Повышение надёжности трансформаторных подстанций 10/0,4 кВ заменой одного трансформатора на два

Введение. Сезонность электрических нагрузок сельских производственных потребителей связана с особенностями их технологических процессов. Электрическая нагрузка коммунально-бытовых сельских потребителей также часто сезонна, что чаще всего связано с ростом доли жилья в сельской местности, используемого только в летний период. Это, а также то, что до 1 июля 2022 года стоимость технологического присоединения к электрическим сетям для физических лиц была одинаковой вплоть до присоединяемой мощности 15 кВт (хотя фактически потребляемая мощность составляет, зачастую, до 5 кВт), привело к неоправданно низкому коэффициенту загрузки силовых трансформаторов на сельских трансформаторных подстанциях (ТП) 10/0,4 кВ. Например, для Орловской области, она составляет до 30%. Это приводит к неоправданно высоким удельным потерям холостого хода в трансформаторах. Ситуацию может усугублять подключение к отходящим линиям от ТП фотоэлектрических установок, как это показано в [1].

Одним из решений, направленных на их сокращение является замена одного трансформатора на трансформаторной подстанции, питаемой по одной линии 10 кВ на два с обеспечением сезонной работы каждого из устанавливаемых трансформаторов, и их совместной работы в сезоны с наибольшей нагрузкой.

В частности, решения по снижению потерь электроэнергии на двухтрансформаторных подстанциях предложены в работах [2] и [3]. В первой работе оценивается услов ие, п ри Агротехника и энергообеспечение. – 2023. – № 3 (40)                        ⁶⁵

котором выгодно отключение одного из трансформаторов на двухтрансформаторных подстанциях при малых сезонных нагрузках. Отключение предполагается выполнять вручную [2].

Во второй работе предложен способ автоматического отключения одного из трансформаторов двухтрансформаторной подстанции и разработана модель управления трансформаторами [3].

В указанных работах не проведён анализ влияния замены одного трансформатора на два с точки зрения надёжности электроснабжения потребителей.

Целью исследования является изучение влияния применения двух трансформаторов, питающих сезонную нагрузку и соответствующего оборудования коммутации и управления на надёжность электроснабжения потребителей.

Материалы и методы исследования. Авторами предлагается способ сокращения потерь электроэнергии в трансформаторной подстанции и повышения надёжности электроснабжения потребителей посредством замены одного трансформатора на ТП на два. Особенности предлагаемого метода заключаются в следующем.

На ТП, питающейся по одной линии, устанавливают вместо одного два трансформатора. Мощность трансформаторов может быть одинаковой или разной. Задают и отсчитывают интервалы времени сезонной работы каждого из трансформаторов и их совместной работы. Включают соответствующие трансформаторы в работу в зависимости от отсчитываемого интервала времени. Если во время работы одного из трансформаторов потребляемая мощность начинает превышать мощность данного трансформатора, то автоматически включают на параллельную работу второй трансформатор. Если во время работы одного из трансформаторов происходит его отказ, то автоматически отключают данный трансформатор и включают в работу второй. Также выполняют мониторинг режимов работы ТП.

На рисунке 1 показана схема реализации способа.

Схема на рисунке 1 содержит: Т1, Т2 – силовые трансформаторы, Л3 – питающая линия; Л4 – отходящая линия; ШВН5 - шины высокого напряжения; ШНН6 – шины низкого напряжения; УКА7, УКА8 – управляемые коммутационные аппараты высокого напряжения (например, вакуумные выключатели); УКА9, УКА10 – управляемые коммутационные аппараты низкого напряжения (например, вакуумные контакторы); КА11 – коммутационный аппарат отходящей линии (автоматический выключатель); НТП12 – нагрузка трансформаторной подстанции; ФЭУ13 – фотоэлектрическая установка; ДНТП14 – датчик нагрузки трансформаторной подстанции; БОИиУ15 -блок обработки информации и управления; УППД16 – устройство приёма и передачи данных; КА17, КА18 – коммутационные аппараты низкого напряжения (рубильники).

Рисунок 1 – Структурная схема реализации предлагаемого способа

Сравнение надёжности представленной на рисунке 1 схемы производится с двумя другими вариантами – схемами автоматизированной и неавтоматизированной ТП 10/0,4 кВ.

На рисунке 2а представлен вариант однотрансформаторной ТП, не оснащённой средствами автоматического управления. В качестве коммутационного аппарата на стороне высокого напряжения (ВН) применяется разъединитель КА7, на стороне низкого напряжения – рубильник КА9 и автоматический выключатель КА14 на вводе и автоматический выключатель КА11 на отходящей линии.

