем нагрузки линий электропередачи;

г) задержать отключение в ремонт или резерв агрегатов;

д) повысить нагрузку на ТЭЦ за счет изменения температуры сетевой воды;

е) провести мероприятия по снижению электропотребления путем снижения напряжения у потребителей.

 Если проведение мероприятий  не обеспечивает повышения частоты до 49,5 Гц, то диспетчер, ответственный за поддержание частоты, должен повысить частоту путем отключения потребителей (изменением сальдо-перетока мощности). При выполнении распоряжения диспетчеры ЦДУ ЕЭС, ОДУ, энергосистем обязаны следить за перетоками по контролируемым межсистемным и внутрисистемным связям, не допуская превышения перетоков сверхустановленного инструкциями максимально допустимых значений.

 При большой потере генерирующей мощности и глубоком снижении частоты, если, несмотря на работу АЧР, частота остается ниже 49,0 Гц, диспетчер, ответственный за регулирование частоты, по истечении 3-5 мин (времени, достаточного для использования всех резервов мощности) должен повысить частоту отключенных потребителей, не допуская при этом перегрузки внутрисистемных и межсистемных связей. В этом случае, учитывая опасность отключения в соответствии с регламентом работы блоков АЭС, отключение потребителей по команде диспетчера, ответственного за регулирование частоты, должно производиться во всех энергосистемах независимо от выполнения ими заданных сальдо-перетоков мощности.

Необходимый объем отключений потребителей определяется в соответствии с установленной зависимостью изменения нагрузки от частоты. При отсутствии данных следует отключать мощность 1% нагрузки потребления на 0,1 Гц восстанавливаемой частоты.

 При понижении частоты до 46—47 Гц, сопровождающемся глубоким понижением напряжения, в результате которого могут создаться условия отказа в работе АЧР, начальники смены электростанций должны самостоятельно провести мероприятия по включению собственных нужд на несинхронное питание согласно местным инструкциям.

 После ликвидации аварии при срабатывании АЧР диспетчер, ответственный за регулирование частоты, должен повысить частоту на 0,1-0,2 Гц выше верхней уставки ЧАПВ.

Включение отключенных потребителей должно проводиться с контролем частоты и перетоков мощности по внутрисистемным и межсистемным связям.

 При работе ЕЭС или изолированной ОЭС (энергосистемы) с пониженной частотой (ниже 49,5 Гц) в электрических сетях и на электростанциях не должно производиться плановых переключений в распределительных устройствах, в устройствах релейной защиты и противоаварийной автоматики и устройствах технологической автоматики энергоблоков, кроме переключений при аварийных ситуациях.

 

5.1.3 Предотвращение и ликвидация аварий из-за повышения частоты   электрического тока

 

          При внезапном (в течение нескольких секунд) повышении частоты на 0,1 Гц и более против установившегося значения диспетчер ЦДУ ЕЭС, ОДУ, энергосистемы должен на основании показаний устройств телесигнализации на диспетчерском пункте, опроса и сообщений подчиненного оперативного персонала определить причины повышения частоты, выяснить состояние и режим работы межсистемных и внутрисистемных контролируемых связей, а при частоте более 50,20 Гц принять меры по разгрузке электростанций (ГЭС, ТЭС, ТЭЦ) и переводу агрегатов ГАЭС в двигательный режим для снижения частоты.

 В случае возникновения перегрузки контролируемых связей диспетчеры ОДУ должны самостоятельно принять меры по их разгрузке или перераспределению нагрузок электростанций, обеспечивающих снижение перетоков мощности до допустимых значений.

О всех произведенных действиях по изменению нагрузок электростанций, отключении оборудования электростанций начальники смен  должны немедленно ставить в известность диспетчера энергосистемы, диспетчер энергосистемы — докладывать диспетчеру ОДУ, а диспетчер ОДУ — диспетчеру ЦДУ ЕЭС.

 При повышении частоты выше 50,2 Гц диспетчеры ЦДУ ЕЭС, ОДУ, энергосистем должны принять меры по разгрузке электростанций для снижения частоты с контролем перетоков мощности по межсистемным и внутрисистемным связям.

При этом для сохранения устойчивости по конкретным связям диспетчеры ЦДУ ЕЭС, ОДУ, энергосистем должны разгружать электростанции в избыточной части и загружать электростанции (или отключать потребителей) в дефицитной части, добиваясь понижения общего уровня частоты и сохранения устойчивости по связям.

 При исчерпании регулировочных возможностей на ГЭС и ТЭС и повышении частоты выше 50,4 Гц оперативный персонал энергосистемы и дежурный персонал электростанций с разрешения диспетчера энергосистемы, ОДУ, ЦДУ ЕЭС принимает меры по снижению частоты путем отключения энергоблоков тепловых электростанций и аварийной разгрузки АЭС с блоками типа ВВЭР на 5-10%.

При дальнейшем повышении частоты в отделившейся энергосистеме, ОЭС или изолированно работающем регионе и при достижении значения 51,5 Гц начальники смен электростанций должны самостоятельно приступить к глубокой разгрузке ТЭС путем перевода энергоблоков с турбонасосами на скользящие параметры пара, отключения котлов на дубль-блоках, а также отключать энергоблоки.

О произведенных действиях начальники смен электростанций должны немедленно ставить в известность диспетчера энергосистемы.

Диспетчер энергосистемы, ОДУ, ЦДУ ЕЭС должны контролировать действия подчиненного персонала, а также режим контролируемых межсистемных и внутрисистемных связей, при этом должны быть запрещены или отменены операции, связанные с отключением или планируемым отключением указанных линий.

 

 

 5.1.4  Предотвращение аварий при отключении линий электропередачи или другого оборудования

 

 При аварийном отключении линии, трансформаторов связи, шунтирующего реактора и другого оборудования диспетчер, в чьем оперативном ведении или управлении находится оборудование, обязан:

а) отрегулировать допустимый режим работы контролируемых связей (допустимые перетоки мощности для создавшейся схемы, уровни напряжения), особо обратив внимание на режим работы связей АЭС с энергосистемой, и провести, если это необходимо, операции по перестройке релейной защиты и противоаварийной автоматики в соответствии с инструкцией или программой переключений;

б) принять срочные меры по включению потребителей, отключенных действием устройств специальной автоматики отключения нагрузки (САОН), а при невозможности включить их после отключения других потребителей по графикам аварийных отключений (или ограничений) и снижения перетока мощности по контролируемым связям;

в) определить на основе показаний устройств телесигнализации и телеизмерения, анализа работы устройств релейной защиты и противоаварийной автоматики, опроса подчиненного персонала и сообщения с мест причины отключений и после устранения причин включить оборудование в работу.

 После аварийного отключения линии на основе показаний фиксирующих измерительных приборов, анализа работы устройств релейной защиты, осмотра оборудования на подстанциях и при отсутствии видимого повреждения производится опробование ее напряжением; при повторном отключении после анализа срабатывания устройств релейной защиты линия выводится в ремонт, организуется обход (облет) линии и проявление осциллограмм.

При необходимости быстрейшего включения линии по условиям надежности схемы электроснабжения или избежания (уменьшения объема) ограничений потребителей допускается неоднократное опробование ее напряжением (особенно при гололедообразовании или грозе), когда отключение линии часто вызывается неустойчивым коротким замыканием.

Перед опробованием линии напряжением следует иметь в виду, что при отказе выключателя, которым подается напряжение на линию, возможно отключение других элементов сети (СШ, AT, ВЛ), сопровождающееся развитием аварии и возможным отключением потребителей.

Опробование напряжением со стороны АЭС линии, отключившейся от короткого замыкания, запрещается.

 При необходимости срочного отключения оборудования, связанного с угрозой повреждения оборудования или жизни людей, и невозможности быстрой подготовки режима допускается его отключение без подготовки режима.

 Диспетчеры ОДУ и энергосистем, в которых произошла потеря генерируемой мощности или отключение линий электропередачи, вызвавших загрузку межсистемных или внутрисистемных связей сверхустановленных инструкциями допустимых значений, должны аварийно поднять имеющиеся резервы мощности для разгрузки контролируемых сечений и линий.

При исчерпании резервов и превышении аварийно-допустимых перетоков мощности в контролируемых сечениях диспетчер, отвечающий за регулирование указанного перетока, должен самостоятельно для снижения перетока мощности и предотвращения нарушения устойчивости параллельной работы по этим связям дать команду на отключение потребителей с питающих центров (или изменение своего сальдо-перетока мощности), а при необходимости использовать отключение потребителей дистанционно по каналам противоаварийной автоматики.

