Сборник докладов - Электроэнергетика глазами молодежи 2010

Подождите немного. Документ загружается.

315

ФЕРРОРЕЗОНАНСНЫЕ ЯВЛЕНИЯ В ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЯХ,

АНАЛИЗ СЕТИ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ РБ И ПРЕДОТВРАЩЕНИЕ

ФЕРРОРЕЗОНАНСНЫХ ЯВЛЕНИЙ

Д.Ф. Галлямов, С.Г. Шамсутдинов, А.А. Орлов

Филиал ОАО «СО ЕЭС» Башкирское РДУ

Введение. Феррорезонансные явления возникают в результате взаимодействия не-

линейных индуктивностей магнитопроводов трансформаторов с емкостями электрообору-

дования электрических систем. Они появляются в электрических сетях при оперативных

переключениях, неполнофазных включениях и перемежающихся дуговых замыканиях на

землю. При протекании феррорезонансных явлений возникают длительные перенапряже-

ния на шинах распределительных устройств, опасные для разрядников и

ограничителей

перенапряжений, и токовые перегрузки обмоток электромагнитных трансформаторов, под

действием которых повреждается изоляция, и образуются межвитковые замыкания. Это

приводит к взрывам трансформаторов и пожарам в распределительных устройствах элек-

трических станций и подстанций [4].

В статье рассматривается феррорезонанс, который происходит в РУ 220 кВ с вы-

ключателями, содержащими емкостные делители, и электромагнитными трансформато-

рами

напряжения. РУ-220 кВ ПС Благовар и Кумертауской ТЭЦ анализировалось на воз-

можность появления феррорезонанса по методике, изложенной в МУ 34-70-163-87.

Анализ феррорезонасных явлений на Кумертауской ТЭЦ. Рассмотрим схему

РУ-220 кВ Кумертауской ТЭЦ до реконструкции, т.е когда на всех четырех присоедине-

ниях использовались воздушные выключатели (расчеты приведены для нормального ре-

жима).

Рисунок 1 – Оборудование, участвующее в формировании схемы замещения

для анализа феррорезонансных явлений (нормальный режим)

Оборудование, которое

находится под напряже-

нием, приходящем через

емкость после работы, к

примеру, ДЗШ-220.

ВЛ Гелий-3

РСШ 220 кВ

ВЛ Сама

овка

ОСШ 220 кВ

НКФ 220 кВ

АТ6Г

НКФ 220 кВ

316

Таблица 1 – Данные выключателей

Объект Присоединение

Тип

выключателя

Емкость одного

конденсатора,

пФ

Количество

конденсаторов

на фазу,



Результирующая

емкость,

пФ

КТЭЦ

ВЛ Самаровка ВВБ 3300 4 825

ВЛ Гелий-3 ВВН 1000 4 250

АТ ВВН 1000 4 250

ОВ-220 ВВН 1000 4 250

ПС

Благовар

СМВ-1 ВМТ 1100 2 550

СМВ-2 ВМТ 1100 2 550

Результирующую емкость находим как



рез

= 

одного



⁄

, (1)

где  –количество конденсаторов, приходящихся на фазу. Далее для расчетов потребуют-

ся емкости оборудования относительно земли (таблица 2).

Таблица 2 – Значения емкостей оборудования

Вид оборудования Емкость оборудования по отношению к земле, пФ

Разъединитель 220 кВ 100

Трансформатор напряжения 220 кВ 300

Разрядник 220 кВ 85

Выключатель BBБ(полуполюс) 300

Трансформатор тока 150

Ошиновка для КТЭЦ 9 пФ/м(длина РУ-220 30 м)

Ошиновка для ПС Благовар 9 пФ/м(длина РУ-220 30 м)

а б

Рисунок 2 – Схема замещения части РУ 220 кВ:

а – с электромагнитным трансформатором напряжения при снятом с него напряжении;

б – эквивалентная;  – индуктивность трансформатора напряжения;

 – активное сопротивление обмотки ВН;  – ЭДС сети

Результирующая схема замещения приведена на рисунке 2.



