Александр Юрьевич Хренников
Использование элементов искусственного интеллекта: компьютерная поддержка оперативных решений в интеллектуальных электрических сетях

Используя информацию о переключениях выключателей и срабатываниях устройств релейной защиты и автоматики РЗА на подстанциях, интеллектуальная система может производить анализ ситуаций, выделяя важные для оперативного управления нештатные ситуации, связанные с технологическими нарушениями.

При этом система должна распознавать именно нештатные ситуации, отделяя их от штатных, таких, к примеру, как отключения элементов оборудования для вывода в ремонт по заявкам.

При анализе нештатных ситуаций система должна определять:

источник технологических нарушений (например, короткое замыкание на одном из элементов оборудования);

работу АПВ (успешная или неуспешная);

отказы в срабатывании выключателей;

затягивание переключений выключателей;

отказы в срабатывании РЗА;

излишнюю или неселективную работу РЗА;

отключения элементов оборудования (линий, трансформаторов, шин). Эти данные минимально необходимы диспетчерскому и оперативному персоналу, чтобы оценить ситуацию в электрической сети и начать планирование мероприятий по предотвращению развития и ликвидации технологических нарушений.

2.3. ПОДСТАНЦИОННЫЙ УРОВЕНЬ АНАЛИЗА СИТУАЦИЙ (ОБЪЕКТНАЯ СИСТЕМА АНАЛИЗА ПАНС)

Работы НТЦ ФСК ЕЭС в области оперативного диспетчерского анализа были начаты для отдельного объекта (подстанции Чагино), где в качестве АСУ ТП используются системы фирмы Siemens. «Лист событий» ЛС, формируемый в этом АСУ ТП является излишне «длинным» – в нем может содержаться несколько десятков записей. Анализ такого списка сложен для дежурного персонала подстанции и чреват «человеческими» ошибками. Можно использовать в ФСУ ТП специальные фильтры для выделения только событий, важных для конкретного анализа. Но тогда перед анализом дежурный персонал должен выполнить специальную операцию – смену фильтра – еще один возможный источник ошибок в условиях дефицита времени. Кроме того, в ЛС АСУ ТП непосредственно фиксируются не все нужные для диспетчерского анализа технологические нарушения (не фиксируются такие, как отказ выключателя, отказ устройства резервирования УРОВ, затягивание срабатывания выключателя).

Для определения и описания ситуаций на уровне подстанции необходимо дополнить АСУ ТП этого энергообъекта специальной экспертной системой ПАНС (подстанционный анализ ситуации), а в дальнейшем развить эти системы для уровня электрической сети (например, ПМЭС) – системы САНС. Эти экспертные системы основаны на разработанной ВНИИЭ инструментальной системе МИМИР [7].

В инструментальной системе МИМИР принято представление БД семантическими сетями. Можно выделить два основных раздела БД:

– топологическая модель «первичной» электрической сети,

– логическая модель релейной защиты и автоматики РЗА.

Топологическая модель в обобщенном виде может быть представлена графом рис.3., модель РЗА – графом, приведенным на рис.4

База данных устроена таким образом, что обращение к ней из программы может иметь вид вопроса на ограниченном естественном языке со словарем из элементарных понятий БД.

Например, вопрос «РЗА ЗТ, события срабатывание?»;

дает в качестве ответа указание на множество сработавших защит трансформаторов.

База данных в МИМИР дополнена системой программ на ограниченном естественном языке, имитирующих диспетчерские рассуждения на основе технологических правил.

В результате получается язык программ-рассуждений, на котором легко задавать логику диспетчерских рассуждений.

Правила, на основе которых функционирует экспертная система ПАНС, определяются логикой работы РЗА. Например, если зафиксировано срабатывание защиты линии электропередач, экспертная система определяет, на отключение каких выключателей нормально действует эта защита. Далее, определяется, все ли ранее включенные выключатели из этого множества отключились. Для не отключившихся выключателей фиксируется событие «отказ выключателя» и проверяется, было ли срабатывание УРОВ этого выключателя и т.п.

