Analiza niezawodności ograniczników prądu uszkodzeniowego w stacjach elektroenergetycznych wysokiego napięcia

1 Wprowadzenie

Aby sprostać szybko rosnącemu zapotrzebowaniu na energię elektryczną, systemy generowania, przesyłania i dystrybucji energii muszą się odpowiednio rozwijać. Jednym z kluczowych problemów wynikających z tego rozwoju jest szybki wzrost prądów zwarciowych. Wzrost prądów zwarciowych prowadzi do kilku zagrożeń:

• nadgrzewanie się urządzeń szeregowo połączonych w ścieżce uszkodzenia;
• wzrost chwilowych i odzyskujących napięć podczas przerwania prądu, co może uszkodzić systemy izolacji;
• generowanie ekstremalnie wysokich sił mechanicznych w sprzęcie opartym na cewkach (np. transformatorach, generatorach, reaktorach);
• potencjalna niestabilność systemu, zależna od wielkości i czasu usuwania prądu zwarciowego;
• istniejące wyłączniki mogą nie być już w stanie przerwać zwiększonego prądu zwarciowego, co wymaga kosztownych zastąpień zarówno pod względem czasu, jak i pieniędzy; aby uniknąć takich kosztów, można ograniczyć ruch równoległy transformatorów lub zmniejszyć łączność systemową, co kompromituje zdolność przesyłu i niezawodność systemu;
• zwiększone prądy zwarciowe przedłużają działania naprawcze, prowadząc do dłuższych przerw w dostawie i większych strat ekonomicznych;
• zmniejszona niezawodność sieci.

Obecnie dostępne są trzy główne rozwiązania, które mają na celu złagodzenie tych efektów:

• budowa struktur sieciowych o minimalnym prawdopodobieństwie uszkodzenia;
• używanie wyłączników o wyższej zdolności przerwania lub zastępowanie słabszych wyłączników bardziej zdolnymi;
• modyfikacja sieci w celu zmniejszenia poziomów zwarć. Zazwyczaj stosuje się kombinację tych rozwiązań, aby osiągnąć optymalny projekt sieci przy jednoczesnym utrzymaniu niezawodności systemu w akceptowalnych granicach. Jednak możliwość wystąpienia uszkodzeń nigdy nie może być całkowicie wyeliminowana, a projektowanie sprzętu energetycznego opartego na ciągle rosnących prądach zwarciowych jest komercyjnie niewykonalne. Trzecie rozwiązanie można dalej podzielić na:
  • zmniejszenie łączności systemowej (np. podział magistrali);
  • zastosowanie ograniczaczy prądu zwarciowego (FCL).

Zastąpienie wyłączników o wyższej zdolności przerwania jest kosztownym rozwiązaniem i może nie być możliwe w niektórych przypadkach. Ponadto systemy ochronne wykazują opóźnienia w wykrywaniu uszkodzeń, oparte na specyfikacjach relé. Działanie wyłącznika i gaszenie łuku nie jest natychmiastowe, zazwyczaj wymaga 3-5 cykli, aby całkowicie usunąć uszkodzenie. W konsekwencji, prądy zwarciowe zwykle nie mogą być przerwane w ciągu pierwszych 2-8 cykli po wystąpieniu uszkodzenia. W tym okresie przez urządzenia szeregowe w ścieżce uszkodzenia przepływają bardzo wysokie prądy, a nawet ten krótki okres może być destrukcyjny, szczególnie w pierwszym cyklu, gdy składowa DC prądu zwarciowego jest szczególnie wysoka.

Podział magistrali i zmniejszenie łączności systemowej mogą być rozważane jako alternatywy do rozwiązania tego problemu. Jednak wprowadzają one inne operacyjne wyzwania, takie jak zmniejszona zdolność przesyłu, zmieniony przepływ mocy i zwiększone straty. Potrzeba ograniczaczy prądu zwarciowego (FCL) wynika z konieczności ochrony kosztownego i wrażliwego sprzętu. Ogólnie wszystkie proponowane strategie FCL opierają się na wprowadzeniu dużej impedancji w ścieżkę szeregową podczas uszkodzenia, różnią się tylko implementacją. Pożądane cechy idealnego ograniczacza prądu zwarciowego to zazwyczaj:

• bardzo niska impedancja w normalnych warunkach pracy systemu energetycznego;
• wprowadzenie dużej impedancji podczas uszkodzenia;
• szybkie działanie w celu ograniczenia składowej DC prądu zwarciowego;
• zdolność do wielokrotnych działań w krótkim czasie i samo-naprawianie;
• brak wprowadzania harmonicznych do systemu energetycznego;
• minimalizacja przebiegów przejściowych napięć;
• wysoka niezawodność.

