Технико-экономическое обоснование применения секционирующих пунктов в сельских электрических сетях 0,4 кВ

Введение. Завышенная длина сельских линий электропередачи (ЛЭП) 0,4 кВ (в среднем 0,9-1,2 км.) [1, 2, 3, 4] приводит к тому, что не удаётся выполнить условия чувствительности защитного аппарата, установленного на трансформаторной подстанции и защищающего линию от перегрузок и коротких замыканий. Это приводит к необоснованным перерывам в электроснабжении сельских потребителей, которые могут достигать более 72-х часов в год. Автором [5], указывается, что высокие значения потока отказов в ЛЭП 0,4 кВ, связаны с радиальным исполнением ЛЭП, заниженными сечениями провода и отсутствием в ЛЭП средств секционирования и резервирования. Средние удельные значения ущербов для сельских потребителей при отключениях в сети 0,4 кВ составляют более 250 руб./ч., а затраты на устранение отключений составляют более 1900 руб./ч. [5]. Большое значение имеют и плановые отключения, время перерывов в электроснабжении из-за них может быть даже больше, чем из-за аварийных [6].

Поэтому для повышения надежности электроснабжения сельских потребителей предлагаться применять секционирующие пункты (СП) и другие средства, например, мультиконтактные коммутационные системы (МКС) в ЛЭП 0,4 кВ, что позволит повысить чувствительность защиты ЛЭП от аварийных режимов и повысит надёжность электроснабжения сельских потребителей, подключенных на участке ЛЭП до СП, а в случае совместного использования СП и средств автоматического включения резерва (АВР) – то и потребителей, подключенных на участке ЛЭП до СП [7, 8].

Такой подход согласуется, по сути, с распределённой автоматизацией сетей 6-20 кВ, для которых имеется множество наработок по секционированию, другим средствам повышения надёжности [9, 10].

В том числе разрабатываются методы выбора мест размещения средств секционирования на основе анализа конфигурации сетей [11]. Для сетей этого класса напряжения выполнены работы по технико-экономической оценке решений в части секционирования, оценке объёмов недоотпуска электроэнергии при аварийных ситуациях [11].

Секционирование позволяет уменьшить перерывы и при плановых отключениях [12]. Актуальным остаётся вопрос технико-экономического обоснования секционирования и резервирования в сельских электрических сетях 0,4 кВ.

Материалы и методы.

В работе применяются известные методы технико-экономического обоснования применительно к примеру осуществления секционирования и резервирования сельской электрической сети 0,4 кВ, питающей сельскохозяйственные объекты с. Путимец Орловского района. Схема сети представлена на рисунке 1.

Оборудование КТП:

Трансформатор ТМ-10/400

Защ. аппарат Optimat250DMR1

Уставки Iн=250 А, Iрас.эл.=375 tсраб.=0,2 с

1/1 1/2 1/3 1/4   1/5 1/6 1/7

КТП 10/0,4 кВ 400 кВА

40м

1/8   1/9 1/10     1/12    1/14      1/16                 1/201/22

1/18

1/11     1/13    1/15       1/17    1/19     1/211/23

Характеристики потребителей:

1-3 - Комплекс КРС 100 голов Pуст.=10 кВт

Характеристики ЛЭП:

Участок ВЛ КТП-1-9 провод 4хА50 L= 0,36км.

Участок ВЛ 4-1/1-1/23 провод 4хА35L=0,96 км.

Участок ВЛ КТП-1-1/23, L= 1,12км.,

4,6- Помещение для ремонтного и откормчного молодняка на 170-180 голов Pуст.=7 кВт 5 -Родильное отделение с профилакторием на 72 мест - Pуст.=27 кВТ

• 7-    Ветеринарно-фельдшерский пункт Pуст.= 3кВт.

• 8-    Склад хранения кормов Pуст.=5 кВт.

9-11 - Жилые дома Pуст.= 5 кВт.