В другой, более сложной, ситуации при срабатывании защит трансформаторов необходимо определить, имеются ли дефектные выключатели и какой тип дефекта (отказ, затяжка срабатывания) имеет место (не отключившиеся выключатели перед опробованием погашенных шин напряжением нужно отключить, «разобрав» их схему разъединителями с нарушением блокировки, а для «затянувших» выключателей схема разбирается после опробования шин). Факт затяжки может быть логически установлен в рассуждении – УРОВ дефектного выключателя срабатывает до его отключения.

Результаты работы ПАНС могут составлять основу для доклада дежурного подстанции, направляемого сетевому диспетчеру при возникновении нештатной ситуации. Опыт испытаний ПАНС на подстанции Чагино положителен.

Для отображения результатов работы экспертной системы используется отображение системы КАСКАД-НТ [20].

Рис. 4 Логическая модель релейной защиты для задач диспетчерского анализа.

2.4. СЕТЕВОЙ УРОВЕНЬ АНАЛИЗА СИТУАЦИЙ

Развитие рассмотренной ранее системы для электрической сети (система САНС) позволяет выявлять поврежденные элементы оборудования, отключенные элементы, обесточенные участки сети, отказы в срабатывании релейных защит, отказы и затяжки отключений выключателей.

Система дополнена, в частности, функцией анализа такой достаточно сложной ситуации, как дальнее резервирования [1]. При этом экспертная система сначала определяет «погашенные» шины подстанций и отключившиеся линии, затем – срабатывание защит на подстанции с «погашенными» шинами и на смежных присоединениях. Учитываются ступени сработавших защит линий. На подстанции, где имелось повреждение, вызвавшее ситуацию дальнего резервирования, защита работает первой ступенью, а на смежных подстанциях – старшими ступенями.

В качестве примера рассмотрен фрагмент электрической сети в нормальном состоянии (рис.5) и после короткого замыкания на одной из линий при отказе отключения линейного выключателя и отказе в срабатывании устройства резервирования отказа УРОВ одного из выключателей этой линии (рис. 6). Для того, чтобы продемонстрировать ситуацию резервирования защитами смежных подстанций условно предполагается, что на подстанции Волконка выведены из работы (ошибочно – по вине персонала подстанции) собственные защиты секционного выключателя 110 кВ и направленные в линию 110 кВ резервные защиты силовых трансформаторов. При экспресс-анализе ситуации информация об ошибочном выводе защит недоступна.

Рис.5. Фрагмент схемы электрической сети (отображение в SCADA).

Приведем синтезированное экспертной системой САНС текстовое описание ситуации (реплика системы «НЕТ УРОВ» здесь должна интерпретироваться как отказ УРОВ):

Ситуация: ДАЛЬНЕЕ РЕЗЕРВИРОВАНИЕ

Предположительно повреждение оборудования ВЛ 110 кВ Волконка –Головинка

– Срабатывание РЗА ПС Головинка ВЛ Волконка ступ. 1

– Срабатывание защиты линии РЗЛ ПСВолконка ВЛ 110 кВ Волконка –Головинка

– Отказ выключателя Волконка ВЛ 110 кВ Головинка

– НЕТ УРОВ

– Работа РЗА на смежных подстанциях.

Реплика системы «Нет УРОВ» означает здесь отказ УРОВ в срабатывании.

Так как РЗА работают на всех подстанциях, смежных с ПС Волконка, перечисление необязательно.

Переключения в сети 10кВ в тексте, синтезированном системой, для краткости опущены.

Для «ручного» анализа диспетчером эта ситуация является весьма сложной: защиты работали на пяти ПС, на четырех ПС отключились выключатели, причем на ПС «Волконка» нет отключений – она полностью обесточилась. Экспертная система САНС в этом случае дает исчерпывающее технологическое описание ситуации, понятное диспетчеру (рис.7.)

Рис. 6. Пример: фрагмент схемы электрической сети при коротком замыкании на линии ВЛ 110 кВ Волконка-Головинка. Белым цветом обозначены участки сети без напряжения.

Рис. 7. Результат интеллектуального анализа ситуации.

2.5.СОВЕТЧИК ДИСПЕТЧЕРА

На основе ранее описанной сетевой системы анализа ситуаций САНС может быть разработан Советчик диспетчера сетевого предприятия.

