CC BY
941
Диагностика и надежность энергооборудования
35 =
УДК 621.3.064.3
ДИАГНОСТИКА И НАДЕЖНОСТЬ ЭНЕРГООБОРУДОВАНИЯ
О фактическом коммутационном ресурсе выключателей
Ю. Н. Баланов,
кандидат технических наук, доцент, заведующий кафедрой электроснабжения и диагностики электрооборудования МИЭЭ, почётный энергетик РФ
А. В. Шунтов,
доктор технических наук, профессор
Введение
Обходная система сборных шин служит для переключения на нее присоединений на время ремонта их коммутационного или другого оборудования рассматриваемого присоединения. В первую очередь это требуется для плановых ремонтов выключателей линейных присоединений.
Относительный среднегодовой плановый простой масляных и воздушных выключателей 110-220 кВ, составляющих основную массу коммутационного оборудования в отечественных энергосистемах, составляет [1] 60-75 и 90-175 ч на единицу оборудования. Поэтому на крупных узловых подстанциях 110-220 кВ, имеющих в среднем около 10 присоединений, обходная система шин, как правило, окупается снижением потерь электроэнергии в электрических сетях по сравнению с вариантом отключения присоединений при плановых ремонтах оборудования ячеек выключателей и отсутствии обходной системы шин.
С позиций послеаварийных режимов обходную систему сборных шин обосновать, как правило, не представляется возможным. Во-первых, с точки зрения потерь электроэнергии среднегодовой простой ячеек с выключателями 110-220 кВ на один-два порядка ниже, чем при их плановом ремонте. Так [1], параметр потока отказов рассматриваемых выключателей составляет 0,02-0,15 1/год при среднем времени восстановления 25-42 ч. Откуда среднегодовой простой ячейки с выключателем из-за отказов составит 0,5-6,3 ч (произведение параметра потока отказов на время восстановления) на единицу оборудования. Во-вторых, вывод в аварийно-восстановительный
ремонт выключателя присоединения, как правило, не приводит к недоотпуску электроэнергии, поскольку нерезервируемые присоединения в схемах в настоящее время используются нечасто.
На данном временном этапе при новом строительстве и реконструкции подстанций применяются эле-газовые выключатели с пружинными приводами ведущих производителей. Ремонтно-эксплуатационное обслуживание этих выключателей имеет ряд особенностей. Для выключателей нормируется коммутационный и механический ресурс.
Коммутационный ресурс выключателя - это допустимое для каждого полюса выключателя число операций отключения и включения при токах КЗ 1к и при нагрузочных токах без осмотра и ремонта дугогасительного устройства (без замены контактной системы). В общем случае ресурс нормируется в технических условиях и эксплуатационной документации на выключатели. По ГОСТ Р 52565-2006, например для газовых выключателей, допускаемое число отключений поткл при номинальном токе отключения !откл.ном, равном 31,5; 40; 50 и 63 кА, следует принимать не менее 20; 15; 12 и 8 соответственно. При токе
отключения ^ткл^^откл.ном значение Поткл должно быть выше нормированного для !отклном в 1,7 раза и
более. Наконец, минимальное допускаемое число
включений при токе, равном I
откл.ном’
не менее 50% допустимого числа отключений при том же токе.
Для сравнения в табл. 1 дан коммутационный ресурс (максимальные значения) некоторых отечественных и зарубежных выключателей 110 -750 кВ с ______=40 кА, при отключении токов КЗ у современ-
откл.ном
ИШШМВИш
= 36
Энергобезопасность и энергосбережение
ных элегазовых выключателей значения поткл в два-три раза превышают аналогичные показатели для воздушных и масляных выключателей.
Заводы-изготовители дают графическое и функциональное представление поткл=/(1откл). Так, на рис. 1 приведено первое из них в логарифмическом масштабе для элегазового выключателя типа ВГБ напряжением 220 кВ с 1отклном=40 кА. В ряде случаев функциональная зависимость описывается грубым приближением 1потклД1откл;)™< К. Для некоторых типов элегазовых выключателей даются, допустим, т <1,8-2,0 и К< 16000-20000.