На рисунке 2б представлен вариант однотрансформаторной ТП, оснащённой средствами автоматического управления. В качестве коммутационных аппаратов на стороне ВН применяется разъединитель КА18 и вакуумный выключатель УКА7, на стороне низкого напряжения – рубильник КА17 и вакуумный контактор УКА9 на вводе, а также автоматический выключатель КА11 на отходящей линии. Также схема на рисунке 2б оснащена блоком обработки информации и управления БОИиУ15, датчиком нагрузки трансформаторной подстанции ДНТП14, устройством приёма и передачи данных УППД16. Блок БОИиУ15 осуществляет сбор данных и управление управляемыми коммутационными аппаратами УКА7 и УКА9.

Рисунок 4: а – Схема однотрансформаторной ТП 10/0,4 кВ без автоматизации;

б – Схема однотрансформаторной ТП 10/0,4 кВ с автоматизацией.

Определение надёжности каждой из схем требует определения показателей надёжности каждого из элементов схемы. Они могут быть определены из статистики для рассматриваемых электрических сетей, по литературным источникам, например, [4-7], или по нормативным документам, в частности [8].

В таблице 1 показаны справочные значения показателей надёжности используемого на схемах основного оборудования. Часть данных взята по [8], например, параметр потока отказов для силовых трансформаторов 10/0,4 кВ, данные для разъединителей, шин. Показатели низковольтных коммутационных аппаратов взяты по [7].

Показатели надёжности микроконтроллерных блоков управления (МБУ) зависят от типа использованного микроконтроллера, других элементов блока. В нашем расчёте показатели надёжности МБУ приняты по источнику [8] и приняты одинаковыми для схем на рисунках 1 и 2б. Показатели надёжности вакуумных выключателей 10 кВ – приняты по [ 5 ].

Таблица 1 - Данные для расчёта надёжности схем, представленных на рисунках 1 и 2

№ п/ п	Вид электрооборудования	Параметр потока отказов, -1 ® oi , год	Время восстановления, Т В , ч	Параметр потока плановых отключений, -1 m oi , год	Продолжительно сть плановых отключений, ч
1	Силовой трансформатор	0,016	50	0,25	6
2	Вакуумный выключатель	0,004	8	0,004	15
3	Разъединитель	0,01	7	0,166	3,7
4	Рубильник	0,038	7	0,166	3,7
5	Автоматический выключатель	0,05	4	0,33	10
6	ШВН	0,03	7	0,166	5
7	ШНН	0,03	7	0,166	5
8	БОИиУ	0,000114	4	0,33	0,5
9	Контактор вакуумный	0,04	4	0,04	0,5

Далее определялось расчётное количество часов аварийных перерывов в электроснабжении, связанных с отказами каждого вида оборудования, Т _пе р _авoб i , ч/год по методу, показанному в [9], но для единицы оборудования:

Т пер ав oбi     Т В ср i " ® 0i ' ^Mi ,

где M i - количество оборудования, шт.;     to₀ i - параметр потока отказов на 1 шт.

оборудования, год^-1; Т В _ср i - среднее время восстановления, ч.

Определялись вероятности безотказной работы (ВБР) оборудования Р ( _oб i) , безразм.:

_     _ 8760-Тпер ав oбi

(oбi)          8760

где 8760 – число часов в году, ч/год.

Затем выполнялся расчёт ВБР всей рассматриваемой схемы ТП. Для этого строилась соответствующая схема замещения, на которой указывается ВБР каждого оборудования. Схемы замещения показаны на рисунках 3а-3г. Схемы замещения упрощались путём приведения последовательно и параллельно соединённых участков сети к одному элементу, как показано в [9, 10]. Расчёт проводился для всех трёх вариантов схем ТП.

ВБР последовательно соединённых участков, Р посл , определяется:

Р посл = П ПТ Р (обi) ,                              (3)

где n посл – число последовательно соединённых участков сети в рассматриваемой цепи; Р (безотк ав об) — ВБР i-го оборудования.

Для параллельных участков ВБР, Р_пар , определяется, для количества параллельных участков n пар , шт. [9, 10]:

Р»ар = 1 - П^(1 - Р(обi)).                         (4)

Постепенно схема замещения сокращается до 1 элемента, для которого определяется ВБР, являющаяся ВБР всей схемы по отношению к рассматриваемому участку, Р (б _{езотк ав с}р , безразм.

По полученным ВБР для разных схем определялись значения вероятного времени аварийных перерывов в работе ТП.

Тпер ав с/ = 8760 - 8760 • Р(сiав),

где Р ( _с 1ав) - ВБР всей рассматриваемой схемы с учётом последовательных и параллельных цепей (полученная после упрощения схемы замещения).