В ранее рассмотренном примере для анализа диспетчером без интеллектуальной информационной поддержки эта ситуация (т.н. «дальнее резервирование» [1]) является весьма сложной: защиты работали на 5 подстанциях, отключения выключателей на 4 подстанциях (на ПС Волконка не было отключений, эта ПС полностью обесточилась).

Отображение списка срабатываний РЗА и отключений выключателей займет определенное время и мало поможет анализу (список достаточно длинный).

Интеллектуальный агент ИДС «Анализ» дает исчерпывающее технологическое описание ситуации абсолютно понятное диспетчеру (рис.7). Имел место отказ линейного выключателя при отсутствии (или выводе из работы) соответствующего УРОВ. Результаты анализа можно представить с помощью специальных обозначений на отображаемой схеме, но, поскольку нежелательно использовать новые, непривычные диспетчеру, обозначения, текстовое описание ситуации предпочтительнее.

В ИДС база знаний о топологии расширена – добавлена информация об РЗА (локализация, вид, защищаемое оборудование, ступени, воздействия на выключатели), а в оперативную базу данных добавлена информация о срабатываниях РЗА.

В Состав Советчика может быть включена задача составления Плана послеаварийного восстановления нормальной схемы.

Интеллектуальный агент «Восстановление», алгоритм которого основан на соответствующих технологических инструкциях, автоматически в Советчике создает план восстановления. В общем случае при определении траектории восстановления учитываются имеющиеся ремонты оборудования и их время аварийной готовности АГ при необходимости свернуть ремонтные работы.

2.6. ВЫВОДЫ к главе 2

Для обеспечения качественной информационной поддержки диспетчерских решений в аварийных и нештатных ситуациях настоятельно необходимо выполнять современные диспетчерские системы для диспетчерского управления электрическими сетями с использованием интеллектуальных агентов, построенных на основе технологии экспертных систем.

Необходимо обеспечить ввод в диспетчерскую систему достаточно полного объема телесигнализаций положения выключателей, а также данных о составе и срабатывании РЗА.

Разработан образец интеллектуальной диспетчерской системы для управления электрическими сетями.

Анализ нештатных ситуаций в интеллектуальных диспетчерских системах должен выполняться на двух уровнях: подстанционном (система ПАНС) и уровне электрической сети (система САНС).

Анализ нештатных ситуаций в сетевой интеллектуальной системе является основой для построения интеллектуальной системы – советчика диспетчера для предприятий электрических сетей.

Контрольные вопросы

1.Что такое интеллектуальные диспетчерские системы?

2. Назовите основные интеллектуальные функции диспетчерских информационных систем

3.Как использовать экспертные системы для реализации интеллектуальных функций информационных систем?

4.Что должна определять информационная система при анализе нештатных ситуаций в энергосистемах и электросетях?

5. Изобразите топологическую модель первичной сети для задач диспетчерского управления.

6. Изобразите логическую модель релейной защиты для задач диспетчерского анализа.

7.Каковы отличия подстанционного и сетевого уровня диспетчерского анализа?

8. Как в интеллектуальной системе определять отказы в отключении выключателей?

9. Как логически определить тип нарушения при отключении выключателя: отказ или «затяжка» в срабатывании?

10. Назовите функции «сетевой» системы анализа ситуации.

11.Каковы диспетчерские рассуждения в ситуации «дальнее резервирование»?

12. Назовите функции советчика диспетчера электросети на основе сетевой интеллектуальной системы анализа ситуаций.

Список тем для рефератов и докладов

1. Интеллектуальные диспетчерские системы.

2. Диспетчерский экспресс-анализ.

3. Подстанционный уровень анализа ситуаций на основе интеллектуальной системы.

4. Сетевой уровень анализа ситуаций на основе интеллектуальной системы.

5. Советчик диспетчера на основе интеллектуальной системы.

