Надёжность систем электроснабжения. Учебное пособие

образцы трансформаторов проходят испытания на нагрев, динамическую стойкость, герметичность баков и т.д. Используются новые материалы и современная элементная база.

Система контроля качества совершенствуется за счёт:

1)разработки новых способов и методов проведения испытаний и измерений;

2)совершенствования метрологического обеспечения;

3)автоматизации проведения испытаний и измерений, обработки результатов и принятия решений;

4)внедрения пооперационного контроля в процессе изготовления и сборки;

5)контроля качества материалов и комплектующих изделий. В России и за рубежом наметилась тенденция проводить ре-

монты по результатам испытаний, измерений и состоянию. Эта стратегия предусматривает хорошо поставленное диагностирование состояния трансформаторов в эксплуатации.

Вышесказанное позволяет сформулировать следующие основные задачи надёжности трансформаторов:

1)принятие решений на стадии разработки и изготовления трансформаторов и отдельных элементов с целью их дальнейшего совершенствования;

2)определение глубины и объёмов проведения ТОиР в эксплуатации, методов и средств диагностирования состояния трансформаторов;

3)анализ воздействия различных внешних факторов (включая климатические) и принятие решения по снижению их влияния;

4)выбор стратегии ТОиР, включая управление резервным запасом трансформаторов.

Стратегия замен тех или иных элементов определяется на основании заданных критерия оптимальности и характеристик надёжности. При этом подразумевается идентичность характеристик надёжности взаимозаменяемых элементов.

4.3.3. Трансформаторы тока

Широкое применение в системах электроснабжения промышленных предприятий находят измерительные трансформаторы тока и напряжения, которые являются основными источниками информации для устройств релейной защиты и автоматики. Точная работа ТТ и ТН обеспечивает надёжное и быстрое отключение КЗ и своевременное сообщение об опасных перегрузках электрооборудования.

61

От исправности и точности работы ТТ зависят не только правильный повседневный учёт электроэнергии, отпускаемой потребителям, но и бесперебойность их электроснабжения, сохранность самой электроустановки, особенно при КЗ.

В ПУЭ приведены требования к точности ТТ, которая в одинаковой степени важна и необходима как для традиционных электромеханических и статических аналоговых реле, так и для цифровых реле и терминалов релейной защиты, в особенности при использовании цифровых токовых зашит с обратно зависимыми времятоковыми характеристиками. Это объясняется тем, что большинство устройств РЗ, в том числе и цифровые зашиты, получают основную информацию от традиционных электромагнитных ТТ.

При сильном искажении формы вторичного тока ТТ может произойти отказ защиты из-за ненадёжного замыкания контактов некоторых реле (ЭТ-520, ИМБ, РМБ, РТ-40).

4.4. ПОВЫШЕНИЕ НАДЁЖНОСТИ ВОЗДУШНЫХ ЛИНИЙ

Как было отмечено выше, основным фактором снижающим надёжность ВЛ, является воздействие ветра и гололёда (27% всех отказов).

Вероятность возникновения вибрации возрастает с увеличением длины пролёта линии, диаметра и высоты подвески провода. С изменением тяжения по проводу меняются длина волны, амплитуда и частота вибрации. Вибрация проводов возникает при направлении ветра под углом 45...90° к оси линии, при углах 30...45° вибрация неустойчива, а при углах менее 20° – вообще не возникает. Чаше всего вибрация возникает на линиях, проходящих по открытой местности. Кустарники, постройки и деревья на трассе влияют на возникновение вибрации, так как они меняют направление и скорость воздушного потока. На линиях, проходящих по лесным массивам с высотой деревьев, близкой к высоте подвески провода, вибрация проводов практически не наблюдается.

В результате вибрации в месте крепления провода в поддерживающем или натяжном зажиме возникают перегибы. Количество их в процессе эксплуатации быстро достигает очень больших величин и вызывает усталость металла провода. Происходит разрушение отдельных проволок провода, а затем и обрыв провода при нормальном тяжении. Провод до разрушения выдерживает от полумиллиона до нескольких десятков миллионов перегибов. С увеличением тяжения по проводу усталость металла наступает при

62

меньшем числе перегибов. Повреждения проводов от вибрации чаще всего возникают вблизи поддерживающих зажимов. Чем сильнее изгибается провод в зажиме и чем острее края плашек, зажимающих провод, тем скорее наступает разрушение провода от вибрации.