2 Niezawodność ograniczaczy prądu zwarciowego

Stosowanie ograniczaczy prądu zwarciowego (FCL) w podstacjach jest ogólne motywowane dwoma głównymi powodami:

• uniknięcie kosztownego rozwiązania polegającego na zastąpieniu zainstalowanych wyłączników jednostkami o wyższej zdolności przerwania prądu zwarciowego;
• utrzymanie topologii podstacji i uniknięcie podziału magistrali ze względu na operacyjne lub niezawodnościowe problemy. Obecnie nie ma wiarygodnych źródeł lub referencji dotyczących charakterystyk niezawodności FCL; dlatego w niniejszym badaniu zamierzamy przeanalizować ten problem, biorąc pod uwagę cechy techniczne. Niektóre ograniczacze prądu zwarciowego wykorzystują bardzo skomplikowane technologie, co może obniżyć ich niezawodność.

Istnieje wiele typów ograniczaczy prądu zwarciowego, wśród których najbardziej znaczące są ograniczacze rezonansowe i nadprzewodzące.

A. Ograniczacze rezonansowe

Zaproponowano wiele konfiguracji ograniczaczy rezonansowych. Ogólnie są one klasyfikowane jako ograniczacze rezonansowe szeregowe i równoległe. Ograniczacze rezonansowe posiadają kilka korzystnych cech dla ograniczania zwarć, w tym:

• działanie bez przerwania prądu;
• szybka reakcja na uszkodzenia;
• zdolność do przeprowadzania prądu zwarciowego podczas trwania uszkodzenia;
• możliwość resetowania.

Jednak ograniczacze rezonansowe zazwyczaj składają się z wielu elementów, a całościowa niezawodność zależy od poprawnego działania każdego z nich. Ponadto niektóre ograniczacze rezonansowe wymagają zewnętrznego urządzenia wyzwalającego, co oznacza, że potrzebne są dodatkowe elementy do wykrycia zwarć i inicjacji wyzwalania. To zwiększa złożoność systemu i obniża niezawodność. Dlatego ograniczacze samowyzwalające są wyraźnie bardziej niezawodne.

B. Ograniczacze nadprzewodzące

W porównaniu do ograniczaczy rezonansowych, ograniczacze nadprzewodzące wymagają mniej elementów i są samowyzwalane. Strategia ograniczania prądu zwarciowego jest prosta i oparta na naturalnym zachowaniu materiałów nadprzewodzących. Nadprzewodnictwo występuje tylko przy bardzo niskich temperaturach, więc ograniczacze nadprzewodzące wymagają dodatkowego sprzętu chłodzącego, co zwiększa koszty inwestycyjne. Koncepcja zaproponowana w tej pracy ogranicza się do oceny wpływu stosowania ograniczaczy prądu zwarciowego na niezawodność podstacji.

3 Tryby awarii ograniczaczy prądu zwarciowego

Podobnie jak inne elementy w podstacjach wysokiego napięcia, ograniczacze prądu zwarciowego mają różne tryby awarii, które należy uwzględnić podczas oceny niezawodności podstacji przesyłowych z użyciem ograniczaczy. Ta sekcja porównuje współczynniki awaryjności różnych typów ograniczaczy prądu zwarciowego.

Istnieje fundamentalna relacja między niezawodnością całego systemu a liczbą jego podsystemów, które muszą poprawnie funkcjonować, aby osiągnąć pożądaną ogólną funkcję.

• A. Aktywne tryby awarii
• B. Pasywne tryby awarii
• C. Stałe tryby awarii

Jasne jest, że ograniczacze prądu zwarciowego wymagające systemu wyzwalania (ograniczacze wyzwalane zewnętrznie) mają wyższe współczynniki awaryjności. Ogólnie, każdy ograniczacz prądu zwarciowego, który wykorzystuje wyzwalanie lub komutację, obejmuje sekwencyjne działania wielu urządzeń przełączających, co wymaga precyzyjnej synchronizacji i koordynacji, znacznie zwiększając złożoność w porównaniu do tradycyjnych wyłączników.

W ograniczaczach rezonansowych (zarówno wyzwalanych zewnętrznie, jak i samowyzwalanych) stałe tryby awarii mogą wystąpić z powodu zmian charakterystyk elementów rezonansowych spowodowanych zmianami warunków pracy, takimi jak temperatura, lub działaniem w warunkach nietypowych.

