Для повышения надежности электроснабжения потребителей в электрической сети устанавливают вакуумные реклоузеры серии РВА/TEL. Определяя место установки их, выбирают варианты применения и учитывают назначение, конкретные условия, конфигурацию сети и частоту аварийных событий на данном участке ЛЭП, [1,8]. Основными критериями оптимизации установки являются суммарный годовой недоотпуск электрической энергии, количество и длительность отключений потребителя или группы потребителей, минимизация этих показателей надежности электроснабжения до и после установки реклоузера.
Если необходимо обеспечить повышение надежности потребителей питающихся от основной линии электропередачи (фидера) используется такой показатель как суммарный годовой недоотпуск электрической энергии ∆Wно (кВт·ч/год). Его рассчитывают по формуле:
, (1)
где — ω0 — удельная частота повреждений ВЛ 10 (6) кВ (1/на 100 км в год), Т– среднее время восстановления одного устойчивого повреждения (ч), L — длина участка линии (м), SУ — установленная мощность трансформатора потребительской подстанции (кВА); cosφ — коэффициент мощности; kс — коэффициент спроса.
Если необходимо повысить надежность электроснабжения конкретного потребителя или группы их, учитывают количество и длительность отключений (ωп, Тп). Их рассчитывают по соответствующим формулам:
ωп= 0,01 · ω0 · L, (2)
где ωп — количество отключений потребителя в год (1/год), ω0 — удельная частота повреждений ВЛ 6–10 кВ (1/на 100 км в год), L — длина участка линии (м).
Тп = ωп · T, (3)
где Тп — длительность отключения потребителя в год (ч/год), ωп — количество отключений потребителя в год (1/год), Т — среднее время восстановления одного устойчивого повреждения (ч), [2–8].
При учете только суммарного годового недоотпуска электрической энергии, количества и длительности отключений потребителя или группы их, не учитывают изменения основных параметров электрической сети, зависящие от ее структуры.
После установки реклоузера у части потребителей, включенных по новой схеме, снижается напряжение электрической сети. Потери напряжения часто становятся большими. Положительные и отрицательные отклонения напряжения электропитания потребителей превышают требования ГОСТ 32144–2013 и составляют более 10 % от номинального напряжения Uном.
Поэтому при установке вакуумных реклоузеров серии РВА/TEL необходимо учитывать отклонения напряжения электрической энергии у потребителя.
Целью исследования являлось совершенствование методики определение оптимального места установки секционирующего реклоузера в электрических сетях воздушных линий напряжением 10 кВ с учётом результатов статистики аварийных режимов и качества электроэнергии предприятий.
Материал и методика исследования. Исследования проводили на двух подстанциях (ПС) ПС № 1 и ПС № 2 и двух отходящих от них линий, в которые по структуре территориально возможна установка реклоузера.
Определяли электрические нагрузки трансформаторных подстанций (ТП) ТП 10 / 0,4 кВ дневного и вечернего максимумов нагрузок по формулам:
Sд = 
; (4)
Sв = 
. (5)
где Sд, Sв — полная мощность дневных и вечерних нагрузок соответственно; Pд, Pв — дневная и вечерняя активная мощность; cosφд, cosφв — коэффициент мощности дневных и вечерних нагрузок.
Максимальную расчетную мощность на участках сетей 10 кВ определяли с учетом коэффициентов одновременности Ко, если суммируемые нагрузки не отличались одна от другой более чем в 4 раза, и табличным методом, если отличались более чем в 4 раза
Рд1–2 = κ0 (Рд1 + Рд2); (6)
Рв1–2 = κ0 (Рв1 + Рв2). (7)
Исходными данными для исследований являлись: нагрузки конечных мощности дневной Рд и вечерней нагрузок Рв, длина участков L, марки провода участков ВЛ 10 кВ на участке с учетом времени использования максимальной нагрузки Тmax.
Определили значения мощностей полной, активной и коэффициента мощностей, соответственно, для дневной и вечерней нагрузок отходящих линий подстанции ПС № 1 и ПС № 2. При расчетах использовали коэффициенты одновременности и мощности.