Возникает закономерный вопрос о фактическом коммутационном ресурсе выключателей с учетом режимов работы энергосистем. Вопрос имеет принципиальное значение при выборе стратегии формирования главных схем электростанций и подстанций, а также организации ремонтно-эксплуатационного обслуживания коммутационного оборудования.
Таблица 1
Ресурс выключателей по коммутационной стойкости
Типы выключателей Напряжение, кВ Ресурс циклов отключения при токах
(0,6-1,0)1откл.ном (0,3-0,6)1откл.ном 1ном
ВНВ (воздушные) 330-750 10 20 300
ВМТ (маломасляные) 110-220 7 15 500
ВГУ (элегазовые) 110-750 20 34 3000
ВГТ (элегазовые) 110-220 20 34 3000
ВГБ (элегазовые) 110-220 20 34 2500
LTB (элегазовые) 110 20 50 5000
HPL (элегазовые) 220-500 20 50-65 2000-2500
РМ (элегазовые) 110-500 20 40 2000
На рис. 2 приведены интегральные распределения значений указанных токов КЗ на воздушных линиях 110-500 кВ (кривые 1-4), где Пкз - количество КЗ. Эти данные касаются сравнительно протяженных сетей 110-550 кВ центрально-европейской части страны. Поэтому дополнительно на рис. 2 нанесены распределения фактических токов КЗ на линиях выдачи мощности 110 и 220 кВ (кривые 5 и 6) электростанций Московского региона за трехлетний период 2005-2007 гг.
Электрические сети Московского региона имеют ряд особенностей. Они связаны с высокой плотностью генерации и нагрузки и, как следствие, незначительными межузловыми расстояниями в сетях 110-220 кВ, а также широким использованием кабельных линий 110-220 кВ. Так, средняя длина линии выдачи мощности 110 кВ в рассматриваемом регионе 5,7 км (70% линий кабельных и воздушнокабельных, оставшиеся 30% воздушные), а 220 кВ -
12,4 км (33% линий кабельных и воздушно-кабельных).
Для решения поставленной задачи основной интерес представляют не абсолютные значения токов, а относительные / т.е. отношение
7 * IV 01 аЛ.пОМ7
тока КЗ к номинальному току отключения выключателя в рассматриваемом присоединении.
Как видно из рис. 2 и 3, значения фактических токов КЗ как абсолютных, так и относительных, сравнительно невелики. Так, максимальные токи КЗ не превосходят 20-25 кА, а их средние значе-
"откл- Раз
Рис. 1. Зависимость допустимого числа отключений от значения тока
Известно, что чаще всего происходят включения-отключения выключателей воздушных линий электропередачи. Были обработаны данные цифровых регистраторов по 3238; 944; 318 и 336 отключенным КЗ на воздушных линиях напряжением соответственно 110; 220; 330 и 500 кВ, отходящих от подстанций МЭС Центра, за шестилетний период 2002-2007 гг.
1откл- кА
таКЗ' %
Рис. 2. Интегральное распределение токов КЗ в сети:
1 - 110 кВ; 2 - 220 кВ; 3 - 330 кВ; 4 - 500 кВ; 5 - 110 кВ; 6 - 220 кВ (линии выдачи мощности)
дмвиявииИ
Диагностика и надежность энергооборудования
37 =
таКЗ' %
Рис. 3. Интегральное распределение относительных токов КЗ в сети (обозначения см. на рис. 2)
ния варьируются в диапазоне 3,1-4,4 кА или 0,11-0,15 от 1отклном выключателей (рис. 2 и 3, табл. 2). Для линий выдачи мощности электростанций Московского региона максимальные токи КЗ не превысили 14-19 кА, что в 2,0~2,5 раза ниже их максимальных расчетных значений. При этом средние значения / составили
0,16 и 0,26 при напряжении, соответственно, 110 и 220 кВ, т.е. несколько выше, чем в табл. 2.
В качестве дополнительных параметров при анализе коммутационного ресурса выключателей интерес представляют распределения их номинальных токов отключения (рис. 4), где - количество выключа-
' 7 выкл
телей, а также длин воздушных линий 1вл (рис. 5), где
ВЛ
■ количество воздушных линий.