, (2)

где  – сумма результирующих значений емкостей конденсаторов, шунтирующих кон-

такты воздушных выключателей ОРУ;  – сумма значений емкостей электрооборудова-

ния, ошиновки и шин ОРУ по отношению к земле.



















317

Находим :

=100·5+85+300+4·300+9·30=2355 пФ.

Находим  (ОВ-220 в расчете не учитываем, в нормальном режиме через него на-

пряжение не подается):

=825+250+250=1325 пФ.

Используя номограмму [1], определяем – находится ли наше РУ в области сущест-

вования феррорезонанса или нет (см. рисунок 3). Значению 

соответствует координата

=2355+1325 =3680 пФ,

а по оси ординат выбираем координату:



 



1325

1325  2355

0,36.

Рисунок 3 – Область существования феррорезонанса

Как видно из рисунка 3, схема РУ-220 кВ Кумертауской ТЭЦ при имевшихся воз-

душных выключателях находилась в области существования феррорезонанса, что под-

тверждалось и на практике.

Одним из способов борьбы с феррорезонансом, которые предлагают методические

указания [1], является увеличение емкости оборудования относительно земли, т.е. увели-

чение параметра .

В данном случае было применено следующее мероприятие: при КЗ на секции шин

220 кВ и работе ДЗШ-220 кВ отключаются: В-220 кВ АТ6Г, В-220 кВ Гелий-3 и, действи-

ем на останов ВЧ поста на КТЭЦ, выключатели В-1,2 220 кВ Кумертау на ПС Самаровка.

Тем самым вводим в параметр  дополнительную емкость.

Оценив емкость ВЛ-220 Кумертауская ТЭЦ–Самаровка, имеем 

ВЛ

=370600 пФ.

Подставив значение 

ВЛ

в выражение



 



1325

1325  2355  370600

0

(3)

Точка а с координатами (3680;0,36)

для Кумертауской ТЭЦ с воздуш-

ными выключателями

Точка с координатами

(1870;0,29) для ПС Благовар

Точка с координатами

(2445;0,037) для Кумертауской

ТЭЦ с выключателями типа HPL







,10

пФ

318

получаем значение, близкое к нулю. Глядя на рисунок 3, понятно, что в область ферроре-

зонанса мы никак не попадаем. Таким образом, можно сделать вывод об эффективности

применяемого метода борьбы с феррорезонансом.

На данный момент в РУ-220 Кумертауской ТЭЦ произведена замена всех воздуш-

ных выключателей на элегазовые типа HPL-245 фирмы ABB, которые не содержат емко-

стных делителей напряжения. Таким образом, схема замещения, приведенная на рисун-

ке 4, уже не будет содержать ЭДС и емкости, шунтирующие контакты выключателей.

Следовательно, исключены условия возникновения феррорезонанса.

а б

Рисунок 4 – Схема замещения выключателя в отключенном состоянии:

а – воздушный выключатель; б – элегазовый выключатель типа HPL-245

Конечно, небольшая емкость между контактами выключателя HPL будет сущест-

вовать (по данным «ABB инжиниринг» она равна 30 пФ), но, подставив это значение в

приведенные выше формулы и отметив полученную точку на номограмме (рисунок 3),

можно убедиться, что точка c полученными координатами (2445; 0,037) не попадает в об-

ласть существования феррорезонанса.

Применяемый метод для борьбы с феррорезонансом с помощью отключения ВЛ с

противоположной стороны хоть и эффективен, но имеет ряд недостатков, связанных с ус-

ложнением логики действия РЗА, отключением отпаечных подстанций, находящихся на

ВЛ, усложнением ремонтных режимов. К примеру, при ремонте ВЛ Кумертауская ТЭЦ–

Самаровка или ее ДФЗ – вместо В-1,2 220 кВ Кумертау на ПС Самаровка отключается

СВМ-220 кВ на ПС Гелий-3 по 7 сигналу АHКА-88. На данный момент из-за отсутствия

СВМ-220 кВ на ПС Гелий-3 включена ремонтная перемычка, и поэтому отключения про-

изводятся резервными защитами с противоположных концов, в зависимости от ремонтно-

го режима, т.е. отключаем КЗ с большей выдержкой времени [2].