 

5.1.5 Действия оперативного персонала при понижении напряжения

      в основных узловых пунктах энергосистемы

 

 Оперативным персоналом предприятий электрических сетей, энергосистем, ОДУ, ЦДУ ЕЭС осуществляется контроль и регулирование напряжения в заданных контрольных пунктах сети в соответствии с утвержденными графиками напряжений.

 Если напряжение в этих пунктах снижается до указанного аварийного предела, оперативный персонал электростанций и подстанций с синхронными компенсаторами должен самостоятельно поддерживать напряжение путем использования перегрузочной способности генераторов и компенсаторов, а диспетчеры энергосистем, ОДУ, ЦДУ ЕЭС должны оказывать энергопредприятиям помощь путем перераспределения реактивной и активной мощности между ними. При этом разрешается повышать напряжение в отдельных контрольных пунктах до значений не выше предельно допустимого для оборудования.

 В случае понижения напряжения ниже минимально установленных уровней на одном или нескольких объектах диспетчер ЦДУ ЕЭС, ОДУ, энергосистемы, а также персонал электростанций и подстанций обязан на основе опроса подчиненного персонала, сообщений с мест, показаний устройств телеизмерений и телесигнализаций определить причины понижения напряжения и принять меры:

а) увеличение загрузки синхронных компенсаторов и генераторов по реактивной мощности вплоть до взятия аварийных перегрузок. При этом необходимо предупредить возможное отключение генератора защиты от перегрузки ротора.

После получения сообщений о перегрузке генераторов (синхронных компенсаторов) диспетчер обязан принять меры к их разгрузке до истечения допустимого срока взятых перегрузок, не допуская понижения напряжения. В противном случае перегрузки будут сняты оперативным персоналом, генераторы будут разгружены до номинальных токов статора и ротора, что может привести к дальнейшему глубокому снижению напряжения и возможному распаду энергосистемы, погашению потребителей;

б) включение батарей статических конденсаторов;

в) отключение шунтирующих реакторов;

г) изменение коэффициентов трансформации трансформаторов, оснащенных устройствами РПН;

д) снижение перетоков мощности по линиям.

О всех принятых мерах оперативный персонал должен сообщить вышестоящему диспетчеру.

 Если после принятых мер по восстановлению напряжения оно остается ниже аварийного значения, необходимо отключить потребителей (по графикам отключения потребителей с питающих центров) в том узле, где произошло снижение напряжения.

 При понижении напряжения на энергообъектах одной из энергосистем диспетчер ОДУ (ЦДУ ЕЭС) обязан оказать помощь в повышении напряжения следующими мерами, осуществляемыми в смежных энергосистемах:

а) использованием резервов реактивной мощности на электростанциях смежных энергосистем с повышением напряжения в пределах длительно допустимых значений;

б) использованием разгрузки генераторов по активной мощности и увеличением загрузки по реактивной в энергосистемах с пониженным напряжением.

Запрещается разгружать генераторы по активной мощности и загружать их по реактивной мощности в дефицитных энергосистемах или ОЭС, если это может привести к увеличению перетоков по связям выше максимально допустимых.

Однако, если в результате понижения напряжения в электрических сетях понизится напряжение собственных нужд электростанций до значения ниже аварийно-допустимого, диспетчеры энергосистемы для предотвращения нарушения режима работы механизмов собственных нужд (особенно АЭС) и полного останова агрегатов электростанций обязаны разгрузкой генераторов по активной мощности (по согласованию с диспетчером ОДУ) или отключением потребителей повысить напряжение до уровня, обеспечивающего нормальный режим работы агрегатов;

в) отключением части шунтирующих реакторов;

г) изменением потокораспределения активной мощности;

д) перераспределением потоков реактивной мощности с помощью оперативного изменения коэффициентов трансформации на трансформаторах с РПН;

е) изменением схемы электросетей.

 При понижении напряжения, вызванном неотключившимся КЗ в электросети, диспетчер соответствующего уровня должен до истечения срока взятых перегрузок на генераторах и синхронных компенсаторах определить и отключить место КЗ.

Определение места КЗ диспетчер энергосистемы, ОДУ, ЦДУ ЕЭС должен производить на основании анализа уровней напряжения, перетоков активной и реактивной мощности, действия релейной защиты и опроса оперативного персонала и сообщений с мест.

 

5.1.6 Предотвращение повышения уровней напряжения на оборудовании      сверхдопустимых значений

 

 Диспетчеры ЦДУ ЕЭС, ОДУ, энергосистем должны поддерживать уровни напряжений в контрольных пунктах в соответствии с заданным графиком, а также не допускать на оборудовании превышения уровней напряжения, установленных ПТЭ и нормами завода-изготовителя.

     В случае повышения напряжения сверхдопустимого на одном или нескольких объектах, диспетчер ЦДУ ЕЭС, ОДУ, энергосистемы обязан на основе сообщений с мест, показаний устройств телеизмерений и телесигнализаций выявить причины повышения напряжения (односторонне отключены ВЛ, разгружены линии электропередачи, отключены шунтирующие реакторы) и принять меры по его снижению:

- снижение загрузки генераторов электростанций и синхронных компенсаторов по реактивной мощности, работающих в режиме выдачи, перевод их в режим потребления (или увеличения потребления) реактивной мощности; отключение батарей статических конденсаторов; включение шунтирующих реакторов, находящихся в резерве;

  - увеличение загрузки линий электропередачи перетоками мощности;

- изменение коэффициентов трансформации трансформаторов, оснащенных устройствами РПН;

- вывод в резерв линии в районе повышенного напряжения только выключателями.

При одностороннем отключении линии и повышении напряжения сверхдопустимого необходимо включить эту линию в транзит, а при невозможности снять с нее напряжение.

 

 

5.1.7 Ликвидация асинхронного режима работы отдельных частей ЕЭС,

       ОЭС, энергосистем и электростанций

 

 Причинами нарушения синхронной работы отдельных частей ЕЭС могут быть:

а) перегрузка межсистемных транзитных связей мощностью по условиям устойчивости (аварийное отключение большой генерируемой мощности, интенсивный рост потребляемой мощности, отказ устройств противоаварийной автоматики);

б) отказ выключателей или защит при КЗ в электросетях;

в) несинхронное включение связей.

          Основными признаками асинхронного хода являются устойчивые глубокие периодические колебания тока, мощности, напряжения по линии связи и на энергообъектах, а также возникновение разности частот между частями ЕЭС, ОЭС, энергосистем, вышедшими из синхронизма, несмотря на сохранение электрической связи между ними.

На шинах электростанций и подстанций, находящихся вблизи электрического центра качаний, происходят периодические глубокие колебания напряжения с понижением его ниже аварийно-допустимых значений, в том числе на собственных нуждах с возможным отключением ответственных механизмов собственных нужд и отдельных агрегатов.

Для электростанций, оказавшихся вблизи электрического центра качаний (ЭЦК), характерно нарушение синхронизма генераторов со сбросом мощности.

При нарушении синхронизма и глубоком понижении частоты электрического тока в дефицитном районе до значения срабатывания АЧР возможна автоматическая синхронизация и прекращение асинхронного режима.

Диспетчеры ОДУ, энергосистем должны принимать во внимание, что вследствие периодических колебаний мощности по загруженным линиям электропередачи возможно срабатывание автоматики разгрузки от перегрузки мощностью (АРПМ) с отключением потребителей и генерируемой мощности на электростанциях в вышедших из синхронизма частях энергосистемы, ОЭС, региона.

О возникновении асинхронного режима оперативный персонал должен немедленно сообщить вышестоящему оперативному персоналу.

При недостаточности полученной информации диспетчер должен выяснить обстановку путем дополнительного опроса оперативного персонала ОДУ, энергосистем, электростанций, подстанций.

 При нарушении устойчивости межсистемных транзитных линий связей возникший асинхронный режим нормально должен ликвидироваться автоматикой ликвидации асинхронного режима (АЛАР). Если почему-либо АЛАР отказала и асинхронный режим продолжается, диспетчер энергосистемы, ОДУ, ЦДУ ЕЭС обязан дать команду на разделение транзитов, асинхронно работающих энергосистем или узлов в местах установки АЛАР.

 При появлении в энергосистеме качаний токов, мощности и напряжения диспетчер должен уметь различать синхронные качания от асинхронного режима.

При синхронных качаниях по транзитным линиям связи мощность, как правило, не меняет своего знака и сохраняет свое среднее значение за период. Поэтому при синхронных качаниях не бывает устойчивой разности частот в соответствующих частях энергосистемы, ОЭС, ЕЭС.

Синхронные качания токов и напряжения на генераторах и синхронных компенсаторах обычно происходят около среднего значения, близкого к нормальному (до появления качаний) значению.

Синхронные качания, как правило, затухающие, поэтому в указанных случаях далекие энергосистемы, ОЭС, ЕЭС не требуется.