В соответствии с действующими «Методическими указаниями по типовой защите от вибрации проводов и тросов воздушных линий электропередачи напряжением 35-750 кВ» защита от вибрации одиночных проводов и тросов не требуется, если среднеэксплуатационные напряжения в них оказываются меньше 35...40 МПа для алюминиевых проводов и проводов из сплава АН; 40...45 МПа для сталеалюминиевых проводов и проводов из сплава АЖ; 100...110 МПа для медных проводов и 180...200 МПа для стальных проводов и тросов. Более точно эти величины определяются в зависимости от сечения проводов, длины пролётов и характера местности, по которой проходит линия, открытая ровная местность без древесной растительности, сильно пересечённая или застроенная местность, или наличие редкого или низкорослого леса.

Для защиты проводов и тросов от вибрации наибольшее распространение получили гасители петлевого типа и гасители вибрации Стокбриджа. В Российской федерации гасители Стокбриджа применяются для защиты алюминиевых, сталеалюминиевых проводов, проводов марок АН и АЖ, все сечением 70…650 мм2, стальных проводов и тросов сечением 35…120 мм2 в обычных пролётах, а также медных проводов сечением 50…400 мм2.

Отметим два вида колебаний проводов, не связанных с воздействием ветра. Первый – при сбросе гололёдообразования. При образовании гололёдного осадка провод вытягивается и накапливается энергия упругих деформаций. В тех случаях, когда гололёдный осадок уменьшается постепенно, например при медленном таянии или сухом испарении льда, энергия упругих деформаций освобождается также медленно и колебания провода не происходит. При плавке гололёда или сильной оттепели может иметь место одновременный сброс гололёда на значительной длине провода. Энергия деформаций переходит в кинетическую энергию движения провода с подскоком последнего. Амплитуда подпрыгивания зависит от длины пролёта, тяжения провода, веса сбрасываемого осадка. Подпрыгивание происходит в основном в вертикальной плоскости и может привести к быстроугасающим колебаниям провода. Второй вид колебаний – коронная «пляска» проводов. Такие коле-

63

бания возникают при большой напряжённости электрического поля на поверхности провода.

Существуют пассивные и активные мероприятия для борьбы с «пляской» проводов и тросов.

К пассивным мероприятиям относятся:

−соответствующий выбор расстояний между проводами и между проводами и тросами, который либо исключает, либо снижает до минимума схлестывание;

−устройство узлов крепления проводов и тросов к опорам и отдельных элементов линейной арматуры, обеспечивающих необходимую шарнирность в вертикальной и горизонтальной плоскостях при перемещении проводов и тросов во время «пляски»;

−укрепление шлейфов на анкерных опорах, препятствующее их приближению к траверсам опор при «пляске» проводов.

К активным мероприятиям относятся:

−плавка гололёда на проводах и грозозащитных тросах или профилактический их нагрев электрическим током, которые устраняют возможность интенсивной «пляски» проводов при образовании одностороннего гололёда;

−применение междуфазных упругих изолирующих распорок из полимерных материалов и из фарфора, которые устанавливаются по 2 – 4 шт. в каждом пролёте на участках ВЛ, где наблюдается интенсивная пляска проводов (рис. 4.3);

Рис. 4.3. Схемы установки междуфазных изолирующих распорок:

а – две распорки на пролёт; б – четыре распорки на пролёт; 1 – распорки; 2 – провода

64

−применение различных механических устройств, ограничивающих «пляску» проводов: маятниковых демпферов (расстраивающих маятников), изменяющих частоту крутильных колебаний проводов и ограничивающих возможность появления интенсивной «пляски», спиральных демпферов из пластиковых материалов, надеваемых на провод на длине до 20% пролёта, гидравлических демпферов, эксцентричных грузов и др.;

−применение аэродинамических демпферов (стабилизаторов)

ввиде различной формы обтекателей, устанавливаемых на проводах, цилиндров большого диаметра с отверстиями, профилированных пластин, подвешиваемых в пролётах ВЛ под проводами и др.;

−снятие (демонтаж) распорок на ВЛ с расщеплёнными фазами из двух и четырёх проводов с одновременным вертикальным смещением соседних проводов пучка по отношению друг к другу.

