4.7. Оценка надежности выключателей

Одной из основных тенденций развития энергетики в настоящее время является переход на техническое обслуживание оборудования по его состоянию. Возможность для такого перехода обеспечивается внедрением большого количества устройств автоматики, регистрирующих параметры как нормального, так и аварийного процессов. К ним относятся как специализированные устройства – Нева, БАРС, Бреслер и др., так и микропроцессорные защиты всех типов, имеющие вспомогательную функцию осциллографирования. Перечисленные устройства позволяют фиксировать пофазно действующие значения токов и напряжений на присоединении, где возникло повреждение. Пользуясь этими данными, можно достаточно точно оценить сложность отключения выключателем повреждения, обеспечив одновременно и повышение точности за счет пофазного учета [39,40].

Обычно фирмами-изготовителями выключателей указываются для них следующие параметры: номинальный ток, номинальный отключаемый ток короткого замыкания, ресурс по коммутационной стойкости при первом и втором значениях тока, ресурс по механической стойкости выключателя.

Поскольку практически ток КЗ, превосходящий номинальный ток выключателя, как правило, оказывается существенно меньше номинального отключаемого тока КЗ.

Простой учет числа отключений токов КЗ может привести к значительной погрешности в оценке остаточного ресурса выключателя и, следовательно, увеличить затраты на его ремонт.

Специалисты-электроэнергетики уделяют пристальное внимание модели отказа выключателя. На это имеются веские причины. В общей повреждаемости элементов РУ электроустановок доля выключателей велика и составляет 30% и более (до 50% для зарубежных комплектных РУ с элегазовой изоляцией). С позиций надежности выключатель – один из наиболее сложных элементов. В его модели отказа требуется учитывать параметры надежности электрических аппаратов (собственно выключателя с приводом, измерительных трансформаторов, разъединителей), устройств РЗА, условия ремонтно-эксплутационного обслуживания, природно-климатическую среду и ряд других факторов.

Модель отказа выключателя необходима при оценке надежности схем электрических соединений электроустановок, при обосновании и выборе конструкций выключателей, а также планировании их ремонтно-эксплуатационного обслуживания. Модели надежности выключателей по степени детализации основных влияющих факторов многообразны и их исторически делят на два крупных класса: упрощенные и сложные (уточненные). В простой модели параметр потока отказов учитывает все аварийные отключения, связанные с эксплуатацией выключателя, без дифференциации причин их возникновения. Из общего числа отказов выделяют отказы типа «КЗ в обе стороны». Они требуются для локализации отказавшего выключателя, например из-за перекрытия его дугогасительной камеры, отключения всех смежных выключателей. Такая локализация происходит за счет действия устройств резервирования при отказе выключателей (УРОВ), дифференциальных токовых или направленных токовых защит сборных шин. Коэффициент, характеризующий долю отказов «КЗ в обе стороны», оценивается на уровне соответственнои. Помимо отказов «КЗ в обе стороны» возможны отказы типа «КЗ в одну (каждую) сторону». Так, при напряжении 110 кВ и выше в схеме с одной или двумя системами сборных шин пробой изоляции ввода выключателя со стороны присоединения (но не со стороны сборных шин) вызовет отключение самого выключателя и выключателей в смежных к рассматриваемой электроустановке узлах сети. Прочие присоединения к сборным шинам останутся в работе.

Следовательно, при отказе «КЗ в одну сторону» отключаются все смежные коммутационные аппараты только с одной стороны отказавшего выключателя.

Без малого 50 лет назад было выявлено, что лишь 24% отказов выключателей приводят к погашению сборных шин РУ 110 – 220 кВ. В остальных случаях отключается только та цепь, в которой установлен выключатель. Следует иметь в виду, что в тот период схемы РУ 110–220 кВ выполнялись, как правило, по схеме с двумя системами сборных шин с одним выключателем на присоединение. Это означает, что указанные 24% были вызваны отказами «КЗ в обе стороны» и «КЗ в одну сторону», причем в данном случае – в сторону сборных шин.