Таким образом, произведя замену воздушных выключателей и исключив условия

феррорезонанса, можно перейти к типовым схемным решениям в РУ-220 кВ Кумертау-

ской ТЭЦ, касающихся устройств РЗА.

Анализ феррорезонансных явлений на ПС Благовар. Рассмотрим РУ-220 кВ ПС

Благовар. Методика такая же.

На рисунке 5 СМВ-1, В-220 и ЛР Бекетово отключены. Ситуация, отображенная на

рисунке 5, получилась 26.01.2010 при выводе ВЛ 220 кВ Благовар–Бекетово. Данные по

выключателям и оборудованию приведены в таблице 1 и 2 соответственно.

Произведем расчет  и :

 550 пФ;

300  2 · 100  2 · 150  250 9 · 30 1320 пФ;

Используя приведенную номограмму, определяем, находится наше РУ в области

существования феррорезонанса или нет. По оси  находим координату 

550+1320 =

=1870 пФ, а по оси  координату 



 

⁄

550



550  1320

⁄

0,29.

С=30 пФ, обусловленная

воздушным промежутком

м/у контактами выкл-ля.

319

Рисунок 5 – Оборудование ПС Благовар, участвующее в формировании

схемы замещения для анализа феррорезонансных явлений

Из рисунка 3 видим, что в область существования феррорезонанса мы не попадаем,

а находимся где-то вблизи. Но, как показала практика, при таком соотношении емкостей и

индуктивностей феррорезонанс возможен.

До реконструкции, при выводе ВЛ 220 Благовар–Бекетово, на шинах 220 кВ ПС

Благовар в качестве дополнительной емкостной нагрузки участвовал АТ-1, тем самым

расстраивая феррорезонансный контур. После реконструкции на стороне ВН АТ-1 уста-

новили В-220 кВ.

На рисунке 6 приведена часть осциллограммы, зарегистрированной регистратором

аварийных событий на ПС Благовар. Осциллограмма отражает установившийся процесс

феррорезонанса. Максимальное напряжение наблюдается по фазе А – 168 кВ.

Рисунок 6 – Осциллограмма с ПС Благовар 26.01.2010 в 9:30:08.793

320

В инструкции по регулированию напряжения регламентированы значения наи-

больших рабочих напряжений [3]. Для сети 220 кВ – это 252 кВ. Таким образом, длитель-

но допустимое фазное напряжение равно 145 кВ.

В МУ 34-70-163-87 говорится о том, что допускается не применять специальные

мероприятия по предотвращению и подавлению феррорезонанса при оперативных пере-

ключениях и автоматических отключениях систем шин распределительных устройств, ес-

ли повышение напряжения при феррорезонансе не превышает 1,15 от наибольшего рабо-

чего, а длительность переключений – не более 1200 с, и при наличии на электростанции

(подстанции) устройство сигнализации о наличии феррорезонанса. В рассматриваемом

случае имеем 145 · 1,15 167 кВ, что примерно соответствует уровню появившегося по-

вышенного напряжения на ТН-220 кВ 1 секции шин.

Далее, процесс феррорезонанса, судя по регистратору аварийных событий, длился

в течение 6 минут или 360 с, что вполне укладывается в 1200 с, заданные в методических

указаниях. Таким образом, можно сделать вывод о том, что специальных мер по предот-

вращению феррорезонанса напряжений на ПС Благовар не требуется, если снабдить ее

устройством сигнализации о наличии феррорезонанса.

Также стоит отметить, что одним из методов борьбы с феррорезонансом является

изменение порядка ведения оперативных переключений. В данном случае можно вернуть-

ся к старой схеме ведения оперативных переключений (снятие нагрузки с АТ-1 выключа-

телем В-110 кВ при выводе ВЛ 220 кВ Бекетово).