Глава 3.АВАРИИ И ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ НАРУШЕНИЯ В ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЯХ: РАССЛЕДОВАНИЕ НЕШТАТНЫХ СИТУАЦИЙ

3.1. РАССЛЕДОВАНИЕ АВАРИЙ С ПЕРЕРЫВАМИ В ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИИ ПОТРЕБИТЕЛЕЙ

Расследование причин и хода аварий с перерывами в электроснабжении потребителей – важнейшая задача для эксплуатационного персонала энергосистем, позволяющая обеспечить надёжность работы. Порядок решения этой задачи и форма отчетности регламентируется на правительственном уровне ([16] с изменениями). Для расследования аварии создается специальная Комиссия из высококвалифицированных специалистов, взаимодействующая с диспетчерским и эксплуатационным персоналом. Результатом работы Комиссии должен быть Акт расследования причин и хода аварии, на оформление которого отводится регламентом 15 дней.

Полная (без участия человека) автоматизация анализа сложных аварий в настоящее время, по-видимому, невозможна. Но для облегчения работы специалистов весьма желательна хотя бы частичная автоматизация этого процесса.

Акт расследования причин аварии в числе прочих данных обязательно должен содержать описание состояний энергосистемы, режима работы до и во время аварии; описание причин аварии; описание выявленных нарушений требований нормативно-правовых документов.

Все технологические нарушения (аварии, инциденты) подлежат расследованию и учету с целью установления причин для разработки организационно-технических профилактических мероприятий и оценки надежности работы энергообъектов. Получаемые результаты должны использоваться при принятии квалифицированных решений по совершенствованию организации эксплуатации и ремонта, модернизации, реконструкции или замене энергетического оборудования, а также при разработке нормативных требований по вопросам надежности. Расследование должно проводиться комиссией, состав которой устанавливается приказом или распоряжением конкретного уровня управления в зависимости от тяжести нарушения.

3.1.1.ОСНОВНЫЕ ТРЕБОВАНИЯ К ОРГАНИЗАЦИИ РАССЛЕДОВАНИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ НАРУШЕНИЙ

При расследовании причин и обстоятельств технологического нарушения должны быть изучены и оценены:

– действия обслуживающего и ремонтного персонала, соответствие объектов и организации их эксплуатации нормативным требованиям;

– качество и своевременность проведения ремонтов, осмотров и контроля состояния оборудования;

– своевременность принятия мер по повышению надежности, устранению аварийных очагов и дефектов оборудования, выполнение требований НТД;

– качество изготовления оборудования и конструкций, выполнения проектных, строительно-монтажных и наладочных работ;

– соответствие расчетных и фактических параметров природно-климатических условий (толщины стенки гололеда, скорости ветра и т.п.);

– величина недоотпуска энергии потребителям, а также экономического ущерба, причиненного энергопредприятию;

При расследовании должны быть выявлены и описаны все причины возникновения и развития нарушения, его предпосылки, а также причинно-следственные связи между ними [16].

3.1.2.ОРГАНИЗАЦИЯ РАБОТЫ КОМИССИИ ПО РАССЛЕДОВАНИЮ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ НАРУШЕНИЙ

К работе комиссии, при необходимости, могут дополнительно привлекаться представители специализированных организаций. В своей работе комиссия руководствуется накопленным статистическим материалом, заключениями специалистов и экспертов, данными осмотров и результатами диагностических обследований.

Основной задачей расследования и учета технологических нарушений является установление причин и предпосылок нарушений для разработки организационно-технических профилактических мероприятий по предотвращению подобных нарушений [16,17].

3.2.ОРГАНИЗАЦИЯ РАССЛЕДОВАНИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ НАРУШЕНИЙ – ОСНОВНЫЕ ТРЕБОВАНИЯ

Для повышения эффективности противоаварийной работы необходимо обеспечить выполнение мероприятий по организации систематического контроля за полнотой и качеством расследования технологических нарушений в работе энергетических объектов, а также введение порядка, при котором расследование каждого технологического нарушения завершается выпуском распорядительного документа (приказа, распоряжения) по энергокомпании или ее структурному подразделению, определяющего причины, виновных и превентивные мероприятия.

3.3.СИСТЕМА СТАТИСТИЧЕСКОГО КОНТРОЛЯ АВАРИЙНОСТИ

Результаты расследования технологических нарушений подлежат учёту с последующим формированием соответствующей базы данных.