Наконец, выделяют отказы типа «разрыв». Под ними понимают те отказы, которые требуют вывода выключателя во внеплановый ремонт, т.е. приводящие к разрыву цепи, в которой находится отказавший выключатель. Рассматриваемые отказы выявляются преимущественно при обходах и осмотрах.

Уточнение модели отказа выключателя достигается группировкой отказов, происходящих в статическом состоянии, при оперативных переключениях и при отключении поврежденных элементов, т.е. при локализации КЗ.

В наиболее сложных, полных моделях отказа выключателя моделирование процесса коммутации электрических цепей охватывает процессы при отказе как собственно выключателей, так и оборудования присоединений, вводе – выводе их из работы по различным причинам (в резерв, из резерва, для выполнения аварийно-восстановительных и плановых ремонтов). Учитывается, что отказы могут быть полными или частичными, устойчивыми или неустойчивыми.

Получение статистически обоснованных показателей для сложных моделей отказов до сих пор представляет трудности. Более того, отсутствуют данные по менее сложным составляющим модели отказа выключателя, например таким, как доля отказов «КЗ в одну сторону». Заметно расхождение данных по моделям отказа выключателя в различных работах. С учетом важности вопроса необходимо поставить перед собой задачу еще раз обратиться к составляющим модели отказа выключателя с использованием фактических эксплуатационных данных последнего десятилетия.

В табл. 4.1 приведен перечень выключателей и даны значения параметра потока отказов собственно выключателей с приводами, т.е. отказов выключателей без учета аварийности трансформаторов тока и разъединителей, установленных в ячейках выключателей, их ошиновки, а также устройств РЗА присоединений.

Из данных табл. 4.1 следует, что параметр потока отказов выключателей варьируется в широком диапазоне в зависимости от их типа. Заметно, что опыт освоения современных элегазовых выключателей приобретается не сразу. На первых этапах эксплуатации их аварийность может оказаться высокой. Так, для элегазовых колонковых выключателей типа ВГТ-110 оказалось, что параметр потока отказов составил 0,3 1/год, т.е. на порядок больше, чем для физически и морально изношенных воздушных выключателей.

Поэлементная структура отказов собственно выключателей с приводами отражена в табл. 4.2. Наиболее часто повреждаются приводы, дугогасительные камеры, опорно-стержневая изоляция, уплотнения газонаполненных объемов, а также оборудование и контактные соединения в шкафах управления (соленоиды, сигнально-блокировочные контакты и др.).

В табл. 4.3 приведена структура отказов собственно выключателей с приводами в статическом состоянии, при оперативных переключениях и при отключении КЗ. Из данных табл. 4.3 следует, что отказы выключателей при отключении КЗ составляют 21,4 – 50,0% общего числа отказов, а среднее значение по всем классам напряжения 110 – 750 кВ – менее 40%. Таким образом, работа выключателей в наиболее тяжелых расчетных режимах далеко не всегда основная причина их отказов.

Помимо представленных в табл. 4.1 – 4.3 существует еще не менее крупная группа отказов выключателей, связанных с ненадежностью (отказами функционирования) устройств РЗА вследствие отказа, излишнего или ложного их срабатывания. Такое наблюдалось, когда при КЗ на присоединении по различным причинам происходил отказ срабатывания основных и резервных устройств РЗА, воздействующих на выключатель данного присоединения. При этом КЗ ликвидировалось действием УРОВ, приводя к потере не только данного, но и в ряде случаев смежных присоединений.