Для ускорения прекращения синхронных качаний генераторов диспетчер должен по возможности разгрузить их по активной мощности и повысить реактивную мощность, не допуская перегрузки транзитных связей.

При синхронных качаниях по межсистемным связям, вызванных перегрузкой сечения, необходимо повысить напряжение в приемной части, уменьшить переток за счет использования резерва или отключения потребителей.

 

5.1.8 Ликвидация аварий, связанных с разделением ЕЭС, ОЭС,  энергосистемы

 

 При ликвидации аварии с разделением ЕЭС, ОЭС, энергосистемы диспетчер ЦДУ ЕЭС, ОДУ, энергосистемы должен на основании показаний приборов диспетчерского пункта, сообщений с мест, опроса подчиненного оперативного персонала и анализа действия устройств релейной защиты и противоаварийной автоматики выявить характер аварии и причины ее возникновения (аварийное отключение линии электропередачи; обесточивание основных распределительных устройств; потеря большой генерирующей мощности, вызвавшей перегрузку линий и срабатывание делительной автоматики; отказ или неправильные действия устройств релейной защиты и противоаварийной автоматики; ошибки персонала при производстве переключений), установить место повреждения, определить, на какие несинхронные части разделилась ЕЭС, ОЭС, энергосистема, а также уровни частоты и напряжения в раздельно работающих частях. Одновременно диспетчер должен выяснить состояние и загрузку межсистемных и других контролируемых внутрисистемных связей.

 Оперативный персонал электростанций и электрических сетей при возникновении указанных аварийных режимов обязан:

а) сообщить диспетчеру энергосистемы о происшедших отключениях на объектах, об отклонениях частоты и напряжения и наличии перегрузок основных транзитных линий электропередачи.

Оперативный персонал не должен занимать время диспетчера сообщениями об отключении и перегрузке оборудования, не имеющего системного значения (отключение тупиковых линий, отходящих линий, потребителей сетей напряжением 35 кВ и ниже);

б) принять все меры по восстановлению частоты и напряжения;

в) снять перегрузки с транзитных линий электропередачи при угрозе нарушения статической устойчивости;

г) обеспечить надежную работу механизмов собственных нужд вплоть до их выделения на несинхронное питание при понижении частоты до установленных для данной электростанции пределов;

д) синхронизировать отделившиеся во время аварии генераторы или электростанции при наличии напряжения от энергосистемы (или при появлении его после исчезновения).

При отсутствии напряжения на шинах высокого напряжения необходимо удержать отключенные генераторы (не входящие в схему выделения собственных нужд) на холостом ходу: крупные блоки, для которых не разрешена работа на холостом ходу, должны быть в состоянии готовности к быстрому развороту и обратному включению в сеть с набором нагрузки.

 После разделения во избежание развития аварии оперативный персонал энергосистем и ОДУ обязан немедленно, не дожидаясь распоряжения вышестоящего диспетчера, принять меры к восстановлению частоты и напряжения в раздельно работающих частях энергосистемы и устранению перегрузок оборудования и линий электропередачи. При сохранении в разделившихся частях допустимых уровней частоты и напряжения диспетчер ЦДУ ЕЭС, ОДУ, энергосистемы обязан принять меры к синхронизации этих частей.

Синхронизация должна производиться при разности частот не более 0,1 Гц с учетом возможного наброса мощности на межсистемные и внутрисистемные связи, при этом не должно допускаться срабатывание АРПМ при синхронизации разделившихся частей ЕЭС, ОЭС, энергосистемы. В ОЭС и энергосистемах местными инструкциями должны быть определены энергорайоны и сечения, по которым разрешается производить синхронизацию с большой разностью частот или несинхронное включение с указанием допустимой разности частот.

 При разделении ЕЭС, ОЭС, энергосистемы на отдельные части диспетчер ЦДУ ЕЭС, ОДУ должен поручить регулирование частоты в каждой раздельно работающей части энергосистемы, ОЭС, ЕЭС соответствующему диспетчеру или принять регулирование на себя.

 Для ускорения синхронизации диспетчер ЦДУ ЕЭС, ОДУ, энергосистем должен дать распоряжение диспетчерам, ответственным за регулирование частоты в отделившихся частях ЕЭС, ОЭС, энергосистемах с пониженной частотой, о принятии мер по повышению частоты, диспетчерам ОЭС, энергосистем с повышенной частотой о ее понижении с указанием значения частоты, при которой будет производиться синхронизация разделившихся частей.

При невозможности повысить частоту в дефицитной по мощности части до необходимого для синхронизации значения повышение частоты (после принятия всех мер) должно осуществляться за счет отключения потребителей.

При этом диспетчеры всех уровней должны иметь перечень мест (электростанций и подстанций), на которых имеются устройства синхронизации.

 При аварийном разъединении энергосистем, ОЭС или ЕЭС в целях максимального сокращения объема отключаемых потребителей в дефицитной части и быстрейшей обратной их синхронизации между собой допускается:

а) производить их синхронизацию при снижении частоты в избыточной части, но не ниже чем до 49,5 Гц. При этом уровень частот в избыточной части определяется соответствующим диспетчером, исходя из сложившейся ситуации (возможность снижения частоты по режиму, размер отделившейся части по мощности);

б) переводить с кратковременным перерывом питания участки электросети с несколькими подстанциями, питающиеся от части энергосистемы с дефицитом мощности, на питание от части энергосистемы, имеющей резерв, или на питание от смежных энергосистем, если это допустимо по режиму их работы;

в) отделять от части энергосистемы отдельные генераторы или электростанции и синхронизировать их с дефицитной частью энергосистемы.

Снижение частоты должно производиться плавно небольшими ступенями через 0,1 Гц. При этом диспетчеры ЦДУ ЕЭС, ОДУ и энергосистем должны внимательно следить за перетоками мощности по межсистемным и внутрисистемным транзитным связям, не допуская превышения перетоков сверх максимально допустимых значений, разрешенных действующими инструкциями. Диспетчер подстанции (электростанции) обязан следить за синхроноскопом и в момент уравнивания частот произвести синхронизацию частей.

 Если в результате аварии полностью потеряно напряжение на ряде основных электростанций и у потребителей, диспетчер энергосистемы, ОДУ, ЦДУ ЕЭС обязан подачей напряжения от частей энергосистемы с нормальной частотой восстановить питание собственных нужд электростанций и в первую очередь мощных блочных электростанций. В дальнейшем по мере разворота оборудования электростанций и набором нагрузки диспетчер ЦДУ ЕЭС, ОДУ, энергосистемы должен подавать напряжение толчком на потерявшие напряжение участки ЕЭС, ОЭС, энергосистемы. Диспетчер энергосистемы, потерявшей напряжение, при ликвидации аварии в первую очередь должен учитывать возможность получения напряжения со стороны ОЭС.

Напряжение на обесточенные участки должно подаваться толчком от частей энергосистемы, имеющих резерв мощности, достаточный для покрытия нагрузки участка сети, чтобы набор нагрузки потребителями не вызывал бы недопустимое снижение частоты, перегрузку транзитных линий (сечений) и необходимость нового отключения потребителей.

 После ликвидации аварии диспетчер, ответственный за регулирование частоты в ЕЭС, ОЭС, энергосистеме, обязан для включения потребителей с помощью ЧАПВ при наличии резервов мощности и запасов по пропускной способности линий повысить кратковременно частоту на 0,1-0,2 Гц выше верхней уставки ЧАПВ.

Если по балансу мощности это невозможно, диспетчер ЦДУ ЕЭС (ОДУ) раздельно работающей, энергосистемы должен дать указание о ручном включении потребителей с контролем уровня частоты и загрузки линий электропередачи.

 

 

5.1.9 Предотвращение аварий при возникновении перегрузки

        межсистемных и внутрисистемных транзитных связей

 

 Перетоки мощности по межсистемным и внутрисистемным связям во всех режимах не должны превышать максимальных и разрешенных инструкциями аварийно-допустимых значений, а также длительно допустимых и аварийно-допустимых токовых нагрузок по нагреву проводов и оборудования линий.

Работа с перетоками, превышающими аварийно-допустимые значения, запрещается.

 Переход на работу с аварийно-допустимыми перетоками мощности допускается осуществлять на период прохождения максимума нагрузок энергосистемы, ОЭС, ЕЭС или на время, необходимое для ввода ограничений потребителей, а в послеаварийном режиме (после отключения генератора, линии, автотрансформатора и др.) — на время, необходимое для мобилизации резерва (в том числе холодного), и оформляется записью в оперативном журнале диспетчером энергосистемы, ОДУ, ЦДУ ЕЭС (с указанием времени и причин перехода на работу с аварийно-допустимыми перетоками).