1,
Как видно из рис. 4, около У2 парка установленных выключателей имеет номинальный ток отключения до
31,5 кА; лишь незначительное количество выключателей с 1откл ном>40 кА. Длины линий находятся в широком диапазоне. Их средние значения (табл. 2) при напряжении 110 -220 кВ (соответственно 28,4 и 68,8 км) примерно в пять раз превосходят аналогичные показатели для линий выдачи мощности электростанций Московского региона (5,7 и 12,4 км, см. выше).
Отдельно в табл. 2 выделены параметры устранимых и неустранимых КЗ на воздушных линиях. Неустранимое КЗ не ликвидируется действием автоматического повторного включения (АПВ), в то время
„,%
Рис. 4. Интегральное распределение номинальньвс токов отключения выключателей (обозначения см. на рис. 2)
как устранимое КЗ ликвидируется. Как видно (табл. 2), при напряжении 110 кВ количество неустранимых КЗ на воздушных линиях примерно в пять раз меньше устранимых. При напряжении 500 кВ частота возникновения устранимых и неустранимых КЗ сближается.
При анализе коммутационного ресурса выключателей необходимо учитывать его интенсивное срабатывание при неустранимых КЗ. Преимущественно на воздушных линиях использовалось однократное АПВ. Тогда одно неустранимое КЗ эквивалентно примерно трем устранимым КЗ: отключение КЗ - включение на КЗ - отключение КЗ. Поэтому для средних условий, например для линии 110 кВ, по данным табл. 2 суммарное годовое значение иоткл=иКЗ «1,1+3-0,23=1,79 1/год или 45-72 отключений токов КЗ за весь срок службы выключателя 25-40 лет. Исходя из среднего значения тока КЗ на линиях 110 кВ (табл. 2), равного 3,8 кА, и рис. 1, становится очевидным, что в частном случае для данного конкретного выключателя допустимое число отключений может быть на порядок выше, компенсируя возможные отклонения параметров от средних значений.
Что касается сопоставимых данных по Московскому региону, то здесь при средних условиях из-за незначительных межузловых расстояний на отдельно взятой линии 110 кВ КЗ происходит примерно раз в три года, а на линии 220 кВ - раз в 2,5 года. Кроме того, на линиях выдачи мощности используется АПВ с контролем нали-
Таблица 2
Интегральные параметры сетей 110-500 кВ МЭС Центра
Параметр Значение параметра в сети, кВ
110 220 330 500
Максимальное значение отключаемого тока КЗ, кА 25,2 19,1 20,8 26,7
Максимальное значение относительного отключаемого тока КЗ, отн.ед. 1,0 0,61 0,58 0,85
Среднее значение отключаемого тока КЗ, кА 3,5 3,1 4,4 3,8
Среднее значение относительного отключаемого тока КЗ, отн.ед 0,15 0,11 0,13 0,12
Максимальная длина воздушной линии, км 133,7 238,2 85,7 517,3
Средняя длина воздушной линии, км 28,4 68,8 70,7 178,5
Среднее число устранимых КЗ на одной воздушной линии, 1/год 1,10 0,75 0,74 0,68
То же, но неустранимых, 1/год 0,23 0,29 0,24 0,55
Среднее число устранимых КЗ на одной воздушной линии, 1/(год-100 км) 3,87 1,09 1,04 0,38
То же, но неустранимых, 1/(год -100 км) 0,81 0,42 0,33 0,31
I кА
откл.ном'
, отн.ед.
П
ввиииитаии
= 38
Энергобезопасность и энергосбережение
Рис. 5. Интегральное распределение длин воздушных линий (обозначения см. на рис. 2).
чия напряжения или синхронизма. Здесь неуспешное АПВ практически исключено. Поэтому, несмотря на более высокие значения абсолютных и относительных токов КЗ (рис. 2 и 3), в рассматриваемом регионе будет существовать еще более весомый запас по коммутационной стойкости выключателей.
Дополнительным аргументом в рассматриваемом вопросе является известный факт, что в сетях 110 кВ и выше однофазные КЗ возникают значительно чаще (в 40 и более раз), чем трехфазные. Поэтому можно ожидать еще менее интенсивного и более равномерного расходования коммутационного ресурса для отдельных полюсов выключателей.