Плавку гололёда рекомендуется предусматривать на проводах ВЛ напряжением до 220 кВ включительно, проходящих в IV–V и особых районах по гололёду, а также в районах с интенсивной и частой «пляской» проводов.

Плавка гололёда. На ВЛ выше 1 кВ, подверженных интенсивному гололёдообразованию, должна осуществляться плавка гололёда электрическим током. Предприятие электрических сетей должно организовать наблюдение за процессами гололёдообразования на ВЛ в целях своевременного включения схем плавки. На ВЛ 6…10 кВ в соответствии с «Руководящими указаниями по плавке гололёда на ВЛ до 20 кВ, проходящих в сельской местности», плавку гололёда необходимо предусматривать для районов, в которых нормативная толщина стенки гололёда составляет 20 мм и более, а также для районов, в которых возможна частая и интенсивная пляска проводов при гололёдообразовании. Для районов, в которых нормативная толщина стенки гололёда менее 20 мм, целесообразность организации плавки гололёда должна устанавливаться на основе технико-экономического расчёта.

Наиболее распространённым и эффективным способом является плавка гололёда на ВЛ 6…20 кВ током трёхфазного КЗ при номинальном напряжении сети в длительном или повторнократковременном режиме.

4.5.ПОВЫШЕНИЕ НАДЁЖНОСТИ КАБЕЛЬНЫХ СЕТЕЙ

В крупных городах и промышленных центрах с высоким уровнем энергопотребления и плотности нагрузки кабели среднего напряжения являются основным функциональным звеном в системе электроснабжения потребителей.

65

В условиях рыночных отношений для предотвращения значительных финансовых потерь надёжность и низкие затраты на эксплуатацию являются главными требованиями к распределительным кабельным сетям (РКС).

Несколько облегчить ситуацию, призваны кабели нового поколения, использующие в качестве изоляции сшитый полиэтилен (СПЭ), у которых есть неоспоримые преимущества по отношению к кабелям с бумажной пропитанной изоляцией (КБПИ). К основным преимуществам кабелей с пластмассовой изоляцией (КПИ) можно отнести:

•значительные строительные длины, что сокращает количество соединительных муфт и за счёт нивелирования человеческого фактора на стадии монтажа косвенно повышает надёжность эксплуатации КЛ;

•повышенная пропускная способность за счёт увеличения

сечения токопроводящей жилы кабеля однофазного исполнения до 630…1000 мм2 и более высокой (на 15…20%) токовой нагрузки, обусловленной допустимой рабочей температурой СПЭ изоляции

до 90 °С;

•высокая скорость монтажа и ремонтопригодность КПИ при использовании кабельной арматуры на основе термоусаживаемых композитных материалов;

•низкая допустимая температура при прокладке без предварительного подогрева, возможность прокладки на трассах с неограниченной разностью уровней и более экологичный монтаж и эксплуатация (за счёт отсутствия свинца, масла, битума).

Однако, у КБПИ есть и свои преимущества. Опыт эксплуатации КБПИ в отечественных РКС, а также мониторинг различных аномальных режимов эксплуатации в городских кабельных сетях показал, что электрический пробой изоляции при однофазных замыканиях на землю (ОЗЗ) в 60…70% случаев самоликвидируется и эксплуатационный персонал эти аварийные режимы не фиксирует. Высокая «живучесть» КБПИ обусловлена спецификой диэлектрической среды. В рассматриваемом случае перемежающаяся дуга горит в замкнутом объёме изоляции в месте возникновения ОЗЗ и в зависимости от величины ёмкостного тока замыкания на землю, скорости восстановления электрической прочности в месте горения дуги и восстанавливающегося напряжения (зависящего от параметров сети) аварийный режим может самоликвидироваться.

Иная картина будет иметь место при внедрении в распределительную сеть КПИ. При электрическом пробое твёрдого диэлек-

66

трика кабель не сможет восстановить свою электрическую прочность, и любое ОЗЗ будет приводить к устойчивому аварийному режиму. В этом случае эксплуатационному персоналу каждое возникновение ОЗЗ в изоляционной системе КЛ необходимо будет устранять. Таким образом, наряду с неоспоримыми преимуществами КПИ имеют существенный недостаток, заключающийся в отсутствии эффекта самозалечивания СПЭ изоляции. Именно это обстоятельство необходимо принимать во внимание, заблаговременно предусмотреть и создать такие условия эксплуатации КПИ, которые минимизировали бы их каскадный выход из строя.