 Перегрузки сверх максимально (аварийно) допустимых значений перетоков мощности (токов) по связям, линиям и оборудованию должны устраняться:

а) при наличии резерва — немедленной загрузкой электростанций в приемной части энергосистемы и разгрузкой их в передающей части для разгрузки транзитных связей, в других случаях — использованием одного из указанных приемов;

б) при отсутствии резерва — за счет использования аварийных перегрузок генерирующего оборудования и ограничений и отключений в приемной части энергосистемы, а также разгрузкой генерирующей мощности в периферийных избыточных частях энергосистем, ОЭС, ЕЭС.

 Для предотвращения превышения аварийно-допустимых перетоков активной мощности диспетчер ЦДУ, ОДУ, энергосистем должен принять все меры по снижению перетока, вплоть до отключения потребителей с питающих центров, в том числе по графику экстренных отключений, а также дистанционно по каналам противоаварийной автоматики (ПА).

 Диспетчеру ЦДУ ЕЭС, ОДУ, энергосистемы разрешается осуществлять отключение потребителей дистанционно по каналам ПА согласно утвержденному руководством перечню в следующих случаях:

а) если мероприятия из-за низкой эффективности отключения потребителей не привели к снижению перетока мощности ниже аварийно- допустимого значения;

б) при отказе автоматики от наброса активной мощности на связи в условиях, когда она должна действовать на отключение потребителей (САОН);

в) после срабатывания автоматики от наброса активной мощности на связи переток мощности вновь приближается к уставке срабатывания.

При дистанционном воздействии на отключение потребителей по пп. а и в должны отключаться потребители, не подключенные к автоматике, от наброса мощности на перегруженные связи.

Каждое отключение потребителей дистанционно по каналам ПА фиксируется соответствующим диспетчером записью в оперативном журнале с указанием времени и причин отключения.

 Потребители, отключенные устройствами противоаварийной автоматики или диспетчером дистанционно по каналу ПА, должны быть включены снова, если позволяет переток активной мощности по контролируемым связям. Если эти потребители не могут быть включены по указанной причине, то включить их можно после отключения других потребителей по графику аварийных отключений (ограничений) и снижения перетока мощности по контролируемым связям.

 

 

 

 

 5.2 Ликвидация аварий на линиях электропередачи

 

 5.2.1 Ликвидация аварий на системообразующих воздушных линиях  электропередачи

 

Отключение отдельных участков линий электропередачи напряжением 220-500-750-1150 кВ во многих случаях приводит к значительному ограничению мощности электрических станций, снижению пропускной способности оставшихся в работе связей, нарушению электроснабжения больших районов, разделению энергосистем. Поэтому диспетчеры ЦДУ, ОДУ и энергосистем должны принять необходимые меры по быстрейшему включению отключившихся линий электропередачи.

Наиболее характерными причинами аварийного отключения линий являются обрыв гирлянды, провода, троса, перекрытие на поросль, падение деревьев на провода, перекрытие изоляции при ее загрязнении или наличии нулевых изоляторов в гирлянде, или при прохождении под линией негабаритного транспортного средства, перекрытия изоляции во время грозы с ветром при приближении шлейфов проводов к стойке опоры, повреждение коммутационных аппаратов линии, образование гололеда с возникновением "пляски" проводов, пожар на трассе линии, неселективное или ложное срабатывание устройств релейной защиты или линейной автоматики, ошибочные действия оперативного, релейного или ремонтного персонала.

При производстве переключений персонал должен учитывать, что линии электропередачи напряжением 500 кВ и выше и протяженностью более 150 км при включении под напряжение передают в сеть большую зарядную реактивную мощность, что может привести к работе устройств автоматики повышений напряжения (АПН) и развитию аварии. Поэтому оперативный персонал при включении под напряжение отключившейся линии должен обратить внимание на уровни напряжения в сети, наличие подключенных шунтирующих реакторов, схему прилегающей сети и подстанции, от которой линия ставится под напряжение.

 При автоматическом отключении линии электропередачи линейными защитами независимо от работы АПВ диспетчеры ЦДУ, ОДУ и энергосистем во всех случаях обязаны опробовать линию напряжением, если к моменту опробования не поступило сообщение о явном повреждении линии электропередачи или электроаппаратов, относящихся к ней (после подготовки допустимого режима).

Если при отключении линий электропередачи, питающих узлы, нарушилось электроснабжение потребителей, а для опробования напряжением линии не требуется режимной подготовки электрической сети по напряжению и перетокам мощности, линию электропередачи необходимо как можно быстрее опробовать напряжением и замкнуть под нагрузку.

В случае одностороннего отключения линии электропередачи (линия находится под напряжением) необходимо, если требуется, произвести операции с ПА и РЗ и замкнуть линию в транзит.

Если при опробовании напряжением линии электропередачи она отключается линейными защитами с "толчком" тока, для принятия решения по дальнейшим действиям диспетчеры ЦДУ, ОДУ и энергосистем должны выяснить у персонала сетевых предприятий и электростанций состояние линейного оборудования, а также погодные условия в районе прохождения трассы линии.

При автоматическом отключении межсистемных, транзитных линий и линий электропередачи, обеспечивающих передачу мощности от АЭС, крупных ГРЭС и ГЭС, начальники смен электростанций, диспетчеры энергосистем, ОДУ, ЦДУ ЕЭС (в соответствии с подведомственной подчиненностью) обязаны немедленно самостоятельно произвести разгрузку электростанций до значения мощности, установленного технологической инструкцией для ремонтной схемы, разгрузить перегруженные межсистемные и внутрисистемные линии электропередачи до допустимых значений, указанных в технологических инструкциях, используя резервы мощности и принудительное отключение потребителей в дефицитных частях энергосистемы (ОЭС), а в избыточных — путем разгрузки электростанций.

После подготовки режима для ремонтной схемы (допустимые перетоки мощности, нагрузка электростанций, уровни напряжения) в соответствии с требованиями технологических инструкций диспетчер, в управлении которого находится отключившаяся линия, определяет порядок опробования линии напряжением, принимая во внимание состояние подстанций (наличие в ремонте выключателей, систем шин, уровни напряжения и возможности его понижения, количество подключаемых шунтирующих реакторов по концам линии).

Как правило, включение линии под напряжение производится со стороны подстанции с нормальной электрической схемой. Опробование напряжением линии со стороны АЭС и крупных  ТЭС производится в исключительных случаях, когда нет других возможностей.

Если линия отключается защитами с "толчком" электрического тока, то необходимо на основе анализа работы защит по показаниям фиксирующих измерительных приборов и осмотра оборудования на подстанциях, а также после проявления осциллограмм определить место повреждения и выслать в этот район ремонтную бригаду без права производства работ, но при этом с ней должна поддерживаться связь.

Если причины отключения линии не выявлены, то через некоторое время произвести повторное опробование линии напряжением.

При обнаружении повреждения линию выводят в ремонт с соблюдением требований правил техники безопасности.

При отключениях линий электропередачи с успешным АПВ (ОАПВ) или при успешном включении линии под напряжение и замыкании ее в транзит необходимо принять все меры (обходы, осмотры оборудования, использование приборов по отысканию мест повреждения, опросы персонала, проявление осциллограмм и др.) по выяснению причин отключения линии.

В регионах, подверженных интенсивному гололедообразованию и налипанию мокрого снега на провода и тросы линий электропередачи энергосистемы, по МЭС, ОДУ и ЦДУ должны быть составлены инструкции и разработаны схемы и режимы плавки гололеда.

При получении сообщения от гидрометеорологического центра или областных обсерваторий о возможности образования гололеда, налипании мокрого снега и сильных ветрах персонал энергосистем и сетевых предприятий организовывает контроль за состоянием линий электропередачи, проверяет готовность схем и устройств для плавки гололеда на проводах и грозозащитных тросах.

При наличии гололеда или налипания мокрого снега персонал сетевых предприятий устанавливает контроль за интенсивностью гололедообразования, сообщает об этом руководящему и вышестоящему оперативному персоналу, в ведении которого находятся линии электропередачи, и принимает меры по предотвращению дальнейшего роста гололедообразования в соответствии с местной инструкцией.

При достижении толщины (диаметра) гололеда, установленной местной инструкцией для данного класса линий электропередачи, оформляется заявка на плавку гололеда. Решение о необходимости плавки гололеда принимает главный инженер МЭС (РЭК).

Плавка гололеда должна производиться в часы суток, когда возможен наименьший ущерб потребителям электроэнергии из-за появления вероятности отключения линии.

Если весовая нагрузка гололеда угрожает повреждению линии электропередачи (обрыв проводов, разрыв гирлянд изоляторов, обрыв троса, поломка опор и др.), то плавка гололеда производится в любое время суток, а при необходимости вводятся ограничения потребителей.