Рассчитали текущее значение тока, потерю и отклонение напряжения для максимума нагрузки на каждом участке отходящей линии и на участках отходящих линий подстанций по нарастанию.
Потери электроэнергии определяли методом эквивалентного сопротивления.
По заданным номинальным мощностям трансформаторов определяли, активные и реактивные составляющие сопротивления и потери напряжения. По закону Киргофа определяли токи на всех участках ПС № 1 и ПС № 2.
Результаты исследования: В исследуемых воздушных линиях электрических сетей напряжением 10 кВ двух подстанций ПС № 1 и ПС № 2 и двух отходящих от них линий, по структуре территориально возможна установка реклоузера.
Отходящая линия от подстанции ПС № 1 обеспечивает электрической энергией 21 подстанцию. Из них 8 закрытых трансформаторных подстанций (ЗТП), 8 комплектных подстанций (КТП) и 5 мачтовых подстанций (МТП) с силовыми трансформаторами различной мощности от 63 до 400 кВА (рис. 1).
Отходящая линия от ПС № 2 обеспечивает электрической энергией 17 подстанций. Из них 8 — ЗТП, 5 — КТП и 4 — ЗТП, оснащенных силовыми трансформаторами различной мощности от 63 до 400 кВА (рис. 2).
Отходящая линия от ПС № 1 условно разделена на 8, а ПС № 2 на 6 участков. Такое деление обусловлено количеством ответвлений магистрали отходящей линии. Расчет начинают с конечных нагрузок участков ВЛ 10 кВ для дневных и вечерних нагрузок соответственно по исходным данным (таблица 1).
Рис. 1. Расчетная схема для отходящей линии подстанции № 1: 1 — ЗТП-400кВА, 2 — КТП-250кВА, 3 — МТП-160кВА, 4 — ЗТП-400кВА, 5 — ЗТП-400кВА, 6 — ЗТП-400кВА, 7 — КТП-250кВА, 8 — МТП-160кВА, 9 — КТП-160кВА, 10 — ЗТП-400кВА, 11 — КТП-160кВА, 12 — МТП-63кВА, 13 — КТП-250кВА, 14 — ЗТП-400кВА, 15 — МТП-250кВА, 16 — ЗТП-400кВА, 17 — ЗТП-630кВА, 18 — КТП-250кВА, 19 — КТП-250кВА, 20 — МТП-100кВА, 21 — КТП-250кВА
Рис. 2. Расчетная схема для отходящей линии подстанции № 2: 1 — МТП-250кВА, 2 — КТП-160кВА, 3 — ЗТП-400кВА, 4 — КТП-250кВА, 5 — ЗТП-250кВА, 6 — ЗТП-400кВА, 7 — КТП-250кВА, 8 — МТП-100кВА, 9 — МТП-63кВА, 10 — ЗТП-400кВА, 11 — КТП-160кВА, 12 — МТП-100кВА, 13 — КТП-250кВА, 14 — ЗТП-400кВА, 15 — ЗТП-400кВА, 16 — ЗТП-400кВА, 17 — ЗТП-250кВА
Таблица 1
Исходные данные отходящих линий подстанций ПС № 1 и ПС № 2
|
№ уч. |
ПС№ 1 |
ПС№ 2 |
||||||||
|
Мощность, кВт |
Длина участка, L, км |
Марка провода |
время максим.нагрузки, Тmax, час |
Мощность, кВт |
Длина участка, L, км |
Марка провода |
время максим.нагрузки, Тmax, час |
|||
|
Дневная, Рд |
Вечерняя, Рв |
Дневная, Рд |
Вечерняя, Рв |
|||||||
|
1 |
506 |
608 |
4,07 |
А-50 |
3600 |
461 |
573 |
4,2 |
А-50 |
3750 |
|
2 |
500 |
690 |
4,78 |
383 |
475 |
3,1 |
||||
|
3 |
562 |
730 |
8,74 |
498 |
625 |
5,1 |
||||
|
4 |
496 |
694 |
6,5 |
560 |
652 |
4,7 |
||||
|
5 |
392 |
470 |
2,43 |
548 |
650 |
3,5 |
||||
|
6 |
610 |
750 |
5,06 |
423 |
525 |
4,5 |
||||
|
7 |
287 |
373 |
3,22 |
|
|
|
||||
|
8 |
237 |
285 |
3,5 |
|
|
|
||||
При расчетах коэффициент одновременности и коэффициент мощности принимают в соответствии с таблицей, [3,4].