Ograniczacze nadprzewodzące mają takie tryby awarii tylko w przypadku nadmiernego chłodzenia, co rzadko występuje. Można zatem stwierdzić, że ograniczacze nadprzewodzące właściwie nie mają tego trybu awarii. W większości przypadków ograniczacze nadprzewodzące można zaprojektować z przewidywalnymi parametrami i z wytrzymałością na tysiące cykli aktywacji i odnowy. Ponadto, używanie mniejszych ograniczaczy zamiast większych może poprawić zarówno niezawodność, jak i zdolność ograniczania prądu. Tabela 1 krótko porównuje częstość występowania różnych trybów awarii w różnych typach ograniczaczy prądu zwarciowego.

4 Praktyczne zastosowanie

Przykładowa podstacja pokazana na Rys. 1 jest używana do oceny wpływu wdrożenia ograniczaczy prądu zwarciowego na niezawodność podstacji. Jest powszechnie znane, że podczas konserwacji, użycie wyłączników odcinkowych do zarządzania schematami ochrony i zwiększenia elastyczności konfiguracji podstacji jest powszechną praktyką. Gdy poziom prądu zwarciowego w podstacji przekracza zdolność przerwania wyłączników, zastąpienie wyłącznika odcinkowego ograniczaczem prądu zwarciowego staje się realnym rozwiązaniem. Istotnie, ograniczacz prądu zwarciowego między magistralami jest jednym z najczęściej spotykanych zastosowań ograniczaczy prądu zwarciowego.

Zakładamy, że wszystkie obciążenia podłączone do magistrali 330 kV są identyczne. Ocena niezawodności skupia się na obciążeniu L1 po lewej stronie magistrali 330 kV i obciążeniu L5 po prawej stronie magistrali 330 kV. Niezawodność obciążeń jest oceniana za pomocą następujących wskaźników: (1) Prawdopodobieństwo utraty obciążenia (%); (2) Czas rocznych przerw w dostawie (U). Zakłada się, że magistrala 330 kV jest całkowicie niezawodna. Aby uniknąć niepotrzebnych obliczeń, tryby awarii obejmujące jednoczesną awarię więcej niż trzech elementów nie są brane pod uwagę. Ponieważ częstość występowania takich trybów awarii jest bardzo niska, to założenie nie wprowadza znaczących błędów.

Tabela 2 przedstawia współczynniki awaryjności i czasy napraw elementów. W początkowej analizie zaczynamy od obliczenia wskaźników niezawodności związanych z lewą magistralą 330 kV. Aby dokonać świadomej i kompleksowej porównywania, teoretycznie powinniśmy obliczyć wskaźniki niezawodności dla wszystkich punktów obciążenia od L1 do L7. Jednak, ponieważ te obciążenia są podobne i podłączone do tej samej magistrali, będą miały podobne tryby awarii. Dlatego potrzebujemy obliczyć wskaźniki niezawodności tylko dla punktu obciążenia L1 (L1) na lewej magistrali i punktu obciążenia L5 (L5) na prawej magistrali.

Jak wspomniano powyżej, do analizy użyto dwóch probabilistycznych wskaźników: prawdopodobieństwa utraty obciążenia (w f/rok) i czasu rocznych przerw w dostawie (w godzinach/rok, A). Te wskaźniki są oceniane dla przypadku awarii pojedynczego elementu.

Dla przypadku jednoczesnej awarii dwóch elementów, równoważny współczynnik awaryjności (λₑ), średni czas przerwy (r) i czas rocznych przerw w dostawie (u) są wyrażone następująco:

Dla przypadku jednoczesnej awarii na trzech poziomach, jest to wyrażone następująco:

Biorąc pod uwagę wszystkie tryby awarii, całkowity współczynnik awaryjności i całkowity czas rocznych przerw w dostawie można obliczyć następująco:

Tabela 3 przedstawia wyniki analizy niezawodności dla obciążeń.

Teraz wykonano takie same obliczenia dla linii zasilających na drugiej magistrali 230 kV. Tabela 4 przedstawia wyniki dotyczące punktu obciążenia LS.

5 Podsumowanie

W tym artykule przedstawiono zastosowanie ograniczaczy prądu zwarciowego (FCL) w celu zwiększenia niezawodności podstacji, opisano matematyczny model i procedurę obliczania niezawodności oraz oceniono wpływ wdrożenia ograniczaczy prądu zwarciowego na niezawodność podstacji. Wyniki wskazują, że niezawodność podstacji jest poprawiona dzięki zastosowaniu ograniczaczy prądu zwarciowego. Przeprowadzono również analizę wrażliwości, aby zbadać wpływ różnych parametrów, takich jak współczynnik awaryjności aktywny, pasywny i czas naprawy ograniczacza, na wskaźniki niezawodności.