На линиях электропередачи напряжением 500-750-1150 кВ расстояние между опорами 400 м и более, поэтому при образовании гололеда на грозозащитных тросах под действием весовой нагрузки трос растягивается и опускается между проводами фаз линии электропередачи, что может вызвать короткое замыкание при разрыве троса или приближении его к проводу линии под действием ветра.

Для предотвращения отключения линии электропередачи плавку гололеда на тросах следует проводить своевременно, в любое время суток.

В случае отключения линии электропередачи ее необходимо периодически опробовать напряжением и включать под нагрузку.

В период года, с октября по март, при моросящем дожде, поперечном ветре и температуре воздуха от 0 до -5°С на проводах линий электропередачи может отлагаться односторонний гололед толщиной от 1 до 15 мм, что увеличивает парусность проводов, и при скорости поперечного ветра 5-15 м/с и более возникает "пляска" проводов.

Получив сообщение о возникшей "пляске" проводов на линии электропередачи с амплитудой более 5 м, диспетчеры энергосистем, ОДУ и ЦДУ должны разгрузить линии до возможного минимума, если имеется резерв мощности, а при "пляске" проводов на линиях электропередачи, отходящих от АЭС или ГРЭС, разгрузить их, чтобы при отключении не перегрузились параллельные линии электропередачи и не сработали автоматика разгрузки электростанции и автоматика отключения нагрузки.

При этом следует высылать бригады вдоль линии электропередачи с необходимым инструментом и средствами радиосвязи.

При отключении линии электропередачи и неуспешном АПВ проверить работу релейных защит, опробовать линию напряжением и замкнуть ее в транзит. Определить по приборам и осциллограммам место КЗ и сообщить бригаде.

При повторных отключениях линию электропередачи необходимо снова включить одним из выключателей на подстанциях.

Если при нескольких попытках включения под напряжение линия электропередачи снова отключается, необходимо по измерениям определить место КЗ и проверить устройством определения мест повреждения ее состояние.

Если измерение устройством покажет повреждение на линии электропередачи, то необходимо срочно организовать ремонт с соблюдением требований правил техники безопасности.

Если измерение покажет отсутствие повреждения, линию электропередачи необходимо периодически опробовать напряжением, опрашивая персонал об изменении погодных условий на трассе.

 

 

5.2.2 Ликвидация аварий на воздушных линиях электропередачи

       распределительных электрических сетей

 

Все линии электропередачи с точки зрения питания потребителей делятся на две категории:

- тупиковые;

- транзитные.

Тупиковыми линиями электропередачи считаются:

а) линии, получающие напряжение с одной стороны и питающие подстанции, к шинам которых не подключены электростанции;

б) линии, получающие напряжение с одной стороны и питающие подстанции, к шинам которых подключены мелкие электростанции, оборудованные делительной автоматикой.

При автоматическом отключении тупиковой воздушной линии электропередачи, вызвавшем обесточивание потребителей, персонал электростанции (подстанции) должен немедленно самостоятельно включить выключатель отключившейся на линии один раз вручную, в том числе и после неуспешного действия однократного АПВ. Перед включением необходимо вывести из действия устройство АПВ, если последнее не выводится автоматически.

Данные требования не распространяются на:

тупиковые линии, оборудованные двукратными АПВ со временем второго цикла более 10 с. Целесообразность повторного включения таких линий персоналом определяется, исходя из конкретной обстановки и местных условий;

тупиковые линии, по которым возможно недопустимое несинхронное включение в случае отказа делительной автоматики на приемном конце, где подсоединена электростанция небольшой мощности;

тупиковые линии, выключатели которых не имеют дистанционного управления и не допускают включения на месте после автоматического отключения (привод не отделен от выключателя прочной защитной стеной, а выключатель имеет недостаточную разрывную мощность);

тупиковые линии, подача напряжения по которым после их автоматического отключения производится по согласованию энергосистемы с потребителем.

На каждой электростанции (подстанции) должен быть перечень тупиковых линий (не имеющих резервного источника питания), на которые распространяются указания, подписанные главным инженером электростанции или предприятия электрических сетей.

Если тупиковая линия отключалась после однократного АПВ, а также при последующем ее опробовании персоналом, диспетчер имеет право после проверки состояния оборудования и погодных условий включить линию под напряжение.

Если при отключении в ремонт одной из транзитных линий подстанции переходят на тупиковое питание, то на питающем центре и на всех промежуточных подстанциях на ключах управления выключателями по указанию соответствующего диспетчера должны быть вывешены плакаты "Транзит разомкнут".

В этом случае на указанные линии распространяются действия, предусмотренные для тупиковых линий.

Если на телеуправляемой подстанции в момент отключения линий нет обслуживающего персонала, то операции по включению линий производит по телеуправлению диспетчер предприятия (района) электрических сетей или дежурный опорной подстанции.

Автоматически отключившаяся (в том числе и после неуспешного действия устройства АПВ) транзитная линия опробуется напряжением и включается в следующих случаях:

- при обесточивании или ограничении потребителей;

- при недопустимой перегрузке одной или нескольких транзитных линий;

- при недопустимой перегрузке одного или нескольких трансформаторов, связывающих сети разных напряжений;

- при ограничении мощности электростанции, если это недопустимо по режиму работы энергосистемы (объединенной энергосистемы);

- при недопустимом снижении напряжения в энергосистеме или ее части.

Если при опробовании такая транзитная линия отключится вновь, то диспетчер имеет право через некоторое время вторично включить линию под напряжение, если другими мерами восстановить питание потребителей, снять недопустимые перегрузки и повысить напряжение до приемлемого значения не удается.

При неуспешном двукратном АПВ диспетчер имеет право включить отключившуюся линию еще один раз.

Опробуются напряжением транзитные линии, АПВ на которых отключен или не установлен, за исключением коротких линий (длиной не более нескольких километров), проходящих в черте города, если их отключение не связано со случаями, перечисленными в п.3.2.7.

Транзитные линии, отключение которых существенно снижает надежность питания потребителей или ограничивает мощность электростанций, также опробуются напряжением, в том числе и после неуспешного АПВ.

 Транзитные линии после неуспешного АПВ, как правило, сначала проверяются импульсным измерителем. Если при проверке повреждение не обнаружено, то линии опробуются напряжением, а в случае обнаружения повреждения — выводятся в ремонт.

Если в результате опробования линии напряжением она снова отключается, ее состояние следует проверить импульсным измерителем. В случае обнаружения повреждения линию нужно вывести в ремонт.

Если при проверке импульсным измерителем повреждение на линии не обнаружено, последняя может быть "толчком" включена под напряжение и замкнута в транзит.

При отсутствии на линии импульсных измерителей решение о возможности ее включения следует принимать по результатам обхода.

На линиях, оборудованных фиксирующими измерительными приборами, обходчик направляется на место повреждения, указанное фиксирующим измерительным прибором.

Автоматически отключившиеся транзитные линии опробуются напряжением и включаются в транзит или под руководством диспетчера, если отключившаяся линия находится в его оперативном управлении, или с его разрешения, если отключившаяся линия находится в его ведении, или оперативным персоналом электростанций и подстанций самостоятельно, но с последующим уведомлением диспетчера, если такое включение предусмотрено местными инструкциями энергосистемы.

Оперативный персонал электростанций и подстанций обязан регистрировать и сообщать дежурному диспетчеру, в оперативном управлении которого находится отключившаяся линия, показания фиксирующих приборов для определения места КЗ по формулам и графикам в целях организации обхода линии.

После неуспешного опробования линии 110-220 кВ, наряду с проверкой линии импульсным измерителем и регистрацией показаний фиксирующих приборов, оперативный персонал при необходимости обязан организовать проявление пленок автоматических осциллографов для уточнения места повреждения.

 

 

    5.3  Ликвидация аварий в главной схеме подстанций

 

5.3.1 Аварии с силовыми трансформаторами (автотрансформаторами)

 

При автоматическом отключении трансформатора с прекращением электроснабжения потребителей и наличии на подстанции резервного трансформатора, устройство АВР на котором отсутствует или отказало в действии, дежурный персонал должен немедленно включить в работу резервный трансформатор.

Если при отключении трансформатора резервной зашитой (защиты от внутренних повреждений не действовали) нарушается электроснабжение потребителей, а устройство АПВ отсутствует или отказало в действии, дежурный подстанции должен немедленно без осмотра произвести обратное включение отключившегося трансформатора.

Это указание не распространяется на тот случай, когда в распределительном устройстве, питающем потребителей, производятся ремонтные работы или переключения.

Если в результате отключения трансформатора резервной защитой (при отсутствии резервного трансформатора) оставшийся в работе трансформатор имеет недопустимую перегрузку, необходимо один раз произвести включение отключившегося трансформатора выключателями.