Рисунок 1 – Поопорная схема ЛЭП 0,4 кВ

Для того, чтобы определить необходимость установки СП, а также определить количество и места установки СП в данную ЛЭП 0,4 кВ, произведены расчеты по проверке чувствительности защитного аппарата данной ЛЭП по разработанной авторами методике [13]. Согласно методике, основным критерием необходимости установки СП в электрическую сеть является критерий обеспечения защищённости ЛЭП от однофазных коротких замыканий. Согласно этому критерию длина рассматриваемой ЛЭП сравнивается с максимальной её длиной, на которой обеспечивается чувствительность защитных аппаратов к однофазным коротким замыканиям. Максимальная длина ЛЭП, на которой обеспечивается чувствительность защиты Lmax.чув , в данном случае, определяется по формуле (1), приведенной в методике [13]:

U ф

—

ZТ

L max. чув

I усл . чув

' 0 ф 2 + 2 • R 0 ф • R 0 N + R 0 N ² + 4 X ₀ пфN²

где U _ф - фазное напряжение сети, В;

R _{0 ф} - удельное активное сопротивление фазного провода, Ом/км;

R _{0 N} – удельное активное сопротивление нулевого провода, Ом/км;

X _{0 ПФN} – удельное индуктивное сопротивление петли фаза-ноль, Ом/км;

Z _T – полное сопротивление трансформатора, Ом;

I _{усл . чув} – ток по условию чувствительности, А.

Для анализируемой ЛЭП условия чувствительности защитного аппарата не обеспечиваются, так как Lmax.чув составляет 0,28 км. на участке ЛЭП Пу2-1 -1-1/23 что меньше длины данной ЛЭП (рисунок 2).

Оборудование КТП:

Трансформатор ТМ-10/400

Защ. аппарат Optimat250DMR1

Уставки Iн=250 А, Iрас.эл.=375 tсраб.=0,2 с

Характеристики ЛЭП:

Участок ВЛ КТП-1-9 провод 4хА50 L= 0,36км.

Участок ВЛ 4-1/1-1/23 провод 4хА35 L=0,96 км.

Участок ВЛ КТП-1-1/23, L= 1,12км.,

Ток 1ф. К.З. участка ВЛ КТП-1-9 составляет 446 А.

Ток 1ф. К.З. участка ВЛ КТП-1-1/23 составляет 126 А.

Lчувст.

СПАВР

Iуст.=50 А.

Пу 2-1 КТП 10/0,4 кВ 400 кВА

40м

Рабочий ток в ЛЭП Iраб.=124 А

1/3 1/4   1/5 1/6 1/7 1/8   1/9 1/10     1/12

1/11     1/13    1/15

1/2

1/16     1/18

1/20   1/22

1/21      1/23

Характеристики потребителей:

1-3 - Коровник на 100 голов КРС Pуст.=12 кВт

• 4,6-    Помещение для ремонтного и откормчного молодняка на 170-180 голов Pуст.=7 кВт

• 5    -Родильное отделение с профилакторием

на 96 мест - Pуст.=30 кВт

• 7-    Ветеринарно-фельдшерский пункт Pуст.= 3кВт.

• 8-    Склад хранения кормов Pуст.=5 кВт.

9-11 - Жилые дома Pуст.= 5 кВт.

Рисунок 2 – Расчетная схема по выбору места установки СП по условию обеспечения зоны чувствительности защитного аппарата в ЛЭП 0,4 кВ

На основании расчётов принят к установке один СП между опорами 4-1/1, так как рабочий ток нагрузки за СП ниже тока однофазного замыкания (рисунок 2).

Экономический эффект от внедрения СП будет достигаться за счет повышения надежности электроснабжения потребителей участка ЛЭП перед СП при коротком замыкании на участке ЛЭП за СП. В любом случае эффект достигается как для электросетевой компании, так и для потребителей за счёт сокращения ущерба сельскохозяйственных потребителей в результате уменьшения времени перерывов электроснабжения.

Экономический эффект для электросетевой компании будет заключаться в том, что в случае отсутствия СП в ЛЭП 0,4 кВ компания недополучит денежные средства за недоотпущенную электроэнергию. Ущерб электросетевой компании от недоотпуска электроэнергии потребителям, У дэш , руб./год, определяется по формуле [14]:

У лэп; = У эк • ^эш = У эк •                                 (2)

о /6U гдеУ эк - стоимость электроэнергии для потребителя ЛЭП, руб./кВт·ч;

∆ W _ЛЭПi – недоотпуск электроэнергии i-м потребителю при плановых ремонтах, кВт⸱ч/год;

P _МЛЭПi – максимальная нагрузка i-го потребителя, кВт;

Т _МЛЭПi –время использования максимальной нагрузки i-м потребителем, ч/год;

T _{в . ЛЭП} – время планового простоя для всей линии, ч/год;

Время восстановления, Тв, ч/год, следует определять линии по формуле:

Т_в = K_L • Т_С р ,                                          (3)

где К _L – количество отключений линий в год ^-1 ;

Т _ср   – среднее время восстановления воздушных линий электропередачи, согласно

[15, 16] принимаем равным 5,86 ч.

