Сохранение надежности электроснабжения потребителей при выводе в резерв трансформаторов для снижения потерь х.х.

Область знаний: «Физика»

Тематика Энергопрорыв 2014: «Системное управление рисками и надежностью»

Социальная активность: 58

Команда + Вступить в команду

Описание

В настоящее время потери холостого хода тарнсформаторов в электросетевых компаниях составляют от 8 до 30% общего объема потерь электроэнергии. Очевидно, что мероприятие снижение потерь холостого хода путем отключение части трансформаторов на ПС в режиме малых нагрузок является самым актуальным и малозатратным мероприятием по снижению потерь э\э. Но, следует принимать во внимание то что, в случае вывода в резерв одного из трансформаторов снижается надежность электроснабжения потребителей, запитанных от данной ПС. Предлагается на основе построения надежностных характеристик оставшегося в работе трансформатора, определить допустимость вывода в резерв другого, при этом характеристики дифференцируются в зависимости от категории надежности потребителей, запитанных от данной ПС. Для обеспечения требуемой надежности предлагается внедрение схемы ввода в работу резервного трансформатора. Схема ввода в резерв будет определяться построением схемы оперативного тока на ПС, а также типом привода вводных выключателей трансформатора. Схема позволит выводить в резерв трансформаторы на всех двухтрансформаторных ПС, где это имеет смысл по соотношению нагрузочных потерь и потерь х.х.Внедрение проекта позволит снизить потери э\э в электрических сетях на 3-5% без снижения надежности электроснабжения потребителей.

Комментарии

Ответить +5 27 сентября 2014 в 21:07
Ответить +2 29 сентября 2014 в 13:35
Алексей Магон

В результате математической обработки статистических данных отказов трансформаторов выдвигается и проверяется гипотеза о законе распределения отказов и длительности восстановления трансформаторов, выявляется характер изменения показателей во времени. Анализ статистических данных аварийных отключений трансформаторов дает возможность уйти от использования справочных данных показателей надежности и воспользоваться достоверными надежностными характеристиками, учитывающими характеристики трансформатора и условия его эксплуатации. Другими словами, выводится факторная зависимость, по которой расчитывается параметр потока отказов и среднее время восстановления отдельного трансформатора. На расчитываемые величины влияют: год ввода в экплуатацию, загрузка, наличие и режим работы РПН, результаты диагностики, тип устройств РЗА, удаленность ПС от производственной базы и т.д.

Ответить +1 29 сентября 2014 в 14:55
Анастасия Кулаченкова

При помощи какого программного обеспечения можно проводить такую статистическую обработку и каким должен быть предполагаемый объем выборки статистических данных?

Ответить +1 29 сентября 2014 в 15:14
Алексей Магон

Специального ПО не разрабатывалось, со всеми расчетами и зависимостями успешно справился Excel, в развитии возможно написание простой программы с удобным интерфейсом. Исследовались 143 трансформатора 110 кВ за период - 4 года.

Ответить +1 29 сентября 2014 в 16:09
Вячеслав Горев

Добрый день,

1. Вы указали следующие риски проекта: "Недостаток данных эксплуатации трансформаторов, невозможность организации автоматического ввода из-за схем оперативного тока ПС. Необходимость диагностики выведенного в резерв трансформатора." Какие мероприятия Вы предложите для их нивелирования?

2. "Методика определения допустимости отключения трансформаторов для снижения потерь х.х. на основе надежностых характеристик трансформатора". Укажите более конкретно, о каких характеристиках идет речь? Как часто предполагается выполнять расчет? Как предполагается получать и актуализировать данные (вручную, либо с использованием средств АСУТП)?

3. Решение базируется на использовании "Анализа параметров потока отказов и среднего времени восстановления траснформаторов на двухтрансформаторных ПС". Как его планируется применить для ПС, на которых не было отключения трансформаторов? Из общей статистики только 1,5% от общего числа отключений приходится на трансформаторы.

Алексей Магон

Добрый день, Вячеслав, спасибо за правильные вопросы.
1. а) Проблема организации оперативного тока устраняется установкой АКБ на ПС и модернизацией коммутационного оборудования, это существенно удорожает проект и требует отдельного экономического обоснования в каждом конкретном случае
б) Необходимость диагностики обусловлена тем, что трансформатор, находясь в резерве может оказаться в неработоспособном состоянии (за время простоя трансформаторное масло может потерять диэлектрическсие свойства из-за насыщения влагой ,изоляция может подвергнуться разрушению и т.п.) и, следовательно, включение его, при необходимости, будет невозможным. Для устранения этого, предлагается менять состояние трансформаторов "в работе" - "в резерве" на ПС поочередно, с месячной периодичностью. Дополнительно к этому предлагается производить более частые осмотры, чем предусмотрено по регламенту.
2. Характеристики: параметр потока отказов, и среднее время восстановления, но, обращаю Ваше внимание на то, что среднее время восстановления, это не классическое математическое ожидание время восстановления работоспособности, а в данном случае, это среднее время включения в работу резервного трансформатора, которое зависит от нескольких факторов: схема ПС, наличие телемеханики, удаленность ПС от производственной базы и т.д. Получать информацию с объектов предлагается с использованием АСУТП, где оно есть, соответствено, где нет - внесение вручную в программу для расчета.
3. Анализируются данные по имеющимся отказам трансформаторов, выдвигается гипотеза о том, что трансформаторы, имеющие схожие технические характеристики и одинаковые условия экплуатации, будут иметь одинаковые надежностные характеристики.

Ответить 0 2 октября 2014 в 15:53
Евгений Парфенов

Добрый день.
Комментарий от эксплуатации:
1. Работа по переводу под АВР трансформаторов на не нагруженных ПС без каких либо капитальных вложений на практике сильно снижает надежность электроснабжения потребителей по причине отказа во включении выключателя при работе АВРТ;
2. Из п. 1. вытекает необходимость в первую очередь считать вероятность отказа старого выключателя а не снижения диэлектрических свойств масла в трансформаторе.
3. Отказ в работе АВРТ при КЗ на секции относящейся к работающему трансформатору (работа МТЗ ввода или дуговой защиты), при выведенной АВР на секциях (иначе простую АВРТ не выполнить).
4. Отказ самой АВРТ.
Предлагаю расчет дополнить анализом отказа выключателей ВН, СН и НН трансформатора, вероятностью КЗ на секции и отказа самой АВРТ в момент работы.

Ответить 0 11 августа 2016 в 10:14

Добавление комментария