Включение трансформаторов распределительных электрических сетей напряжением 220 кВ производится дежурным подстанции самостоятельно.

При автоматическом отключении защитами трансформаторов напряжением 330 кВ и выше, шунтирующих реакторов напряжением 500 кВ и выше, персонал электростанции и подстанции должен немедленно сообщить диспетчеру, в управлении или ведении которого он находится, с указанием защит, которыми был отключен трансформатор.

Обратное включение трансформатора производится по распоряжению диспетчера после его осмотра, подготовки схемы и режима электрических сетей.

В случае автоматического отключения трансформатора, питающего потребителей, резервной защитой и неуспешной работы устройства АПВ (АВР) или неуспешного ручного включения, необходимо осмотреть присоединения трансформатора и обесточенного распределительного устройства. При осмотре прежде всего следует проверить положение указателей защит отходящих линий, так как возможно наличие неотключившегося КЗ на этих линиях.

Если на отходящей линии сработал указатель защиты, а ее выключатель включен, необходимо отключить неотключившийся выключатель и при отсутствии других повреждений в распределительном устройстве включить трансформатор, затем подать напряжение на обесточенные шины.

Об автоматическом отключении трансформатора, связывающего сети разных напряжений, резервной защитой без обесточивания потребителей дежурный должен сообщить вышестоящему оперативному персоналу и действовать по его указанию.

Включение трансформатора в транзит производится только после проверки синхронности связываемых трансформатором напряжений (по схеме или по колонке синхронизации при наличии последней).

О перегрузке транзитного трансформатора дежурный должен сообщить вышестоящему оперативному персоналу и действовать по его указанию.

Трансформатор отпаечной подстанции, отключившийся резервной защитой, после определения и устранения причины отключения включается под напряжение разъединителем (отделителем) с предварительным отключением короткозамыкателя, если такое включение допустимо и разрешено инструкцией для оперативного персонала.

Если причина отключения не выяснена, то с линии снимается напряжение, включается разъединитель (отделитель), после чего включается выключатель линии и опробуется напряжением трансформатор. Опробование трансформатора напряжением со стороны низкого напряжения производится при наличии защит самостоятельно или с разрешения вышестоящего оперативного персонала.

При автоматическом отключении трансформатора (реактора) действием защит от внутренних повреждений (газовой, дифференциальной или отсечки) включение трансформатора (реактора) в работу может быть произведено только после осмотра, испытаний, анализа газа, масла и устранения выявленных нарушений с разрешения административно-технического персонала предприятия.

При отключении трансформатора действием дифференциальной защиты ошиновки оперативный персонал должен произвести его внешний осмотр, обращая особое внимание на целость высоковольтных вводов, выключателей, проводов и гирлянд изоляторов. Если повреждение не обнаружено, трансформатор опробуется напряжением и включается в работу.

В целях обеспечения безопасности обслуживания трансформаторов, автотрансформаторов и шунтирующих реакторов, при срабатывании газового реле на сигнал оперативный персонал электростанций и подстанций должен сообщить об этом диспетчеру, в ведении которого он находится, и немедленно приступить к разгрузке и отключению трансформатора для отбора газа из реле и выявления причин срабатывания последнего.

Диспетчеры ПЭС, энергосистемы, ОДУ (ЦДУ) должны принять немедленные меры по производству переключений и по регулированию режима электрических сетей, а при необходимости отключению потребителей.

После отключения трансформатора (реактора) оперативный персонал должен с соблюдением требований правил техники безопасности произвести внешний осмотр, отбор проб газа из газового реле и масла.

Возможность дальнейшей работы трансформатора (реактора) решает технический руководитель предприятия после получения результатов анализа газа, масла, измерений и испытаний, определяющих его состояние.

Для обеспечения нормальной работы по нагреву трансформаторов (реакторов), а также использования перегрузочной способности трансформаторов они оборудуются охлаждающими устройствами: дутьевыми вентиляторами (Д) или циркуляционными насосами (Ц). Особенно опасно для трансформаторов (реакторов), имеющих охлаждающие устройства Ц и ДЦ, прекращение охлаждения, так как это приводит к резкому повышению температуры масла и в зависимости от их загрузки через некоторое время — к отключению автоматикой прекращения охлаждения.

Поэтому для предотвращения аварии при потере напряжения питающего двигателя охлаждающих устройств трансформаторов (реакторов) или работе сигнализации о прекращении циркуляции масла, воды и останове вентиляторов персоналу необходимо принять немедленные меры по подаче напряжения и одновременно сообщить об этом диспетчеру.

Если подача напряжения и пуск охлаждающих устройств задерживается, необходимо разгружать трансформаторы и отключить реакторы, не допуская повышения температуры масла, установленной инструкцией для оперативного персонала. Диспетчеры подготавливают режим сетей при отключении трансформатора (реактора).

Для предотвращения повреждения высоковольтных маслонаполненных вводов напряжением 500 кВ и выше устанавливаются устройства контроля изоляции вводов (КИВ), действующие на сигнал и отключение трансформаторов (реакторов).

При появлении сигнала КИВ персонал обязан немедленно проверить показания прибора. Если стрелка прибора установилась на определенном положении, то персонал действует по инструкции для оперативного персонала.

Если показания прибора постоянно увеличиваются, персонал сообщает диспетчеру, в ведении которого находится трансформатор (реактор), и требует его отключения.

Диспетчер обязан принять немедленные меры по отключению трансформатора (реактора).

 

 

 

 

5.3.2 Обесточивание главных шин

 

В случае обесточивания систем шин (секций) высокого напряжения действием ДЗШ с нарушением электроснабжения потребителей, при отсутствии устройства АПВ (АВР) шин или отказе его в действии дежурный должен немедленно подать напряжение на обесточенные шины без осмотра и далее его потребителям. Напряжение подается по любой транзитной линии.

Указание не распространяется на случай, когда в распределительном устройстве производятся ремонтные работы или переключения.

При обесточивании обеих систем шин (секций) необходимо отключить шиносоединительный (секционный) выключатель и произвести поочередное опробование каждой системы шин (секции).

 При отключении выключателей питающих присоединений защитой шин 6-10 кВ с нарушением электроснабжения потребителей, в случае отсутствия устройства АВР или отказа его в действии, дежурный должен немедленно подать напряжение на обесточенные шины "толчком" без осмотра, не отключая выключатели линий.

Напряжение подается от трансформатора или от соседней секции (системы шин).

Данное указание не распространяется на случай, когда в распределительном устройстве производятся ремонтные работы или переключения, а также когда включаемый выключатель не имеет дистанционного управления и его нельзя включать на месте (привод не отделен от выключателя прочной защитной стенкой, и разрывная мощность выключателя недостаточна) после автоматического отключения.

Подача напряжения на обесточенные системы шин (секций) производится по согласованию с вышестоящим диспетчером.

В случае обесточивания систем шин (секций) действием ДЗШ без нарушения электроснабжения потребителей и неуспешной работы устройства АПВ (АВР) или неуспешной ручной подачи напряжения, дежурный обязан осмотреть оборудование, входящее в зону ДЗШ. Если при осмотре обнаружится повреждение, то необходимо отделить поврежденный участок, затем на неповрежденные шины подать напряжение от любой транзитной линии, трансформатора, ШСВ (СВ), имеющих напряжение, и далее его потребителям, питаемым по тупиковым схемам (линиям, трансформаторам). При невозможности отделить поврежденный участок необходимо использовать резервную систему шин.

В некоторых случаях для ускорения подачи напряжения потребителям, питающимся по тупиковым схемам, целесообразно переключить на неповрежденную систему шин только тупиковые линии или трансформаторы с источником питания, подать по ним напряжение потребителям и затем с разрешения (по распоряжению) вышестоящего оперативного лица заняться переключением транзитных линий и трансформаторов, связывающих электросети различных напряжений.

Если напряжение на шинах исчезло от действия УРОВ, ДЗШ, когда отключились выключатели всех присоединений данной системы шин (секций) или обеих систем шин (секций), кроме одного, а электроснабжение потребителей, питающихся по тупиковым схемам от шин, нарушилось, дежурный должен отключить неотключившийся выключатель и далее действовать согласно инструкции.

При обесточивании шин действием УРОВ, в случае отказа в отключении выключателя одного из присоединений,следует попытаться его отключить. Если выключатель не отключается, то с разрешения вышестоящего оперативного персонала необходимо отключить линейные и шинные разъединители отказавшегося в отключении выключателя с нарушением блокировки, подать напряжение на шины и потребителям, питающимся по тупиковым схемам, и включить в транзит отключившиеся линии и трансформаторы.