Количество отключений линий определяется по формуле:

K = ^WL ⋅ L , ^L 100

где L – протяженность линии, км;

W _L - индекс (частота) отказов воздушных линий электропередачи, год ^-1 на 100 километров линий [17].

Время планового простоя Т пл.i ч/год, определяется по формуле [18]:

^Тпл . i ⁼ ∑ ^Tпл . i ^{⋅ m}i ,                                      (5)

где T _{пл . i} – среднее время планового перерыва на обслуживание i-го элемента сети, час. [17];

m _i – количество плановых ремонтов в течение ремонтного цикла для i-го элемента сети [17].

Для всей линии без секционирования при обслуживании в любой её точке, или для линии с секционированием, но при обслуживании (ремонте) на участке 1, до секционирующего пункта, ущерб У _{пл . ЛЭПi} определим по формуле (6):

МЛЭПi МЛЭПi пл . ЛЭП

У _{пл . ЛЭПi} = у ₀ ⋅ ∆ W _ЛЭПi = у ₀ ⋅                          , руб/год,              (6)

где у ₀ - удельный ущерб от недоотпуска электроэнергии для потребителя при плановых ремонтах ЛЭП, руб./кВт·ч;

∆ W _ЛЭПi – недоотпуск электроэнергии i-м потребителю при плановых ремонтах, кВт⸱ч/год;

P _МЛЭПi – максимальная нагрузка i-го потребителя, кВт;

Т _МЛЭПi –время использования максимальной нагрузки i-м потребителем, ч/год [19];

T _{пл . ЛЭП} – время планового простоя для всей линии, ч/год;

Ущерб от плановых ремонтов при их выполнении за СП, У _{Сучi . ЛЭП} руб/год:

^PМучiЛЭП ^{⋅ Т}МучiЛЭП ^{⋅ T}пл . учiЛЭП _{,    руб/год,       (7)}

Сучi . ЛЭП у 0 i      учi . ЛЭП у 0 i               8760

где у _{0 i} - удельный ущерб от недоотпуска электроэнергии для i-го потребителя при плановых ремонтах ЛЭП, руб./кВт·ч;

А W _учiЛЭП — недоотпуск электроэнергии i -му потребителю при плановых ремонтах, кВт⸱ч/год;

P _{МучiЛЭП} – максимальная нагрузка i-го потребителя, кВт;

Т М _учЛЭП —время использования максимальной нагрузки i-м потребителем, ч/год [19];

T _{пл . учiЛЭП} – время планового простоя для линии за СП, ч/год;

Эффект секционирования для каждой намеченной точки установки СП от сокращения плановых перерывов Э _Спл , руб./год:

Э Спл

у

УсучiЛЭП

пл . ЛЭП

пл . учiЛЭП

,

Суммарный эффект, Э сум , руб./год можно определить как сумму эффектов для каждой намечаемой точки секционирования по формуле:

^Эсум    У ЛЭП + ^ЭС.пл ^.

Индекс (частота) отказов воздушных линий электропередачи составляет 27,9-34 год ^-1 на 100 километров линий для рассматриваемой сети Орловского РЭС;

Результаты и обсуждение.

Найдем общее количество отключений и времени восстановления потребителям фидера №1 питающихся от КТП 10/0,4 кВ Пу 2-1 рисунок 2 при отсутствии СП по формулам (3–4):

27,9                                                  -1

K L = -2- • 1,32 = 0,36 , принимаем равным 0,4 год ,

Т влэп = 0,4 • 5,86 = 2,158 ч/год,

При установке СП мощность которая находится за СП составит 15 кВт рисунок 2 тогда по формулам (3–4) найдем общее количество отключений и времени восстановления при установке СП:

27,9

K _L =   ’ • 0,96 = 0,26 , принимаем равным 0,3 раз/год,

Т влэпуч .2 = 0,3 • 5,86 = 1,758 час/год,

Размер сокращения недоотпуска электроэнергии потребителям зависит от количества и мощности потребителей на участке, а также от места установки СП и вероятности возникновения аварии на имеющей данное устройство линии.