Основной целью учета является использование статистической информации о технологических нарушениях при оценке влияния аварийности на надёжность, экономичность и безопасность работы электрической сети, решении многих задач управления и развития сети. Для этого во всех энергокомпаниях ведутся базы данных актов расследования технологических нарушений.

3.4.ОСНОВНЫЕ ТРЕБОВАНИЯ К ОБЪЕКТИВНОСТИ И КАЧЕСТВУ РАССЛЕДОВАНИЯ

Наиболее распространенная причина неудовлетворительных результатов расследования – это желание перенести вину за ненадлежащее качество, дефекты и брак продукции завода-изготовителя, недостатки эксплуатации, технического обслуживания, ремонта и содержания оборудования на любые другие причины, но только не на собственные недостатки и плохое качество электрооборудования.

В ситуации, когда функции эксплуатации, технического обслуживания, ремонта и диагностики обеспечиваются разными организациями, возрастает значение качества расследования причин повреждения оборудования и, соответственно, выявления виновных, так как в силу вступает не только дисциплинарная ответственность, но и конкретная финансовая ответственность виновной за ущерб организации.

Каждое технологическое нарушение должно быть расследовано комиссией, состав которой устанавливается приказом или распоряжением конкретного уровня управления в зависимости от тяжести нарушения.

Расследование причин чрезвычайных ситуаций, возникших вследствие аварий на объектах электроэнергетики и (или) энергопринимающих установках потребителей электрической энергии (далее – энергопринимающие установки), осуществляется в порядке, установленном законодательством Российской Федерации в области защиты населения и территорий от чрезвычайных ситуаций.

В настоящих Правилах [16] под аварией понимаются технологические нарушения на объекте электроэнергетики и (или) энергопринимающей установке, приведшие к разрушению или повреждению сооружений и (или) технических устройств (оборудования) объекта электроэнергетики и (или) энергопринимающей установки, неконтролируемому взрыву и (или) выбросу опасных веществ, отклонению от установленного технологического режима работы объектов электроэнергетики и (или) энергопринимающих установок, полному или частичному ограничению режима потребления электрической энергии (мощности), возникновению или угрозе возникновения аварийного электроэнергетического режима работы энергосистемы.

Примеры расследования аварий иллюстрированы фрагментами актов расследования и фотографиями поврежденного оборудования.

При рассмотрении Актов расследования аварий можно оценить, насколько современые методы компьютерной поддержки способны (сейчас или, хотя бы в ближайшем будущем) автоматизировать составление таких актов.

Рассмотрим разделы Акта расследования:

Адресный блок. Как правило, информации достаточно для автоматического заполнении этого блока.

Описательный блок.

– Описание режима работы до возникновения нарушения – автоматическое заполнение возможно.

– Описание возникновения нарушений.

– Причины возникновения и развития нарушения.

Полностью автоматизированное описание в настоящее время не представляется возможным.

В будущем следует ожидать появление интеллектуальных программ, которые помогут человеку-специалисту выявлять причины возникновения нарушений. Это могут быть программы-рассуждения, основанные на принципах, изложенных в главе 1.

– Описание повреждений оборудования. Сейчас этот раздел может быть заполнен только человеком-специалистом

– Недостатки эксплуатации, проекта, конструкции, изготовления, монтажа оборудования явившиеся предпосылками нарушения или затруднившие его ликвидацию.

Также заполняются человеком

– Основные мероприятия по предотвращению подобных нарушений

5.БЛОК СВЕДЕНИЙ ОБ ОТКАЗАВШЕМ ЭЛЕКТРОТЕХНИЧЕСКОМ ОБОРУДОВАНИИ.

При соответствующем заполнении Базы данных в значительной степени возможно автоматическое заполнение

6.Визовый блок.

Возможно частично автоматическое заполнение

7.Фотографии поврежденного оборудования. Применение технологии «дополненной реальности» [46] позволит получить изображения соответствующих элементов оборудования в неповрежденном виде. Сравнение с реальностью поможет идентифицировать повреждения.

