Совершенствование схемы устройства секционирования линии электропередачи 0,4 кВ

Введение.

Реализация принципов управления конфигурацией сельских электрических сетей требует разработки средств секционирования и резервирования. Их применение дает возможность повысить надежность электроснабжения потребителей, сократив количество и продолжительность перерывов в электроснабжении [1, 2, 3]. Применение средств секционирования и резервирования позволяет сократить, в некоторых случаях, время восстановления электроснабжения для поврежденных участков в 2,8 раз, а для неповрежденных – в 32,5 раз [1].

Предложенные различными учёными варианты применения предохранителей и автоматических выключателей для секционирования электрических сетей [4, 5, 6] не находят широкого применения ввиду невозможности мониторинга работы этих аппаратов и дистанционного управления их работой. Имеются наработки по созданию новых устройств защиты линии электропередачи от удалённых коротких замыканий (КЗ), а также перегрузок, в которых применяются в качестве коммутационных элементов, в том числе и автоматические выключатели. Предусмотрена в них и функция мониторинга результатов работы [7, 8]. В то же время не обеспечивается возможность дистанционного управления коммутационным элементом, входящим в состав устройства.

Разработана серия секционирующих пунктов (СП), секционирующих пунктов с функцией автоматического ввода резерва (СПАВР), мультиконтактных коммутационных систем (МКС), которые могут применяться и для секционирования ЛЭП, и для осуществления автоматического включения резерва [1, 9, 10]. В то же время, применение этих устройств в некоторых случаях связано с достаточно большими затратами, 70 - 100 тысяч рублей при применении одного устройства [1], а в некоторых – не позволяет обеспечить выполнение требований к качеству электроэнергии без установки дополнительных секционирующих устройств. Поэтому актуальной является разработка устройств секционирования, которые предоставили бы возможность осуществлять секционирование и имели меньшую, по сравнению с указанными выше устройствами, стоимость. Было разработано новое устройство секционирования электрической сети (устройство деления сети (УДС)), в котором этот недостаток учтён и ликвидирован [11]. В качестве недостатка этого устройства можно отметить сложность выведения данного устройства в ремонт, так как в нём не предусмотрены коммутационные аппараты ручного управления для обеспечения разрыва между участком ЛЭП и коммутационным элементом устройства. Также некоторые блоки устройства можно объединить в один для упрощения его конструкции и снижения габаритных размеров. Устранение этих недостатков и является целью настоящей работы.

Материалы и методы. В работе применялся литературный обзор, методы изобретательства. За основу усовершенствованной схемы принималась известная блок-схема устройства секционирования электрической сети и её описание, приведённые в [11].

Результаты и обсуждение.

На рисунке 1 показана усовершенствованная блок-схема устройства секционирования, приведённого в [11]. Схема включает в себя щит с возможностью крепления на опору; РКА1, РКА7 – коммутационный элемент с ручным управлением; КЭ2 – коммутационный элемент с возможностью дистанционного управления; ДТ3 – датчик тока; ДН4 – датчик напряжения; ДПДЩ5 – датчик положения дверцы щита; БУиС6 – блок управления и связи. Также на схеме показаны участки ЛЭП, между которыми устанавливается устройство секционирования, которое в связи с его основным назначением – разделением линии на участки, можно назвать также устройством деления сети (УДС). Оно может применяться для секционирования, секционирования и резервирования (в качестве сетевого АВР), для защиты от удалённых коротких замыканий, для разделения ЛЭП на участки с целью обеспечения качества электроэнергии при совместном использовании с другими устройствами секционирования и резервирования.

Рисунок 1 – Блок-схема устройства секционирования ЛЭП 0,4 кВ

Устройство устанавливается в разрыв линии электропередачи в месте, которое определяется в зависимости от непосредственного назначения устройства. РКА1 и РКА7 служат для создания разрыва между КЭ2 и участками ЛЭП до и после устройства секционирования. Если устройство применяется только для секционирования и защиты от удалённых КЗ, установлено перед последним участком ЛЭП, то допускается установка только РКА1 со стороны головного участка ЛЭП. При этом предпочтительней, с точки зрения электробезопасности, устанавливать в устройстве как РКА1, так и РКА7. Отключение РКА1 и РКА7 осуществляется при выводе в ремонт устройства секционирования.

Датчик тока ДТ3 осуществляет контроль тока, протекающего через силовую цепь устройства секционирования и передаёт данные о значении тока в БУиС6. Датчик напряжения ДН4 осуществляет контроль напряжения до и после КЭ2 и передаёт данные о значении напряжения в БУиС6. ДПДЩ5 контролирует положение дверцы щита, в котором установлен КЭ1 и передаёт данные о её положении в БУиС6.

В БУиС6 заложены алгоритмы управления устройством секционирования, а также мониторинга параметров режимов работы электрической сети в точке установки устройства. По соотношению значений напряжения до и после КЭ2, значения тока, положения дверцы щита БУиС6 определяет случаи отключения напряжения на головном участке ЛЭП (напряжение исчезнет с двух сторон от КЭ2 при отсутствии тока КЗ), случаи отказа КЭ2 (напряжение исчезнет после КЭ2, ток КЗ отсутствовал), ручного отключения устройства (отключается напряжение после открытия дверцы щита) и другие. На основании этого БУиС6 формирует, при необходимости, команды управления КЭ2, сообщения для системы телемеханики электрической сети.