Значения мощностей полной, активной и коэффициента мощностей соответственно для дневной и вечерней нагрузок отходящих линий подстанции ПС № 1 (таблица 2) и ПС № 2 (таблица 3) различаются по участкам до пяти раз.
Таблица 2
Расчетные нагрузки отходящей линии 1 подстанции № 1
|
№ Уч |
Рд кВт |
Рв кВт |
κ0 |
сosφд |
сosφв |
Sд кВА |
Sв кВА |
|
8–7 |
471,6 |
592 |
0,9 |
0,83 |
0,91 |
568,2 |
650,5 |
|
7–6 |
941 |
1167,5 |
0,87 |
|
|
1133,7 |
1283 |
|
6–5 |
1173 |
1637,5 |
0,88 |
0,83 |
0,91 |
1413 |
1799 |
|
5–4 |
1418,65 |
1982 |
0,85 |
0,83 |
0,91 |
1709 |
2178 |
|
4–3 |
1782,6 |
2440,8 |
0,9 |
0,83 |
0,91 |
2147,7 |
2682,2 |
|
3–2 |
2008,6 |
2755,1 |
0,88 |
0,83 |
0,91 |
2420 |
3028 |
|
2–1 |
2238 |
2993 |
0,89 |
0,83 |
0,91 |
2696 |
3289 |
Таблица 3
Расчетные нагрузки отходящей линии 1 подстанции № 2
|
№ Уч |
Рд кВт |
Рв кВт |
κ0 |
сosφд |
сosφв |
Sд кВА |
Sв кВА |
|
6–5 |
855,9 |
1057,5 |
0,9 |
0,83 |
0,91 |
1031,2 |
1162,1 |
|
5–4 |
1246 |
1502,6 |
0,88 |
0,83 |
0,91 |
1501,2 |
1651,2 |
|
4–3 |
1500 |
1829,7 |
0,86 |
0,83 |
0,91 |
1807,2 |
2010,6 |
|
3–2 |
1694,7 |
2074,2 |
0,9 |
0,83 |
0,91 |
2041,8 |
2279,3 |
|
2–1 |
1875,5 |
2647,2 |
0,87 |
0,83 |
0,91 |
2259,6 |
2909 |
Отклонение напряжения отходящей линии рассчитывают по уравнению:
δU = 
, (8)
где, U1’ — уровень напряжения на шинах 110 кВ трансформатора каждой подстанции;
∆U’т.ГПП — потеря напряжения в трансформаторе подстанции;
∆U’т.ТП — потери в трансформаторах i-той линии;
δ Uт — добавка напряжения, создаваемая трансформаторами.
В результате отклонение напряжения на отходящей линии 1 участка 1 подстанции ПС № 1 составило:
δU1 = 104–7,3 + 15–4,28 + 5–4,25–4,23 = 103 %.
Аналогично рассчитывают отклонение напряжения на остальных участках отходящих линий подстанций по нарастанию (таблица 4 и 5).
Таблица 4
Значения токов и потери напряжения на каждом участке линии
|
№ |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
|
I, А |
38.7 |
43.8 |
46.4 |
44.1 |
29.9 |
47.6 |
23.7 |
18.1 |
|
∆U, В |
184.5 |
247 |
478,5 |
338,2 |
85,7 |
285 |
90 |
74,7 |
|
∆U % |
1,9 |
2,5 |
4,8 |
3,4 |
0,9 |
3 |
0,9 |
0,7 |
|
δU % |
+3 |
+2,3 |
-1 |
-2,4 |
-5 |
-5,3 |
-6,1 |
-8,4 |
Таблица 5
Значения токов и потери напряжения на каждом участке линии ПС № 2
|
№ |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
I, А |
39,8 |
33 |
43,4 |
45,3 |
45,1 |
36,5 |
|
∆U, В |
192,4 |
117,6 |
254,5 |
244,8 |
181,5 |
188,7 |
|
∆U % |
1,9 |
1,2 |
2,5 |
2,5 |
1,8 |
1,8 |
|
δU % |
+2,0 |
+0,3 |
-1,4 |
-3,4 |
-5,5 |
-7,3 |
Отклонение напряжения в зависимости от мощности нагрузке на участках различно (рис. 3). Оно возрастает с увеличением мощности нагрузки. Наибольшее значение отклонения для отходящей линии 1 как ПС № 1, так и ПС № 2 соответствует участкам 3 и 4.