3.5.ОСНОВНЫЕ ПРИМЕРЫ РАССЛЕДОВАНИЯ АВАРИЙ И ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ НАРУШЕНИЙ В ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЯХ

3.5.1.Повреждение секционного масляного выключателя 220 кВ (СМВ-220)

Фрагмент Акта расследования

А К Т № …

РАССЛЕДОВАНИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО НАРУШЕНИЯ

В РАБОТЕ ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ, СЕТИ ИЛИ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ

**********************************************************************

I. АДРЕСНЫЙ БЛОК

Предприятие [одна из подстанций]

Дата и время возникновения события …

Учетный признак …

Повреждение оборудования электричес

ких сетей напряжением 6 кВ и выше

Классификационные признаки причин нарушения

–– Наруш.усл.безоп.экспл. не было

Воздействие стихийных явлений

Недоотпуск энергии (тыс.кВтч/Гкал) 0.0/ 0

Экономический ущерб (тыс.руб.) 294.000

Дата и время ликвидации аварийного режима …

Ключевые слова

ПС;220;Выключатель;Повреждение;Гроза.

II. ОПИСАТЕЛЬНЫЙ БЛОК

Описание режима работы до возникновения нарушения

До возникновения нарушения оборудование подсттааанции ПС

Подстанция работало в нормальном режиме. Схема ОРУ-220кВ подстанции

выполнена по схеме "мостик" с выключателями в цепях АТ-1, АТ-2 и

перемычке. Оборудование ОРУ-220кВ включено по нормальной схеме(ОРУ – открытое распределительное устройство).

Автотрансформаторы АТ-1 и АТ-2 по 125 МВА в работе,Секционный масляный выключатель СМВ-220кВ включен.

В районе ПС и высоковольтной линии ВЛ-220кВ дождь, гроза.

Описание возникновения нарушения и его развития

…в 22час 14мин на ПС в результате грозовых

разрядов и создании однофазного К.З. (фаза "В") на двухцепном

участке линии ВЛ-220кВ "Линия 1" и ВЛ-220кВ "Линия 2" (опора 90)

была отключена ВЛ-220кВ "Линия 3( выключателями МВ-220кВ "АТ-1" и "СМВ-220").

Через 1,8 сек (данные аварийной осциллограммы) после отключения

указанной ВЛ-220кВ произошло повреждения фазы "В" СМВ-220кВ (тип

ВМТ-220Б) и создание 2-х фазного К.З. (фазы "В" и "С") из-за

повреждения дугогасительных устройств СМВ-220кВ фазы "В", "ШР-1-220

СМВ" фазы "В" и забросом шлейфа от СМВ-220кВ фазы "В" на ввод трансформатора тока ТТ-220кВ СМВ220кВ" фазы "С", что привело к отключению ВВ-220кВ

ВЛ-220кВ "ХХХ" на, МВ-220кВ ввода АТ-2, и погашению

ОРУ-220кВ.

В 23час 17 мин выведен в ремонт СМВ-220кВ.

В 23час 31мин включен МВ-220кВ АТ-2, замкнут транзит.

В 23час 36мин подано напряжение на 1 секцию шин 220кВ от соседней подстанции,

МВ-220кВ АТ-1 остался в отключенном состоянии.

Причины возникновения и развития нарушения

1.Однофазное К.З. (фаза "В") на ВЛ-220кВ из-за

грозового разряда в металлическую промежуточную опору №90 с

разрушением юбки 1-го изолятора (тип П-7) из 12. Ремонт не

требуется.

2.Повреждение дугогасительных устройств СМВ-220кВ с разрывом

изоляторов фазы "В" из-за перекрытия изоляционных промежутков между

подвижными и неподвижными контактами отключенного выключателя при

грозовых разрядах, разложение масла и создание избыточного

давления, приведшие к разрыву изоляторов дугогасительных устройств.

Описание повреждений оборудования

1.Повреждение при грозовых разрядах юбки 1-го изолятора (тип П-7)

из 12 в гирлянде фазы "В" на металлической промежуточной оп. №90

ВЛ-220кВ "Линия 1"

2.Повреждение изоляторов дугогасительных устройств полюса фазы "В"

СМВ-220кВ ПС.

Недостатки эксплуатации, проекта, конструкции, изготовления,

монтажа оборудования явившиеся предпосылками нарушения или

затруднившие его ликвидацию

Отсутствие грозотроса на участке оп. 77-91 ВЛ-220кВ "Линния 1"

(демонтирован из-за износа).