Таблица 4.1

Типы выключателей и отказы собственно выключателей с приводами

Выключатели	Тип выключателя	Общее число выключателей	Распределение отказов по напряжению, кВ					w, 1/год
			110	220	330	500	750
Воздушные	ВНВ-750 ВО-750 ВВБ-750	9 1 5	– – –	– – –	– – –	– – –	6 – 1	0,061 – 0,018
Элегазовые	HPL-800	2	–	–	–	–	–	–
Воздушные	ВНВ-500 ВВБК-500 ВВБ-500 ВВ-500(Б)	7 30 15 76	– – – –	– – – –	– – – –	5 17 6 31	– – – –	0,065 0,052 0,036 0,037
Элегазовые	ВГУ-500 FXT-17	8 15	– –	– –	– –	3 1	– –	0,075 0,013
Воздушные	ВНВ-330 ВВ-300Б ВВН-330 ВВБ-330 ВВД-300Б	9 22 13 5 4	– – – – –	– – – – –	8 5 1 – –	– – – – –	– – – – –	0,081 0,021 0,007 – –
Элегазовые	ВГУ-330 FXT-15	2 4	– –	– –	– –	– –	– –	– –
Воздушные	ВВБК-220 ВВД-220 ВВБ-220 ВВН-220	14 53 85 58	– – – –	1 4 4 10	– – – –	– – – –	– – – –	0,006 0,007 0,004 0,016
Элегазовые	ВГУ-220 HPL-245 ВГТ-220	5 6 2	– – –	3 – –	– – –	– – –	– – –	0,055 – –

Окончание табл. 4.1

Масляные	МКП-220 У-220	1 2	– –	– –	– –	– –	– –	– –
Воздушные	ВВУ-110 ВВШ-110 ВВН-110 ВВБМ-110Б	17 22 87 29	1 2 10 2	– – – –	– – – –	– – – –	– – – –	0,005 0,008 0,010 0,006
Маломасляные	ВМТ-110 ММО-110 У-110 МКП-110 МКП-110М HLR-110	14 1 31 16 27 33	3 – 4 3 2 –	– – – – – –	– – – – – –	– – – – – –	– – – – – –	0,019 – 0,012 0,017 0,007 –
Элегазовые	ВГТ-110	2	3	–	–	–	–	0,3
Итого		732	30	22	14	63	7

Таблица 4.2

Поэлементая структура отказов собственно выключателей с приводами

Поврежденный элемент и причина отказов	Распределение отказов, %, по напряжениям, кВ
	110	220	330	500	750
Привод Дугогасительная камера Отделитель Вводы Опорно-стержневая изоляция Внутрибаковая изоляция Импульсные трубки Уплотнения Шкаф управления Неклассифицированные причины Невыявленные причины	13,3 13,3 6,7 3,3 10,0 – – 10,0 26,7 6,7 6,7	18,3 – 9,1 4,5 13,6 9,1 9,1 22,8	– 2 14,4 7,1 21,5 – – 35,7 7,1 – 7,1	7,9 6,3 14,3 – 12,7 – 1,6 17,5 28,6 1,6 7,9	14,3 28,6 – – 14,3 – – – 28,5 14,3 –
Итого	100,0	100	100,0	100,0	100,0

Таблица 4.3

Отказы собственно выключателей с приводами в различных режимах

Отказ	Распределение отказов, %, по напряжениям, кВ
	110	220	330	500	750	110-750
В статическом состоянии	30,0	18,2	28,6	19,0	28,6	22,8
При оперативных переключениях	20,0	36,3	50,0	42,9	42,8	37,5
При отключении КЗ	50,0	45,5	21,4	38,1	28,6	39,7
Итого	100	100	100	100	100	100

Излишнее срабатывание обусловлено в основном нарушением селективности РЗА при внешних КЗ, т.е. не в защищаемой зоне. Выключатель рассматриваемого присоединения отключался при наличии требования отключения выключателей иных присоединений и отсутствии таковых на отключение выключателя данного присоединения. Ложное срабатывание заключалось в отключении от устройств РЗА выключателя при отсутствии на то соответствующего требования как на данном, так и на других присоединениях. Они имели место, например, при дефектах изготовления и монтажа устройств РЗА, а также из-за ошибочных действий персонала при работе с ними.

Наличие РЗА делает работу и соответственно отказы выключателей зависящими от отказов другого оборудования. Кроме того, автоматическое повторное включение (АПВ) приводит к тому, что на одно повреждение защищаемого оборудования возникает несколько требований срабатывания выключателей, увеличивая вероятность отказов последних.