Определялось расчётное количество часов плановых отключений оборудования ТП, Т пер пл обi , ^ч/год.:

Тпер пл обi    ТПЛср1 • m0i " ni, где m0j - параметр потока плановых отключений на 1 шт. оборудования, год-1; ТПлсрj -среднее время плановых отключений, ч.

Следующим шагом является определение вероятности безотказной работы оборудования ТП по плановым отключениям (ВБРпл), Р ( _об i _пл ) , безразм:

8760-Тпер пл обi

^(обiпл)           8760        "

Далее, аналогично расчёту ВБР по аварийным отключениям, рассчитывается ВБР по плановым (преднамеренным) отключениям ТП (Р (ci _пл ) )• Для этого строится схема замещения ТП, на которой указывается ВБР по аварийным и плановым отключениям оборудования.

Рисунок 3: а - Схема замещения однотрансформаторной ТП 10/0,4 кВ без автоматизации; б - Схема замещения однотрансформаторной ТП 10/0,4 кВ с автоматизацией; в - Схема замещения двухтрансформаторной ТП 10/0,4 кВ с автоматизацией для расчёта ВБР; г - Схема замещения двухтрансформаторной ТП 10/0,4 кВ с автоматизацией для расчёта ВБРпл

Расчёт проводится с учётом следующего положения: во время ремонта, или обслуживания одной из цепей ТП, вторая (резервная) в плановый ремонт не выводится. Поэтому при расчётах резервирующих цепей учитывают ВБРпл одной цепи и ВБР второй, то есть определяют вероятность возникновения аварийного отключения в резервной цепи во время планового ремонта первой. Таким методом рассчитывалась схема замещения (рисунок 3г) варианта схемы ТП, показанного на рисунке 1.

Определяются значения вероятного времени плановых перерывов ТП:

Тпер пл ci = 8760 - 8760 • Р(с1пл), (8)

Наиболее надёжный вариант определялся по минимальным значениям суммарного времени аварийных и плановых перерывов в работе ТП.

На рисунке 3: Р КАn - ВБР соответствующих коммутационных аппаратов; Р ШВН – ВБР шин высокого напряжения; Р ШНН – ВБР шин низкого напряжения; Р УКАn - ВБР соответствующих управляемых коммутационных аппаратов; Р Тn - ВБР соответствующих силовых трансформаторов; Р БОИиУ - ВБР блока обработки информации и управления; Р КАnпл -ВБРпл соответствующих коммутационных аппаратов; Р УКАnпл - ВБРпл соответствующих управляемых коммутационных аппаратов; Р Тnпл - ВБРпл соответствующих силовых трансформаторов.

Схемы замещения для расчёта ВБРпл схем, показанных на рисунках 2а и 2б аналогичны схемам, изображённым на схемах 3а и 3б за исключением того, что на них изображаются ВБРпл для каждого оборудования. Поэтому их не приводим.

Результаты и их обсуждение.

В таблице 2 приведены результаты расчёта основных показателей надёжности для оборудования схемы, показанной на рисунке 2а (схема замещения на рисунке 3а). При расчёте учитывалось, что все элементы схемы замещения соединены последовательно.

Таблица 2 - Результаты расчёта основных показателей надёжности для оборудования схемы, показанной на рисунке 2а

№п/п	Вид оборудо-вания	Т пер ав обЬ ч/год	P (o6i)	Т пер пл o6i , ч/год	Р (обiпл)
1	КА7	0,07	0,999992	0,614	0,99993
2	ШВН	0,21	0,99997	0,83	0,99991
3	Т1	0,8	0,99990	1,5	0,99982
4	КА9	0,26	0,99997	0,614	0,99993
5	КА14	0,2	0,99998	3,3	0,99962
6	ШНН	0,21	0,99997	0,83	0,99991
		Тпер ав d =1,75	P (ciae) =0,99978	Т пер пл ci =7,69	Р (ciпл) = 0,99912

Суммарное время перерывов в год составляет 1,75+7,69 = 9,44 ч/год.

В таблице 3 приведены результаты расчёта основных показателей надёжности для оборудования схемы, показанной на рисунке 2б (схема замещения на рисунке 3б). При расчёте также учитывалось, что все элементы схемы замещения соединены последовательно. То есть при выходе любого из них происходит отказ всей ТП.