Если действием УРОВ, ДЗШ отключаются не все присоединения, то перед разборкой схемы неотключившегося выключателя необходимо отключить выключатели всех транзитных присоединений и далее действовать согласно инструкции.

Обесточивание шин может произойти в результате действия УРОВ при затяжке в отключении выключателя присоединения, на котором произошло КЗ; в этом случае действием УРОВ отключаются все присоединения данной системы шин (секций). Если отказавший выключатель не имеет признаков повреждения и задержка включения присоединения приводит к нарушению электроснабжения потребителей, то дежурный подстанции должен действовать согласно инструкции. После подачи напряжения потребителям дежурный с разрешения вышестоящего оперативного лица должен восстановить нормальную схему подстанции, а затем разобрать схему дефектного выключателя разъединителями.

Исчезновение напряжения на шинах при отсутствии или отказе ДЗШ и УРОВ может быть вызвано коротким замыканием как на самих шинах, так и на одном из присоединений. Если по анализу работы защит и другим признакам установлено неотключившееся КЗ на одном из присоединений, дежурный должен отключить выключатель поврежденного присоединения. Если выключатель не отключается, отключить выключатели всех присоединений, отделить данное присоединение разъединителями, подать напряжение на обесточенные шины соседней системы шин или от любой транзитной линии по согласованию с вышестоящим диспетчером или дежурными смежных подстанций или электростанций и далее его потребителям, питаемым по тупиковым схемам.

Включение остальных транзитных линий производится с разрешения вышестоящего диспетчера.

Если повреждение имеется на самих шинах, то необходимо отделить поврежденный участок и далее действовать, руководствуясь указаниями данного пункта.

При возможности подачи напряжения от соседней системы шин (секций) следует предварительно отключить все выключатели обесточенной системы шин (секций) и подать напряжение потребителям, питающимся по тупиковым схемам.

Поврежденное во время ликвидации аварии или при повторной подаче напряжения (как вручную, так и автоматически) оборудование отключается сначала выключателями, а затем разъединителями для подачи напряжения на неповрежденную часть.

При исчезновении напряжения на шинах (при отсутствии повреждений на подстанции) дежурный должен действовать согласно местной инструкции по ликвидации аварий. В этом случае запрещается отключать транзитные линии для возможного быстрого восстановления напряжения на обесточившейся части системы диспетчером.

При обесточивании системы шин газовой защитой трансформатора (схема с двумя системами шин, двумя выключателями на линиях и двумя трансформаторами, каждый из которых включен на соответствующую систему шин через разъединитель) следует предварительно отключить разъединитель трансформатора, а затем выключателем линии подать напряжение на шины и включить остальные выключатели обесточившейся системы шин с разрешения вышестоящего оперативного персонала.

Если обесточивание системы (систем) шин произошло при отсутствии (отказе) ДЗШ или УРОВ, дежурный должен осмотреть панели защит.

Если по работе защит или по другим признакам определено наличие неотключившегося КЗ на одном из присоединений, необходимо попытаться отключить отказавший выключатель и подать напряжение на шины. При невозможности подачи напряжения на обесточенные шины дежурный должен доложить об этом вышестоящему оперативному персоналу.

Если по анализу работы защит неясен характер повреждения, то по указанию вышестоящего оперативного персонала следует произвести осмотр шин и при необходимости разделение систем шин отключением ШВ (СВ), а также параллельно работающих линий (трансформаторов), включенных на разные системы шин. При повреждении системы шин нужно отключить от нее все выключатели и действовать по указанию вышестоящего оперативного персонала.

При полной потере защиты шин (например, один комплект находится в проверке, а дублирующий — неисправен) необходимо:

- вызвать персонал службы РЗА (электролаборатории) для принятия мер по восстановлению защиты;

- ввести оперативное ускорение резервных защит автотрансформатора и на линиях электропередачи, подключенных к данным шинам, если это предусмотрено инструкциями по обслуживанию защит.

 

5.3.3  Повреждение выключателей и разъединителей

 

При отказе в отключении одной или двух фаз выключателя на присоединении с двумя выключателями во время нормальных оперативных переключений дежурный должен попытаться ликвидировать возникшую несимметрию включением второго выключателя присоединения, который был отключен ранее, или опробовать на включение ранее отключенные фазы выключателя.

В случае отказа на отключение и отсутствия второго выключателя следует отключить присоединение с другой стороны, если при этом не произойдет обесточивания потребителей или отключения генераторов (например, нельзя отключить транзитный трехобмоточный трансформатор, питающий тупиковую нагрузку и т.д.).

Такое отключение выполняется по указанию вышестоящего оперативного персонала.

Дежурный должен произвести осмотр отказавшего выключателя и при отсутствии признаков зависания контактов дать повторный импульс от ключа управления на отключение выключателя.

Если попытка отключения дефектного выключателя окажется неудачной либо операции с ним вообще невозможны, то в зависимости от схемы электрических соединений подстанции следует действовать следующим образом:

а) в схеме с двумя системами шин и двумя выключателями на цепь отключить все выключатели той системы шин, которой принадлежит дефектный выключатель, отключить шинные и линейные разъединители дефектного выключателя. (При этом с разрешения соответствующего лица следует вывести из работы блокировки безопасности дефектного выключателя с его разъединителями).

Затем схему электрических соединений подстанции восстановить, а дефектный выключатель вывести в ремонт;

б) допускается дистанционное отключение разъединителями неисправного выключателя 220 кВ и выше, зашунтированного одним выключателем или цепочкой из нескольких включателей других присоединений системы шин (схема четырехугольника, полуторная и т.п.), если отключение выключателя может привести к его разрушению и обесточиванию подстанции.

Порядок и условия выполнения операций с разъединителями для различных электроустановок должны быть регламентированы местными инструкциями;

в) в случае раздельной работы шин подстанций по схемам, указанным выше, необходимо перейти к работе шин по замкнутой схеме (если позволят токи КЗ, селективность защит, режим и т.д.), действовать согласно указаниям этих пунктов;

г) в схеме с двумя системами шин и одним выключателем на присоединение и включенным ШСВ все неповрежденные присоединения переключаются шинными разъединителями на другую систему шин, а присоединения с поврежденным выключателем отключается шиносоединительным выключателем;

д) в схемах с обходным выключателем присоединение с дефектным выключателем включается разъединителями на опробованную напряжением обходную систему шин, затем включается обходной выключатель, и с нарушением блокировки безопасности отключаются линейные и шинные разъединители дефектного выключателя.

Производство операций, в том числе с релейной защитой, необходимо проводить строго по программам (бланкам) переключений.

При производстве операций разъединителями не отключать оперативный ток и не выводить из действия защиты с обходного выключателя;

е) в тех случаях, когда шиносоединительный (обходной) выключатель отсутствует, а питание потребителей может переводиться на другие источники, соответствующий диспетчер имеет право переводить потребителей на другой источник питания, обесточить систему шин (секцию) для отключения разъединителя дефектного выключателя с нарушением блокировки безопасности, если такие действия не приводят к недопустимому ограничению мощности электростанций и снижению напряжения;

ж) для отключения дефектного выключателя в схемах многоугольников необходимо иметь включенными все выключатели. Операции с разъединителями проводить при наличии дистанционного привода, а в аварийных случаях от кнопок местного управления разъединителем.

При зависании контактов воздушного выключателя, обнаруживаемого по дыму, выходящему из выхлопных патрубков, потрескиванию и другим признакам подача сжатого воздуха в камеру, фарфор которой обожжен длительно горящей на контактах дугой, приводит к разрушению камеры и возникновению КЗ. То же может произойти и при отключении выключателя с поврежденным фарфором.

Производить операции таким воздушным выключателем не разрешается. Оперативный персонал должен уменьшить или снять с выключателя нагрузку (отключением или разгрузкой отдельных элементов схемы, шунтированием, обходным выключателем и т.д.) с тем, чтобы ослабить или погасить дугу.

После разгрузки выключателя нужно собрать схему, дающую возможность отключить поврежденный воздушный выключатель шиносоединительным, обходным или секционным выключателем, а если возможно — разъединителем (с дистанционным приводом) в соответствии с ПТЭ.

Запрещается отключение воздушного выключателя кнопкой местного управления в агрегатном шкафу в тех случаях, когда выключатель недоотключился или отключился не всеми фазами.

При отказе в дистанционном включении воздушного выключателя во всех случаях запрещается включение его кнопкой местного управления в агрегатном шкафу.

Производить операции масляным выключателем, из которого ушло масло или уровень масла в котором резко понизился, не разрешается. С выключателя снимается оперативный ток.

Устранение нагрева шинного (линейного) разъединителя осуществляется разгрузкой данного присоединения путем проведения режимных мероприятий, а также отключением выключателя, если при этом не обесточиваются потребители и позволяет схема энергосистемы.