В заключение скажем, что расчет на возможность возникновения феррорезонанса,

приведенный в методических указаниях [1], дает качественные результаты, так как на

КТЭЦ и на ПС Благовар явление феррорезонанса было зарегистрировано (методика гово-

рит о том же). Необходимо отметить, что приведенная номограмма [1] не совпадает с по-

лученным результатом на ПС Благовар. Поэтому стоит уточнять методику по мере посту-

пления новых практических случаев явления феррорезонанса. Оценивая полученные ре-

зультаты, в дальнейшем планируется продолжать анализ по методике [1] на возможность

возникновения феррорезонанса на ряде других объектов Башкирской энергосистемы и тем

самым предотвратить возможные негативные последствия.

Список использованной литературы

1. Методические указания по предотвращению феррорезонанса в распределительных уст-

ройствах 110-500 кВ с электромагнитными трансформаторами напряжения и выключа-

телями, содержащими емкостные делители напряжения. МУ 34-70-163-87/ Антипов

К.М., Максимов В.М. и др. М.: Союзтехэнерго, 1987. 35 с.

2. Инструкция по оперативному обслуживанию устройств релейной защиты, АПВ, АВР и

режимной автоматики, находящихся в диспетчерском управлении или ведении Баш-

кирского РДУ.

321

ЭФФЕКТИВНОСТЬ ДИАГНОСТИКИ ОБОРУДОВАНИЯ

Е.В. Иванова, В.Г. Китушин

НГТУ

Разрабатываемая во многих странах так называемая концепция развития электро-

энергетики «Smart Grid» обусловлена тем диссонансом, который возник в связи с несо-

блюдением закона необходимого разнообразия Эшби. Либерализация электроэнергетики

привела к существенному росту разнообразия ее состояний как объекта управления. Это

«разнообразие» объекта управления превысило разнообразие системы управления, след-

ствием чего стала потеря управляемости электроэнергетики. В итоге эта проблема была

сформулирована как потребность в развитии наблюдаемости ЭЭС и увеличении ресурсов

управления. Информация в данном случае выступает в качестве главного средства повы-

шения эффективности управления. Причем информационные связи при этом превращают-

ся в системообразующий фактор, обеспечивающий переход к новому качеству – от энер-

гетической к энергоинформационной системе [1].

Среди множества наиболее значимых задач «Smart Grid» – это задачи повышения

надежности ЭЭС, с доведением ее до самовосстановления с минимальным временем, в

том числе за счет повышения ремонтопригодности оборудования. Энергосистема и ее

элементы должны постоянно поддерживать свое техническое состояние на требуемом

уровне путем идентификации рисков, их анализа и перехода от управления по факту воз-

мущения к предупреждению аварийного повреждения. Самовосстанавливающаяся энер-

госистема должна максимально возможно минимизировать сбои [1, 2].

Такая задача может решаться на основе весьма развитой технической диагностики

оборудования. Теоретически, за счет соответствующей диагностики, можно обеспечить

абсолютную надежность системы, но это потребует недоступных затрат.

Концепция «Smart Grid» предусматривает оптимизацию управления активами.

Данное направление подразумевает переход к удаленному мониторингу функционирова-

ния производственных фондов в режиме реального времени, интеграцию такого монито-

ринга в корпоративные системы управления с целью повышения эффективности работы и

совершенствования процессов эксплуатации, ремонта, замены оборудования по его со-

стоянию и, как следствие, снижение общих затрат. Таким образом, требования «эконо-

мичности» и «эффективности» работы ЭЭС, наряду с «надежностью», также являются не-

отъемлемой частью концепции «Smart Grid».

Требование повышения надежности за счет затрат на техническое обслуживание

приведет к резкому росту этих затрат. Техническая диагностика является составной ча-

стью технического обслуживания. Ее основной задачей является сокращение затрат на

эксплуатацию объектов и на уменьшение потерь от простоя в результате отказов. Все это

актуализирует разработку методики оценки эффективности затрат на диагностику, чему и

посвящена настоящая работа.

Можно выделить три принципиально различные причины отказов оборудования:

1) отказы, обусловленные дефектами проектирования, изготовления, монтажа,

наладки и т.д.;

2) отказы, обусловленные случайными внешними воздействиями, не связанными

с состоянием оборудования;

3) отказы, обусловленные износом и старением оборудования.