Основные мероприятия по предотвращению подобных нарушений

1.Провести замер сопротивления оп №90 ВЛ-220кВ "Линия 1".

Срок:….

Отв ….-ст.мастер РПУ ВЛ РП ТОиР ЕНЭС.

2.Провести средний ремонт СМВ-220кВ ПС.

Срок:….

Отв….-.

3. На двухцепном участке (оп.77-103) ВЛ-220кВ "Линия 1" и

"Линия 2" восстановить грозотросс и схему его заземления в

соответствии с требованиями НТД.

Срок: ….

Отв. …-.

4.При реконстукции ПС предусмотреть установку ограничителей перенапряжения ОПН-220кВ на

секциях шин 220кВ ПС

Срок: план реконструкции ПС ….

Отв. …-.

V. БЛОК СВЕДЕНИЙ ОБ ОТКАЗАВШЕМ

ЭЛЕКТРОТЕХНИЧЕСКОМ ОБОРУДОВАНИИ

Отказавшее оборуд. 41 Выключатель масляный

Марка 117 ВМТ-220

Параметры 30 1250

Констр.напряжение 22 220

Узел,деталь 24 Устройство дугогашения

Выхлопные клапаны камер

Напряжение сети 22 220

Изготовитель оборудования 55 ПО "…электротяжмаш"

Год изготовления оборудов. 97

Изготовитель повредивш. узла 55 ПО «…электротяжмаш"

Состояние нейтрали 7 Нейтраль заземлена

Условия работы 40 Секционный,шиносоединит.,обходной

Характер повреждения 33 Перекрытие изол.с междуфаз.замык.

Причина повреждения 71 атмосферные перенапряжения (гроза)

Сопутствующие обстоятельства 8 Недопустимые режимы в сети

Срок службы оборудования: от послед. ремонта 1 ; от начала экспл. 9

Срок службы поврежд. узла 1 Последние экспл. испытания 8.7

VII. ВИЗОВЫЙ БЛОК

Состав комиссии Приказ …

…

Акт составлен:

Приложения:

1.Схема ПС

2.Выписка из оперативного журнала.

3.Технический акт среднего ремонта

СМВ-220кВ.

5.Протокол испытания СМВ-220кВ.

6.Протокол анализа

трансфррматорного масла

7.Заключение о работе РЗА.

8.Анализ аварийных отключений СМВ-

220кВ.

9.Осцилограмма.

10.

Обзорная схема грозовой активнос

ти на территории за период

с 00:00 МСК до 23:59 19.08.2008г.

11.Листок осмотра ВЛ-220кВ

12.Фотографии.

Фотографии для примера 3.5.1

Рис.8. Фото к примеру 3.5.1

Рис. 9. Фото к примеру 3.5.1.

Рис. 10. Фото к примеру 3.5.1.

3.5.2.Повреждение трансформатора тока 220 кВ

АКТ №…

расследования причин аварии, произошедшей …

1. Общие сведения

1.1. Организация (филиал, обособленное структурное подразделение)

1.2. Дата и время возникновения аварии

1.3. Учетные признаки аварии

2.3. Повреждение объектов электросетевого хозяйства (высший класс напряжения 6 кВ и выше), а также отключение такого объекта действием автоматических защитных устройств или оперативным персоналом вследствие недопустимых отклонений технологических параметров или ошибочных действий оперативного персонала, в том числе вызвавшее обесточивание резервных трансформаторов собственных нужд атомной электростанции

1.4 Классификация видов оборудования

3.3.12 Электротехническое оборудование трансформаторных ПС, РП 110 кВ и выше.

1.5 Классификационные признаки причин аварии

3.4.13 Неклассифицированные причины.

1.6 Дата и время ликвидации аварийного режима …

2. Описательный блок

2.1. Описание состояния и режима работы объектов электроэнергетики и (или) энергопринимающих установок до возникновения аварии:

На момент возникновения нарушения схема ПС 500 кВ соответствовала нормальной схеме электрических соединений за исключением:

по стороне 500 кВ – в ремонте ВЛ-507, автотрансформатор АТ-502, реактор МР-507;

по стороне 330 кВ – в ремонте выкдючатели В-10, В-11.