При наличии двух шинных разъединителей в случае, если указанный метод недопустим, включают отключенный разъединитель присоединения на другую систему шин с предварительным включением шиносоединительного выключателя (при раздельной работе шин), с последующим снятием с него действия защит и оперативного тока.

Если создание такой схемы не приведет к снижению нагрева разъединителя, все присоединения, кроме присоединения с нагревшимся разъединителем, переводят на другую систему шин и отключают шиносоединительный выключатель.

В схемах с обходным выключателем нагревшиеся разъединители (шинные или линейные) могут быть полностью разгружены от тока путем включения присоединения через обходной выключатель и отключения выключателя в цепи с дефектными разъединителями.

Поврежденные разъединители отключать только после снятия с них напряжения.

При неисправностях в системе обеспечения сжатым воздухом воздушных выключателей, приведших к прекращению подачи воздуха в ресиверы воздушных выключателей, оперативный персонал обязан:

отключить действие всех видов АПВ на включение выключателей, к которым прекратилась подача сжатого воздуха;

проверить включенное состояние всех резервных защит на противоположных концах линий электропередачи, подключенных к распределительному устройству с неисправной системой воздухоснабжения, а также на противоположных концах линий электропередачи другого класса напряжения, связанных с данным распределительным устройством через автотрансформатор. При наличии отключенных резервных защит линий принять меры по их немедленному вводу в работу;

на электростанциях проверить также включенное состояние резервных защит на блочном оборудовании;

без крайней необходимости не производить операций с воздушными выключателями в распределительном устройстве с неисправной системой воздухоснабжения;

при потере воздуха на одном из выключателей принять меры по выводу его из работы;

иметь в виду, что при КЗ на оборудовании или линии электропередачи и неисправной системе обеспечения сжатым воздухом воздушных выключателей возможно полное погашение подстанции или распределительного устройства электростанции дальним резервированием защит.

При потере постоянного оперативного тока в цепях управления одного из выключателей распределительного устройства и невозможности быстрого его восстановления необходимо:

вызвать персонал службы РЗА (электролаборатории) для отыскания и устранения повреждения;

принять меры к выводу выключателя из работы.

При потере постоянного оперативного тока на всех присоединениях распределительного устройства необходимо:

немедленно вызвать ремонтный персонал и персонал службы РЗА (электролаборатории) для отыскания и устранения повреждения;

проверить включенное состояние резервных защит на противоположных концах линии электропередачи, подключенных к данному распределительному устройству, и на противоположных концах линий электропередачи другого класса напряжения, связанных с данным распределительным устройством через автотрансформатор связи. При наличии отключенных резервных защит линий принять меры по их немедленному вводу в работу;

без крайней необходимости не производить операции с воздушными выключателями в распределительных устройствах противоположных объектов;

для электростанций проверить также включенное состояние резервных защит на блочном оборудовании;

иметь в виду, что при КЗ на оборудовании или линии электропередачи возможно полное погашение подстанции или распределительного устройства электростанции дальним резервированием защит.

 

5.3.4 Автоматическое отключение синхронного компенсатора

 

При автоматическом отключении синхронного компенсатора защитой от внутренних повреждений включение его в сеть возможно только после осмотра, проведения испытаний изоляции, выявления и устранения причины отключения.

Если синхронный компенсатор отключился действием защиты минимального напряжения при глубоком понижении напряжения во время аварии на подстанции или в энергосистеме, дежурный должен быстро включить его в сеть.

 

                                       Список литературы

 

Китушин В.Г. Надежность энергетических систем. Часть I. Теоретические основы: Учебное пособие.- Новосибирск: Изд-во НГТУ, 2003.-256с.

Розанов М.Н. Надежность электроэнергетических систем. – М.: Энергоатомиздат, 1984. – 176 с.

Гук Ю.Б. Анализ надежности электроэнергетических установок. – Л.:   Энергоатомиздат, 1988.- 224 с.

Гук Ю.Б. Теория надежности в электроэнергетике: Учебное пособие для вузов. – Л.: Энергоатомиздат, 1990. – 208 с.

Трубицин В.Н. Надежность электростанций: Учебник для вузов. – М.: Энергоатомиздат, 1997.- 240 с.

    6. РД 34.20.561 – 92.  Типовая инструкция по предотвращению и ликвидации аварий в электрической части энергосистем.

 

 

 

 

                                                Содержание

 

 

Введение                                                                                                                       3             

1 Основные понятия и характеристики надежности……………………………    4

1.1   Основные понятия и определения…………………………………….   4

          1.2 Средства обеспечения надежности…………………………………….   7

          1.3 Показатели надежности элементов  ЭЭС……………………………   8

          1.4 Надежность групп элементов…………………………………………   11

          1.5 Учет плановых ремонтов при оценке надежности…………………..   13

2                    Методы оценки надежности электроэнергетических систем……………  16

          2.1Общая характеристика методов……………………………………     16

          2.2 Анализ надежности с помощью блок- схем………………………….  19

          2.3 Расчет надежности схем электрических сетей табличным методом   23

3 Решение задач анализа надежности при проектировании и  эксплуатации    26  энергосистем

         3.1 Математическая модель системы……………………………………… 26

        3.2 Учет надежности при выборе конфигурации и параметров сети и ее

элементов…………………………………………………………………………26

       3.3 Учет надежности при разработке системы управления и ремонтно –    эксплуатационного обслуживания…………………………………………  28

       3.4 Задачи надежности при эксплуатации генерирующей части системы и

электрических сетей и их решение…………………………………………….    30

        3.5 Роль человеческого фактора в обеспечении недежности  ЭЭС…..       32

4  Аварийные ситуации в электроэнергетических системах………………….    34

        4.1 Анализ цепочечных аварий в электроэнергетических системах……..  34

        4.2 Лавина перегрузки и отключений линий электропередачи……………35

        4.3 Лавина частоты……………………………………………………………37

        4.4 Лавина напряжения……………………………………………………….38

5 Предотвращение и ликвидация аварий в электроэнергетических              системах…………………………………………………………………………….40

         5.1 Предотвращение и ликвидация аварий в единой энергетической системе,  в  объединенных энергосистемах, в энергосистемах, входящих в объединение и работающих   изолированно (раздельно)………………………..40

         5.1.1 Технические и организационные меры по предотвращению  и ликвидации аварий при понижении частоты, перегрузке линий       электропередачи, нарушении синхронизма и понижении напряжения………….40

         5.1.2 Действия оперативного персонала при снижении частоты электрического тока из-за недостатка мощности или энергоресурсов………….44

         5.1.3 Предотвращение и ликвидация аварий из-за повышения частоты   электрического тока………………………………………………………………47

         5.1.4 Предотвращение аварий при отключении линий электропередачи или другого оборудования…………………………………………………………48

          5.1.5 Действия оперативного персонала при понижении напряжения в основных узловых пунктах энергосистемы………………………………………49

          5.1.6 Предотвращение повышения уровней напряжения на оборудовании       сверхдопустимых значений………………………………………………………..51

          5.1.7 Ликвидация асинхронного режима работы отдельных частей ЕЭС,

ОЭС, энергосистем и электростанций…………………………………………….52

          5.1.8 Ликвидация аварий, связанных с разделением ЕЭС, ОЭС,  энергосистемы……………………………………………………………………53

          5.1.9 Предотвращение аварий при возникновении перегрузки межсистемных и  внутрисистемных транзитных связей………………………56

          5.2 Ликвидация аварий на линиях электропередачи………………………58

          5.2.1 Ликвидация аварий на системообразующих воздушных линиях   электропередачи……………………………………………………………………58

          5.2.2 Ликвидация аварий на воздушных линиях электропередачи

распределительных электрических сетей………………………………………61

         5.3 Ликвидация аварий в главной схеме подстанций……………………64

         5.3.1Аварии с силовыми трансформаторами (автотрансформаторами)… 64

         5.3.2 Обесточивание главных шин………………………………………….67

          5.3.3Повреждение выключателей и разъединителей……………………70

          5.3.4 Автоматическое отключение синхронного компенсатора………….73

Список литературы………………………………………………………………74

 

                           

                         

                             Владимир Николаевич Борисов

                                 Владимир Николаевич Сажин

 

 

                                                                            

                                      

                                

                                                                                              

                      Надежность и аварийные ситуации в энергетике

                                             Учебное пособие

 

 

 

Редактор  Ж.М.Сыздыкова

Св. план 2005г. поз.4

 

 

Сдано в набор

Формат 50х84  1/16

Бумага типографская №2

Уч.-изд. лист  - 4,7   Тираж  100 экз.  Заказ                      Цена          тенге.

 

 

 

 

 

Копировально – множительное бюро

Алматинского института энергетики и связи

Алматы, ул. Байтурсынова,12