Сначала определим максимально возможный ликвидируемый ущерб электросетевой компании при сокращении недоотпуска электроэнергии потребителям подключенным до СП, фидер №1 КТП 10/0,4 кВ Пу2-1 рисунок 2 по формуле (2):

_   103 • 2500 • 2,158

У ЛЭП . доСП = ⁸ •

15 • 900 - 1,758

—

2,8-- = 499,9 руб/год,

8760                      ^,

Соответственно, при большей мощности, подключенной к ЛЭП, ущерб будет иметь большее значение.

Сокращение недоотпуска при проведении плановых ремонтов в ЛЭП 0,4 кВ. По данным электросетевой компании время планового отключения T _{пл . о} для обслуживания ВЛ 0,4 кВ составляет в среднем 1,32 часа/год на 1 км. линии [20]. Определим время перерыва электроснабжения при плановом простое по формуле (10) :

Т пл . ЛЭПi = ^LЛЭПi ■ ^Тпл . о ^ч/год , где    L _ЛЭПi – протяженность i- го участка ЛЭП, км.;

T _{пл . о} – плановое время отключения, час/км.;

Определим время планового простоя для фидера №1 подключённого к КТП Пу2-1 рисунок 2 по формуле(10):

Тпл . ЛЭПФ — 1 = 1,12 • 1,32 = 1,47 ч/год,

Определим по формуле (6) ущерб от недоотпуска электроэнергии при плановых перерывах электроэнергии в ЛЭП 0,4 кВ для электросетевой компании без применения СП:

88 • 2500 - 1,47 _ _R 15 - 1200 - 1,47

У_й„ л w= 8-- + 2,8-- = 303,7 руб./год.

^{пл . ЛЭП}         8760               8760

Ущерб от недоотпуска электроэнергии при перерывах электроэнергии в ЛЭП 0,4 кВ для электросетевой компании с применением СП точке ЛЭП между опорами 4 и 1/1 рисунок 2 определим по формулам (5, 6) ущерб от плановых перерывов:

Т плЛЭПСПуч2 = 1,32 • 0,96 = 1,26 ч/год,

15 • 900 3,26

^УплЛЭПзаСП = ^2,8--7777---= ^5,43 руб . /год,

Эффект секционирования для намеченной точки установки СП от сокращения плановых перерывов для электросетевой компании, Э _Спл , руб /год:

Э с_т . = У пл лэп - У пл. лэп . засп = 303,7 - 5,43 = 298,2 руб . /год .

Тогда суммарный годовой эффект от сокращения недоотпуска электроэнергии составит при применении СП:

Э сум . ЭК = У лэпдосп + Э спл . = 499,9 + 298,2 = 798,1 руб./год.

Для сельскохозяйственных потребителей электроэнергии экономический эффект заключается в уменьшении времени перерывов электроснабжения. Они не несут финансовых затрат на приобретение и установку СП, и при этом частично сокращается время перерывов в электроснабжении.

Таким образом, потребитель не терпит ущерб от перерывов ввиду того, что не прекращается выпуск продукции (для производственных и сельскохозяйственных потребителей), не происходит нарушения технологического процесса и не портится продукция.

Ликвидируемый ущерб для потребителей электроэнергии определяется по формуле (2):

У п . лэп = у 0 • А W лэп_i = у 0 • ^Р М ^ЛЭ П ~ Т МЛЭП" T ^{B . ЛЭП} = 330 • ⁸⁸ • ² 5 ⁰⁰ • ^2,158 = 17884,8, руб/год, (11) 8760                 8760

где у0- удельный ущерб от недоотпуска электроэнергии для потребителя при плановых ремонтах ЛЭП, руб./кВт·ч составит 330 руб. [21];

Определим ущерб от недоотпуска электроэнергии при плановых перерывах электроэнергии в ЛЭП 0,4 кВ для сельскохозяйственных потребителей без применения СП по формуле (6):

Р. ~      . -Т .         88-2500-1 32

у „л лэп == Уо • А W^ni = Уо •         М •       • = 330--,— = 10939,7 руб/год, пл.ЛЭП.п    0 ЛЭПi 0           8760                       8760

где у0- удельный ущерб от недоотпуска электроэнергии для потребителя при плановых ремонтах ЛЭП, руб./кВт·ч составит 330 руб. [21];

Ущерб от недоотпуска электроэнергии при перерывах электроэнергии в ЛЭП 0,4 кВ для сельскохозяйственных потребителей с применением СП точке ЛЭП между опорами 4 и 1/1 рисунок 2, так как за СП находятся жилые дома поэтому примем ущерб равный нулю.