Таким образом, приведенные данные по фактическим отключаемым токам КЗ позволяют сделать вывод, что при использовании современных элегазовых выключателей у большинства из них коммутационный ресурс за расчетный период не будет исчерпан. Поэтому не потребуются капитальные (средние) ремонты аппаратов со вскрытием дугогасительных камер за расчетный срок службы.
Для выключателей нормируется также и механический ресурс. Он составляет от 5000 до 10000 циклов включение-отключение. Как правило, и этого достаточно для всего расчетного срока службы выключателя.
Основным элементом выключателя, требующим обслуживания, оказывается пружинный привод. Здесь основные ремонтные работы по данным заводов-изгото-вителей ограничиваются смазкой узлов после 15 лет эксплуатации. Приводы обладают высокой ремонтопригодностью. Во многих случаях их ремонт со снятием напря-
жения с выключателя непродолжительный. Текущие ремонты таких приводов с периодичностью не чаще одного раза в пять лет длительностью до одного дня ограничиваются в основном проверкой временных характеристик выключателя. Прослеживается тенденция оснащения выключателей системами непрерывного мониторинга их основных параметров.
Параметр потока отказов рассматриваемых коммутационных аппаратов оценивается тысячными или сотыми долями 1/год. И это так же не может существенно влиять на частоту их ремонтного обслуживания.
Данные по промышленно развитым странам показывают сходные условия: за расчетный срок службы 25 лет выключатель в среднем расходует незначительную часть коммутационного ресурса. Так, по шведским статистическим данным [2], подавляющая часть токов КЗ в электрических сетях 72,5 кВ и выше оказывается менее 60% ^отклном соответствующих выключателей. Поэтому практически все элегазовые выключатели сохраняют достаточный коммутационный ресурс за весь срок службы. Обследование сетей 300-550 кВ в Японии [3] выявило сходные соотношения и выводы: в 90% случаев выключатель отключает ток КЗ, не превосходящий
0,3641
откл.ном
На основании вышеизложенного делается вывод [2, 3] об отсутствии необходимости проведения ремонтов дугогасительных камер выключателей. Определенного обслуживания требуют лишь их пружинные приводы. В основном регламентируется смазка узлов приводов после 15 лет эксплуатации. Приводы имеют высокую ремонтопригодность (доступность узлов). И продолжительность вынужденного отключения выключателей из-за ремонтов приводов невелика. В результате отпадает потребность не только в обходных системах сборных шин, но и в собственно разъединителях [4]. При этом в случае, если все-таки требуется ремонт выключателя со вскрытием дугогасительных камер, безопасность персонала обеспечивается быстросъемными перемычками, снимаемыми или устанавливаемыми вручную штатным инструментом в РУ напряжением до 400 кВ включительно [4].
Таким образом, из анализа условий работы коммутационных аппаратов в электрических сетях 110 - 500 кВ следует, что у большинства вновь устанавливаемых современных элегазовых выключателей с пружинными приводами механический и коммутационный ресурсы не будут исчерпаны за весь их срок службы. Тем самым исключается необходимость в проведении капитальных (средних) ремонтов рассматриваемого оборудования. В таких условиях нет большой нужды в обходных системах сборных шин и ремонтных перемычках в схемах подстанций.
!„, кА.
вл'
^ %
Литература
1. Надежность систем энергетики и их оборудования: Справочник. В 4-т. / Под общ. ред. Ю. Н. Руденко. Т. 2. Надежность электроэнергетических систем: Справочник / Под ред. М. Н. Розанова.- М.: Энергоатомиздат, 2000.
2. Bosma A., Schreurs E. Cost optimization versus function and reliability of HV AC circuit-breakers // CIGRE. 2000. Pap. 13-101.
3. Reliability and electrical stress survey on high voltage circuit breaker in Japan / Y. Nakada, J. Kida,
I. Takagi etc. // CIGRE. 2006. Pap. A3 205.
4. Applications of disconnecting circuit-breakers / P-O. Anderson, H-E. Olovsson, B. Franzen etc. // CIGRE. 2004. Pap. A3-201.