Рис. 3. Зависимость изменения отклонения напряжения от нагрузки и протяженности отходящей линии подстанций 1 и 2
Рис. 4. Зависимости изменения отклонения напряжения от протяженностей отходящей линий подстанций 1 и 2
Для определения потери электроэнергии распределительную сеть заменяют одним эквивалентным сопротивлением Rэ и нагрузкой (током, полной мощностью), равной нагрузке головного участка Iгу в режиме наибольших нагрузок. При этом, значение эквивалентного сопротивления должно быть таково, что потери электроэнергии в нем равны нагрузочным потерям в реальной сети. Эквивалентное сопротивление представляет два последовательных эквивалентных сопротивления, отражающих потери энергии в линиях Rэл и трансформаторах Rэт.
Потери электроэнергии в сети определяют по формуле:
∆W = ∆Wл + ∆Wт = 3τ
, (9)
где ∆Wл, ∆Wт — потери энергии в линиях и трансформаторах соответственно;
Iiл, Riл — ток и сопротивление участка линии;
Ijт, Rjт — ток и сопротивление трансформатора;
n, m — количество участков линии и трансформаторов соответственно.
Эквивалентные сопротивления линий и трансформаторов определяют по формулам:
Rэл = 
; (10)
Rэл = 
(11)
где Sтi — установленная мощность трансформаторов, подключенной к линии n;
rэлi — коэффициент загрузки линии, равной отношению мощности нагрузки головного участка Sгуi к мощности Sтi, определяют выражением:
rэлi = Sгуi / Sтi (12)
По заданным номинальным мощностям трансформаторов, определяют активные и реактивные сопротивления, активную и реактивную составляющие потери напряжения:
rT = 
(13)
xT = 
(14)
Ua % = 
; (15)
Up % = 
. (16)
Рассчитывают первоначально полное, активное и реактивное сопротивления для трансформаторов каждой номинальной мощности. Нагрузку всей линии распределяют пропорционально номинальным мощностям трансформаторов, подключенных к сети. Суммарная номинальная мощность трансформатора ПС № 1 равна 5893 кВА, а ПС № 2–4483 кВА.
Токи на всех участках ПС № 1 составили: I7=12 А, I6=30,1 А, I5 = 19 А, I4 = 25,5 А, I3 = 28,3 А, I2 = 23,3 А, I1 = 23,6 А, а на участках ПС № 2: I6=26,7 А, I5 = 33 А, I4 = 37,5 А, I3 = 33,5 А, I2 = 20,6 А, I1 = 33,4 А.
Сопротивление в проводах определяют отдельно на каждом участке и на отходящих линиях ПС № 1 и ПС № 2:
rл = r0l; (17)
xл = x0l; (18)
zл = rл + jxл. (19)
Рассчитывают эквивалентное сопротивление линии и трансформаторов соответственно:
Rэл = 
= 2 Ом
Rэт = 
= 3,27 Ом.
Время наибольших потерь электроэнергии для подстанций определяют по формуле:
τ1 = (0,124 + 
)2 * 8760 = 2052 час;
τ2 = (0,124 + 
)2 * 8760 = 2181 час.
Годовые потери электроэнергии на всей отходящей линии каждой подстанции составили (рис. 4):
ΔW1=3I2гуRэлτ+3I2гуRэтτ=3*1722*2*2052 + 3 * 1722 * 3,27 * 2052=960 МВт ч;
ΔW2=3I2гуRэлτ+3I2гуRэтτ=3*184,82*0,71*2181 + 3 * 184,82 * 4,85 * 2181=1233 МВт ч.