На рисунке 1 представлена зависимость интенсивности отказов от времени λ,

которая разложена на три составляющих, связанных с вышеперечисленными причинами

322

отказов оборудования. Данная характеристика приведена для невосстанавливаемого до

момента времени , но работоспособного элемента.

Отказы первого и второго типа слабо зависят от технической эксплуатации обору-

дования в части управления ими. Отказы же третьего типа прямо зависят от режима ис-

пользования и ремонтного обслуживания оборудования, поэтому далее будем рассматри-

вать только эту составляющую.

Рисунок 1 – Зависимость интенсивности отказов от времени

Интенсивность отказов 3 типа зависит от такого показателя долговечности обору-

дования, как технический ресурс. Вследствие разнообразия факторов, действующих на

оборудование в процессе его эксплуатации, отказы, связанные со старением оборудования,

носят случайный, вероятностный характер. Наработка узла до отказа может быть меньше

или больше наработки до предельного состояния, оговорённого в нормативно-технической

документации. Вероятность отказа оборудования до исчерпания ресурса определяется

факторами внешней среды. Техническая диагностика позволяет определить, насколько из-

менился технический ресурс оборудования по сравнению с его нормативной величиной и

спрогнозировать наработку узла до отказа, т.е. остаточный ресурс. На рисунке 2 представле-

на модель технического ресурса оборудования. Здесь 

– средняя наработка оборудования

до отказа или технический ресурс;  − интегральная функция распределения случайной

величины, определяющая вероятность того, что до момента времени  случится отказ.

Рисунок 2 – Модель технического ресурса оборудования

С достаточной точностью распределение продолжительности наработки до отказа

описывается нормальным законом распределения. Известно, что если случайная величина

распределена по нормальному закону, то с вероятностью, близкой к единице, отказ насту-

Время



Ресурс











⁄

Плотность распределения

времени до отказа

Технический

есурс



∑







323

пит на интервале времени





 3σ; 

 3σ



, где σ – среднее квадратичное отклонение на-

работки до отказа.

Поскольку в ходе проведения технической диагностики определяется состояние

технического объекта, то σ уменьшается, а следовательно, сокращается неопределенность,

связанная с отказами оборудования.

Таким образом, из нормального закона распределения вытекает, что процесс диаг-

ностики характеризуется двумя параметрами – остаточным техническим ресурсом обору-

дования и средним квадратичным отклонением наработки до отказа (σ).

Как уже было сказано, уровень надежности неразрывно связан с затратами, в том

числе на техническое обслуживание и ремонты оборудования. По существу, сегодня все

затраты на техническое обслуживание – это затраты на диагностику оборудования, по-

скольку оно включает в себя [3]:

 обход по графику и технический осмотр работающего оборудования для кон-

троля его технического состояния и своевременного выявления дефектов;

 контроль технического состояния оборудования с применением внешних

средств контроля или диагностирования, включая контроль переносной аппара-

турой герметичности, вибрации и др., визуальный и измерительный контроль

отдельных сборочных единиц оборудования с его частичной, при необходимо-

сти, разборкой;

 замена смотровых стекол, загрузка дроби и шаров, осмотр и замена дефектных

бил молотковых мельниц, чистка масляных, мазутных, воздушных и водяных

фильтров и отстойников, чистка решеток водоочистных сооружений, трубных

досок конденсаторов и маслоохладителей;

 осмотр и проверка механизмов управления, подшипников, приводов арматуры,

подтяжка сальников, регулировка обдувочных, дробеструйных, газо- и пневмо-

импульсных, ультразвуковых и электроимпульсных аппаратов;

 обдувка поверхностей нагрева, устранение зашлакований, присосов, пылений,

парений, утечек воды, масла, газа и мазута, обслуживание водомерных колонок;

 очистка смазочных жидкостей с помощью внешних очистительных устройств

или замена смазочного материала (смазок, масел и т.п.);

 контроль исправности измерительных систем и средств измерений, включая их

калибровку;

 наблюдение за опорами, креплениями, указателями положения трубопроводов;

 проверка (испытания) на исправность (работоспособность) оборудования, вы-

полняемая с выводом оборудования из работы или на работающем оборудова-

нии;

 устранение отдельных дефектов, выявленных в результате контроля состояния,

проверки (испытаний) на исправность (работоспособность);

 осмотр и проверка оборудования при нахождении его в резерве или на консер-

вации, с целью выявления и устранения отклонений от нормального состояния.