Причем доля отказов выключателей из-за нарушений работы устройств РЗА может превышать число отказов собственно выключателей с приводами (табл. 4.4). Так, за рассматриваемый период в РУ 500 кВ наблюдалось 63 отказа собственно выключателей с приводами и 92 отказа выключателей из-за нарушений работы устройств РЗА.

Из данных табл. 4.4 следует, что отказы выключателей преимущественно происходят из-за отказа, излишнего или ложного срабатывания основных (дифференциально-фазных) и резервных (дистанционных) защит, а также АПВ и УРОВ. По статистическим данным отношение числа отказов выключателей из-за нарушений работы устройств РЗА к отказам собственно выключателей с приводами составляет 0,57; 0,77; 0,64; 1,46 и 0,71 при напряжении соответственно 110; 220; 330; 500 и 750 кВ. Таким образом, в ряде случаев влияние РЗА на параметр потока отказов выключателей более весомый фактор по сравнению с их конструктивными особенностями и условиями ремонтно-эксплуатационного обслуживания.

Данные табл. 4.4 свидетельствуют, что причины отказов выключателей из-за нарушений работ устройств РЗА многообразны и среди них, если судить по наиболее представительным данным имеющимся для электроустановок напряжением 500 кВ, нет явно превалирующих. С точки зрения организационных причин на долю отказов, зависящих от персонала служб РЗА, оперативного, ремонтного и прочего эксплуатационного персонала, приходится от 25 до 60% отказов из табл. 4.5. Следовательно, полученная статистика подтверждает известный факт, что организация надежной работы персонала – весомый резерв снижения аварийности в электроустановках.

В табл. 4.4 отражена структура отказов выключателей из-за нарушений работы устройств РЗА в статическом состоянии, при оперативных переключениях и отключении КЗ. Из данных табл. 4.5 и 4.6 следует, что работа выключателя в наиболее тяжелых расчетных режимах не всегда является основной причиной их отказов.

Наконец, в табл. 4.7 дана результирующая структура отказов собственно выключателей с приводами и отказов из-за нарушений работы устройств РЗА.

На основании табл. 4.7 можно сделать вывод, что параметры потока отказов выключателей в статическом состоянии, при оперативных переключениях и при отключении КЗ на практике имеют достаточно близкие значения.

Таблица 4.4

Отказы выключателей из-за нарушений работы устройств РЗА

Устройства РЗА	Распределение отказов, %, по напряжениям, кВ
	110	220	330	500	750
Дифференциально-фазные защиты	5,9	2,5	–	28,3	–
Дифференциальные защиты шин	5,9	2,5	11,1	3,3	20,0
Дифференциальные защиты (авто) трансформаторов и реакторов	–	–	11,1	8,7	20,0
Дистанционные защиты	11,8	18,6	22,3	8,7	–
Максимальные токовые защиты	–	–	–	1,1	–
Токовые защиты нулевой последовательности	–	–	–	3,3	–
Защиты от потери охлаждения и газовые	– 5,9	6,3 6,3	– –	4,3 3,3	20,0 –
Прочие типы защит	11,8	12,5	11,1	6,5	–
Вторичные цепи	11,8	25,0	–	10,8	20,0
УРОВ	46,9	6,3	44,4	8,7	–
АПВ	–	–	–	10,8	20,0
Специальная автоматика отключения нагрузки	–	–	–	2,2	–
Итого	100 (17)	100 (16)	100 (9)	100 (92)	100 (5)