Объем электрической энергия, переданной за год через головной участок каждой подстанции, равен:
W1= Рнбгу*Тнбр = 
U I2–1 cosφТmax = 9748 МВт*ч;
W2= Рнбгу*Тнбр = U I2–1 cosφТmax = 9778 МВт*ч.
Потери электрической энергии (в процентах от переданной энергии) составили:
ΔW1 % = 
;
ΔW2 % = 
.
Рис. 5. Зависимость годовых потерь электроэнергии от нагрузки отходящей линии подстанций
Рис. 6. Зависимость годовых потерь электроэнергии от протяженности отходящей линий подстанций
Для определения наиболее эффективного места расположения реклоузера с учетом суммарного годового недоотпуска электрической энергии, количества и длительности отключений потребителя или группы потребителей, отклонений напряжения на участках электрической сети в зависимости от ее структуры составляют однолинейную схему двух подстанций (рис. 7).
Рис. 7. Структурная схема включения реклоузера
При возникновении аварий на каком-либо участке линии электропередачи с установленным секционирующим реклоузером дальнейшее развитие последствий возможно по нескольким вариантам. При коротком замыкании за местом размещения секционирующего реклоузера защитный механизм его отключит повреждённую часть линии и, с помощью устройства автоматического повторного включения (АПВ), он сделает попытку повторного включения линии, которая, по статистике, в 70 % случаях бывает успешной. При отсутствии секционирующего реклоузера в данном случае сработает защита в начале линии и она вся будет отключена, а с установленным секционирующим реклоузером, если повторное включение АПВ в начале линии окажется успешным, то часть линии электропередачи до реклоузера останется под напряжением, а часть линии за секционирующим реклоузером будет отключенной. Меняя место установки секционирующего реклоузера относительно источника электроэнергии, зоны электропередачи увеличивают или уменьшают. Недоотпуск электроэнергии потребителям и длительность ремонта уменьшается примерно вдвое за счет сокращения зоны поиска повреждения.
Определяют максимальный возможный недоотпуск электроэнергии при различных вариантах размещения секционирующего реклоузера на ЛЭП с отпайками на участках 1…14 и выбирают вариант, при котором недоотпуск электроэнергии и потери электроэнергии на самом загруженном участке будет минимальным.
Выводы:Недоотпуск электроэнергии, время ликвидации нарушения электроснабжения и отклонение напряжения, как показали расчеты, будут минимальными, если секционирующий реклоузер установить на участке 8–9 линии электропередачи, и максимальными, если секционирующий реклоузер установить на участке 3–4 линии. Первому варианту соответствует и наименьшая разница во времени устранения повреждения.
Предложения:При выборе оптимального места установки секционирующего реклоузера нами предлагается вычисление вероятной величины недоотпуска ∆Wно электроэнергии при авариях в зонах его защиты.
При этом необходимо учитывать величину недоотпуска электроэнергии при аварии на линии, конфигурацию сети, распределение мощности потребителей и потери напряжения по длине отходящей линии электропередачи.
Литература:
1. Правила устройства электроустановок. — По состоянию на 1 февраля 2008 г. — М.: КНОРУС, 2012. — 488 с.
2. Васильева Т. Н. Надежность электрооборудования и систем электроснабжения / Васильева Т. Н. — М.: Горячая линия — Телеком, 2014. -152 с.: ил.
3. Лещинская Т. Б. Электроснабжение сельского хозяйства / Лещинская Т. Б., Козлов А. В. — М.: Колос, 2007. — 538 с.
4. Герасименко А. А. Передача и распределение электрической энергии: учебное пособие / А. А. Герасименко, В. Т. Федин. — Ростов –н/Д.: Феникс, 2006.- 720 с.
5. Шеховцов В. П. Расчет и проектирование схем электроснабжения: методическое пособие для курсового проектирования / Шеховцов В. П. — М.: ФОРУМ: ИНФРА-М, 2004. –214 с.
6. Лещинская Т. Б. Электроснабжение сельского хозяйства / Т. Б. Лещинская, И. В. Наумов // — КолосС. — 2008. — 656 с.
7. Реклоузер вакуумный серии PBA/TEL. // Техническое описание продукции каталога. — URL: http://tavrida.ru/doc/?167 (Дата обращения 05.04.2014).