С учетом вышесказанного в техническом обслуживании можно выделить 3 группы

операций:

1) поддержание необходимых условий эксплуатации;

2) диагностика;

3) устранение выявленных дефектов (восстановление).

По сути, первая и третья группы представляют собой операции по ремонту, т.к. они

связаны с физическим воздействием на оборудование с целью изменения каких-либо па-

раметров. Соответственно затраты на техническое обслуживание можно разделить на за-

траты на ремонт и затраты на диагностику.

324

Первая группа затрат связана с техническим ресурсом оборудования, т.к. поддержа-

ние необходимых условий эксплуатации влияет на скорость сработки ресурса, а устране-

ние дефектов – на восстановления его уровня. Диагностика, как уже было сказано, харак-

теризуется двумя параметрами – техническим ресурсом () и средним квадратичным от-

клонением (σ).

Рассматривая параметры  и σ как результат деятельности, и воспользовавшись

производственной функцией Кобба-Дугласа [4], получим:

σ

⁄

З



, (1)

где  и α – параметры производственной функции, причем 0 и 0α1.

Если моделировать зависимость σ

⁄

от различных факторов, доступных к измере-

нию [5], то:

σ

⁄

Ф



; П; З

ТО

; З



ТО

; З

рем

; З



рем

; 

,

где Ф



– стоимость оборудования; П – режим использования; З

ТО

, З

ТО

– соответственно

фактические и нормативные затраты на техническое обслуживание; З

рем

, З



рем

–

фактические и нормативные затраты на ремонт; 

– нормативный срок службы.

Анализируя зависимость (1) можно сделать вывод, что если диагностика не прово-

дится, то затраты на нее равны нулю, а σ при этом резко возрастает, т.е. увеличивается веро-

ятность отказов, и, как следствие, затраты на аварийные ремонты и компенсацию ущербов.

В случае проведения диагностики необходимо принимать решение о проведении

ремонта или продолжении дальнейшей эксплуатации. Ремонт восстанавливает остаточный

ресурс оборудования, интенсивность отказов при этом снижается, и, как следствие,

уменьшаются затраты, связанные с внезапным выходом оборудования из строя.

Суммарные затраты на эксплуатацию будут состоять из затрат на техническое об-

служивание (З

ТО

), на плановый ремонт (З

рем

), на аварийный ремонт (З

ав

), на компенсацию

ущербов потребителям вследствие отказов оборудования (У):



З

ТО

З

рем

З

ав

У.

Поскольку все затраты взаимосвязаны, т.е. уменьшение одного вида приводит к

увеличению другого, то задачу оценки эффективности диагностики в рамках существую-

щих технологий можно решать как оптимизацию суммарных затрат:



min.

В итоге задача сводится к оптимизации затрат на техническое обслуживание, т.к.

диагностика является его составной частью:

З



З

ТО

⁄

0.

Несколько в ином разрезе должно рассматриваться определение эффективности ди-

агностики при появлении инноваций в этой области. Если появилось новое оборудование,

позволяющее определять параметры  и σ, то возможны два варианта:

1. В ходе проведения диагностики установлено, что «угол наклона» кривой техни-

ческого ресурса больше, чем нормативный. Это означает, что сработка

ресурса происходит

быстрее, следовательно, вероятность отказов выше, чем ожидалось. В этом случае воз-

можно ускорить проведение планового ремонта, чтобы избежать высоких затрат, связан-

ных с аварийными состояниями. Эффективность диагностики тогда можно оценить как:

∆З

ав

∆У∆З

рем

З

, (2)