Примечание. В скобках приведено число отказов выключателей

Таблица 4.5

Технические причины отказов выключателей из-за нарушений

работы устройств РЗА

Причина	Распределение отказов, %, по напряжениям, кВ
	110	220	330	500	750
Отключения при работах на панелях и во вторичных цепях	–	12,4	11,1	13,0	20,0
Ошибки в заданных и выполненных: уставках схемах	– 17,6	6,3 37,4	– –	3,3 5,4	– –
Неисправность: измерительных трансформаторов цепей измерительных трансформаторов оперативных цепей	– – –	– – –	– – 11,1	2,2 2,2 –	– – –
Дефекты и неисправность: электромеханических аппаратов высокочастотной аппаратуры микроэлектронной и полупроводниковой аппаратуры	– – –	– 6,3 6,3	– – –	3,3 8,7 5,4	– – –
Дефекты разработки	–	–	–	–	–
Неисправность элементов вторичной коммутации	11,8	–	33,3	6,5	–
Нарушение требований нормативно–технических документов	–	12,4	–	–	–
Ошибки персонала при операциях с коммутационными устройствами РЗА	–	–	–	5,4	–
Неправильные указания инструкций по обслуживанию	5,9	–	–	–	20,0
Потеря оперативного тока	11,8	–	–	1,1	–
Неправильно созданная первичная схема или режим	–	–	–	10,9	20,0
Старение устройств и контрольных кабелей	11,8	6,3	33,3	1,1	–
Прочие причины	29,3	6,3	11,1	20,6	40,0
Невыявленные причины	11,8	6,3	–	10,9	–
Итого	100,0	100,0	100,0	100,0	100,0

Таблица 4.6

Отказы выключателей из-за нарушений работы

устройств РЗА в различных режимах

Отказ	Распределение отказов, %, по напряжениям, кВ
	110	220	330	500	750	110-750
В статическом состоянии	23,5	31,2	22,2	40,2	60,0	36,7
При оперативных переключениях	–	31,2	22,2	22,8	20,0	20,9
При отключении КЗ	76,5	37,6	55,6	37,0	20,0	42,4
Итого	100 (17)	100 (16)	100 (9)	100 (92)	100 (5)	100 (139)

Таблица 4.7

Отказы собственно выключателей с приводами и отказы

Из-за нарушений работы устройств РЗА в различных режимах

Отказ	Распределение отказов, %, по напряжениям, кВ
	110	220	330	500	750	110-750
В статическом состоянии	27,7	23,7	26,1	31,6	41,7	29,8
При оперативных переключениях	12,8	34,2	39,1	31,0	33,3	29,1
При отключении КЗ	59,5	42,1	34,8	37,4	25,0	41,1
Итого	100 (47)	100 (38)	100 (23)	100 (155)	100 (12)	100 (275)

Таблица 4.8

Структура отказов собственно выключателей с приводами и отказов

из-за нарушений работы устройств РЗА по числу

теряемых присоединений

Напряжение, кВ	Отказы, приводящие к потере присоединений, %		Отказы, не приводящие к потере присоединений, %	Итого, %	Всего отказов, шт.
	одного	более одного
110 220 330 500 750	38,3 23,7 39,2 51,0 41,7	34,0 47,4 30,4 23,9 33,3	27,7 28,9 30,4 25,1 25,0	100,0 100,0 100,0 100,0 100,0	47 38 23 155 12
110–750	43,6	29,8	26,6	100,0	275

Влияние устройств на надежность выключателей (табл. 4.2 и 4.6) выявляет недостаточную полноту моделей отказов типа «КЗ в одну сторону», «КЗ в обе стороны» и «разрыв». Причина заключается в том, что заметная часть отказов выключателей происходит из-за нарушений работы устройств РЗА и, причем, не при К3 (табл. 4.6). Поэтому целесообразно анализировать отказы выключателей и по числу теряемых при этом присоединений в схемах коммутации (табл. 4.8). В последней графе табл. 4.8 даны средние арифметические значения отказов по всем классам напряжения, т. е. 110 – 750 кВ.

Как следует из табл. 4.8, долевое участие различных отказов, хотя и отличается друг от друга, тем не менее, находится в узком диапазоне. Отдельно коснемся отказов, не приводящих к потере присоединений. Они зависят от схемы коммутации. На рассматриваемых подстанциях при напряжении 110 – 220 кВ использована схема с двумя (реже – с одной) системами сборных шин с обходной системой (радиальные схемы), при 330 кВ – схемы трансформаторы – шины и трансформаторы – шины с подключением линий по схеме 3/2 (кольцевые схемы), а при напряжении 500 кВ – трансформаторы – шины.