Эффект секционирования для намеченной точки установки СП от сокращения плановых перерывов для сельскохозяйственных потребителей Э _{СП . ЛЭП . п} руб./год:

Э сумс / Х = У плэп + У пллэпп = 17884,8 + 10939,7 = 28824,5 руб./год,

В качестве СП предполагается установить модификацию СПАВР (М)-0,4 с ориентировочными капитальными вложениями К = 110 тыс.руб. [22]

Эксплуатационные издержки за год будут складываться из затрат на амортизационные отчисления, текущий ремонт и техническое обслуживание системы, а также прочих затрат.

Эксплуатационные издержки определяются по формуле [23]:

Э = А + С тр + ПЗ ,                      (12)

где А – амортизационные отчисления, руб/год;

С _тр – расходы на текущий ремонт и техническое обслуживание системы, руб/год (составляют, согласно [23], 3-8 % от К);

ПЗ – прочие эксплуатационные затраты, руб/год.

Размер амортизационных отчислений определяется по формуле:

. К • На А =----- а , 100

где   На –  процентная доля отчислений на амортизацию, принимаем равной 3 % [23].

Найдем амортизационные отчисления по формуле (13): _л 110000 • 3

А =--------= 3300 руб./год,

Затраты на текущий ремонт и техническое обслуживание системы вычисляются по формуле:

С тр = К • 0,03,

С _тр = 110000 • 0,03 = 3300 руб./год,

Прочие эксплуатационные затраты определяются в зависимости от величины всех прямых затрат по формуле(15):

ПЗ = Н пр ■ ( А + С тр ),                             (15)

где Н пр – процентная доля отчислений на амортизацию (принимаем равным 3 %) [23].

ПЗ = 0,03 • (3300 + 3300) = 198 руб./год,

На основании выполненных расчетов найдем эксплуатационные издержки по формуле (12):

Э = 3300 + 3300 + 198 = 6798 руб./год,

Определим годовой экономический эффект от внедрения одного СПАВР (М)-0,4 с режимом работы в качестве СП рисунок 2.

Годовой экономический эффект определяется по формуле(12):

Г = ( Э     + Э     ) - С^_сп ,                     (12)

э       сум.ЭК       сум.С / Х       Э.СП где Эсум.ЭК - годовой ликвидируемый ущерб для электросетевой компании, руб/год;

Э _{сум . С / Х} - годовой ликвидируемый ущерб для сельскохозяйственных потребителей, руб/год;

С _{Э . СП} - стоимость эксплуатационных издержек, руб/год,

Найдем годовой экономический эффект при сокращении ликвидируемого ущерба по формуле (12):

Г э = (798,1 + 28824,5) - 6798 = 22824,6 руб./год,

Определим срок окупаемости при использовании СПАВР (М)-0,4 по формуле (13):

Т ро = К / Г э ,                                  (13)

где Т ро – срок окупаемости, лет.

Найдем срок окупаемости при сокращении ущерба от недоотпуска электроэнергии и сокращения ущерба от недотпуска электроэнергии по формуле (13):

т ро

22824,6

= 4,81

года,

Выводы.

При капитальных вложениях 110000 руб. в установку СПАВР (М)-0,4, данное устройство в рассматриваемом примере окупится за 4,81 года при мощности нагрузки 88 кВт, подключенной до СП в рассматриваемой ЛЭП. При росте тарифов на электроэнергию, или удельных ущербов для потребителей, срок окупаемости снизится при этой мощности, или снизится мощность, при которой достигается приемлемый срок окупаемости. То есть технико-экономическое обоснование применения СПАВР (М)-0,4 необходимо проводить для конкретных ЛЭП 0,4 кВ.