Средства связи встраиваются в БУиС6. Это могут быть средства, работающие по различным каналам передачи данных, например, Long Range (LoRa), имеющая преимущества, такие как независимость от сотовой связи, невысокие стоимость и энергопотребление, возможность беспроводной регистрации устройств с использованием высокозащищенных механизмов обмена ключами, работа в нелицензированных полосах частот 433, 868 и 915 МГц [12, 13, 14, 15].

Устройство, за счёт оснащения его средствами связи, может интегрироваться в систему телемеханики электрической сети, работать во взаимодействии с другими средствами автоматизации сети. В зависимости от выбора коммутационного элемента, в качестве которого может выступать контактор, вакуумный контактор, вакуумный контактор с возможностью отключения токов КЗ, например, [16, 17], автоматический выключатель с функцией дистанционного управления, изменяется стоимость и функционал работы устройства. В частности, применение контакторов и магнитных пускателей позволяет снизить стоимость устройства по сравнению с применением вакуумных контакторов с возможностью отключения токов КЗ LSM/TEL [16, 17], применяемых в СПАВР, МКС на 1520 тысяч рублей. Применение вакуумных контакторов КВТ позволяет снизить стоимость устройств на 5-10 тысяч рублей, при чём в некоторых случаях эти контакторы также позволяют отключать токи КЗ. Также снизить стоимость позволяет отсутствие в УДС средств коммерческого учёта, хотя технический учёт может осуществляться с помощью БУиС.

Пример электрической сети с установкой в неё разрабатываемого устройства (обозначено как УДС) для секционирования ЛЭП показан на рисунке 2.

Рисунок 2 – Пример электрической сети с установкой в неё УДС для секционирования ЛЭП. ТП1 – трансформаторная подстанция; УКА1 – управляемый коммутационный аппарат; П1-П4 – потребители, или их группы; УДС1 – устройство деления сети (секционирования);

К1 – точка короткого замыкания.

При оснащении УДС1 в представленной схеме контакторами, или магнитными пускателями, данное устройство не может отключать ток КЗ в точке К1, но БУиС данного устройства может определить момент его возникновения, передать с помощью встроенного средства связи сигнал для отключения УКА1, установленного для коммутации и защиты отходящей линии, в которой расположен УДС1, после чего отключится УДС1, а УКА1 снова включится.

При оснащении УДС1 вакуумными контакторами, или автоматическими выключателями отключение КЗ произойдёт непосредственно с помощью УДС1. Использование УДС в данном примере позволяет не отключать потребителей П1 и П2 при удалённых КЗ в ЛЭП.

На рисунке 3 показан пример электрической сети с установкой в неё УДС для совместного использования с СПАВР.

Рисунок 3 – Пример электрической сети с установкой в неё УДС для совместного использования с СПАВР. ТП1, ТП2 – трансформаторные подстанции; УКА1, УКА2 – управляемые коммутационные аппараты; П1-П8 – потребители, или их группы; УДС1, УДС2 – устройство деления сети (секционирования); К1, К2 – точки короткого замыкания.

В данном случае применение УДС позволяет решать несколько задач. Первая из них – отключение повреждённого участка ЛЭП, смежного с СПАВР, например, при КЗ в точке К2 (отключается с помощью УДС1). При этом оснащение УДС связью позволяет передать сигнал запрета включения СПАВР на устойчивое короткое замыкание.

Вторая задача – обеспечение возможности построения кольцевой сети 0,4 кВ. В этом случае применение УДС позволяет избежать случаев несанкционированной подачи напряжения в сеть 10 кВ путём обратной трансформации, а также, благодаря рациональному выбору места его размещения, не допустить перегрузки резервного источника электроснабжения и резервной линии, например, ТП2 и подключенной к ней линии при включении СПАВР1 на резервирование питания потребителей П3, П4 (или ТП1 при включении СПАВР1 на резервирование П5 и П6).

Третья задача – выделение повреждённого участка при КЗ на участках, смежных с ТП, например, в точке К1, и обеспечение возможности подачи резервного питания потребителям П3, П4 с помощью включения СПАВР1. Аналогично и при повреждениях на участке сети, смежном с ТП2.

Могут быть реализованы другие варианты использования УДС, алгоритмы работы данного устройства.

Получая информацию об результатах работы УДС в сети, диспетчер сети оперативно принимает решение о дальнейших действиях, что позволяет сократить время перерывов в электроснабжении потребителей. Также устройство позволяет предотвратить необоснованные перерывы в электроснабжении потребителей и повышает электробезопасность, обеспечивая отключение удалённых токов коротких замыканий, выделяя повреждённый участок. Возможность ручного отключения УДС позволяет повысить электробезопасность и сократить перерывы в электроснабжении потребителей при плановом ремонте и обслуживании участка ЛЭП за УДС при его использовании для секционирования, или с обеих сторон от устройства при его применении в кольцевой сети.

Выводы.