При использовании кольцевых схем отказы, не приводящие к потере присоединений, могут быть вызваны неисправностями, требующими вывода выключателя во внеплановый ремонт (отказ типа «разрыв»); нарушением работы устройств РЗА, например, из-за их ложных срабатываний. Причем влияние устройств РЗА достигает в рассматриваемых отказах 50%. При этом потери присоединений в кольцевой схеме не происходит, так как каждое из них коммутируется двумя и более выключателями.

В радиальной схеме отказы, не приводящие к потере присоединений, вызваны лишь неисправностями, требующими вывода выключателя во внеплановый ремонт. Это обеспечивается с помощью обходного выключателя и обходной системы шин. В свою очередь, отказы выключателей из-за нарушений работы устройств РЗА, допустим, из-за тех же ложных срабатываний, приведут к внезапному отключению выключателя и потере присоединения. И такое событие в радиальной схеме будет классифицироваться как отказ, приводящий к потере одного присоединения.

Таким образом, если за основу берется модель отказа выключателя с дифференциацией по типам «КЗ в одну сторону», «КЗ в обе стороны» и «разрыв», то не ясно, каким образом классифицировать многочисленные отказы выключателей из-за нарушений работы устройств РЗА при кольцевых схемах коммутации, при этом необходимо уточнить классификацию отказов оборудования.

Наконец, в зависимости от схемы электроустановки при отказах типа «КЗ в одну сторону» и «КЗ в обе стороны» при прочих равных условиях теряется различное число присоединений. В упомянутых радиальных и кольцевых схемах подстанций отказы, требующие отключения всех смежных выключателей («КЗ в обе стороны»), всегда приводят к потере более чем одного присоединения. Аналогичные события происходят в радиальной схеме и при отказе типа «КЗ в одну сторону» выключателя – в сторону сборных шин.

Ранжирование отказов по типам «КЗ в одну сторону», «КЗ в обе стороны», «разрыв» приведено в табл. 4.9. С учетом изложенного под отказами типа «разрыв» в данной статье понимаются не только неисправности, требующие вывода выключателей во внеплановый ремонт, но и их отказы из-за неправильной работы устройств РЗА в кольцевых схемах коммутации, когда не происходит потери присоединений. Кроме того, в составе отказов «КЗ в одну сторону» и «КЗ в обе стороны» учтены отказы из-за нарушений работы устройств РЗА, не обязательно связанных с КЗ. Без этого из состава рассматриваемых событий пришлось бы исключить большую группу отказов выключателей, вызванных нарушением работы устройств РЗА.

Таблица 4.9

Структура отказов собственно выключателей с приводами

и отказов из-за нарушений работы устройств РЗА

Напряжение, кВ	Отказы типа, %			Итого, %	Всего отказов, шт.
	«КЗ в одну сторону»	«КЗ в обе стороны»	«разрыв»
110 220 330 500 750	42,5 34,2 39,2 51,0 41,7	29,8 36,9 30,4 23,9 33,3	27,7 28,9 30,4 25,1 25,0	100,0 100,0 100,0 100,0 100,0	47 38 23 155 12
110–750	45,8	27,6	26,6	100,0	275

Данные табл. 4.8 и 4.9 позволяют установить соответствие между различными типами отказов выключателя с их последствиями в схемах электрических соединений. С учетом изложенного отказам типа «разрыв» можно поставить в соответствие отказы, не приводящие к потере присоединений. При напряжении 110–220 кВ долевое участие отказов «КЗ в обе стороны» на 4 – 10% меньше числа отказов, приводящих к потере более одного присоединения. Соответственно отказов «КЗ в одну сторону» на 4–10% больше отказов, приводящих к потере одного присоединения. Эта разность связана с особенностями учета отказов выключателей в сторону сборных шин в радиальных схемах коммутации.