На момент нарушения II с.ш. и ВЛ-330-44 (Линия 3) находились в работе.

Трансформатор тока ТТ В-12 (типа ТФРМ-330-11У-1, введен в эксплуатацию в 1996 году.) испытывался под рабочем напряжением 02.04.2010г. По результатам проведенных испытаний ТТ В-12 удовлетворяет нормам испытаний и пригоден к дальнейшей эксплуатации.

Климатические условия:

Температура окружающего воздуха +18…+20 градусов, дождь, гроза.

2.2. Описание состояния и режима работы объектов электроэнергетики и (или) энергопринимающих установок во время аварии:

… на ПС 500 кВ … при КЗ на фазе «С» ТТ В-12, вследствие удара молнии (прохождение грозового фронта), произошло отключение ВЛ-330-44 (Линия 4), а также В-12; В-22, В-32 (система шин II с.ш. 330 кВ).

При этом на ПС YYY работали защиты: ДЗШ II с.ш. 330 кВ, МС 201 с.д. ПОС, БО; ПДЭ-2002 токовая защита нулевой последовательности ТЗНП ВЛ-330-44 с.д. МС-101 "1 ступень", ВЧ МУ 001 "откл В-12"; ПДЭ-2003 (НДЗ) ВЛ-330-44 МС-501 "пуск на отключение", "отключение"; ПДЭ-2004 (АПВ) ВЛ-330-44 МС-103 "пуск ОАПВ", "КЗ на землю","отключение 3-х фаз","действие избирателя фазы С"; ПРД АКАП 416 ВЛ-330-44 команды № 2,3,32; аппаратура связи ПРМ АКАП ВЛ-330-44 пуск команд №2,3. Незамедлительно после отключения оборудования, оперативным персоналом ПС произведен осмотр В-12, В-22, В-32, II с.ш 330 кВ, в результате которого выявлены следы сажи на трех фазах ТТ В-12 и Р-12-Л фаза "В"; разрушение верхней части, разрывы сварных швов, многочисленные потеки трансформаторного масла на фазе "С" ТТ В-12. В 06-11 сообщено дежурному диспетчеру ОДУ ДДОДУ, РДУ – ДДРДУ, о работе защит на смежной ПС 500 кВ и о результатах осмотра отключившегося оборудования.

В 06-26 поступила команда от ДД ОДУ согласно аварийной готовности подготовить для ввода в работу В-10, В-11. В 06-45 оперативный персонал ПС YYY сообщил ДДОДУ о готовности ввести в работу выключатели В-10, В-11. В 07-00 окончены работы по разборке схемы В-12, разъединители Р-12-Ш и Р-12-Л отключены. В 07-27 и 07-44 введены в резерв В-11 и В-10, Р-11-1; Р-11-2; Р-10-1; Р-10-2 отключены. Далее по командам ДД ОДУ произведено включение В-32 (…; В-10, В-11 (07-54); В-22 (07-56).

… в 07-57 аварийный режим ликвидирован, II с.ш. 330 кВ и ВЛ-330 введены в работу. ТТ В-12 выведен в ремонт.

2.3. Описание выявленных в ходе расследования нарушений требований нормативных правовых актов в области электроэнергетики, в том числе установленных норм и правил эксплуатации объектов электроэнергетики и энергопринимающих установок, а также технических регламентов:

Нет.

2.4. Причины возникновения аварии и ее развития:

Причиной данного технологического нарушения явилось КЗ на фазе "С" ТТ В-12 вследствие попадания молнии в верхнюю часть вышеуказанного измерительного трансформатора.

2.5. Перечень и описание повреждения оборудования объектов электроэнергетики и (или) энергопринимающих установок:

Разрушение верхней части корпуса, разрыв сварных швов, течь масла из ТТ В-12 фаза "С" ПС 500 кВ .

2.6. Описание выявленных в ходе расследования недостатков эксплуатации, проекта, конструкции, изготовления, строительства, монтажа и ремонта оборудования, явившихся предпосылками аварии или затруднивших ее ликвидацию

Нет.

3. Противоаварийные мероприятия

1. Выполнить замену ТТ В-12 фаза "С"на ПС .