Таблица 3 - Результаты расчёта основных показателей надёжности для оборудования схемы, показанной на рисунке 2б (схема замещения на рисунке 3б)

№п/п	Вид оборудования	Т пер ав обЬ ч/год	Р (обi)	Т пер пл обЬ ч/гОД	Р ( обiпл)
1	КА18	0,07	0,999992	0,614	0,99993
	ШВН	0,21	0,99997	0,83	0,99991
2	УКА7	0,32	0,99996	0,6	0,99993
3	Т1	0,8	0,99990	1,5	0,99982
4	КА17	0,26	0,99997	0,614	0,99993
5	УКА9	0,16	0,99998	0,02	0,99999
6	ШНН	0,21	0,99997	0,83	0,99991
7	БОИиУ15	0,00056	0,9999999	0,165	0,99998
		Тпер ав c i =2,26	Р (ciав) =0,99974	Т пер пл ci =5,25	Р (обiпл) = 0,9994

Суммарное время перерывов в год составляет 2,26+5,25 = 7,51 ч/год.

В таблице 4 приведены результаты расчёта основных показателей надёжности для оборудования схемы, показанной на рисунке 1 (схемы замещения на рисунках 3в и 3г).

Таблица 4 - Результаты расчёта основных показателей надёжности для оборудования схемы, показанной на рисунке 1 (схемы замещения на рисунках 3в и 3г)

Вид оборудования	т    „ 1 пер ав обр ч/год	Р (обi)	Р (цi)	Т пер пл обi , ч/год	Р (обiпл)	Р (цiпл)
Последовательная цепь Т1
УКА7	0,32	0,99996	0,99981	0,6	0,99993	0,99967
Т1	0,8	0,99990		1,5	0,99982
КА17	0,26	0,99997		0,614	0,99993
УКА9	0,16	0,99998		0,02	0,99999
Последовательная цепь Т2
УКА8	0,32	0,99996	0,99981	0,6	0,99993	0,99967
Т2	0,8	0,99990		1,5	0,99982
КА18	0,26	0,99997		0,614	0,99993
УКА10	0,16	0,99998		0,02	0,99999
Параллельная цепь Т1 и Т2 (расчёт ВБР)
0,99999996
Параллельная цепь Т1 и Т2 (расчёт ВБРпл)
0,99999994
Общая последовательная цепь
КА19	0,07	0,999992	0,99993	0,614	0,99993	0,99973
ШВН	0,21	0,99997		0,83	0,99991
ШНН	0,21	0,99997		0,83	0,99991
БОИиУ15	0,00056	0,9999999		0,165	0,99998
Общие показатели схемы для расчёта ВБР
Тпер ав c i= 0,613 ч/год; Р ( c i ) = 0,99993
Общие показатели схемы для расчёта ВБРпл
Т пер пл c i=0,000000000027 ч/год; Р( c i пл ) =0,999999999999997

Суммарное время перерывов в год составляет 0,613+0,000000000027 = 0,613 ч/год. Данный расчёт выполнен для случая, когда значения коэффициентов готовности трансформаторов Т1 и Т2 составляют 1. Значения данных коэффициентов ( К_{ГТ 1} и К_{ГТ 2}) зависят от сезонности потребления электроэнергии потребителями, подключенными к ТП, а также выработки электроэнергии ФЭУ, подключенной к линии, питаемой от ТП.

Рассчитать значение К_{ГТ 1} можно следующим образом:

Т ₁

КГТ1 = 8760, где Т1 – время в течение года, в которое мощность трансформатора Т1 с учётом допустимой перегрузки превышает потребляемую от ТП мощность.

Соответственно, К_{ГТ 2} :

Т ₂

КГТ2 = 8760, где Т2 – время в течение года, в которое мощность трансформатора Т2 с учётом допустимой перегрузки превышает потребляемую от ТП мощность.

Зная графики нагрузки ТП в течение года и мощности Т1 и Т2, вычислив коэффициенты готовности данных трансформаторов, можно по приведённой выше методике пересчитать показатели надёжности схемы ТП, приведённой на рисунке 1.

Выводы.

Замена одного трансформатора на два на ТП, питаемых по одной линии 10 кВ позволяет не только сократить удельные потери электроэнергии в трансформаторах, но и повысить надёжность электроснабжения потребителей. Выполненный расчёт показал, что сокращение времени перерывов в электроснабжении потребителей, подключенных к ТП и связанных с отказами оборудования ТП, после реализации предлагаемого способа, сокращается с 9,44 до 0,613 ч/год при условии, что каждый из установленных трансформаторов способен нести всю нагрузку ТП (с учётом допустимой перегрузки).

Далее планируется проведение исследования сезонности нагрузок с целью определения рациональных мощностей трансформаторов, определения надёжности ТП с учётом значений коэффициентов готовности трансформаторов.

FGBNU FNATS VIM