Из табл. 4.9 следует определенная статистическая закономерность. Если взять средние значения отказов выключателей по всем классам напряжения, то оказывается, что примерно 1/2 отказов (45,8%) приходится на отказы «К3 в одну сторону» и по 1/4 (27,6 и 26,6%) – на «КЗ в обе стороны» и «разрыв». Следует иметь в виду, что отказ типа «КЗ в одну сторону» – это результирующее событие, состоящее из двух отказов «КЗ в одну (каждую) сторону». Поэтому в первом приближении на каждый тип отказа выключателя приходится 1/4 общего числа отказов выключателей. Следовательно, каждый тип отказа выключателя может рассматриваться как условно независимое случайное событие.

Отказы из табл. 4.9 составляют примерно 75% всех отказов. Оставшиеся 25% происходят из-за неисправностей трансформаторов тока, разъединителей и ошиновки выключателей (табл. 4.10 и 4.11). Как следует из данных этих таблиц, учет трансформаторов тока увеличивает общее число отказов выключателей с 275 до 301 (рост на 9,5%), а разъединителей и ошиновки – с 301 до 347 (т.е. еще 15,3%). В последнем случае основной прирост аварийности происходит за счет разъединителей. При этом важно подчеркнуть, что во внимание здесь не принимались шинные разъединители.

Таблица 4.10

Структура отказов собственно выключателей с приводами, отказов из-за нарушений работы устройств РЗА и неисправностей трансформаторов тока

Напряжение, кВ	Отказы типа, %			Итого, %	Всего отказов, шт.
	«КЗ в одну сторону»	«КЗ в обе стороны»	«разрыв»
110 220 330 500 750	40,4 34,9 35,8 50,3 33,3	28,8 34,9 32,1 23,9 40,0	30,8 30,2 32,1 25,8 26,7	100,0 100,0 100,0 100,0 100,0	52 43 28 163 15
110–750	44,2	27,9	27,9	100,0	301

Таблица 4.11

Структура отказов собственно выключателей с приводами, отказов из-за нарушений работы устройств РЗА, неисправностей трансформаторов тока,

линейных разъединителей и ошиновки выключателей

Напряжение, кВ	Отказы типа, %			Итого, %	Всего отказов, шт.
	«КЗ в одну сторону»	«КЗ в обе стороны»	«разрыв»
110 220 330 500 750	43,1 33,3 37,5 51,4 41,2	25,9 26,3 28,1 21,3 35,3	31,0 40,4 34,4 27,3 23,5	100,0 100,0 100,0 100,0 100,0	58 57 32 183 17
110–750	45,2	24,3	30,5	100,0	347

Причина заключается в том, что отказы шинных разъединителей сопровождаются погашением одной или большего, в зависимости от схемы коммутации, числа систем сборных шин. Поэтому параметры надежности шинных разъединителей более правильно учитывать составляющей параметра потока отказов сборных шин. Причем доля шинных разъединителей в общей аварийности сборных шин не является определяющей и составляет от 25% при напряжении 220 кВ до 15,8% – при 500 кВ.

Оставшаяся часть приходится на погашения сборных шин, вызванных отказами в ячейках трансформаторов напряжения, попаданием посторонних предметов на ошиновку, ошибочными включениями под напряжением заземляющих ножей разъединителей, ложного действия РЗА, отказами во вторичных цепях.

Помимо отказов, отмеченных в табл. 4.11, существует еще специфичная представительная группа отказов, учитываемых особо. К ним относятся повреждения, произошедшие в процессе комплексного апробирования до ввода и приемки в эксплуатацию или выявленные при плановых ремонтах и испытаниях оборудования. Обработка статистических данных показала, что на один отказ выключателя из табл. 4.11 приходится 1,1 отказа, учитываемых особо.

Статистическому анализу были подвергнуты отказы 732 выключателей 110 – 750 кВ подстанций европейской части страны за 11-летний период их эксплуатации. Это достаточно представительная выборка. Вместе с тем, по данным ОРГРЭС только на подстанциях энергопредприятий России установлено около 3900 выключателей 110 – 750 кВ. Поэтому при большей статистической выборке возможно некоторое уточнение значений.

Как видно, значимость рассматриваемых факторов в отказах выключателей различного типа не одинакова. Таким образом, имеется необходимость количественно учитывать основные влияющие факторы в модели отказа выключателей различного типа притом, что сама модель может быть общей.

134