К основным факторам, определяющим эксплуатационную надёжность КПИ, можно отнести следующие:

•ресурс изоляционной системы КПИ;

•режим заземления нейтрали в РКС;

•уровни перенапряжений в РКС, возникающие при однофазных дуговых замыканиях (ОДЗ), грозовых перенапряжениях и коммутациях КЛ;

•температурный режим эксплуатации кабеля;

•необходимое сечение экрана;

•методы диагностики технического состояния КПИ;

•параметры испытаний и нормативно техническая база по сооружению и эксплуатации КПИ.

Одним из способов повышения надёжности кабельных сетей, является выбор режима заземления нейтрали. За рубежом кабельные сети эксплуатируются в основном с заземлённой нейтралью.

Ипри возникновении режима ОЗЗ повреждённый фидер отключается с переводом потребителя на резервное электроснабжение, т.е. изоляционная система «здоровых» фаз КПИ не находится длительное время под линейным напряжением. В зависимости от величины ёмкостного тока замыкания на землю отечественные РКС эксплуатируются с неэффективно заземлённой либо изолированной нейтралью и при возникновении в них режима ОЗЗ изоляция «здоровых» фаз КПИ будет длительно (до 4…6 часов) подвергаться воздействию номинального напряжения. Учитывая этот фактор, конструкция отечественных КПИ была адаптирована к условиям эксплуатации в российских РКС за счёт увеличения толщины изоляции, например, для кабеля номинальным напряжением 10 кВ с 3,4 до 4,0 мм. Таким образом, за счёт снижения средней напряжённости электрического поля в изоляционной системе КПИ несколько увеличили инкубационный период зарождения триингов и время

67

его развития, которые, собственно, и определяют электрическую прочность и остаточный ресурс КПИ.

Следует также обратить внимание на следующее. Согласно [1], в зависимости от значения ёмкостных токов замыкания на землю, возникшие в РКС режимы ОЗЗ на начальной стадии, вследствие заплывания канала электрического пробоя, могут самоустраняться через несколько периодов промышленной частоты либо перейти в режим устойчивого горения дуги длительностью в единицы и десятки секунд с последующим переходом в режим глухого металлического замыкания. На начальном этапе ОДЗ повторные пробоивдуговомпромежуткепроисходятпринапряжении0,6…1,0 Uфm и в дальнейшем, с науглероживанием канала электрического пробоя, снижаются до 0,6…0,8 Uфm. Возникающие в переходном и установившемсярежимахОДЗперенапряжениянепревышают2,3…2,5 Uфm.

Такие амплитудно-временные параметры перенапряжений в комбинированной РКС могут сопровождаться не только каскадным выходом из строя на участке электрически связанной сети нескольких КБПИ с ослабленной изоляцией, но и ускоренной деградацией изоляционной системы КПИ. Устранить этот неблагоприятный фактор можно при использовании в РКС низкоомного резистивного заземления нейтрали, когда при возможности обеспечения резервного питания повреждённый кабель практически сразу же отключается.

Следует отметить, что здесь акцент делается на низкоомное заземление нейтрали. Применение высокоомного заземления в РКС не актуально, поскольку перенапряжения в кабельных сетях при ОДЗ, как правило, не превышают уровня 2,5 Uфm, т.е. уровня, отвечающего первичному зажиганию дуги 2,3…2,5 Uфm при оснащении нейтрали сети резисторами, способствующими после погасания дуги разряду ёмкости сети и снижению напряжения на аварийной фазе к моменту возможного повторного зажигания до значения, не превышающего напряжения при первичном зажигании дуги.

В практике эксплуатации РКС резистивное заземление до настоящего времени широкого применения не нашло. Это обусловлено в том числе отсутствием общей методики по определению необходимых параметров резистора (величины сопротивления и его энергетических характеристик), принципов организации и функционирования релейной защиты для новых и реконструируемых участков сети. На современном этапе развития РКС при их постоянно расширяющейся конфигурации, внедрении КПИ с повышенной пропускной способностью, резервировании большинства потребителей, наличии большого количества исследований по раз-

68

личным режимам заземления нейтрали имеются хорошие перспективы для успешного внедрения резистивного заземления нейтрали. Не стоит сбрасывать со счёта и применение нейтрали, заземлённой через дугогасящий реактор (ДГР). Однако эксплуатация комбинированных кабельных сетей (содержащих КБПИ и КПИ) при оснащении их нейтралей ДГР может быть оправдана лишь при автоматическом регулировании степени компенсации ёмкостного тока ОЗЗ, когда при электрическом пробое кабелей с бумажной пропитанной изоляцией высока вероятность самоустранения горения дуги. В этом случае длительность перенапряжений минимальна, уровень перенапряжений отвечает первичному зажиганию дуги 2,4…2,5 Uфm, а переход перемежающегося характера горения дуги в металлическое замыкание практически невозможен.

При отсутствии такого регулирования неминуемо будет наблюдаться, во-первых, высокая аварийность физически изношенных КБПИ в основном из за многоместных повреждений при ОДЗ; во-вторых, при переходе ОДЗ в металлические замыкания «здоровые» фазы КПИ могут длительно (до нескольких часов) находиться под воздействием линейного напряжения. Последний фактор приводит к увеличению средней напряжённости электрического поля в СПЭ изоляции и созданию благоприятных условий для развития триингов в электрически ослабленных местах, локально распределенных по толщине изоляции и длине кабеля. Таким образом, при поэтапном внедрении в РКС кабелей с изоляцией из СПЭ нельзя чисто механически заменять кабели традиционного исполнения на КПИ. Необходимо по возможности создавать для них более мягкие условия эксплуатации, связанные с уменьшением амплитудно временных параметров перенапряжений при возникновении ОЗЗ и ОДЗ. В этом случае время зарождения и скорость роста водных или электрических триингов в СПЭ изоляции будет снижена, а фактическая наработка КПИ увеличена.

4.6.ПОВЫШЕНИЕ НАДЁЖНОСТИ ЗА СЧЁТ ПОСТРОЕНИЯ ЭФФЕКТИВНОЙ СИСТЕМЫ ЭКСПЛУАТАЦИИ СЭС

Эффективным средством повышения надёжности электроснабжения следует рассматривать рациональную организацию эксплуатации электрических сетей. При этом одной из важных задач эксплуатации является создание хорошо налаженной системы сбора и обработки информации об отказах электрооборудования, а также установление величины ущербов для конкретных потребителей. При этом следует помнить, что эффективная эксплуатация элек-

69

трооборудования не мыслима без строго соблюдения персоналом энергоснабжающей организации правил технической эксплуатации.

За последние годы разработаны отраслевые системы плановопредупредительных ремонтов (ППР) энергетического оборудования, а также, где это необходимо, системы ППР технологического и электрического оборудования. Различный подход к вопросам планирования технического обслуживания и ППР определяет разную степень их разработки, большой диапазон разброса значений ремонтных нормативов для однотипного оборудования, различную структуру и построение этих систем.

Для планирования технического обслуживания (главным образом ремонта) оборудования энергосистем (парогенераторы, турбины, трансформаторы и т.д.) разработаны методы оперативного планирования и управления энергоремонтом, в основу которых положены сетевые модели, позволяющие достаточно точно отразить основные особенности энергоремонтного производства. Вершины сетевых графиков при этом моделируют события, т.е. факт завершения работы или комплекса работ, а дуги или отрезки, соединяющие вершины, моделируют работы. Применение ЭВМ позволяет автоматизировать расчёт всех показателей (число ремонтников, длительность ремонта, периодичность постановки оборудования на ремонт, экономический эффект и т.п.) при планировании технического обслуживания энергооборудования энергетических систем. Область применения этих методов ограничена, поскольку они рассчитаны на электрооборудование энергосистем и отражают специфику его эксплуатации. Кроме того, разработана система ППР оборудования и сетей промышленной энергетики (ППРОСПЭ), которая представляет собой совокупность организационно-технических мероприятий по планированию, подготовке, проведению, контролю и учёту различного вида работ по техническому уходу и ремонту энергетического оборудования и сетей, проводимых по заранее составленному плану на основе типового объёма ремонтных работ.

В основу планирования сроков ремонтов положены средние значения продолжительности ремонтного цикла, межремонтных периодов и сроков проведения операций регламентированного технического обслуживания. Эта система имеет один существенный недостаток: при наличии ряда уточняющих коэффициентов они не дают полной объективной оценки потребности в ремонте конкретной электроустановки или участка сети.

Система ППРОСПЭ находит применение при эксплуатации электроустановок в различных отраслях народного хозяйства.

70